Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen

Le rêve de Thomas Edison se réalise... 26/08/2017
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2011-5:19573
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Les technologies de liaisons  à courant continu pour l’interconnexion  des réseaux électriques du pourtour  méditerranéen

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38 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen Jean-Luc Thomas, Maialen Boyra, Gilbert Bergna Introduction Les scénarios énergétiques changent : la dépen- dance des combustibles fossiles, l’accroissement progressif de leur coût, leur éventuel épuisement et la motivation à réduire les émissions de gaz à effet de serre conduisent à développer des éner- gies nouvelles, propres et économiques. Le futur réseau électrique méditerranéen né- cessitera un fort maillage pour permettre des échanges d’électricité à grande échelle et pour renforcer la stabilité globale du système. Au-delà des interconnexions qui sont déjà en place, de nombreux projets sont en cours d’étude à l’ho- rizon 2020 [1] [2] [3] [4] [5]. Une partie de ces projets vise à interconnecter des pays du Ma- ghreb et de l’Est de la Méditerranée (Medring), et une autre partie a comme ambition l’établisse- ment de liaisons entre la rive Nord et la rive Sud de la Méditerranée. A l’ère de l’électronique de puissance et des réseaux intelligents, les liaisons transméditer- ranéennes pourront bénéficier des avancées technologiques qui permettront la mise en place de concepts novateurs allant bien au-delà des liaisons traditionnelles en courant alternatif (AC). Différentes familles de convertisseurs de puissances ont été conçues afin de permettre l’intégration de ces systèmes dans les réseaux. Les liaisons en courant continu (DC), en parti- Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen Le rêve deThomas Edison se réalise ... The integration of massive amounts of renewable energy sources in Europe will require deep investigations on the changes that must be implemented in the current electrical grids. In a scenario with a high rate of renewable ener- gies, the electrical grid of the future will certainly have to be more meshed and more robust in order to guarantee the security of supply and the stability of the system. In Europe, the Mediterranean zone constitutes an example of a grid that needs to be reinforced if renewable resources of Mediterranean countries are to be exploited. Meshing and strengthening the electrical connections between Southern European, Northern Africa and Eastern countries is a great technological challenge, especially when the sea is involved in-between. This paper provides an overview of state-of-the-art HVDC technologies that could be used in a trans-mediterra- nean grid. The article begins by discussing the advantages and disadvantages of HVDC and HVAC. Then, the HVDC is classified into two main families: line-commutated HVDC (also known as “classic” or CSC-HVDC) and voltage-source-converter-based HVDC (also known as “light” or VSC-HVDC). The most important characteristics of these families are described; components, topologies, and control aspects are provided. To finish, multi-terminal DC grids are introduced and possible topologies for a European Supergrid are discussed. abstract REE N°5/2011 ◗ 39 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen culier, sont considérées comme une alternative très intéressante aux liaisons AC. Cependant, l’intérêt des liaisons DC dépend de nombreux facteurs tels que la puissance à transporter, la distance d’interconnexion, la robustesse des réseaux d’extrémité, les emplacements disponibles, les contraintes d’investissement, etc. De ce fait, ces nouvelles technologies ne sont pas dévolues à remplacer totalement les technologies existantes mais plutôt à coexister avec elles. L’amélioration du rendement de conversion et la maîtrise des très hautes tensions sont deux axes de progrès majeurs dont l’Europe bénéficiera au travers des grands projets tels que Medgrid ou le Supergrid à présent promu par la Commission Européenne. La bataille des courants Aujourd’hui l’électricité est principalement produite, transportée et distribuée en AC. Ce choix remonte aux années 1880 quand Thomas Edison et George Westin- ghouse, qui avait racheté à Nicolas Tesla, Lucien Gaulard et John Dixon Gibbs les brevets de la machine polypha- sée et des transformateurs AC, soutinrent une bataille acharnée pour défendre leurs modèles et imposer le DC ou l’AC dans les réseaux électriques. Le système DC proposé par Edison était adapté aux charges qui étaient à l’époque essentiellement des lampes et des moteurs fonctionnant à des niveaux de tension différents. Cela voulait dire que, à défaut d’un transformateur adapté au DC, il fallait un réseau séparé pour chaque application. Par ailleurs, pour éviter les per- tes, les génératrices devaient être proches des points de consommation, ce qui ne s’avérait pas pratique dans les zones rurales et pour les populations dispersées. L’invention et diffusion du transformateur AC fut décisif dans la suprématie du courant AC. Grâce aux transformateurs AC, la tension pouvait être montée à des valeurs élevées afin de limiter les pertes dans le transport en autorisant ainsi l’éloignement des centrales de production des centres de consommation. Le trans- formateur AC offrait une souplesse majeure permettant d’adapter librement les niveaux de tension à toute sorte de génératrices ou charges AC. En outre, le courant AC pouvait être plus facilement interrompu aux moments où il s’annule, c’est-à-dire deux fois par période, même à puissance élevée. La bataille des courants fut gagnée par Westinghou- se, et donc par Tesla, et le courant AC fut adopté majo- ritairement sauf pour quelques rares exceptions. Les inconvénients des systèmes AC maillés Au début du XXème siècle, les réseaux électriques étaient plutôt régionaux et leur niveau d’interconnexion était loin du niveau atteint aujourd’hui. Cependant, la nature alternative du courant, qui a priori offre de nom- breux avantages, peut devenir un désavantage pour la conduite des réseaux très maillés du fait que : • les flux de puissance ne peuvent être contrôlés faci- lement, • la fréquence et la phase des générateurs connectés aux réseaux AC doivent être surveillées et coordon- nées régulièrement afin de garantir un fonctionne- ment stable de l’ensemble, • des dispositifs de compensation de l’énergie réactive doivent être installés afin de contrôler les profils de tension et les pertes. La renaissance du DC À la base, les lignes et les câbles en courant DC sont plus économiques que ceux utilisés en courant AC : deux conducteurs à la place de trois ; leur résis- tance est plus faible en raison de l’absence de l’effet de peau et ils ne consomment pas de puissance réactive. Cependant, la conversion de l’énergie en DC néces- site des convertisseurs de puissance dont le prix et la complexité sont souvent élevés. Ce ne fut qu’au milieu des années 50 que le transport en haute tension DC (HVDC) devint commercialement compétitif grâce au développement des valves à vapeur de mercure. Ces valves permettaient de convertir doublement l’énergie électrique : d’abord d’AC en DC pour le transport, puis ensuite de DC en AC pour la réinjecter dans le réseau principal fonctionnant en AC. La première installation commerciale en DC fut mise en fonctionnement sur l’ile de Gotland, en Suède, en 1954. Les semi-conducteurs à l’état solide (essentiellement des thyristors) commen- cèrent à être utilisés dans les systèmes HVDC vers la fin des années 1960. Les premiers convertisseurs à base de thyristors furent installés à Gotland, en extension du système existant à valves à vapeur de mercure, et à Sakuma (Japon), comme réalisation expérimentale. Le premier HVDC tout en semi-conducteurs en état solide fut installé à New Brunswick (Canada), au début des années 1970 [1]. Depuis leur introduction, les disposi- tifs HVDC ont connu un développement spectaculaire et différentes technologies basées sur les thyristors et sur les transistors ont émergé. 