L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique

06/03/2017
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L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique

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86 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 Introduction La première liaison HVDC construite en France a relié l’Angleterre en 1961. Appelée IFA 160, il s’agissait d’une inter- connexion de 160 MW sous une ten- sion de ±100 kV. Depuis, en 1986, la liaison sous-marine IFA 2000 de 2 000 MW sous tension de ±270 kV est entrée en service, permettant de décupler les capacités d’échange entre le Royaume- Uni et l’Europe continentale (figure 1). Implantée aux portes de Calais, cette liaison fut l’un des premiers maillons permettant la fluidité et la sûreté du réseau de transport électrique. Sur les cinq prochaines années, on compte une vingtaine de projets HVDC à construire dans le monde. En France il est prévu la construction de quatre liaisons à courant continu pour un total de 4,6 GW de capacité d’intercon- nexion, favorisant ainsi les échanges et la mutualisation des moyens de pro- duction, notamment ceux fondés sur les énergies renouvelables construits souvent à l’écart des lieux de forte consommation. De plus, la déclaration de Madrid (4 mars 2015), lors du sommet sur la question des interconnexions énergé- tiques entre la France, l’Espagne, le Por- tugal et le reste de l’Union européenne, a exprimé son « fort engagement » en faveur des interconnexions énergétiques reconnues « d’une importance cru- ciale » vis à vis de l’objectif de créer le L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique David Glaise1 , Germán Pérez, Carmen Longás2 , Silvia Sanz2 RTE1 , REE2 In order to facilitate the integration of renewable energy and increase transfer capacity, many HVDC projects are planned all over Europe. With the evolution of new technologies like VSC, there is a real opportunity to innovate and develop new services for system operations: control for power management, voltage control, frequency control, blackstart. After having introduced those different functionalities, we will present a concrete example with the result of the INELFE pro- ject. The HVDC/VSC interconnector running between France and Spain is the first direct-current underground interconnector in Europe to be embedded within a synchronous and meshed AC network, featuring an innovative power control system for optimal power flow management: power set-point, Angle Difference Control (ADC) and ADC plus set point. The commissioning of this new HVDC interconnection has led to significant software developments in TSOs operational tools and applications to enable an accurate modeling of the link and its behaviour. In particular, great efforts have been done to implement the HVDC in the supervisory system. In this regard, different solutions have been adopted by each TSO: RTE has developed a dedicated supervisory software for HVDC operation where all HVDC features will be integrated; REE has integra- ted the HVDC in its own supervisory software, including all controls and functionalities, with a similar interface. ABSTRACT Figure 1 : Vue aérienne du site électrique des Mandarins à Boulogne-Les-Calais (62) – Photothèque RTE. REE N°1/2017 87 L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique marché de l’énergie pleinement opéra- tionnel et interconnecté qui constitue un élément essentiel de la construction de l’Union européenne de l’énergie. Dans le domaine des réseaux électriques, il s’agissait d’accroître la capacité d’inter- connexion entre la péninsule ibérique et l’Europe continentale. La population étant toujours moins encline à accepter le passage de lignes à haute tension dans leur voisinage et les lignes en courant continu étant par- ticulièrement bien adaptées au trans- port électrique par câble, la probabilité de voir une grande partie du renforce- ment se faire en câble et en courant continu est aujourd’hui élevée. De plus, les