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Technologische Herausforderungen: Umrichter für die HGÜ

Fortsetzung des Artikels von Teil 3.

Modulare Multilevel-Umrichter

Converter-Halle einer selbstgeführten HGÜ-Station in MMC-Technik. Bildquelle: © Siemens

Bild 6. Converter-Halle einer selbstgeführten HGÜ-Station in MMC-Technik.

Selbstgeführter HGÜ-Umrichter: Modularer Multilevel-Umrichter (MMC). A) mit Halbbrückenmodulen; B) mit Vollbrückenmodulen; C) mit Halbbrückenmodulen und interner IGBT-Reihenschaltung. Bildquelle: © Universität Rostosck

Bild 5. Selbstgeführter HGÜ-Umrichter: Modularer Multilevel-Umrichter (MMC). A) mit Halbbrückenmodulen; B) mit Vollbrückenmodulen; C) mit Halbbrückenmodulen und interner IGBT-Reihenschaltung.

Die Alternative zum Zweipunkt- oder Dreipunktumrichter ist der von Prof. Marquardt vorgeschlagene modulare Multilevel-Umrichter (MMC; Bild 5 und 6), der heute die Standard-Topologie für selbstgeführte HGÜ-Umrichter ist. Zwischen DC-Plus und den drei AC-Phasen sowie diesen und DC-Minus sind jeweils bis zu einige hundert identisch aufgebaute Submodule in Reihe geschaltet. Jedes Submodul enthält seinen eigenen Zwischenkreiskondensator und eine IGBT-Phase. An den Klemmen des Submoduls kann damit entweder die lokale Zwischenkreisspannung oder die Spannung Null eingestellt werden. Da sich alle Submodule unabhängig voneinander schalten lassen, kann die Ausgangsspannung so viele Stufen erhalten, wie Submodule in Reihe geschaltet wurden. Dies führt zu einer nahezu perfekt sinusförmigen Ausgangsspannung. Weitere Filter sind nicht mehr erforderlich.

Wegen der hohen Stufenzahl kann die Schaltfrequenz in jedem einzelnen Submodul klein gehalten werden. Üblich ist z.B. Dreifachtaktung, wobei nicht länger die Qualität der Ausgangsspannung, sondern die Größe der Zwischenkreiskondensatoren die dominante Einflussgröße ist. Die niedrige Schaltfrequenz reduziert direkt die Schaltverluste. Auch ist eine andere Optimierung der IGBTs in Richtung niedrigerem Durchlass möglich, wodurch auch die Durchlassverluste verringert werden können, ohne die Schaltverluste zu weit anzuheben. Diese Effekte führen zu einem spürbar besseren Wirkungsgrad der modularen Multilevel-Umrichter im Vergleich zu Zweipunktumrichtern. Die Verluste pro Umrichter können auf etwa 1 % reduziert werden.

Das Verhalten bei Kurzschlüssen in der DC-Verbindung ist etwas günstiger als beim Zwei- oder Dreipunktumrichter, aber immer noch unbefriedigend. Zwar sind die Zwischenkreiskondensatoren abgekoppelt und entladen sich damit nicht in die Fehlerstelle. Der von der AC-Quelle nachgespeiste Kurzschlussstrom ist aber weiterhin nur durch die AC-seitigen Drosseln begrenzt. Da diese Drosseln wegen des geringen Oberschwingungsgehalts in der Spannung relativ klein sein können, sind die Ströme besonders groß. Zur Entlastung der betroffenen Dioden kommen daher großflächige Thyristoren zum Einsatz, die lediglich in diesem Fehlerfall Strom führen.

Bei einem Bauelementausfall muss ein ganzes Submodul an den Klemmen kurzgeschlossen werden. Dies kann z.B. durch pyrotechnisch gezündete mechanische Schalter erfolgen, die das Submodul irreversibel überbrücken.

Eine Variante des modularen Multilevel-Stromrichters verwendet Submodule mit zwei IGBT-Phasen. Dadurch kann die Spannung an den Submodulklemmen die positive Zwischenkreisspannung, den Wert Null oder die negative Zwischenkreisspannung annehmen. Mit dieser sogenannten Vollbrücken-Konfiguration (im Gegensatz zur Halbbrückenkonfiguration mit einer Phase pro Submodul) kann bei Kurzschlüssen auf der DC-Seite eine Gegenspannung aufgebaut werden, die den Kurzschluss wie bei einem klassischen netzgeführten Stromrichter löschen kann. Damit ist diese Konfiguration für Anordnungen mit Freileitung prädestiniert. In vielen Konfigurationen macht sie einen zusätzlichen, sehr aufwändigen DC-Schalter überflüssig. Nachteil sind ein höherer Halbleiteraufwand und etwas höhere Verluste.

Eine weitere Variante des modularen Multilevel-Stromrichters verwendet innerhalb der Submodule eine direkte Reihenschaltung aus IGBT. Dies verändert das Redundanzkonzept. Der vollständige Ausfall eines Submoduls ist nicht mehr vorgesehen. Stattdessen werden – wie bei der Zweipunktumrich­terlösung – druckkontaktierte IGBT-Module verwendet, die bei einem IGBT-Ausfall in einen definiert niederohmigen Zustand gehen. Die Zwischenkreisspannung des Submoduls kann dann so weit reduziert werden, dass wieder die gewünschte Redundanz vorhanden ist. Dieses Konzept macht die mechanischen Schalter zur Überbrückung ausgefallener Submodule überflüssig. Die Stoßstrombelastung der Dioden im Falle eines Kurzschlusses auf der DC-Leitung ist unverändert hoch und muss durch große Diodenflächen, Zusatzthyristoren oder hinreichend große AC-seitige Induktivitäten beherrscht werden.

All diese selbstgeführten Stromrichter erfordern bei der Anbindung von Offshore-Windparks seeseitig große und damit extrem teure Plattformen (Aufmacherbild). Kürzlich wurde daher ein Konzept vorgestellt, in dem see­seitig ein netzgeführter Stromrichter mit ungesteuerten Diodengleichrichtern mit einem landseitigen selbstgeführten Umrichter kombiniert wird. Durch die ungesteuerte B12-Brücke wird seeseitig ein guter Leistungsfaktor auch ohne Kompensationseinrichtungen erreicht. Damit vereint diese Lösung den geringen Platzbedarf für passive Komponenten der selbstgeführten Topologien mit dem geringen Platzbedarf des Aktivteils der netzgeführten. Allerdings kann das Offshore-Netz nun nicht mehr durch den seeseitigen HGÜ-Stromrichter geführt werden. Dies führt zu neuen regelungstechnischen Herausforderungen bei der Stromregelung der Windenergieanlagen.