40 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen HVAC ou HVDC ? Grâce aux nombreux progrès réalisés au cours des dernières décennies, le transport de l’énergie électrique en DC est devenu une réalité et peut donc se faire en haute tension soit en AC (HVAC) soit en DC (HVDC). Le choix entre l’une ou l’autre des solutions dépend de plusieurs facteurs : • l’environnement - Si l’interconnexion est réalisée sous la mer (comme c’est le cas des connexions des îles, des parcs éoliens offshores ou des réseaux sé- parés par l’eau), ou encore dans les zones urbaines très peuplées, l’utilisation de câbles est obligatoire. Les câbles sont trois à cinq fois plus chers en HT et dix à vingt fois en THT que les lignes aériennes [7], et leur mise en œuvre est plus onéreuse. Comme une connexion HVDC ne requiert que deux câbles, elle peut s’avérer plus économique. • la longueur de l’interconnexion - La longueur de l’in- terconnexion influence le choix de la façon suivante : - Les câbles et lignes AC requièrent trois conducteurs, tandis que les connexions HVDC n’en nécessitent que deux. Néanmoins, il faut que la distance de l’in- terconnexion dépasse un seuil critique pour que le coût des deux stations de conversion additionné à celui du câble devienne plus avantageux qu’une sim- ple connexion en AC. Ce seuil est typiquement at- teint entre 40 et 80 km pour les interconnexions par câble et dépend de facteurs divers. A titre indicatif, la figure 1(a) représente les coûts liés aux liaisons AC et DC en fonction de la distance d’interconnexion. - Les câbles et lignes AC génèrent de la puissance réactive. Cette puissance est d’autant plus élevée que le câble est long, réduisant la capacité de trans- port de la ligne et produisant des chutes de tension. Les connexions de grande longueur en AC deman- dent donc l’intégration de constituants supplémen- taires permettant de gérer l’énergie réactive. - Les pertes résistives dans les lignes AC sont plus élevées que dans les lignes DC. La raison en est liée à l’effet de peau, qui se manifeste en présence de courants alternatifs et provoque une augmenta- tion de la résistance des conducteurs avec la fré- quence du courant. Les pertes résistives dans les lignes AC sont donc plus élevées que dans les li- gnes DC. Cette différence s’accroit avec la distance. Cependant, il faut aussi tenir compte des pertes dans les stations de conversion. • Les interconnexions transfrontalières et/ou asyn- chrones - Les interconnexions en HVDC peuvent s’imposer quand il s’agit d’interconnecter des régions ayant des règles d’exploitation différentes ou asyn- chrones. En plus, le recours au courant continu règle les problèmes de stabilité et apporte une dimen- sion de contrôlabilité qui donne de la souplesse aux connexions internationales [8]. Les facteurs qui motivent le choix d’une intercon- nexion en AC ou en DC sont donc nombreux et la sé- lection doit être motivée par les spécificités de chaque cas. Dans la figure 1(b), des projets existants sont clas- sés en fonction de la distance d’interconnexion et de la Figures 1(a) et 1(b) : Coûts et puissance par rapport à la distance d’interconnexion [9], [7]. REE N°5/2011 ◗ 41 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen puissance transportée. A présent, la liaison DC présen- tant la plus forte puissance et la plus longue distance est celle de Xianjiaba-Shangai, en Chine, avec 2 071 km de ligne, une puissance installée de 6 400 MW et une tension de ± 800 kV. Elle dépasse la liaison de Itaipu, au Brésil, qui était jusqu’alors la plus forte liaison DC au monde, en capacité de transport, tension et distance. Les plus grandes liaisons DC projetées pour les années à venir (avec une technologie de commutation en li- gne) ont presque toutes des puissances et des tensions autour de 6 400 MW et de ± 800 kV [11]. Principales technologies des liaisons à courant continu Aperçu général Les premières tentatives de transformation des ni- veaux de tension DC en niveaux supérieurs ou infé- rieurs étaient basées sur des dispositifs mécaniques. Ces systèmes n’étaient pas très praticables industrielle- ment. En 1929 le Suédois Uno Lamm inventa les val- ves à arc de mercure pour les applications en basse tension. Pendant les années 1930 différents projets de démonstration furent réalisés [6] : • Une ligne de 275 km, 20 MW, 20 kV, 125 kV entre Moutiers et Lyon (France), • Une ligne de 0.5 MW, 50 kV de Wettingen à Zürich (faisant partie de l’exposition suisse de 1939), • Une installation de test à 33 kV et 400 A à Biaschine (Allemagne), • Une ligne de test de 50 km entre Trollhättan et Mel- lerun (Suède). Cependant, ce ne fut que dans les années 1950 que la technologie des valves à arc de mercure devint suf- fisamment mature pour être mise en œuvre dans des applications HVDC commerciales. Comme déjà indi- qué, la première fut celle d’une liaison réalisée en 1952 entre l’île suédoise de Gotland et le continent. Elle avait une capacité de 20 MW à 100 kV et utilisait un câble sous-marin. Les stations de conversion étaient consti- tuées de deux convertisseurs de six pulses connectés en série qui se comportaient comme un convertisseur de douze pulses. Ce projet innovant constitua la pre- mière avancée vers d’autres grands projets telle que l’interconnexion France-Angleterre (160 MW, ± 100 kV) en 1961 ou la connexion des Cook Straits (600 MW, ± 250 kV) en Nouvelle-Zélande. Ces projets permi- rent de mettre en évidence certains inconvénients des valves à mercure tel que le phénomène d’“arc-back” ou “reverse breakdown”. Ces inconvénients, ajoutés à l’émergence du thyristor et à la pression des sociétés concurrentes d’ASEA, qui s’était positionné comme leader mondial de la fabrication des valves à arc de mercure, alors que Siemens, Toshiba, Mitsubishi etc. voulaient également entrer dans le marché – condui- sirent à s’écarter des solutions basées sur des valves à vapeur de mercure. À partir des années 1970, le thyris- tor prit la relève et devint prédominant jusqu’à l’arrivée des transistors vers la fin des années 1990. Aujourd’hui, la technologie HVDC à base de thyris- tors est mature et cohabite avec les technologies HVDC à base de transistors (Tableau 1). Le choix dépend prin- cipalement de l’application et des niveaux de puissance et de tension demandés. Les liaisons HVDC peuvent être classées en deux grandes familles : • La première famille est celle des liaisons HVDC en sources de courant (CSC : Current Source Conver- ter) commutées en ligne. Cette famille utilise des thyristors conventionnels comme valves et travaille en tant que source de courant (figure 2(a)). Comme le thyristor conventionnel n’a pas la capacité de fermetu- re forcée (turn-off), il peut uniquement être exploité en mode de source de courant. Son avantage princi- pal par rapport aux dispositifs totalement commanda- bles se trouve dans sa puissance élevée d’opération, son coût plus réduit et ses pertes plus faibles [15]. Une classification des dispositifs semi-conducteurs Famille des thyristors Famille des transistors GTO (Gate Turn-Off Thyristor) Transistor Bipolaire (Darlington) IGCT (Integrated Gate-Commutated Thyristor) MOSFET (Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor) IEGT (Injection Enhanced Gate Transistor) IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) Tableau 1 : Classification des semi-conducteurs de puissance actuels. 