Un convertidor HVDC convierte la energía eléctrica de corriente alterna (CA) de alto voltaje a corriente continua (HVDC) de alto voltaje, o viceversa. La HVDC se utiliza como una alternativa a la CA para transmitir energía eléctrica a largas distancias o entre sistemas de energía CA de diferentes frecuencias. [1] Se han construido convertidores HVDC capaces de convertir hasta dos gigavatios (GW) [2] y con tensiones nominales de hasta 900 kilovoltios ( kV) [3] , y es técnicamente posible alcanzar tensiones nominales aún mayores. Una estación convertidora completa puede contener varios de estos convertidores en serie y/o en paralelo para lograr tensiones nominales de CC del sistema total de hasta 1100 kV.
Casi todos los convertidores HVDC son inherentemente bidireccionales; pueden convertir de CA a CC ( rectificación ) o de CC a CA ( inversión ). Un sistema HVDC completo siempre incluye al menos un convertidor que funciona como rectificador (que convierte CA a CC) y al menos uno que funciona como inversor (que convierte CC a CA). Algunos sistemas HVDC aprovechan al máximo esta propiedad bidireccional (por ejemplo, los diseñados para el comercio de energía transfronterizo, como el enlace entre Inglaterra y Francia ). [4] Otros, por ejemplo los diseñados para exportar energía desde una central eléctrica remota como el esquema de Itaipú en Brasil , [5] pueden estar optimizados para el flujo de energía en una sola dirección preferida. En tales esquemas, el flujo de energía en la dirección no preferida puede tener una capacidad reducida o una eficiencia más pobre.
Los convertidores HVDC pueden adoptar distintas formas. Los primeros sistemas HVDC, construidos hasta la década de 1930, eran en realidad convertidores rotativos y utilizaban conversión electromecánica con grupos electrógenos conectados en serie en el lado de CC y en paralelo en el lado de CA. Sin embargo, todos los sistemas HVDC construidos desde la década de 1940 han utilizado convertidores electrónicos (estáticos).
Los convertidores electrónicos para HVDC se dividen en dos categorías principales. Los convertidores conmutados por línea (HVDC clásico) están hechos con interruptores electrónicos que solo se pueden encender. Los convertidores con fuente de voltaje están hechos con dispositivos de conmutación que se pueden encender y apagar. Los convertidores conmutados por línea (LCC) utilizaron válvulas de arco de mercurio hasta la década de 1970, [6] o tiristores desde la década de 1970 hasta la actualidad. Los convertidores de fuente de voltaje (VSC), que aparecieron por primera vez en HVDC en 1997, [7] utilizan transistores , generalmente el transistor bipolar de puerta aislada (IGBT).
A partir de 2012, tanto las tecnologías de conmutación de línea como las de fuente de voltaje son importantes, con convertidores de conmutación de línea utilizados principalmente donde se necesita una capacidad y eficiencia muy altas, y convertidores de fuente de voltaje utilizados principalmente para interconectar sistemas de CA débiles, para conectar energía eólica a gran escala a la red o para interconexiones HVDC que probablemente se expandirán para convertirse en sistemas HVDC multiterminal en el futuro. El mercado de convertidores de fuente de voltaje HVDC está creciendo rápidamente, impulsado en parte por el aumento de la inversión en energía eólica marina , con un tipo particular de convertidor, el convertidor multinivel modular (MMC) [8] emergiendo como líder.
Ya en la década de 1880, las ventajas de la transmisión de CC a larga distancia comenzaron a hacerse evidentes y se pusieron en funcionamiento varios sistemas comerciales de transmisión de energía. [1] El más exitoso de ellos utilizó el sistema inventado por René Thury y se basó en el principio de conectar varios grupos electrógenos en serie en el lado de CC. El ejemplo más conocido fue el esquema de transmisión de CC de 200 km de Lyon-Moutiers en Francia , que funcionó comercialmente entre 1906 y 1936 transmitiendo energía desde la planta hidroeléctrica de Moutiers a la ciudad de Lyon . [9] Kimbark [10] informa que este sistema funcionó de manera bastante confiable; sin embargo, la eficiencia total de extremo a extremo (alrededor del 70%) era pobre para los estándares actuales. A partir de la década de 1930, [6] comenzaron a realizarse investigaciones exhaustivas sobre alternativas estáticas que utilizaban tubos llenos de gas (principalmente válvulas de arco de mercurio , pero también tiratrones ), que prometían una eficiencia significativamente mayor. Los convertidores rotativos mecánicos muy pequeños siguieron utilizándose para aplicaciones específicas en entornos adversos, como en aviones y vehículos, como método de conversión de energía de baterías a los altos voltajes necesarios para la radio y el RADAR, hasta la década de 1960 y la era del transistor.