lignes à courant continu permettent de piloter le flux d’énergie ce qui est par- ticulièrement utile dans un réseau élec- trique gagnant en complexité. Afin d’assurer et maintenir un bon niveau de sûreté et de faciliter le bon fonctionnement du marché de l’élec- tricité au sein des zones synchrones et entre ces zones, un code de réseau concernant le raccordement des liaisons HVDC a été publié au Journal officiel de l’Union européenne le 8 septembre 2016. Ce code définit des exigences communes applicables aux systèmes HVDC à travers toute l’Europe. Insertion de liaison HVDC dans un système de plus en plus complexe Entre deux zones synchrones ou maillées avec le réseau alter- natif, entre deux gestionnaires de réseau ou au sein même d’un gestionnaire de réseau Plusieurs cas de figure se présentent dans le paysage électrique européen et français. Avant mars 2011, une seule liai- son à courant continu, IFA 2000, reliait l’Europe continentale au Royaume-Uni. Depuis avril 2011, une autre liaison d’une capacité de 1 000 MW relie l’Angleterre aux Pays-Bas. Ces deux liaisons entre deux zones synchrones permettent d’en- visager de nouveaux services1 . Depuis 2015, la France compte désor- mais 48 lignes transfrontalières qui la relient au reste de l’Europe, suite à la mise en service d’une nouvelle liaison à courant continu entre La France et l’Espagne. Cette nouvelle ligne France- Espagne d’une puissance de 2 GW avec une tension de ±320 kV a permis de doubler la capacité d’échange entre les deux pays. Outre les défis technolo- giques que ce projet a surmontés, c’est la première fois en Europe qu’une liaison à courant continu fonctionne parallèle- ment et simultanément avec des lignes aériennes en courant alternatif. Il s’agit là d’une innovation majeure vis-à-vis de l’in- sertion dans le système électrique. Pour réussir ce défi technique et maîtriser la complexité de ces nouveaux équipe- ments, RTE a créé le premier laboratoire en Europe destiné à simuler en temps réel les interactions entre le réseau alter- natif et les stations de conversion à cou- rant continu. En vue de la construction de ses nombreux projets de liaison à courant continu, RTE doit instruire diverses thé- 1 Projet RFI (Redirection of Flows on intercon- nectors), projet ENTSO-E de réallocation de puissance entre les liaisons HVDC Britned et IFA 2000. matiques techniques en fonction des différents modes de pilotage, en tran- sit, tension et stabilité, et ceci dans un contexte où l’exploitation du réseau est en pleine évolution. Il faut mener ces travaux sous plusieurs angles : action avec la maintenance ; de pilotage ; Dans un contexte de nécessaire coor- dination avec les autres gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les centres de coordination, RTE doit mener une conduite du changement technique et humain, en conciliant une innova- tion dans les principes et une approche pragmatique progressive au fil de l’inser- tion de nouvelles liaisons HVDC. Nouvelles fonctionnalités apportées par de nouvelles technologies Pour faire transiter de l’énergie élec- trique en courant continu, on dispose prin- cipalement de deux technologies offrant différentes fonctionnalités : la technologie VSC2 et la technologie LCC3 (tableau 1). La technologie VSC augmente significati- 2 Voltage Source Converter. 3 Line Commutated Converter. Tableau 1 : Comparatif technique entre les 2 technologies VSC et LCC (Pcc = P court-circuit). 88 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 vement le potentiel du courant continu par sa souplesse et ses différentes fonc- tionnalités pour contrôler les transits (figure 2). Le contrôle-commande des liaisons à courant continu de technologie LCC construites dans les années 80 est toujours en évolution et permet, entre autres, l’ajout de nouvelles fonctions (fréquence). Par ailleurs chaque projet de liaison HVDC est unique et amène à se posi- tionner sur des problématiques diffé- rentes : de nombreuses thématiques à instruire en relation avec les construc- teurs, les GRT voisins, les investisseurs, ENTSO-E4 (échange de réserves entre zones synchrones, limitations, pente des changements de programme). Un des enjeux majeurs pour la conduite du réseau est le pilotage en transit avec pour cible l’exploitation coordonnée optimisée des différents actionneurs permettant d’agir sur la répartition des flux sur une zone d’action. 