42 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen avec leurs limites opérationnelles et leurs applications est présentée dans les figures 3(a) et 3(b). Dans les sources de courant, l’inductance du côté DC ne permet pas un changement brusque du courant. Comme le courant circule toujours dans le même sens, il est nécessaire de renverser la polarité de la tension aux bornes DC pour inverser le flux de puis- sance active. • La deuxième famille est celle des liaisons HVDC à commutation forcée utilisées en tant que sources de tension. Cette famille emploie des semi-conduc- teurs totalement commandables et elle est bien éta- blie pour des niveaux de tension moyens. Comme il peut être noté dans le Tableau 2, les projets récents présentent des niveaux de puissance s’étageant entre 300 et 400 MW. À l’inverse des sources de courant, l’inversion du sens de la puissance dans les sources de tension (figure 2(b)) s’obtient en renversant le sens du courant. Les liaisons HVDC en sources de courant com- mutées en ligne/commutation naturelle (CSC- HVDC) Cette technologie est la plus ancienne et la plus ma- ture, d’où l’appellation « classique HVDC ». Elle est bien établie pour de grandes puissances autour de 1 000 MW. Par exemple, l’un des plus grands projets utilisant cette technologie, celui d’Itaipu au Brésil, permet le transfert de 6 300 MW. D’autres projets relevant de ce niveau de puissance, mais avec des tensions encore supérieures, de l’ordre de 800 kV ou 1 000 kV, sont réalisés ou en en cours de mise en œuvre en Chine [10], [11]. Comme l’illustre la figure 4 la structure d’une station de conversion CSC-HVDC comporte [8] : • un poste à courant alternatif dont la mission est le raccordement au réseau de l’installation. Ce poste est organisé en jeux de barres et en travées ou cellules afin de garantir la fiabilité de la fourniture et la flexibi- lité des configurations, Figures 2(a) : Schéma d’un VSC-HVDC et (b) : Schéma d’un CSC-HVDC. Figures 3(a) : Limites de tension et de courant des semi-conducteurs [14] - (b) : Puissance et fréquence des applications des semi-conducteurs [13]. REE N°5/2011 ◗ 43 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen • des filtres d’harmoniques et des bancs de com- pensation de puissance réactive (connectés au jeu de barres). • des unités de conversion, qui constituent le noyau de la station de conversion et qui redressent ou ondu- lent la tension. Les unités de conversion peuvent être associées selon différentes configurations comme il sera expliqué plus loin, • des systèmes de lissage du courant continu et de filtrage de la tension redressée, • des systèmes de mesure. Le bloc de base utilisé pour la conversion de l’énergie dans ce type d’HVDC est défini par le « pont de Graetz » (aussi connu comme redresseur à six impulsions, re- dresseur triphasé en pleine onde ou unité hexapha- sée). Dans un pont de Graetz, les valves commutent six fois au cours de la période de l’onde fondamentale du réseau, générant une ondulation harmonique à cette fréquence sur la tension du bus. Normalement, les uni- tés hexaphasées sont mises en série et alimentées par deux systèmes triphasés déphasés de 30 degrés élec- triques. Le déphasage s’obtient en utilisant deux trans- formateurs couplés différemment, l’un en Yd et l’autre en Yy (voir figure 4). Cette association de deux ponts de Graetz se traduit par une unité dodécaphasée qui double naturellement le rang des premiers harmoni- ques produits, et simplifie ainsi considérablement le schéma de filtrage. Grâce aux thyristors et à leur capacité de suppor- ter des puissances importantes, les systèmes de type CSC-HVDC représentent aujourd’hui une technologie très répandue dans le monde [11]. De plus, ils limitent naturellement les courants de court-circuit au moyen d’inductances insérées dans le réseau DC. Cependant, ils présentent quelques inconvénients [12] : • Les CSC-HVDC nécessitent une source de tension synchrone relativement forte pour pouvoir commuter. La capacité de court-circuit triphasée disponible du réseau doit, au moins, être le double de la puissance de dimensionnement du convertisseur. Les CSC-HVDC consomment de la puissance réacti- ve (inductive). Ils ne peuvent fonctionner que si le cou- rant est en retard par rapport à la tension. En raison de cette consommation de puissance inductive, l’unité de Figure 4 : Schéma simplifié d’un CSC-HVDC bipolaire avec des unités dodécaphasées. 44 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen conversion doit être munie de filtres AC (avec un com- portement capacitif accordé à la fréquence de ligne) et de bancs de condensateurs ou de condensateurs intégrés en série avec le convertisseur (convertisseurs commutés à condensateurs). La différence entre la puissance réactive demandée et fournie à la station de conversion doit être absorbée par le réseau et se traduit donc par des variations de tension. Si le réseau est faible, ou si la station est éloignée des points de génération, l’énergie réactive doit être gérée avec beau- coup d’attention afin d’éviter des écarts trop élevés. Les convertisseurs commutés à condensateurs (Figure 6) permettent l’installation d’HVDC de forte puissance dans des zones proches des limites de stabilité de ten- sion car ils fournissent automatiquement la puissance réactive de compensation avec le courant de charge. Les liaisons HVDC en source de tension à com- mutation forcée (VSC-HVDC) L’expérience industrielle des liaisons VSC-HVDC est très récente en comparaison de celle des liaisons CSC- HVDC. Le premier système VSC-HVDC comportant des IGBT et une commande de type MLI (Modulation de largeur d’impulsion) a été installé à Hellsjön (Suède) en 1997. L’interconnexion faisait 10 km et pouvait trans- porter 3 MW sous ± 10 kV. Depuis 1997, l’évolution de cette technologie a été très rapide, comme en témoi- gne le Tableau 2. Ce tableau montre également que les IGBT sont dé- sormais les semi-conducteurs de puissance standard pour ce type d’applications. Malgré leur niveau de puissance plus modeste par rapport aux CSC-VSC [10], les liaisons VSC-HVDC pré- sentent plusieurs facteurs intéressants : • elles ne souffrent pas de défaillances de commutation causées par les perturbations du réseau, • les puissances active et réactive peuvent être comman- dées librement dans les quatre quadrants (figure 5), • il est possible de connecter un VSC-HVDC à un sys- tème électrique qualifié de « faible » (à puissance de court-circuit réduite) ou même sans source de géné- ration propre, • les transformateurs ne sont pas nécessaires pour as- sister à la commutation des semi-conducteurs totale- ment commandés, • elles offrent une dynamique plus élevée et, à la fa- veur des commandes de type MLI, les filtres sont plus réduits. La modulation de largeur d’impulsion (MLI) consiste à générer les signaux d’amorçage des semi-conducteurs en comparant un signal de consigne avec un signal de type porteuse triangulaire (ou en dent de scie), comme le montre la figure 8(a). L’onde à la sortie du convertis- seur – e(t) – (voir figure 8(b)) est un signal fortement découpé mais, sa composante fondamentale – e1 (t) – a la même allure que le signal de référence. Figure 5 : Commande de la puissance active et réactive dans les CSC-HVDC et les VSC-HVDC. Figure 6 : Détail d’un convertisseur commuté à condensateurs en série. Figure 7 : Convertisseur à deux niveaux avec des IGBTs. Zone d'opération REE N°5/2011 ◗ 45 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen Nom du projet Année de la commande Puissance nominale Nombre de circuits Tension AC Tension DC Longueur des câbles Commentaires Topologie Valves Hellsjön, Suède 1997 3 MW ±3 MVAr 1 10 kV (deux côtés) ± 10 kV 10 km (lignes) Connexion de test. Réseau AC synchrone 2 niveaux IGBT (séries) Gotland HVDC- Light, Suède 1999 50MW -55/+50 MVAr 1 80 kV (deux côtés) ± 80 kV 2×70 km (câble sous- marin) Pour éolien (support de tension) 2 niveaux IGBT (séries) Eagle Pass, EEUU 2000 36 MW ± 36 MVAr 1 138 kV (deux côtés) ± 15.9 kV HVDC-Light (B2B) Connexion asynchrone pour échanges 3-niveaux (NPC) IGBT (series) Tjæreborg, Danemark 2000 7.2 MW -3/+4 MVAr 1 10.5 kV (deux côtés) ± 9 kV 2×4.3 km (câble sous- marin) Pour éolien. Projet démonstrateur 2 niveaux IGBT (séries) Terrenora Interconnection, Australia 2000 180 MW -165/+90 MVar 3 110 kV- Bungalora 132 kV- Mullumbimby ± 80 kV 6×59 km (câble sous- terrain) Connexion asynchrone pour échanges 2 niveaux IGBT (séries) MurrayLink, Australia 2002 220 MW -150/+140 MVAr 1 132 kV-Berry 220 kV Red Cliffs ± 150 kV 2×180km (câble sous- terrain) Connexion asynchrone pour échanges 3-niveaux (ANPC) IGBT (séries) CrossSound, EEUU 2002 330 MW ±150 MVAr 1 345 kV-New Heaven 138 kV-Shoreham ± 150 kV 2×40 km (câble sous- marin) Connexion synchrone contrôlée pour échanges 3-niveaux (ANPC) IGBT (séries) Troll A offshore, Norvège 2005 84 MW -20/+24 MVAr 2 132 kV-Kollsness 56 kV-Troll ± 60 kV 4×70 km (câble sous- marin) Environne- ment. Taxe carbone 2 niveaux IGBT (séries) Estlink - Estonia, Finland 2006 350 MW ±125 MVAr 1 330 kV-Estonia 400 kV Finland ± 150 kV 2×31 km (câble sous- terrain) 2×74 km (câble sous- marin) Connexion asynchrone Câbles sous-marins longues 2 niveaux IGBT (series) Nord Eon 1, Allemagne 2009 400 MW 1 380 kV-Diele 170 kV-Borkum 2 ± 150 kV 2×75 km (câble sous- terrain) 2×128 km (câble sous- marin) Connexion ferme éolien- ne offshore IGBT (séries) Caprivi Link, Namibia 2009 300 MW 1 330 kV-Zambezi 400 kV-Gerus 350 kV 970 km (lignes) Réseaux faibles IGBT (séries) Valhall offs- hore, Norvège 2009 78 MW 1 300 kV-Lista 11 kV-Valhall 150 kV 292 km (sous-marin) Environnement. Augmentation del’efficacité 2 niveaux IGBT (séries) TransBay Cable, EEUU 2010 400 MW ± 300 MVAr (max) 1 230 kV-Pittsburg 115 kV- Potrero ± 200 kV 86 km Multi- niveaux IGBT (MMC) Tableau 2 : Projets VSC-HVDC [10], [11]. 