La mayoría de los sistemas HVDC en funcionamiento hoy en día se basan en convertidores conmutados por línea (LCC). El término conmutado por línea indica que el proceso de conversión se basa en el voltaje de línea del sistema de CA al que está conectado el convertidor para efectuar la conmutación de un dispositivo de conmutación a su vecino. [11] Los convertidores conmutados por línea utilizan dispositivos de conmutación que no están controlados (como diodos ) o que solo se pueden encender (no apagar) mediante una acción de control, como tiristores . Aunque los convertidores HVDC pueden, en principio, construirse a partir de diodos, dichos convertidores solo se pueden utilizar en modo de rectificación y la falta de control del voltaje de CC es una desventaja grave. En consecuencia, en la práctica, todos los sistemas LCC HVDC utilizan válvulas de arco de mercurio controladas por la red (hasta la década de 1970) o tiristores (hasta la actualidad).
En un convertidor conmutado por línea, la corriente continua no cambia de dirección; fluye a través de una gran inductancia y puede considerarse casi constante. En el lado de CA, el convertidor se comporta aproximadamente como una fuente de corriente, inyectando corrientes tanto de frecuencia de red como armónicas en la red de CA. Por esta razón, un convertidor conmutado por línea para HVDC también se considera un convertidor de fuente de corriente . [11] Debido a que la dirección de la corriente no se puede variar, la inversión de la dirección del flujo de energía (cuando sea necesario) se logra invirtiendo la polaridad del voltaje de CC en ambas estaciones.
La configuración básica de LCC para HVDC utiliza un rectificador de puente Graetz trifásico o un puente de seis pulsos , que contiene seis interruptores electrónicos, cada uno de los cuales conecta una de las tres fases a uno de los dos terminales de CC. [12] Un elemento de conmutación completo suele denominarse válvula , independientemente de su construcción. Normalmente, dos válvulas en el puente conducen en cualquier momento: una a una fase en la fila superior y una (de una fase diferente) en la fila inferior. Las dos válvulas conductoras conectan dos de los tres voltajes de fase de CA, en serie, a los terminales de CC. Por lo tanto, el voltaje de salida de CC en cualquier instante dado está dado por la combinación en serie de dos voltajes de fase de CA. Por ejemplo, si las válvulas V1 y V2 están conduciendo, el voltaje de salida de CC está dado por el voltaje de la fase 1 menos el voltaje de la fase 3.
Debido a la inductancia inevitable (pero beneficiosa) en el suministro de CA, la transición de un par de válvulas conductoras al siguiente no ocurre instantáneamente. Más bien, hay un breve período de superposición cuando dos válvulas en la misma fila del puente conducen simultáneamente. Por ejemplo, si las válvulas V1 y V2 conducen inicialmente y luego se activa la válvula V3, la conducción pasa de V1 a V3 pero durante un breve período ambas válvulas conducen simultáneamente. [11] Durante este período, el voltaje de salida de CC está dado por el promedio de los voltajes de las fases 1 y 2, menos el voltaje de la fase 3. El ángulo de superposición μ (o u) en un convertidor HVDC aumenta con la corriente de carga, pero normalmente es de alrededor de 20° a plena carga.
Durante el período de superposición, el voltaje de CC de salida es menor de lo que sería de otra manera y el período de superposición produce una muesca visible en el voltaje de CC. [11] Un efecto importante de esto es que el voltaje de salida de CC medio disminuye a medida que aumenta el período de superposición; por lo tanto, el voltaje de CC medio cae con el aumento de la corriente de CC.
La tensión de salida CC media de un convertidor de seis pulsos viene dada por: [13]
Dónde:
El ángulo de disparo α representa el tiempo de retardo desde el punto en el que el voltaje a través de una válvula se vuelve positivo (momento en el que un diodo comenzaría a conducir) y los tiristores se encienden. [11] [14] De la ecuación anterior, queda claro que a medida que aumenta el ángulo de disparo, el voltaje de salida de CC medio disminuye. De hecho, con un convertidor conmutado por línea, el ángulo de disparo representa la única forma rápida de controlar el convertidor. El control del ángulo de disparo se utiliza para regular los voltajes de CC de ambos extremos del sistema HVDC de forma continua para obtener el nivel deseado de transferencia de potencia.
