Il primo HVDC VSI costituito da un convertitore MMC fu commercializzato da Siemens nel 2010 negli Stati Uniti a San Francisco nel progetto Trans bay. La tecnologia era talmente innovativa che Siemens brevettò il MMC solo in Germania, in modo da permettere alla concorrenza di utilizzare il nuovo convertitore per fare accettare la nuova topologia ai gestori di rete. A oggi un convertitore MMC per HVDC può contenere oltre 600 celle, quindi la probabilità di guasto non è per nulla trascurabile. Chiaramente non è accettabile che il convertitore vada fuori servizio per un guasto, in quanto la mancanza improvvisa di alcuni GW, per esempio, causerebbe sicuramente un blackout geograficamente esteso [7]. Fortunatamente, tale tipo di convertitore multilivello, contenente un elevato numero di celle uguali tra di loro, può essere reso ridondante aumentando il numero di celle necessarie per raggiungere le tensioni e la potenza previste per il sistema [8-9]. Una strategia tipicamente adottata da Rongxin Huiko Electric Co. Ltd. è quella di incrementare tra il 5% e il 10% il numero di celle necessarie al convertitore nei loro impianti HVDC, riscontrando statisticamente meno del 0,5% di guasti all’anno, in modo che la manutenzione programmata annua garantisca che non ci siano impianti fermi per guasti. Per quanto riguarda i guasti ai semiconduttori, tipicamente IGBT (Insulated-Gate Bipolar Transistor) o IEGT (Injection-Enhanced Gate Transistor), è opportuno impiegare moduli press-pack, dispositivi che anche durante il guasto garantiscono la conduzione, in modo tale da non interrompere la corrente circolante nel convertitore, incrementando quindi l’affidabilità. In trasmissioni HVDC su linee aeree, invece, in caso di guasto della linea DC a terra, è necessario garantirne la corretta gestione senza creare rotture al sistema. In questo caso esistono principalmente due soluzioni; la prima consiste nell’aggiungere un interruttore sull’uscita DC del convertitore, dispositivo molto complesso in quanto deve resistere ad altissime tensioni e correnti DC; una seconda strategia, adottata da Rongxin Huiko Electric Co. Ltd., è quella di utilizzare un convertitore MMC ibrido, sostituendo una parte dei semiponti ad H con ponti ad H. Considerando che il semi-ponte ad H può essere configurato solo come una sorgente a tensione 0 e +Vcap, mentre il ponte ad H come una sorgente a 0, -Vcap, +Vcap ad alta impedenza, si evince come il semi-ponte ad H non riesca ad interrompere un guasto a terra dell’uscita DC, mentre il ponte ad H, configurandosi ad alta impedenza, sì. Dal punto di vista tecnologico l’utilizzo di ponti ad H rappresenta una sfida importante, ma i dati storici registrati ad oggi dimostrano come questa strategia stia ottenendo ottimi risultati. Conclusioni Nel presente articolo si è affrontato il tema della tecnologia HVDC per la trasmissione di energia, la quale, come si è visto, è diventata in molti paesi del mondo una tecnologia di riferimento quando devono essere coperte lunghe distanze, quando si richiede l’utilizzazione di cavi o per l’interconnessione di diversi sistemi. Particolare attenzione è stata dedicata ai sistemi HVDC basati su soluzioni a tensione impressa, sempre più diffusi, utilizzanti convertitori MMC, con la descrizione di alcune tecniche utilizzate per aumentare la disponibilità e l’affidabilità del sistema. 64 AEIT • numero 1/2 [6] M. Marchesoni, P. Bordignon, G. Parodi, L. Vaccaro: Modular multilevel converter: Theoretical analysis and capacitor voltage ripple effects on the modulating signals, Power Electronics and Motion Control Conference (EPE/PEMC) - 15th International, 4-6 settembre 2012, pp.DS3b.18-1, DS3b.18-8. [7] P. Bordignon, M. Marchesoni, G. Parodi, L. Vaccaro: Modular multilevel converter in HVDC systems under fault conditions, 15th European Conference on Power Electronics and Applications (EPE), Francia, 2-6 settembre 2013. [8] P. Bordignon, G. Maragliano, M. Marchesoni, L. Vaccaro: Effects of the 2nd Order Harmonic Leg Current in a MMC Converter, 16th European Conference on Power Electronics and Applications, Finlandia, 26-28 agosto 2014. [9] M. Marchesoni, M. Passalacqua, L. Vaccaro, P. Bordignon: Modulating Signals Effect on Capacitor Voltage Ripple in Full Bridge Modular Multilevel Converters, AEIT HVDC International Conference (AEIT HVDC), Italia, 27-28 maggio 2021. B I B L I O G R A F I A [1] P. Bresesti, W.L. Kling, R.L. Hendriks, R. Vailati: HVDC Connection of Offshore Wind Farms to the Transmission System, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 22, n. 1, marzo 2007. [2] J. Arrillaga, Y. H. Liu, N. R. Watson: Flexible Power Transmission: The HVDC Options, John Wiley & Sons Inc, 2007. [3] D. Doering, J. Dorn, G. Ebner, M. Schmidt, C. Siegl: Voltage sourced converters for HVDC overhead line application, CIGRE Canada Conference CIGRE-360, 2014. [4] G. Kish, M. Ranjram, P. Lehn: A modular multilevel DC/DC converter with fault blocking capability for HVDC interconnects, IEEE Trans. Power Electron., vol. 30, n. 1, gennaio 2015, pp. 148-162. [5] A. Nami, J. Liang, F. Dijkhuizen, G.D. Demetriades: Modular multilevel converters for HVDC applications: Review on converter cells and functionalities, IEEE Trans. Power Electron., vol. 30, n. 1, gennaio 2015, pp. 18-36.
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