46 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen La MLI génère des harmoniques de découpage à fréquences multiples de la fréquence du signal associé à la porteuse. En raison de fréquences de filtrage éle- vées, la taille de ces filtres est plus petite que celle des filtres utilisés pour des CSC-HVDC. L’inconvénient principal des liaisons VSC-HVDC se trouve dans les niveaux de tension et puissance qui peuvent être atteints. Ces niveaux de puissance et ten- sion sont beaucoup plus faibles que dans les liaisons CSC-HVDC. Cependant cette différence est en train Figures 8 : Modulation par Largeur d’Impulsion (MLI) – (a) : Signaux d’entrée de la MLI – (b) : Onde de sortie. Figure 9 : Harmoniques résultantes de la MLI. REE N°5/2011 ◗ 47 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen d’être réduite. Récemment, des projets de VSC-HVDC associés à des niveaux de tension et de puissance plus importants ont été proposés : • plusieurs interconnexions entre l’Allemagne et des fer- mes éoliennes offshores ont été projetées pour les an- nées 2012, 2013 et 2014 : les interconnexions BorWin2, Dolwin1, Helwin1 et SylWin1. Ces interconnexions ont une capacité de transport d’entre 546 et 864 MW et une tension d’entre 250 et 320 kV. Les distances d’inter- connexion varient entre 130 et 205 km [19] [20] • l’interconnexion NordBalt, entre la Suède et la Litua- nie, aura une puissance nominale de 700 MW et une tension de 300 kV pendant une distance de 450 km. Elle est prévue pour 2015 • le projet de TresAmigas, aux Etats-Unis, permettra d’in- terconnecter les trois principaux réseaux électriques américains (le réseau est, le réseau ouest et le réseau de Texas). Cette interconnexion sera la première pla- te-forme de ce type dans le monde et représente, également, le plus grand projet de « smart grid » aux Etats-Unis. Les stations pourront fournir 750 MW à 345 kV. L’exploitation commerciale de cette intercon- nexion est attendue en 2014 [18]. Un autre désavantage, par rapport aux liaisons CSC- HVDC, réside dans leur faible capacité de limitation de courant de court-circuit face aux défauts du côté DC. Les liaisons HVDC hybrides Les liaisons HVDC hybrides constituent une solution intermédiaire entre les CSC-HVDC et les VSC-HVDC. Elles consistent à utiliser une station de conversion à thyristors et une station de conversion de type VSC [16] [17]. Elles associent donc les avantages des deux technologies : • la station CSC supporte des puissances plus élevées, • la station VSC permet de travailler dans les réseaux faibles, • la station CSC aide à la protection du système en présence des défauts DC, • une communication rapide entre les deux stations n’est pas demandée, • elles génèrent moins de pertes que les systèmes VSC-HVDC. Cependant, le principal désavantage des liaisons HVDC hybrides est qu’elles ne peuvent pas renverser le flux de puissance facilement car la station CSC requiert un chan- gement de polarité de la tension DC, et la station VSC requiert un changement du sens du courant. En consé- quence, pour changer le sens de la puissance, il est néces- saire de décharger le bus DC et reconnecter le système. En 2014 l’interconnexion de Skagerrak, entre la Nor- vège et la Suède, sera modernisée avec l’adjonction d’un quatrième pôle en technologie VSC, les pôles exis- tants ayant une technologie CSC. Ce sera la première liaison HVDC hybride dans le monde. Configurations des HVDC En fonction de la localisation et l’association des uni- tés de conversion, différentes configurations peuvent être envisagées (figure 11). • configurations back-to-back (dos à dos) : normale- ment ces configurations sont utilisées pour interconnec- ter sur une courte distance deux réseaux asynchrones. L’objectif n’est donc pas de transporter de la puissance sur de longues distances mais de relier des réseaux asynchrones. La plate-forme d’Eagle-Pass, entre le Texas et le Mexique, avec 36 MW et 132 kV, constitue un exemple de ce type de réalisation. • configurations monopolaires  : avec les configu- rations dos à dos, ces configurations sont les plus simples et les plus économiques que l’on puisse envisager. Quand les caractéristiques du sol le per- mettent, l’option plus basique est de relier les deux unités de conversion avec une seule ligne ou câble, et de faire le retour de courant par la terre. Ce choix est fréquemment fait dans les interconnexions sous- marines. Si le retour par la terre ou les fonds marins n’est pas possible, à cause d’une grande résistivité du sol par exemple, il est loisible de tirer un conducteur métallique qui remplira la fonction du neutre. Dans ce cas, la connexion à la terre se fait d’un seul côté. Une autre possibilité économiquement avantageuse consiste à connecter le point intermédiaire de l’unité dodécaphasée à la terre et à utiliser deux lignes ou câbles dimensionnés à la moitié de la tension pour relier les stations de conversion. Normalement les VSC-HVDC utilisent un seul convertis- seur par unité de conversion. Les deux unités sont rac- Figure 10 : HVDC Hybride. 48 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen cordées entre elles et le point intermédiaire de chaque convertisseur est connecté à terre par une impédance large qui agit comme référence de tension DC. Les liaisons de Fenno-Skan, entre la Suède et la Finlan- de, et la liaison sous la mer Baltique, entre l’Allemagne et la Suède, sont deux exemples des liaisons monopolaires. • configurations bipolaires : ces configurations asso- cient plusieurs unités de conversion ce qui peut s’avé- rer avantageux pour les raisons suivantes [10] : - deux unités connectées de façon symétrique par rapport à la terre permettent de transporter l’éner- gie sous deux tensions continues symétriques. Une telle association permet de continuer à fonctionner en mode dégradé malgré la perte d’une unité, - une configuration comprenant plusieurs unités per- met de construire l’appareil en plusieurs phases et d'étaler l’investissement dans le temps. La configuration bipolaire est la configuration plus ré- pandue dans les CSC-HVDC modernes avec lignes aériennes. Quand le système est équilibré, il n’y a pas de courant de terre mais, en cas de défaut dans l’un des pôles, le mode de fonctionnement monopolaire peut être utilisé. Dans ce cas, comme pour la configu- ration monopolaire, deux options sont envisageables : soit utiliser un retour par la terre, soit utiliser un fil de retour métallique (plus fréquent). Pour les applications de très haute tension (au-delà de ± 500 kV) les unités dodécaphasées peuvent être mises en série pour réduire la proportion d’énergie perdue dans le cas d’une défaillance. La liaison de 3 000 MW entre le Trois Gorges et Changzhou, en Chine, est un exemple de topologie bipolaire. Elle a une tension DC de ± 500 kV sur une distance de 860 km. • configurations multi-terminaux : Il s’agit de configu- rations dans lesquelles on dispose de plusieurs sta- tions de conversion. Ainsi, peut-on avoir deux stations qui marchent en mode rectificateur et une en mode onduleur, par exemple. Depuis 20 ans différentes liaisons HVDC multi-ter- minaux ont été installées dans le monde. Quelques exemples sont donnés plus loin dans le chapitre dé- dié aux liaisons multi-terminaux. Figure 11 : Configurations possibles des HVDC. REE N°5/2011 ◗ 49 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen Technologie des liaisons à convertisseurs source de tension (VSC-HVDC) La technologie du VSC à deux niveaux, est très pro- che d’atteindre un degré de maturité, quand