La tensión de salida de CC del convertidor se vuelve cada vez menos positiva a medida que aumenta el ángulo de disparo: los ángulos de disparo de hasta 90° corresponden a la rectificación y dan como resultado tensiones de CC positivas, mientras que los ángulos de disparo superiores a 90° corresponden a la inversión y dan como resultado tensiones de CC negativas. [15] Sin embargo, el ángulo de disparo no se puede extender hasta 180° por dos razones. En primer lugar, se debe tener en cuenta el ángulo de superposición μ y, en segundo lugar, un ángulo de extinción adicional γ que es necesario para que las válvulas recuperen su capacidad de soportar una tensión positiva después de conducir la corriente. El ángulo de extinción γ está relacionado con el tiempo de apagado t q de los tiristores. Un valor típico de γ es 15°. α, γ y μ están interrelacionados de la siguiente manera:
(en grados)
Con un cambio de fase solo cada 60°, se produce una distorsión armónica considerable tanto en los terminales de CC como de CA cuando se utiliza la disposición de seis pulsos. Se necesitan grandes componentes de filtrado para restaurar las formas de onda a sinusoidales. Una mejora de la disposición de puente de seis pulsos utiliza 12 válvulas en un puente de doce pulsos . [11] Un puente de doce pulsos es efectivamente dos puentes de seis pulsos conectados en serie en el lado de CC y dispuestos con un desplazamiento de fase entre sus respectivas fuentes de CA de modo que se cancelan algunos de los voltajes y corrientes armónicos.
El desplazamiento de fase entre las dos fuentes de alimentación de CA suele ser de 30° y se realiza utilizando transformadores convertidores con dos devanados secundarios diferentes (o devanados de válvula ). Normalmente, uno de los devanados de válvula está conectado en estrella y el otro en delta. [16] Con doce válvulas que conectan cada uno de los dos conjuntos de tres fases a los dos rieles de CC, hay un cambio de fase cada 30° y los niveles de armónicos de baja frecuencia se reducen considerablemente, lo que simplifica considerablemente los requisitos de filtrado. Por esta razón, el sistema de doce pulsos se ha convertido en estándar en casi todos los sistemas de CC de alta tensión con convertidor conmutado por línea, aunque los sistemas de CC de alta tensión construidos con válvulas de arco de mercurio prevén un funcionamiento temporal con uno de los dos grupos de seis pulsos anulados.
Los primeros sistemas LCC utilizaban válvulas de arco de mercurio , con diseños que habían evolucionado a partir de los utilizados en rectificadores industriales de alta potencia. [17] Se necesitaron varias adaptaciones para hacer que dichas válvulas fueran adecuadas para HVDC, en particular el uso de electrodos de gradación de voltaje de ánodo para minimizar el riesgo de retroceso del arco en los voltajes inversos muy altos experimentados en HVDC. [18] Gran parte del trabajo pionero en esta área fue realizado en Suecia por el Dr. Uno Lamm , ampliamente considerado el "Padre de HVDC" y en cuyo nombre el IEEE introdujo el "Premio Uno Lamm" por contribuciones destacadas en el campo de HVDC. [19] Las columnas de ánodo muy largas necesarias para aplicaciones de alto voltaje limitaban la corriente que podía transportar de forma segura cada ánodo, por lo que la mayoría de las válvulas de arco de mercurio para HVDC usaban varias (más a menudo, cuatro) columnas de ánodo en paralelo por válvula. [6]
Por lo general, cada brazo de cada puente de seis pulsos constaba de una sola válvula de arco de mercurio, pero dos proyectos construidos en la ex Unión Soviética utilizaron dos o tres válvulas de arco de mercurio en serie por brazo, sin conexión paralela de columnas de ánodo. [20]
Las válvulas de arco de mercurio para HVDC eran resistentes, pero requerían un alto nivel de mantenimiento. Por este motivo, la mayoría de los sistemas HVDC de arco de mercurio se construyeron con conmutadores de derivación en cada puente de seis pulsos, de modo que el esquema HVDC pudiera funcionar en modo de seis pulsos durante breves períodos de mantenimiento. [16] [21]