4 European Network of Transmission System Operators for Electricity Quelques focus sur le pilotage des liaisons HVDC insérées dans le réseau alternatif à RTE Pilotage du transit actif Pour piloter le transit actif à travers une liaison à courant continu (figure 3), il existe à l’heure actuelle trois façons de procéder : 1. puissance de consigne fixe ; 2. pilotage local – Exemple : puissance de consigne fixe + mode émulation ; 3. pilotage central – Exemple : optimisa- tion des flux électriques. En fonction des situations de réseau, il est possible de passer d’une approche à l’autre. 1ère approche : puissance de consigne fixe La liaison est pilotée à des puissances de consigne fixes correspondant à des valeurs prédéterminées, par exemple : - rité (valeur de consigne qui permet d’exploiter le réseau en toute sécurité) Cette approche peut convenir pour des réseaux peu affectés par des aléas ou pour des systèmes peu maillés autour de la liaison à courant continu. Le pilotage s’en trouve simplifié à partir du moment où une valeur de consigne per- met d’optimiser les situations de base dites N, ainsi que les situations en cas d’aléa, dites N-1. L’impact sur le réseau alternatif est minime et le changement de valeur de consigne est peu fréquent. L’inconvénient de cette approche réside dans le calcul de l’optimisation : la valeur de consigne optimale pour la situation N peut être différente de la valeur de consigne optimale pour la situation N-1 à cause de nombreux aléas et par définition la valeur est fixe. Cela implique de complexifier le proces- sus de calcul des valeurs de consignes et de pouvoir les changer en temps réel. En cas d’écart temps réel sur les flux, il est nécessaire de calculer une nou- velle consigne de puissance, ce qui représente une complexité supplémen- taire pour les liaisons insérées dans un réseau alternatif. Figure 2 : Fonctions améliorées par la technologie VSC. REE N°1/2017 89 L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique Cette approche est utilisée pour piloter les liaisons entre deux zones synchrones comme sur la liaison IFA 2000. 2e approche : pilotage local. Exemple : puissance de consigne fixe + mode émulation Ce fonctionnement permet de contrôler en adaptant la consigne de puissance au temps réel ; par exemple en émulant le comportement d’une liai- son AC, en faisant varier le flux dans la liaison dans le respect de ses limites, sans action de la part de l’utilisateur. Le contrôle-commande des stations doit savoir faire varier la puissance active selon les règles bien précises et le sys- tème doit être capable de passer d’une puissance à une autre sans à-coup. Ceci peut se traduire par la relation : PORDER = PPREF+ K* dans lequel est l'écart SIDE1- SIDE2 entre les angles mesurés sur chacun des côtés de la liaison. - nie par l’opérateur, comprise entre la puissance min et max de la liaison (zéro inclus). Il s’agit d’une puissance de consigne. Le contrôle-commande de la station doit être capable d’ac- cepter des ordres a minima toutes les secondes (en cas de transmis- sion d’ordres par signal externe). Les limites de PORDER et de PPREF (en valeur absolue) doivent respecter la puissance maximale (en valeur abso- lue) de la liaison. l’opérateur en fonction de ses besoins. La valeur autorisée est comprise entre 0 et un seuil maximum, donné par le constructeur des stations en fonction de la stabilité de son système. SIDE1 et SIDE2 sont les angles mesurés de chaque côté de la liaison au niveau de chaque terminal. C´est le contrôle-commande qui les mesure. - ser d’une puissance à une autre sans à-coup de manière automatique et continuellement. manière