il s’agit d’applications en basse et moyenne puissance. Plu- sieurs applications ont été mises en œuvre, notam- ment dans les entraînements en moyenne puissance. Néanmoins, afin de pouvoir évoluer de la même façon dans les applications de fortes puissances, il est néces- saire de progresser sur les points suivants : • composants, • topologie, • commande. La course incessante se poursuit pour développer des semi-conducteurs de puissance à haute tension et à haute intensité capable d’entraîner des systèmes de forte puissance. Actuellement, une forte concurrence subsiste entre l’utilisation de topologies de convertis- seurs classiques avec des semi-conducteurs de hau- te tension, et l’utilisation de nouvelles topologies de convertisseurs utilisant des composants de moyenne tension. Cette situation est illustrée dans la figure 12. Dans cette figure les semi-conducteurs de moyenne puissance sont groupés en fonction des types de topo- logies multiniveaux : topologie Neutral Point Clamped (NPC), topologie Flying Capacitors (FC), topologie Cas- caded H-Bridges (CHB) et topologie Modular Multilevel Converter (MMC). La description de ces topologies est détaillée par la suite. Composants La figure 3(b) montre le couple puissance-fréquence de plusieurs interrupteurs de puissance. On peut observer qu’au fur à mesure que la puissance imposée à l’interrup- teur augmente, la capacité de commutation de l’interrup- teur diminue. C’est pour cela que dans le cas de fortes puissances, le CSC à base de thyristors, qui commute à la même fréquence du réseau, a été préféré au VSC à base d’IGBT qui doit commuter à des fréquences très supé- rieures à celle du réseau. Par conséquent, afin d’aboutir à des VSC de haute puissance, une des solutions possibles repose sur la mise au point de composants semi-conduc- teurs de haute fréquence et haute puissance. Topologie Deux niveaux Il est également possible d’augmenter le niveau de puissance toléré par le VSC en modifiant sa topologie, c’est-à-dire la façon dont sont disposés les composants internes du convertisseur. Association de composants  Une solution simple a été proposée par ABB dans les années 1990, appelée HVDC Light. Cette solution Figure 12 : Classification des solutions VSC pour fortes puissances. 50 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen consiste à remplacer chaque IGBT de la topologie à deux niveaux par plusieurs IGBT connectés en série. Cette configuration conduit à distribuer la tension entre plusieurs interrupteurs au lieu d’un seul, ce qui permet d’opérer le système avec des tensions plus importantes. Du point de vu de la commande, chaque groupe d’inter- rupteurs doit s’ouvrir et se fermer exactement en même temps. De cette façon, on peut extrapoler les avantages et les performances des convertisseurs à deux niveaux à des tensions et à des puissances plus importantes. Un inconvénient de ce système réside dans l’augmentation des pertes par commutation, puisqu’il fonctionne à peu près à la même fréquence que dans le cas simple (un seul IGBT par module) mais avec davantage de pertes dues à l’augmentation du nombre d’interrupteurs. Multi-niveaux Les convertisseurs multi-niveaux ont comme objec- tif d’étendre les avantages des convertisseurs VSC de faible et moyenne puissance, d’une part au cas des applications de forte puissance adaptés aux entraîne- ments à vitesse variable de haute puissance et tension, d’autre part à celui des grands convertisseurs destinés aux réseaux électriques tel que les VSC-FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) et les VSC- HVDC. Pour atteindre cet objectif, en plus de l’augmen- tation du nombre d’interrupteurs comme dans le cas précédent, la topologie interne du convertisseur doit être modifiée. Parmi les avantages de ces topologies, on peut citer les points suivants : • la tension de sortie du convertisseur se rapproche énor- mément de celle d’un signal sinusoïdal, en conséquence : - la taille des filtres diminue, - la fréquence de commutation, et par conséquent les pertes par commutation, diminuent. Les figures 13 montrent l’amélioration de la qualité de l’onde de tension d’un convertisseur multi-niveaux par rapport à celle d’un convertisseur classique, en comparant les tensions de sortie des deux systèmes dans le cas monophasé. • possibilité de travailler avec des tensions et des puis- sances élevées, • réduction de la taille, voire élimination du transfor- mateur, • tous les avantages du VSC deux niveaux. Plusieurs topologies multi-niveaux existent dans la littérature, dont trois d’entre eux sont les plus connues : le Diode-Clamped/Neutral-point Clamped (NPC) con- verter, le Flying Capacitor (FC) et le Cascaded H-Bridge (CHB) converter. Parmi ceux-ci, on s’intéressera seule- ment aux deux premiers, le CHB étant souvent utilisé en tant que compensateur statique (STATCOM/FACTS) mais pas dans une configuration HVDC. Finalement, la plus récente topologie multi-niveaux, qui s’avère être la plus prometteuse, sera présentée : le Modular Multile- vel Converter (MMC ou M2C). Dans les années 1980, les préoccupations en élec- tronique de puissance étaient centrées sur l’accroisse- ment de la puissance du convertisseur. Les CSC étaient les centres d’intérêt principaux des chercheurs qui s’évertuaient à en augmenter le courant. D’autres cher- cheurs ont cependant commencé à travailler sur l’idée d’augmenter la tension au lieu du courant. Plusieurs scientifiques se sont penchés sur le développement de nouvelles topologies et, en 1981, A. Nabae, I. Takahahi, et H. Akagi ont présenté le premier NPC à “pulse width modulation” (modulation de largeur d’impulsion), ap- pelé aussi le diode-clamped converter. Ce convertis- seur était basé sur une modification de la topologie classique à deux niveaux en ajoutant deux nouveaux semi-conducteurs par phase (voir figure 12). Dans cet- te nouvelle topologie, chaque dispositif de puissance a la charge de supporter, au plus, la moitié de la tension quand on le compare à un convertisseur classique avec le même bus continu. Ainsi, si les semi-conducteurs de puissance ont les mêmes caractéristiques que dans le cas à deux niveaux, la tension peut être doublée. Quelque années plus tard, d’autres topologies de convertisseurs telles que le FC ou le CHB sont appa- Figures 13 : Ondes de sortie d’un convertisseur et sa fondamentale - (a) en multi-niveaux - (b) à deux niveaux. REE N°5/2011 ◗ 51 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen rues. Ces topologies multi-niveaux présentent différen- tes caractéristiques par rapport au NPC, du point de vue du nombre de composants, de la modularité, de la complexité de la commande, du rendement et de la tolérance aux défauts. En fonction de l’application, la topologie multi-niveaux peut être choisie en utilisant les critères du Tableau 3. Modular Multilevel Converter (MMC ou M2C) Le convertisseur modulaire multi-niveaux est le convertisseur de puissance le plus prometteur pour des applications intéressant le futur proche, surtout dans le domaine des liaisons à courant continu (HVDC). Il a été proposé en 2002 par R. Marquardt, A. Lesnicar, et J. Hil- dinger. Le principe de fonctionnement de la topologie multi-niveaux réside dans l’insertion de sous-modules, composés de deux interrupteurs, ayant comme finalité d’engendrer une forme d’onde multi-niveaux. Un tel convertisseur produit de faibles pertes de commuta- tion, parce qu’il fonctionne à une fréquence de commu- tation relativement faible et, en conséquence, possède un contenu harmonique réduit quand on le compare aux convertisseurs classiques à deux niveaux. Cet as- pect permet d’atteindre de bonnes performances avec des filtres notablement plus réduits, voire inexistants. La topologie MMC admet en option de fonctionner sans transformateur, car la tension est distribuée également entre chaque condensateur. Sa modularité assure un fonctionnement plus fiable et facilite sa maintenance. Il présente un seul lien en continu auquel il est possi- ble de raccorder un ou plusieurs convertisseurs, étant adapté aux applications multi-terminaux sans avoir be- soin d’un condensateur entre les deux terminaux. La plupart des efforts de recherche en cours actuellement sont axés sur la conception des systèmes de régulation adaptés à ce type de convertisseurs. Le convertisseur modulaire multi-niveaux combine les avantages du NPC et du FC avec l’aspect modulaire du CHB. Il présente une topologie adaptée au fonc- tionnement d’une liaison à courant continue, tout en gardant les caractéristiques modulaires du CHB, avec les avantages suivants: Comparaison de topologies mult-niveaux NPC FC CHB Exigences spécifiques Diodes de blocage Capacités additionnelles Sources de tensions continues isolées Modularité Faible Moyenne Elevée Complexité de la conception et de la mise en œuvre Faible Moyenne (capacités) Elevée (Transformateur d’entrée) Difficultés de la commande Equilibrer les tensions Initialisation des capacités Transfert de puissance Tolérance en cas de défaut Difficile Facile Facile Tableau 3 : Comparaison de topologies multi-niveaux. Figures 14 : Détails de la topologie MMC – (a) Sous-module – (b) Convertisseur – (c) Circuit équivalent. 