Las válvulas de arco de mercurio se construyeron con clasificaciones de hasta 150 kV, 1800 A. El último (y más poderoso) sistema de arco de mercurio instalado fue el del sistema de transmisión de CC del río Nelson en Canadá , que utilizó seis columnas de ánodo en paralelo por válvula y se completó en 1977. [22] [23] El último sistema de arco de mercurio en funcionamiento (el enlace interinsular HVDC entre las islas del Norte y del Sur de Nueva Zelanda ) se cerró en 2012. Las válvulas de arco de mercurio también se utilizaron en los siguientes proyectos HVDC: [24]
La válvula de tiristor se utilizó por primera vez en sistemas HVDC en 1972 en la estación convertidora Eel River en Canadá . [23] El tiristor es un dispositivo semiconductor de estado sólido similar al diodo , pero con un terminal de control adicional que se utiliza para encender el dispositivo en un instante definido. Debido a que los tiristores tienen voltajes de ruptura de solo unos pocos kilovoltios cada uno, las válvulas de tiristor HVDC se construyen utilizando una gran cantidad de tiristores conectados en serie. Los componentes pasivos adicionales, como los condensadores de gradación y las resistencias, deben conectarse en paralelo con cada tiristor para garantizar que el voltaje a través de la válvula se comparta uniformemente entre los tiristores. El tiristor más sus circuitos de gradación y otros equipos auxiliares se conoce como nivel de tiristor .
Cada válvula de tiristor contendrá típicamente decenas o cientos de niveles de tiristores, cada uno operando a un potencial diferente (alto) con respecto a tierra. [16] Por lo tanto, la información de comando para encender los tiristores no puede simplemente enviarse usando una conexión de cable; necesita estar aislada. El método de aislamiento puede ser magnético (usando transformadores de pulsos ) pero generalmente es óptico . Se utilizan dos métodos ópticos: activación óptica indirecta y directa. En el método de activación óptica indirecta, la electrónica de control de bajo voltaje envía pulsos de luz a lo largo de fibras ópticas a la electrónica de control del lado alto , que deriva su energía del voltaje a través de cada tiristor. El método alternativo de activación óptica directa prescinde de la mayoría de la electrónica del lado alto, y en su lugar utiliza pulsos de luz de la electrónica de control para conmutar tiristores activados por luz (LTT), [25] aunque aún puede requerirse una pequeña unidad electrónica de monitoreo para proteger la válvula.
En 2012, se habían utilizado válvulas de tiristores en más de 100 esquemas HVDC, y muchos más todavía están en construcción o se están planificando. La potencia nominal más alta de cualquier convertidor HVDC individual (puente de doce pulsos) en funcionamiento fue de 2000 MW en 2010, en el esquema Ningdong-Shandong de ±660 kV en China . Se proporcionan dos convertidores de este tipo en cada extremo del esquema, que es de construcción bipolar convencional. [2] Desde 2007, la tensión nominal más alta de un convertidor HVDC individual ha sido el esquema NorNed de ±450 kV que une Noruega con los Países Bajos , que tiene un solo convertidor en cada extremo en una disposición que es inusual para un esquema HVDC de LCC. [3]
Debido a que los tiristores (y rectificadores de mercurio) solo se pueden encender (no apagar) mediante una acción de control, y dependen del sistema de CA externo para efectuar el proceso de apagado, el sistema de control solo tiene un grado de libertad: cuando está en el ciclo para encender el tiristor. [11] Esto limita la utilidad de HVDC en algunas circunstancias porque significa que el sistema de CA al que está conectado el convertidor HVDC siempre debe contener máquinas sincrónicas para proporcionar la sincronización para el voltaje de conmutación: el convertidor HVDC no puede suministrar energía a un sistema pasivo. Esto no es un problema para suministrar energía adicional a una red que ya está activa, pero no se puede usar como la única fuente de energía.