indépendante entre les deux terminaux. puissance entre les liaisons AC et les liaisons AC et DC, si les impédances sont petites, il est aussi possible d’im- plémenter un retard de premier ordre pour la puissance PORDER. En cas d’aléa réseau ou d’évènement non prévu, la liaison HVDC réagit d'une manière qui se rapproche d’une liaison alternative, le facteur d’influence étant non nul. C’est cette approche qui est utili- sée pour le pilotage de la liaison à courant continu entre la France et l’Espagne. Avec cette approche, la liaison HVDC se comporte en statique comme une ligne alternative et cela simplifie le rôle des centres de contrôle des gestion- naires de réseau de transport d’électri- cité. C’est en particulier très utile pour optimiser le domaine de sécurité notam- ment, du fait de la réaction instantanée du flux dans la liaison à courant continu lors du déclenchement d’une liaison alternative. Il est possible d’ajuster le paramètre PPREF, c’est-à-dire la valeur de la puissance de consigne, afin de for- cer le flux dans un sens ou dans l’autre lorsque le comportement naturel de l’émulation AC n’est pas suffisant pour la gestion des flux électriques. Cette approche est flexible pour de nombreuses situations. Avec la possi- bilité de modifier le paramètre K, il est possible de répartir différemment le flux entre le continu et l’alternatif. Plus K est grand, plus le transit dans la liai- son à courant continu sera élevé, cette puissance ne transitera donc pas par le réseau alternatif, et on diminue ainsi l’impédance équivalente de la liaison à courant continu. Par ailleurs, cette approche est com- plexe car elle nécessite des acquisitions de données, des contrôles logiques, des calculs. Compte tenu de la variabi- lité des flux, il est nécessaire de recal- culer fréquemment le PPREF en temps proche du temps réel. Si une donnée nécessaire au calcul ou au contrôle logique venait à manquer, cela pourrait engendrer des comportements anor- maux du contrôle-commande et ainsi affecter la sécurité du réseau. Pour évi- ter une telle situation, il faut sécuriser le système du contrôle-commande et, en cas de problème, passer rapidement et automatiquement à une puissance de consigne fixe. Enfin, il est nécessaire de faire des études dynamiques poussées pour étu- dier l’influence de ce type de loi de commande vis-à-vis des risques d’oscil- lations interzones. Ce type de pilotage est implémenté dans le contrôle-commande de la liai- son à courant continu entre la France et l’Espagne. Vu les paramètres K calculés Figure 3 : Réseau équivalent simplifié d’une liaison HVDC insérée dans le réseau alternatif. 90 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 par des études de réseau et la situation électrique avec une ligne AC en paral- lèle, le terme PREF influence peu les flux sur l’interconnexion. Il ne reste que le terme K* ce qui simplifie d’autant plus le pilotage de la liaison car l’opérateur n’agit pas sur la consigne ni en N ni en N-1 exactement comme pour une liai- son alternative. 3e approche : pilotage centralisé. Exemple : optimisation des flux électriques La valeur de consigne de la puis- sance dans la liaison à courant continu peut permettre d’optimiser une fonc- tion objective comme la maximisation de la capacité entre deux pays, la répar- tition des flux optimisant la sécurité du réseau ou les pertes électriques. Cette valeur de consigne optimale en situa- tions N et N-1 est alors calculée dans un outil dédié centralisé. Le calcul est effec- tué en fonction des capacités intrin- sèques des outils de calcul et envoyé au contrôle-commande de la liaison. Les avantages de cette approche est d’exploiter les capacités des liai- sons HVDC à la manière des transfor- mateurs déphaseurs dotés d’un grand nombre de prises afin d’optimiser les flux dans des cas bien précis suivant la fonction objective que l’on s’est fixée. A l’inverse de la 2e approche, la com- plexité des calculs doit être considérée et le temps de réponse n’est pas immé- diat et