52 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen • une conception modulaire qui permet d’adapter libre- ment le niveau de tension et de puissance du conver- tisseur et qui est indépendante de l’état de l’art des dispositifs de puissance, • une forme d’onde multi-niveaux qui produit un taux de distorsion harmonique faible, • une haute disponibilité grâce à l’utilisation redondante des sous-modules. Quelques modules peuvent être gardés en réserve (étant court-circuités), pour pouvoir remplacer les modules défaillants. Commande Dans terminal VSC-HVDC, on peut réguler deux pa- ramètres sur quatre possibles. Ces paramètres sont les suivants : • d’un côté on peut réguler soit la puissance active (1), soit la tension du bus à courant continu (2), • de l’autre côté soit la puissance réactive (3), soit la ten- sion alternative du point de connexion au réseau AC (4). Le choix des paramètres à réguler dépend fortement de la nature du système alternatif auquel le VSC-HVDC est raccordé. Parmi toutes les configurations, trois types de ré- seau ont un intérêt particulier dans les réseaux du futur : • les réseaux forts : un réseau fort est considéré très stable si la tension alternative au point de connexion avec le VSC peut être prise comme invariable. Par conséquent, réguler le paramètre (4) n’a pas de sens. C’est pour cela que l’on régule le paramètre (3), nor- malement forcé à zéro, afin d’utiliser plus efficace- ment la capacité de transport du système. Un réseau fort peut donner naissance soit à : - Une régulation de tension : dans ce cas-là, en plus de réguler le paramètre (3), on régule le paramètre (2), - Une régulation de puissance : dans ce cas, on ré- gule le couple de paramètres (3) et (1). • les réseaux faibles : un réseau faible est souvent as- socié aux réseaux des producteurs d’électricité d’origine renouvelable (parcs éoliens, PV, CSP, etc.). Ils sont consi- dérés comme faibles car la tension alternative au point de connexion avec le VSC ne peut pas être prise comme invariable, par conséquent il faut commander le paramè- tre (4). Typiquement, on régule aussi le paramètre (1), • les réseaux passifs : un réseau passif n’a pas une tension naturelle au point de connexion, par consé- quent c’est le VSC qui force cette tension. C’est-donc le paramètre (4) qui doit être régulé. Le paramètre (1) doit aussi être régulé, car typiquement les réseaux passifs sont ceux desservant de petites iles, des pla- tes-formes ou tout simplement sont des réseaux iso- lés. En conséquence, il faut commander la puissance active qui est requise. Réseaux multi-terminaux Un système multi-terminaux HVDC (MTDC) est composé de plus de deux convertisseurs connectés par des câbles de courant continu et qui partagent le même bus DC, comme l’illustre la figure 15. Les systè- mes multi-terminaux HVDC ont des avantages sur les HVDC à deux terminaux, sur plusieurs aspects : • les MTDC permettent l’interconnexion de plusieurs réseaux alternatifs sur des distances moyennes ou longues, • Ils ont des avantages économiques du fait que le coût total des convertisseurs installés dans un système MTDC est généralement inférieur à celui de plusieurs HVDC équivalents à deux terminaux [22], • Les systèmes MTDC peuvent offrir une plus grande flexibilité dans la distribution des flux de puissance dans des grands réseaux interconnectés, • Ils peuvent aider à amortir les oscillations dynamiques non-désirées des réseaux. En contrepartie, les systèmes multi-terminaux re- quièrent plus d’appareillage de connexion, pour s’adap- ter à configuration des interconnexions, ainsi que des systèmes complexes de coordination, de commande et de télécommunications. La possibilité de mettre en œuvre des systèmes MTDC dépend fortement de la disponibilité de disjoncteurs à courant continu. Il existe des différences très significatives entre les exigences de disjoncteurs AC et de disjoncteurs DC, principalement à cause de l’absence d’un passage naturel par zéro du courant continu dans les systèmes DC. Les disjoncteurs DC doivent couper les courants de court-circuit très ra- pidement et ont besoin de dissiper l’énergie emmagasi- née dans les inductances du système. A l’heure actuelle, les disjoncteurs DC sont uniquement disponibles pour des applications de faible ou moyenne tension. Pour les applications HVDC, seuls des disjoncteurs de cou- rant de charge et de transfert sont utilisés [26]. Les MTDC sont une réalité depuis plus de vingt ans, mais ils n’ont jamais dépassé le nombre de quatre ter- minaux. En outre, la plupart des MTDC utilisent des technologies à base de thyristors. Quelques exemples de MTDC actuellement en service : • Sardaigne–Corse–Italie (SACOI), qui est une exten- sion du système à deux terminaux Sardaigne–Italie REE N°5/2011 ◗ 53 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen construit en 1967. Un troisième terminal a été ajouté en Corse en 1991. C’est un système de type HVDC classique à thyristors, à trois terminaux, d’une puissance de 200 MW pour deux terminaux, et 300 MW pour le troisième. Le niveau de tension est de ± 200 kV [23]. • Pacific Intertie (Etats-Unis), qui a été mis en ser- vice en 1970 et qui, depuis, a été mis à niveau trois fois entre 1970 au 2004. La liaison comporte quatre terminaux bipolaires en parallèle qui totalisent 3 100 MW, avec une technologie classique. A l’origine, la liaison était conçue pour travailler à une tension DC de ± 400 kV mais elle a été portée à ± 500 kV [19] [21]. • Hydro-Québec à New England (Canada), qui est le premier système multi-terminal à grande échelle du monde. Les années de mise en service se sont étalées de 1986 à 1992. C’est aussi un HVDC « clas- sique » à trois terminaux de 2 000 MW chacun, d’une tension alternative de 315 kV, 230 kV, 345 kV et d’un niveau de tension continue de ± 450 kV [24]. • Shin-Shanano Substation (Japon), qui a été construit par Tokio Electric Power Company en 1999 et a trois conver- tisseurs VSC dans une configuration dos à dos avec une distance négligeable entre les convertisseurs) [25]. • North East-Agra, en Inde qui sera la première instal- lation multi-terminaux classique dans le monde à ultra haute tension DC (± 800 kV). Elle aura quatre termi- naux bipolaires avec une capacité totale de 8 000 MW. Elle sera livrée en 2014 [19]. Les futurs réseaux transméditerranéens Actuellement, l’une des préoccupations des inter- venants dans le secteur de l’énergie est la limitation de la capacité d’échange entre les différentes régions de l’Union européenne et l’approche qui s’ensuit des limites de stabilité du réseau électrique. Cette capacité d’échange entre zones, est limitée à cause de l’insuf- fisance d’interconnexions physiques et de la capacité réduite des lignes et câbles. De plus, plusieurs facteurs ont un impact sur la surexploitation de lignes : • L’intégration massive de sources d’électricité d’origi- ne renouvelable, notamment des fermes éoliennes offshores et des grands parcs solaires. Ces sources d’énergie sont souvent éloignées des centres de consommation et la capacité d’accueil des lignes n’est pas toujours adaptée aux puissances installées • L’augmentation de la consommation électrique. En Europe, par exemple, la consommation électrique a augmenté de 32 % de 1990 à 2007 • La