Con otros tipos de dispositivos semiconductores, como el transistor bipolar de puerta aislada (IGBT), se puede controlar tanto el tiempo de encendido como el de apagado, lo que proporciona un segundo grado de libertad. Como resultado, los IGBT se pueden utilizar para fabricar convertidores autoconmutados que se parecen más a un gran inversor en funcionamiento. En estos convertidores, la polaridad del voltaje de CC suele ser fija y el voltaje de CC, al ser suavizado por una gran capacitancia, se puede considerar constante. Por esta razón, un convertidor HVDC que utiliza IGBT se suele denominar convertidor de fuente de voltaje (o convertidor de fuente de voltaje [26] ). La capacidad de control adicional ofrece muchas ventajas, en particular la capacidad de encender y apagar los IGBT muchas veces por ciclo para mejorar el rendimiento armónico y el hecho de que (al ser autoconmutado) el convertidor ya no depende de máquinas sincrónicas en el sistema de CA para su funcionamiento. Por lo tanto, un convertidor de fuente de voltaje puede suministrar energía a una red de CA que consta solo de cargas pasivas, algo que es imposible con LCC HVDC. Los convertidores de fuente de voltaje también son considerablemente más compactos que los convertidores conmutados por línea (principalmente porque se necesita mucho menos filtrado de armónicos) y son preferibles a los convertidores conmutados por línea en lugares donde el espacio es limitado, por ejemplo en plataformas marinas.
A diferencia de los convertidores HVDC conmutados por línea, los convertidores de fuente de voltaje mantienen una polaridad constante de voltaje de CC y la inversión de potencia se logra invirtiendo la dirección de la corriente. Esto hace que los convertidores de fuente de voltaje sean mucho más fáciles de conectar a un sistema HVDC de múltiples terminales o "red de CC". [27]
Los sistemas HVDC basados en convertidores de fuente de tensión normalmente utilizan la conexión de seis pulsos porque el convertidor produce mucha menos distorsión armónica que un LCC comparable y la conexión de doce pulsos es innecesaria. Esto simplifica la construcción del transformador del convertidor. Sin embargo, existen varias configuraciones diferentes de convertidor de fuente de tensión [28] y se siguen realizando investigaciones para encontrar nuevas alternativas.
Desde el primer esquema VSC-HVDC instalado (el enlace experimental Hellsjön puesto en servicio en Suecia en 1997 [7] ) hasta 2012, la mayoría de los sistemas VSC HVDC construidos se basaron en el convertidor de dos niveles . El convertidor de dos niveles es el tipo más simple de convertidor de fuente de voltaje trifásico [29] y puede considerarse como un puente de seis pulsos en el que los tiristores han sido reemplazados por IGBT con diodos inversos en paralelo, y los reactores de suavizado de CC han sido reemplazados por capacitores de suavizado de CC . Dichos convertidores derivan su nombre del hecho de que el voltaje en la salida de CA de cada fase se conmuta entre dos niveles de voltaje discretos, correspondientes a los potenciales eléctricos de los terminales de CC positivo y negativo. Cuando se enciende la superior de las dos válvulas en una fase, el terminal de salida de CA se conecta al terminal de CC positivo, lo que resulta en un voltaje de salida de +1/2 U d con respecto al potencial de punto medio del convertidor. Por el contrario, cuando se activa la válvula inferior de una fase, el terminal de salida de CA se conecta al terminal de CC negativo, lo que da como resultado un voltaje de salida de − 1/2 U d . Nunca se deben encender simultáneamente las dos válvulas correspondientes a una fase, ya que esto provocaría una descarga descontrolada del condensador de CC, con riesgo de daños graves al equipo convertidor.
La forma de onda más simple (y también, la de mayor amplitud) que puede ser producida por un convertidor de dos niveles es una onda cuadrada ; sin embargo, esto produciría niveles inaceptables de distorsión armónica, por lo que siempre se utiliza alguna forma de modulación por ancho de pulso (PWM) para mejorar la distorsión armónica del convertidor. Como resultado de la PWM, los IGBT se encienden y apagan muchas veces (normalmente 20) en cada ciclo de red. [30] Esto da como resultado altas pérdidas de conmutación en los IGBT y reduce la eficiencia general de transmisión . Son posibles varias estrategias PWM diferentes para HVDC [31] pero en todos los casos la eficiencia del convertidor de dos niveles es significativamente peor que la de un LCC debido a las mayores pérdidas de conmutación. Una estación de conversión HVDC LCC típica tiene pérdidas de potencia de alrededor del 0,7% a plena carga (por extremo, excluyendo la línea o cable HVDC) mientras que con convertidores de fuente de voltaje de 2 niveles la cifra equivalente es del 2-3% por extremo.