dépend de la performance des outils de calcul. Pilotage de la tension Comme pour les groupes de pro- duction asservis au réglage secondaire de tension, les liaisons HVDC jouent un rôle essentiel dans la gestion de la ten- sion. Plusieurs possibilités sont offertes par les stations de conversion HVDC avec différents choix de pilotage (figure 4) : le Q-mode (envoi d’une consigne de puissance réactive) et le U-mode (envoi d’une consigne de tension). Par défaut, RTE utilise le U-mode pour le réglage secondaire de tension (figure 5). Le pilotage de la tension se fait de façon indépendante pour les deux stations, en pilotage unitaire avec la possibilité d’utili- ser le mode STATCOM (STATic synchro- nous COMpensator). En cas de défaut sur un câble HVDC, la possibilité d’utili- ser le terminal de conversion en mode STATCOM permet de continuer de pilo- ter la tension sur le réseau alternatif alen- tour avec mise hors tension du câble à courant continu au préalable. Les performances du contrôle-com- mande sont excellentes avec un temps de réponse pour passer de 600 MVAr en absorption à 300 MVAr en fourni- ture, en seulement 50 ms. Ces temps de réponse sont largement suffisants pour contrer un écroulement de tension et pour réduire un creux de tension sur défaut AC proche, en libérant Qmax très rapidement. Figure 4 : Diagramme PQ d’un terminal HVDC de capacité Q [-600 MVAr ; +300 MVAr], et de tension [372 kV, 444 kV]. Figure 5 : Schéma de principe du réglage secondaire de tension appliqué aux liaisons à courant continu. REE N°1/2017 91 L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique Fonction de service pour la fréquence Le code de réseau relatif aux exi- gences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension et des parcs non syn- chrones de générateurs raccordés en courant continu (code HVDC) est entré en vigueur le 28 septembre 2016. Ce code donne la possibilité aux gestion- naires de réseau de transport euro- péens de demander des capacités de réglage de la fréquence. RTE et National Grid n’ont pas attendu l’entrée en vigueur de ce code pour développer ces différents services lors des travaux de rénovation du contrôle- commande d’IFA 2000. A l’instar des groupes de production, la fonction FSM (Frequency Sensitive Mode) permet d’échanger de la réserve primaire entre deux zones synchrones. Il s’agit de mettre en œuvre un réglage fin de la fréquence autour de 50 Hz (figure 6). La plage de puissance est paramé- trable. Pour le moment l’échange de puissance est unidirectionnel mais des travaux sont en cours avec l’université d’Erlangen afin de travailler sur un algo- rithme d’échange bidirectionnel comme c’est le cas sur la liaison Basslink entre l’Australie et la Tasmanie. Le principe est simple. La fréquence est mesurée au niveau de chaque sta- tion de conversion et un écart est cal- culé entre la fréquence mesurée d’un côté et la fréquence de référence F0 (entre 49,99 Hz et 50,01 Hz). Cet écart de fréquence est multiplié par une éner- gie réglante K pour donner le flux de puissance à ajouter ou soustraire (sui- vant le signe de l’écart de fréquence) à la valeur du programme de puissance et ceci avec une réactivité réglable (vitesse de variation du réglage). Cet échange de réserve primaire de fréquence étant unidirectionnel, il peut- contribuer à dégrader la fréquence de la zone synchrone qui fournit la réserve primaire. Pour éviter d’en arriver à des situations dangereuses pour le sys- tème électrique, une fonction de gel est implantée dans le contrôle-commande des stations afin de bloquer le service d’aide à la fréquence quand la zone syn- chrone atteint des seuils de fréquences prédéfinis ; toutes les fonctionnalités de réglage fréquence puissance sont alors désactivées (figure 7). Pour remettre en service ces fonctions les deux gestion- naires de réseau de transport doivent se coordonner. Fonction de reconstitution du réseau L’objectif du plan de reconstitution du réseau à RTE est de remettre le réseau électrique sous tension dans des