libéralisation du marché électrique, qui impose des échanges commerciaux qui ne sont pas toujours com- patibles avec les réalités physiques. Ces facteurs viennent accroître le besoin de renforcer les réseaux et la capacité de transport des lignes, et à réfléchir sur un nouveau paradigme de réseau électrique du futur. Compte tenu des avantages mentionnés dans le chapitre précédent, les MTDC peuvent représenter une solution attractive pour résoudre les problèmes d’in- terconnexion entre les grands centres de production d’électricité d’origine renouvelable (éolien offshore, CSP, PV, etc.) et les centres de consommation. En Eu- rope, les MTDC auront certainement une place dans les pays nordiques et dans le bassin méditerranéen, où ils seront utilisés pour relier les ressources éoliennes, hydrauliques et solaires avec les pays voisins en consti- tuant un réseau DC robuste densément maillé. Dans le cas des interconnexions transméditerranéen- nes l’installation des HVDC est largement motivée pour la nature sous-marine et les longues distances d’inter- connexion, sauf exceptions comme le détroit de Gibral- tar (30 km) ou la connexion Sicile-Calabre (38 km). La figure 16 montre les interconnexions existantes et celles prévues pour les prochaines années. On peut imaginer que ces liaisons, assez espacées pour l’instant, deviennent progressivement les éléments constitutifs d’un grand réseau hétérogène où il y aura place pour dif- férentes technologies. On trouvera ainsi des lignes HVAC pour les interconnexions courtes, des liaisons HVDC Figure 15 : Exemple de réseaux multi-terminaux. 54 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen point-à-point pour des longues distances sous-marines ou terrestres, et des réseaux DC multi-terminaux, notam- ment pour interconnecter les groupements de fermes éoliennes et solaires entre eux et avec les points d’éva- cuation. En termes de technologies, une grande diversité est probable. Les liaisons HVDC en source de courant seront utilisées pour les interconnexions de plus hau- tes puissances pour relier des réseaux forts. Les liaisons HVDC en source de tension seront probablement da- vantage utilisées que les liaisons de type CSC pour in- terconnecter des sources intermittentes et des réseaux faibles, comme les réseaux insulaires ou ceux des sour- ces d’électricité d’origine renouvelable. Dans un réseau aussi diversifié, il y aura également place pour des appareils statiques d’électronique de puissance de type FACTS qui viendront en support des réseaux AC [15]. Les FACTS peuvent contrôler plusieurs paramètres afin de garantir une opération optimale du réseau. Quelques types de FACTS accompagnés de leurs fonctions sont présentés dans le Tableau 4. Vers le Supergrid ? Dans l’Europe du Nord, où les ressources éoliennes, l’énergie marine et les ressources hydroélectriques sont abondantes, un réseau interconnecté est envi- sagé. D’un autre côté, dans le bassin Méditerranéen, où le soleil et le vent sont fréquents, un autre grand réseau transméditerranéen est projeté. Un jour, ces deux grands réseaux pourraient s’unir pour constituer un super-réseau (ou Supergrid) européen. Ce grand Figure 16. : Interconnexions existantes et prévues en Méditerranée [16]. Nom Structure Fonctions SVC Static Var Compensator Connexion parallèle, sans convertisseur Régulation de tension/ puissance réactive Contrôle des oscillationsSTATCOM Static Synchronous Compensator Connexion parallèle, avec convertisseur TCSC Thyristor Controlled Switched Capacitor Connexion série, sans convertisseur Contrôle du flux de puissance Contrôle des oscillations Stabilité transitoireSSSC Static Series Synchronous Converter Connexion série, avec convertisseur UPFC Unified Power Flow Controller Connexion série-parallèle, avec convertisseurs Régulation de tension/ puissance réactive Contrôle des oscillations Contrôle du flux de puissance Stabilité transitoire Tableau 4 : Principaux types de FACTS. REE N°5/2011 ◗ 55 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen réseau interconnecté favoriserait l’intégration à grande échelle de centres de production à base d’énergies re- nouvelables et faciliterait la distribution de cette énergie vers les centres de consommation principaux. De plus, ce maillage garantirait l’indépendance énergétique de l’Europe et la stabilité du réseau. Cependant, avant l’arrivée du Supergrid, il reste beaucoup de problèmes à résoudre. Une des ques- tions principales porte sur la forme et la structure de ce super-réseau. Différents types de topologies de super- réseau ont été proposées par les chercheurs [27] : • la topologie de base est celle d’un réseau multi-ter- minaux telle que celle de la figure 17(a). Une telle topologie n’a aucune redondance du côté DC car elle n’est pas maillée. Cependant, elle peut être utilisée dans les réseaux AC-DC hybrides pour renforcer le ré- seau AC. Un exemple de cette topologie est la liaison SouthWest Link en Suède. • la deuxième topologie possible est celle d’un réseau DC avec des lignes DC indépendantes telles que celle de la figure 17(b). Dans cette topologie toutes les lignes DC ont deux convertisseurs de chaque côté. Grâce à cette caractéristique, toutes les lignes sont totalement commandables et peuvent utiliser diffé- rentes technologies (CSC et VSC). Cette configuration est bien adaptée à l’intégration des liaisons HVDC existantes à un nouveau réseau DC. Les lignes qui aujourd’hui relient la Scandinavie à l’Europe continen- tale peuvent être considérées comme le début d’un réseau de ce type. • la troisième topologie (c) repose sur un système DC maillé avec un nombre donné de connexions entre les réseaux DC et AC. Le système DC consiste en dif- férents nœuds DC connectés entre eux. Cet aspect augmente la fiabilité du réseau mais il accroit la com- plexité des systèmes de protection. • la quatrième topologie (d) est essentiellement la même que celle d’un réseau DC maillé, mais elle prend en compte l’intégration de convertisseurs DC- AC supplémentaires. Ces convertisseurs donnent un degré de contrôle additionnel pour la commande des flux de puissance dans le réseau DC. La topologie (b) semble la plus chère à cause du nombre élevé de convertisseurs qu’elle requiert. Les topologies (c) et (d) sont, peut-être, les plus intéres- santes car elles offrent de la redondance au système DC. La topologie (a) peut être considérée comme un premier pas vers les topologies (c) et (d). En Europe, la construction de nouvelles lignes de- vient de plus en plus compliquée. Pour cela, il faut penser aux solutions qui permettront de migrer vers des configurations de type super-réseau sans avoir à tirer une grande quantité de lignes nouvelles. Deux so- lutions peuvent être envisagées : une solution consis- terait à remplacer les lignes existantes par des lignes DC, avec une petite modification des pylônes ; l’autre Figure 17 : Types de super-réseaux proposés [27]. 56 ◗ REE N°5/2011 les grands projets solaires du pourtour méditerranéen solution consisterait à utiliser le même conducteur AC en changeant les isolants AC des pylônes. En référence à ce super-réseau, beaucoup de ques- tions subsistent : Quelle topologie y aura-t-il ? Quelles technologies seront les mieux adaptées pour ce type de réseau ? Quels types de protections devront être uti- lisés ? Quels types de câbles et de lignes devront être utilisés ? Comment ce super réseau sera-t-il coordonné et commandé ? Conclusions Depuis le début du XXème siècle, les réseaux électri- ques en courant alternatif AC ont été prédominants par rapport aux liaisons en courant continu DC. Les liaisons HVDC ont toujours existé mais leur quantité était très réduite en comparaison des liaisons AC. La croissance et le développement des liaisons HVDC sont intimement liés aux avancées technologiques en matière de semi-conducteurs, de topologies et de mé- thodes de commande. L’arrivée des interrupteurs com- mandables tels que les IGBT a entraîné une révolution dans le monde des HVDC, ouvrant la voie aux liaisons HVDC en sources de tension. Les VSC-HVDC se dé- ploient sur toute une gamme de nouvelles applications qui n’étaient pas atteignables par les CSC-HVDC. Notam- ment, les liaisons VSC-HVDC peuvent être connectées aux