Otra desventaja del convertidor de dos niveles es que, para lograr los voltajes operativos muy altos requeridos para un esquema HVDC, se deben conectar varios cientos de IGBT en serie y conmutarlos simultáneamente en cada válvula. [32] Esto requiere tipos especializados de IGBT con circuitos de control de compuerta sofisticados y puede generar niveles muy altos de interferencia electromagnética .
En un intento por mejorar el pobre rendimiento armónico del convertidor de dos niveles, algunos sistemas HVDC se han construido con convertidores de tres niveles . Los convertidores de tres niveles pueden sintetizar tres (en lugar de solo dos) niveles de voltaje discretos en el terminal de CA de cada fase: + 1/2 U d , 0 y - 1/2 U d . Un tipo común de convertidor de tres niveles es el convertidor de diodo fijado (o de punto neutro fijado ), donde cada fase contiene cuatro válvulas IGBT, cada una nominal a la mitad del voltaje de línea a línea de CC, junto con dos válvulas de diodo de fijación. [32] El capacitor de CC se divide en dos ramas conectadas en serie, con las válvulas de diodo de fijación conectadas entre el punto medio del capacitor y los puntos de un cuarto y tres cuartos en cada fase. Para obtener un voltaje de salida positivo (+ 1/2 U d ) se encienden las dos válvulas IGBT superiores, para obtener un voltaje de salida negativo ( -1/2 U d ) se encienden las dos válvulas IGBT inferiores y para obtener un voltaje de salida cero se encienden las dos válvulas IGBT del medio. En este último estado, las dos válvulas de diodo de sujeción completan el camino de la corriente a través de la fase.
En un perfeccionamiento del convertidor con diodo fijado, el denominado convertidor con punto neutro activo fijado , las válvulas de diodo fijador se sustituyen por válvulas IGBT, lo que proporciona una capacidad de control adicional. Dichos convertidores se utilizaron en el proyecto Murraylink [33] en Australia y en el enlace Cross Sound Cable en los Estados Unidos . [34] Sin embargo, la modesta mejora en el rendimiento armónico tuvo un precio considerable en términos de mayor complejidad, y el diseño resultó difícil de ampliar a voltajes de CC superiores a los ±150 kV utilizados en esos dos proyectos.
Otro tipo de convertidor de tres niveles, utilizado en algunos variadores de velocidad pero nunca en HVDC, reemplaza las válvulas de diodo de sujeción por un condensador flotante, separado y aislado conectado entre los puntos de un cuarto y tres cuartos. [32] El principio de funcionamiento es similar al del convertidor de diodo fijado. Tanto la variante de diodo fijado como la de condensador flotante del convertidor de tres niveles se pueden ampliar a un mayor número de niveles de salida (por ejemplo, cinco), pero la complejidad del circuito aumenta desproporcionadamente y dichos circuitos no se han considerado prácticos para aplicaciones HVDC.
Propuesto por primera vez para aplicaciones HVDC en 2003 por Marquardt [8] y utilizado por primera vez comercialmente en el proyecto Trans Bay Cable en San Francisco , [35] el convertidor multinivel modular (MMC) se está convirtiendo ahora en el tipo más común de convertidor de fuente de voltaje para HVDC. [36]
Al igual que el convertidor de dos niveles y el convertidor de línea conmutada de seis pulsos, un MMC consta de seis válvulas, cada una de las cuales conecta un terminal de CA a un terminal de CC. Sin embargo, donde cada válvula del convertidor de dos niveles es efectivamente un interruptor controlado por alto voltaje que consta de una gran cantidad de IGBT conectados en serie, cada válvula de un MMC es una fuente de voltaje controlable separada por derecho propio. Cada válvula MMC consta de varios submódulos de convertidor independientes , cada uno de los cuales contiene su propio condensador de almacenamiento. En la forma más común del circuito, la variante de medio puente , cada submódulo contiene dos IGBT conectados en serie a través del condensador, con la conexión del punto medio y uno de los dos terminales del condensador sacados como conexiones externas. [35] Dependiendo de cuál de los dos IGBT en cada submódulo esté encendido, el condensador se deriva o se conecta al circuito. Por lo tanto, cada submódulo actúa como un convertidor de dos niveles independiente que genera un voltaje de 0 o U sm (donde U sm es el voltaje del condensador del submódulo). Con una cantidad adecuada de submódulos conectados en serie, la válvula puede sintetizar una forma de onda de voltaje escalonada que se aproxima mucho a una onda sinusoidal y contiene niveles muy bajos de distorsión armónica.