conditions de sécurité après un incident de grande ampleur. Pour cela, il faut consolider la sûreté d’alimentation des tranches nucléaires, réduire le temps de reprise de la clientèle et remettre en ser- vice les postes où des clients prioritaires ont été coupés. Les liaisons à courant continu, peuvent, par l’intermédiaire de la fonction “blackstart” (figure 8), contri- buer à cette reprise de charge. Pour les stations de conversion d’une liaison à courant continu, la capacité de remise sous tension de l’extrémité en situation de blackout est de quelques dizaines de minutes seulement avec la capacité de renvoi de tension de manière progres- sive jusqu’à 0,9 Un (tension nominale), à l’inverse d’un renvoi de tension brusque, pour éviter les problèmes de surten- Figure 6 : Schéma de principe du Frequency Sensitive Mode (FSM). Figure 7 : Schéma de principe de la fonction gel. 92 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 sions transitoires harmoniques. Pour être conforme au plan de reconstitution du réseau français, la liaison à courant continu doit être capable de reprendre des paquets de 50 MW de consomma- tion sans sortir des plages admissibles de tension et de fréquence et permettre ainsi de piloter un réseau séparé. « PLC » 5 , l’outil de pilotage des liaisons à courant continu Devant le défi à relever, une étude a été menée en 2012 afin d’identifier une solution générique à retenir pour la conduite des liaisons HVDC. Plusieurs pistes ont été identifiées : contrôle-commande et évolution des outils existants ; - vision dédié issu du commerce. Après comparaison, la 2e solution a été retenue pour le pilotage de la liaison France-Espagne dans le réseau de télé- conduite de RTE. Afin de bénéficier de l’expérience acquise sur IFA, PLC s’appuie sur le logiciel de supervision Panorama E² de Codra, ainsi que sur une solution standard du marché pour la communica- tion en protocole normalisé TASE 26 . Ce choix permet d’acquérir des don- nées de terrain, de les stocker dans une base de données temps réel, de contrô- ler et commander la liaison à l’aide d’une IHM. La logique fonctionnelle pour le pilo- tage des liaisons HVDC est par la suite implantée dans Panorama. Une autre couche de l’outil est en charge de la gestion des programmes de marche des interconnexions HVDC. Il élabore ceux-ci à partir des don- 5 PLC : Pilotage des liaisons à courant continu. 6 TASE 2 (Telecontrol Application Service Ele- ment) : protocole normalisé de téléconduite assurant la communication entre centres de contrôle. D’autres protocoles sont également utilisables tels que le protocole 104 qui respecte la norme internationale IEC 60870-5-104. nées commerciales reçues des sys- tèmes externes et les fournit au logiciel de supervision. Les règles permettant d’établir un programme sont établies avec les différents co-gestionnaires et diffèrent donc d’une liaison à une autre. Afin de séparer la fonction de conduite et la fonction d’élaboration du programme et rendre ainsi plus flexible la solution lors de l’insertion de nouvelles liaisons ou en cas de changements d’ou- tils de conduite, il a été décidé de rendre ce module externe à Panorama, via un développement spécifique qui est géré comme un client de l’application. La mise en œuvre de cette architec- ture est rendue possible grâce à l’infras- tructure télécom de RTE qui permet de gérer l’ensemble des contraintes tech- niques que peut induire l’hétérogénéité des matériels sur l’ensemble des deux chaînes (France-Espagne et France- Angleterre). En effet, depuis 2016, PLC est l’outil qui commande la liaison HVDC IFA 2000 et qui permettra le pilo- tage des futures liaisons HVDC de RTE (figure 9). En termes de chiffres, PLC permet de gérer : REE de son côté a développé une philosophie différente de celle de RTE et a intégré le pilotage de ses liaisons HVDC dans son propre système de conduite. Figure 8 : Configuration des stations de conversion en « blackstart » – Source Siemens. Figure 9 : IHM de la liaison HVDC France-Espagne