réseaux faibles et peuvent commander librement la puissance active et réactive dans les quatre quadrants. Il faut préciser que, les VSC-HVDC ne constituent pas, en règle générale, une solution de substitution au CSC- HVDC, mais plutôt une solution complémentaire qui élargit les possibilités des liaisons DC. A son début, la limitation principale de la technolo- gie VSC-HVDC reposait sur ses niveaux de puissance et de tension qui étaient beaucoup plus modestes que ceux de la technologie CSC-HVDC. Cependant, grâce aux nouvelles topologies multi-niveaux, très ingénieu- ses, les niveaux de puissance et de tension des VSC- HVDC augmentent progressivement. A l’heure actuelle, la topologie multi-niveaux MMC semble être la topolo- gie la plus prometteuse pour les liaisons VSC-HVDC. Même si les expériences existantes sont limitées [28], la communauté scientifique travaille activement sur son développement. Grâce aux nouveaux composants et aux technolo- gies nouvelles intéressant les liaisons DC et les FACTS, il devient possible de parler de projets fédérateurs entre nations visant à construire un grand réseau commun. Dans ce grand réseau commun, il y aurait la place pour des liaisons AC, pour des liaisons DC point-à-point et pour des réseaux DC multi-terminaux. Les liaisons AC sont connues depuis longtemps et leur technologie est mature. Les liaisons DC point-à-point sont en passe de le devenir. Il reste à consolider la recherche et l’expéri- mentation dans les MTDC. Références [1] MED-EMIP Project (financé par l’EU). Medring Update Vol. I: Overview of the power systems of the Mediterranean Basin, Final Draft, April 2010. [2] MED-EMIP Project (financé par l’EU). Medring Update Vol. II: Analysis and proposals of solutions for the closure of the ring and North-South Electrical Corridors, Final Draft, April 2010. [3] MED-EMIP Project (financé par l’EU). Medring Update Vol. III: Market potential and financial impact of solar power generation in Mediterranean partner countries, Final Draft, April 2010. [4] MED-EMIP Project (financé par l’EU). Medring Update Vol. IV: VisualizingtheMediterraneanBasinforElectricPowerCorridors, Final Draft, April 2010. [5] Présentation du Projet TRANS-CSP (WP01): “Trans-Mediter- raneanInterconnectionforConcentratingSolarPower”,financé par le Ministère de l’Environnement, de la Conservation de la Nature et de la Sécurité Nucléaire Allemand, 2005. [6] W. Long, S. Nilsson, “HVDC Transmission: Yesterday and Today”, IEEE Power and Energy Magazine, March/April 2007. [7] M. Pays, «  Câbles de transport d’énergie. Technologies. Caractéristiques », Techniques de l’Ingénieur. Traité Génie Électrique. D 4520. [8] E. Joncquel, « Transport d’énergie en courant continue à haute tension  », Techniques de l’Ingénieur. Traité Génie Électrique. D 4761. [9] M.Larruskain,I.Zamora,O.Abarrategui,Z.Aginako,“Conversion of AC distribution lines into DC lines to upgrade transmission capacity”, Electric Power Research, vol.81, pp. 1341-1348, 2011. [10] N. Flourentzou, V.G. Agelidis, G.D. Demetriades, “VSC-based HVDC power transmission systems: An overview”, IEEE Transactions on Power Electronics, vol.24, no.3, March 2009. [11] En ligne : http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_HVDC_projects. [12] M.P. Bahrman, B.K. Johnson, “The ABCs of HVDC Transmission Technologies – An overview of High Voltage Direct Current Systems and Applications”, IEEE Power and Energy Magazine, March/April 2007. [13] A. Nakagawa, “Recent advancement in high voltage power devices and ICs-Challenges to achieve silicon limit characteristics”, International Symposium on VLSI REE N°5/2011 ◗ 57 Les technologies de liaisons à courant continu pour l’interconnexion des réseaux électriques du pourtour méditerranéen Technology, Systems and Applications (VLSI-TSA ’08), 21- 12 April, 2008. [14] Semikron Application Manual (en ligne : www.semikron.com). [15] N.G.Hingorani,L.Gyugyi,“UnderstandingFACTS-Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems”, Wiley-Interscience, 1999. [16] RaymundoE.Torres-Olguin,MartaMolinas,ToreM.Undeland, “A controller in d-q synchronous reference frame for hybrid HVDC transmission system”, International Power Electronics Conference (IPEC) 2010, 21-24 June, Singapore, 2010. [17] Z. Zhao, M.R. Iravani, “Application of GTO voltage source inverter in a hybrid HVDC link”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.9, No.1, January 1994. [18] En ligne : www.alstom.com. [19] En ligne : www.abb.com. [20] En ligne : www.tennettso.de. [21] Michael Häusler, “Multiterminal HVDC for High Power Transmission in Europe”, CEPEX’99, Poznan, Poland, 1999. [22] R. da Silva, R. Teodorescu and P. Rodriguez, “Power Delivery in Multiterminal VSC-HVDC Transmission System for Offshore Wind Power Applications.” Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe, October 2010. [23] P. Kundur, N.J. Balu. “Power System Stability and Control”. McGraw-Hill Professional, 1994. ISBN 007035958X, 9780070359581. [24] ABB. “Power Transmission and Distribution”. The HVDC Transmission Québec – New England. [25] T. Nakajima, S. Irokawa. “A Control System for HVDC Transmission by Voltage Sourced Converters”. Power Engineering Society Summer Meeting. IEEE 1999. [26] C. M. Franck, “HVDC Circuit Breakers: A Review Identifying Future Research Needs,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 26, No. 2, April 2011. [27] Noman Ahmed, Arif Haider, Hans-Peter Nee, Dirk Van- Herten, Lidong Zhang, “Prospects and challenges of future HVDC SuperGrids with Modular Multilevel Converter”, 14th European Conference on Power Electronics and Applications (EPE’2011), Birmingham, UK, 2011. [28] T. Westerweller, K. Friedrich, U. Armonies, A. Orini, D. Parquet, S. When, “Trans Bay Cable – Word’s first HVDC system using multilevel VSC”, Cigre 2010, Paris, 2010. Jean-Luc Thomas est, depuis le 1er janvier 2006, professeur du Conservatoire national des arts et métiers, sur la chaire d’électrotechnique, après 25 ans passés en recherche et dé- veloppement dans l’industrie française, au sein des groupes Schneider, Alcatel-Alsthom et Areva T&D. Il est également chercheur à Supélec, dans le département Energie, depuis 2008. Il a obtenu une thèse en automatique au Conserva- toire national des arts et métiers en 1993 et une habilitation à diriger des recherches (HDR) à l’Institut national polytech- nique de Grenoble (INPG) en 2004. Jusqu’à cette date, ses activités de recherche étaient principalement orientées sur la commande avancée des machines électriques pour les applications industrielles à vitesse variable. A partir de 2004, il a orienté ses activités de recherche vers les applications de l’électronique de puissance aux réseaux électriques et no- tamment aux « smart grids ». Il est Président de l’association European Power Electronics (EPE) depuis 2009. Maialen Boyra est ingénieur diplômée de l’École Supé- rieure de Mondragon (Espagne) et de l’université de Chal- mers (Suède). En 2007, elle a travaillé chez Labein-Tecnalia (Espagne) sur la gestion de la demande dans le système électrique espagnol. à présent, elle réalise une thèse de doctorat à Supélec, en collaboration avec Alstom-Grid. Son sujet de thèse est ciblé sur l’utilisation des appareils stati- ques d’électronique de puissance dans les réseaux de dis- tribution, avec une attention toute particulière portée aux UPLC (Universal Power Line Conditioners). Elle s’intéresse plus généralement au développement des réseaux électri- ques du futur (smart grids) et aux systèmes d’électronique de puissance associés. Gilbert Bergna est titulaire d’un diplôme d’ingénieur élec- tricien de l’Universidad Simón Bolívar à Caracas (Venezue- la) et d’un diplôme de Master de Supélec. Depuis 2011, il poursuit ses études doctorales au sein d’EDF R&D et de Supélec. Son principal axe de recherche est l’application de l’électronique de puissance aux réseaux de transport, notamment l’application du convertisseur modulaire multi- niveaux (MMC) dans les liaisons à courant continu. Il s’in- téresse également à la modélisation, à la commande et à la stabilité des systèmes d’électronique de puissance, à la qualité de l’énergie et à l’intégration des énergies renouve- lables au réseau. les auteurs