El MMC se diferencia de otros tipos de convertidor en que la corriente fluye continuamente en las seis válvulas del convertidor durante todo el ciclo de frecuencia de la red. Como resultado, conceptos como "estado encendido" y "estado apagado" no tienen significado en el MMC. La corriente continua se divide equitativamente en las tres fases y la corriente alterna se divide equitativamente en la válvula superior e inferior de cada fase. [35] Por lo tanto, la corriente en cada válvula está relacionada con la corriente continua I d y la corriente alterna I ac de la siguiente manera:
Válvula superior:
Válvula inferior:
Un MMC típico para una aplicación HVDC contiene alrededor de 300 submódulos conectados en serie en cada válvula y, por lo tanto, es equivalente a un convertidor de nivel 301. En consecuencia, el rendimiento armónico es excelente y, por lo general, no se necesitan filtros. Otra ventaja del MMC es que no es necesario PWM, con el resultado de que las pérdidas de potencia son mucho menores que las del convertidor de 2 niveles, alrededor del 1% por extremo. [37] [36] [38] Finalmente, debido a que no es necesaria la conexión en serie directa de IGBT, los controladores de compuerta de IGBT no necesitan ser tan sofisticados como los de un convertidor de 2 niveles.
El MMC tiene dos desventajas principales. En primer lugar, el control es mucho más complejo que el de un convertidor de 2 niveles. Equilibrar los voltajes de cada uno de los condensadores del submódulo es un desafío significativo y requiere una considerable potencia de cálculo y comunicaciones de alta velocidad entre la unidad de control central y la válvula. En segundo lugar, los condensadores del submódulo son grandes y voluminosos. [39] Un MMC es considerablemente más grande que un convertidor de 2 niveles de capacidad comparable, aunque esto puede compensarse con el ahorro de espacio al no requerir filtros.
En 2012, el sistema HVDC MMC de mayor capacidad en funcionamiento sigue siendo el proyecto Trans Bay Cable de 400 MW , pero se están construyendo muchos proyectos más grandes, incluida una interconexión de cable subterráneo de Francia a España que consta de dos enlaces de 1000 MW en paralelo a un voltaje de ±320 kV. [40]
Una variante del MMC, propuesta por un fabricante, implica conectar múltiples IGBT en serie en cada uno de los dos interruptores que forman el submódulo. Esto da una forma de onda de voltaje de salida con menos pasos, pero más grandes, que la disposición MMC convencional. Esta disposición se conoce como convertidor de dos niveles en cascada (CTL). [37] Funcionalmente es exactamente equivalente al MMC de medio puente convencional en todos los aspectos, excepto en el rendimiento armónico, que es ligeramente inferior, aunque todavía se afirma que es lo suficientemente bueno como para evitar la necesidad de filtrado en la mayoría de los casos.
Otra alternativa reemplaza el submódulo MMC de medio puente descrito anteriormente, con un submódulo de puente completo que contiene cuatro IGBT en una disposición de puente H , en lugar de dos. [41] La variante de puente completo de MMC permite que el capacitor del submódulo se inserte en el circuito en cualquier polaridad. Esto confiere flexibilidad adicional en el control del convertidor y permite que el convertidor bloquee la corriente de falla que surge de un cortocircuito entre los terminales de CC positivo y negativo (algo que es imposible con cualquiera de los tipos anteriores de VSC). Además, permite que el voltaje de CC sea de cualquier polaridad (como un esquema LCC HVDC), dando lugar a la posibilidad de sistemas híbridos LCC y VSC HVDC. Sin embargo, la disposición de puente completo requiere el doble de IGBT y tiene mayores pérdidas de potencia que la disposición de medio puente equivalente.
Se han propuesto otros tipos de convertidores que combinan características de los convertidores multinivel modulares y de dos niveles. [42] Estos sistemas VSC híbridos tienen como objetivo lograr bajas pérdidas y un alto rendimiento armónico del MMC con un diseño más compacto y una mayor capacidad de control, pero estos conceptos aún se encuentran en la etapa de investigación. [43]