sur PLC. REE N°1/2017 93 L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique Retour d’expérience de la nouvelle ligne d’interconnexion HVDC France - Espagne La technologie innovante VSC pour un pilotage optimisé L’interconnexion France-Espagne, qui utilise la technologie VSC, est la pre- mière interconnexion souterraine en Europe qui soit intégrée au sein d’un réseau synchrone et maillée avec le réseau alternatif, en incluant un mode de contrôle de la puissance innovant qui permet de piloter le transit de manière optimale : consigne de puissance, ému- lation AC et mixte (figure 10). La puissance de consigne des liai- sons HVDC influence fortement la répartition de la puissance active sur le reste des liaisons d’interconnexion alter- natives entre la France et l’Espagne. Un changement de puissance de consigne de la liaison HVDC conduit à une varia- tion de transit des liaisons alternatives fonctionnant en parallèle, dans le sens opposé à la puissance de consigne de la HVDC, ce qui produit souvent des flux de bouclage sur les lignes d’intercon- nexion (figure 11). Pour le moment, le mode émulation est principalement utilisé. En voici les avantages : - ment et automatiquement le flux, sans aucun ordre de l’opérateur, en adap- tant la puissance de consigne de la liaison HVDC automatiquement pour n’importe quelle situation d’exploita- tion. Cela signifie que pour un niveau d’échange déterminé, le transit sera réparti de manière automatique à tra- vers les lignes d’interconnexion ; - ment intéressant en cas de change- ment du programme d’échange sur la frontière. En fonction de la demande et du mix énergétique de tous les pays du marché couplé, la frontière France- Espagne est soumise à des change- ments de programme qui peuvent Figure 10 : Nouvelle interconnexion à courant continu entre la France et l’Espagne. Figure 11 : Exemple de programme d’échange (MW) entre la France et l’Espagne le 28 octobre 2016. 94 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 être mis en œuvre en 10 minutes entre H-5’ et H+5’. Durant ce chan- gement, le transit de la liaison HVDC est automatiquement régulé selon le déséquilibre entre les deux pays : aug- mentation ou baisse de production pour respecter le nouveau programme d’échange ; immédiatement lors d’un aléa ou d’un changement soudain sur le réseau sans aucune action corrective prédé- terminée. Par ailleurs, aussi bien en régime transitoire qu’en régime per- manent, après un aléa, l’augmentation de flux est répartie entre toutes les lignes d’interconnexion alternatives, ce qui permet d’éviter les surcharges et, Le 8 décembre 2015, 900 MW de pro- duction thermique classique ont déclenché en Espagne suite à un problème technique. Pendant les quelques minutes qui ont suivi le déclenchement, la puissance échangée entre la France et l’Espagne s’est écartée du programme d’échange jusqu’à ce que la régulation habituelle dans ce cas de figure résorbe cet écart. Sans le mode émulation, la puissance transitée dans la liaison à cou- rant continu n’aurait pas varié d’un MW et le reste des liaisons alternatives aurait pu ren- trer en surcharge. Quoiqu’il en soit et comme on peut l’observer sur ces courbes, avec le mode émulation, le transit dans la liaison HVDC a augmenté d’environ 330 MW, rédui- sant ainsi la charge sur les restes du réseau alternatif et l’éloignant ainsi du risque de surcharge. Encadré 1 : Exemple de comportement du mode émulation AC de la liaison HVDC France-Espagne. REE N°1/2017 95 L’évolution des liaisons à courant continu insérées dans le système électrique par conséquent, d’éviter le déclenche- ment des lignes d’interconnexion alter- natives par protection de surcharge ; - nie empêche tout flux de bouclage entre le lien HVDC et la ligne AC en parallèle ; d’un point de vue opération- nel, le mode de régulation contribue à une intégration plus aisée des HVDC dans les études de planification et les études temps réel, comme le calcul de capacité et l’analyse de sécurité, parce qu’en fixant la puissance de consigne de la liaison HVDC, on se prive d’une variable d’ajustement pour les études. - ligner – le mode de pilotage en mode émulation est robuste et les chiffres le prouvent : en 10 mois d’opérations commerciales, le taux de disponibilité de ce mode a été très élevé (99,94 %). Le système HVDC a seulement été forcé 3,82 heures à fonctionner avec une consigne de puissance active fixe, à cause d’un défaut de communication entre les deux stations de conversion. Essais de la fonction “blackstart” Un essai de “blackstart” a été effec- tué lors de la mise en service de la liaison HVDC Baixas – Santa LLoggaia (figure 12). Le but de l’essai était multiple ; il s’agissait de valider la performance atten- due de la station de conversion, tester la fonctionnalité “soft start” du conver- tisseur, vérifier la quasi absence de sur- tensions transitoires harmoniques, tester la procédure d’essai et la coordination avec les différents acteurs, enfin tester le recouplage au réseau général. Plus concrètement la procédure d’es- sai consistait à renvoyer la tension sur le jeu de barres du poste de Baixas, puis sur une liaison 400 kV issue de Baixas ainsi qu’un autotransformateur situé à environ 70 km de Baixas et enfin à recoupler ce réseau séparé au réseau général. Le déroulement de l’essai a été effec- tué conformément à la procédure avec un palier au début de l’essai d’une durée de 600 ms à 0.25*0,9 Un , soit 91 kV (minimum technique pour l’électro- nique de puissance), puis renvoi à ten- sion progressive jusqu’à la valeur cible paramétrée, soit 360 kV (0,9 Un ), pen- dant 6,5 s (figure 13). La surtension de manœuvre lors de la fermeture du dis- joncteur « TER 2 » s’élève à 116 kV avec une durée faible de 20 ms. En régime permanent, il persiste un léger courant harmonique de rang 7 (3,5 % du cou- rant 50 Hz) probablement dû à la com- mutation des transistors. Des essais sur Figure 12 : Schéma d’un essai « blackstart » depuis l’Espagne. Figure 13 : Courbe de la tension lors de l’essai de blackstart sur la liaison HVDC France Espagne. 96 REE N°1/2017 LE DÉVELOPPEMENT DES LIAISONS À COURANT-CONTINU (HVDC)DOSSIER 2 les répliques effectués en janvier 2016 ont permis d’optimiser les paramètres du “blackstart”. Conclusion Avec les nombreux projets de pos- sibles liaisons HVDC en cours d’étude, l’insertion en exploitation de liaisons à courant continu au sein d’un réseau alter- natif devrait se poursuivre, notamment sur la frontière entre la France et l’Es- pagne, où plusieurs projets sont actuel- lement examinés. Dans l’hypothèse où ils aboutiraient tous, la capacité totale de liaisons à courant continu entre les deux pays pourrait aller jusqu’à 8 GW, ce qui soulèvera de nouvelles questions sur le pilotage global de plusieurs liaisons HVDC insérées dans un réseau alternatif. Références [1] ENTSO-E, “Ten-Year Network Deve- lopment Plan (TYNDP)”, www. entsoe.eu/major-projects/ten-year- network-development-plan. [2] J. Bola,R.Rivas,R.Fernandez-Alonso, G. Pérez, G. Lemarchand, A. Parisot, J. Roguin, D. Glaise, Operational experience of new Spain-France HVDC interconnection. Cigré, Paris 2016. [3] J. Bola, R. Rivas, R. Fernandez- Alonso, G. Pérez, G. Lemarchand, A. Parisot, J. Roguin, D. Glaise, The France – Spain HVDC link project – Operational challenges Hybrid AC- DC Systems - Operation and Control System Technical Performance. Cigré, Lund 2015. [4] L. Castaing, M-S. Debry, G. Bary, O. Beck - Optimal operation of HVDC links embedded in an AC network, Proc. of IEEE Powertech, Grenoble, 2013. Remerciements Les auteurs remercient Cédric Portefoie et Claude Trudu de RTE pour leur appui dans la relecture de certains passages de cet article. LES AUTEURS David Glaise est pilote d’affaire au département exploitation en charge du pilotage de l’insertion en exploi- tation des liaisons à courant continu à RTE. Germán Perez travaille au centre de contrôle électrique de REE. Carmen Longás et Silvia Sanz tra- vaillent au département de fiabilité du système électrique de REE.