Domaine d'application du transport a courant continu : Le transport a courant continu peut être utilisée dans les cas suivants [7] : Le transport d’énergie électrique de longues distances souterrains ou sous-marins :ce domaine d' application constitue une solution a laquelle on n'a recours que lorsque le transport par ligne aériennes s'avère impossible . Interconnexion des zones asynchrones : L'interconnexion de deux réseaux asynchrones (a fréquence différente) directement est impossible en courant alternatif il faut utilisé des convertisseurs CA/CC/CA (un système DC sert d’intermédiaire entre les systèmes AC et agit comme un véritable «pare-feu» contre la propagation de pannes en cascade d’un réseau à un autre. Souvent cette application utilise une connexion backto-back.).cependant, certaines liaison continu reliant des réseaux asynchrones et en plus assurent le transport de puissance [7]. Le transport offshore : un système a courant continu (HVDC) peut alimenter une île isolée ou une plateforme offshore et élimine donc le besoin à une production locale [7]. Les systèmes multi-terminal (MTDC) : c’est un système HVDC qui lie plus de deux réseaux AC. A travers une coordination sophistiquée entre les convertisseurs, un tel système MT-HVDC peut atteindre plus de flexibilité en termes de flux d’énergie entre les systèmes AC. Cette application a de nombreux avantages par rapport à une combinaison de liens HVDC point à point, notamment la minimisation des pertes de transport, une disponibilité réseau plus grande, un nombre inférieur de convertisseurs, et une facilité de connexion d’une nouvelle charge/production offshore[ 7]. Distribution d’énergie à de grandes zones urbaines : les liens a courant continu (HVDC) souterrains peuvent être utilisés pour transmettre de l’énergie à des zones urbaines où les exigences en terme de support de tension doivent être respectées [7] Mémoire présenté par Martin FUNCK, Joseph VANDENDORPE "Liaisons HVDC: structure, contrôle et modélisation" Année académique 2015-2016 Avantages des transmissions HVDC 1. Un nombre moindre de conducteurs et d'isolants est requis, ce qui réduit le coût du système global. 2. Cela nécessite moins de déphasage phase à phase et de garde au sol. 3. Leurs tours sont moins chères et moins chères. 4. La perte corona moindre est moindre comparée aux lignes de transmission CVC de puissance similaire. 5. La perte de puissance est réduite avec le courant continu, car le nombre de lignes nécessaires pour la transmission de puissance est réduit. 6. Le système HVDC utilise le retour de terre. Si un défaut survient dans l’un des pôles, l’autre pôle avec «retour à la terre» se comporte comme un circuit indépendant. Cela se traduit par un système plus flexible. 7. Le HVDC a la connexion asynchrone entredeux stations AC connectées via une liaison HVDC; c'est-à-dire que la transmission de puissance est indépendante des fréquences d'envoi aux fréquences d'extrémité réceptrice. Par conséquent, il connecte deux sous-stations avec des fréquences différentes. 8. En raison de l’absence de fréquence dans la ligne HVDC, les pertes telles que l’effet de peau et l’effet de proximité ne se produisent pas dans le système. 9. Il ne génère ni n'absorbe aucune puissance réactive. Il n’ya donc pas besoin de compensation de puissance réactive. 10.Le courant très précis et sans perte passe par le lien CC. Inconvénients de la transmission HVDC 1. Les sous-stations de conversion sont placées à la fois au départ et à la réception des lignes de transmission, ce qui augmente les coûts. 2. Les bornes de l'onduleur et du redresseur génèrent des harmoniques qui peuvent être réduits en utilisant des filtres actifs également très coûteux. 3. Si une panne survient dans la sous-station AC, cela peut entraîner une panne de courant pour la sous-station HVDC placée à proximité 4. Les onduleurs utilisés dans les sous-stations de conversion ont une capacité de surcharge limitée. 5. Les disjoncteurs sont utilisés en HVDC pour la coupure de circuit, qui est également très coûteuse. 6. Il n'a pas de transformateur pour changer les niveaux de tension. 7. La perte de chaleur se produit dans la sous-station du convertisseur, ce qui doit être réduit en utilisant le système de refroidissement actif. 8. Lien HVDC lui-même est également très compliqué. Comment fonctionne le système de transmission HVDC? En générant la sous-station, le courant alternatif est généréqui peut être converti en courant continu à l'aide d'un redresseur. En HVDC, les redresseurs et les inverseurs sont placés aux deux extrémités d'une ligne. Le terminal du redresseur change le courant alternatif en courant continu, tandis que le terminal de l'onduleur convertit le courant alternatif en courant alternatif. Le courant continu coule avec les lignes aériennes et àencore une fois, l'utilisateur final convertit le courant continu en courant alternatif en utilisant des inverseurs placés dans un poste de conversion. La puissance reste la même aux extrémités d'envoi et de réception de la ligne. Le courant continu est transmis sur de longues distances car il réduit les pertes et améliore l'efficacité. https://illustrationprize.com/fr/517-hvdc-transmission.html Composant d'un système de transmission HVDC Le système HVDC comprend les composants principaux suivants. Station de conversion Les sous-stations terminales qui convertissent un courant alternatif enLes CC sont appelés terminaux de redressement, tandis que les sous-stations qui convertissent les CC en CA s'appellent des terminaux inverseurs. Chaque terminal est conçu pour fonctionner à la fois en mode redresseur et en mode onduleur. Par conséquent, chaque terminal est appelé terminal convertisseur ou terminal redresseur. Un système HVDC à deux terminaux ne comporte que deux terminaux et une ligne HVDC. Unité de conversion La conversion de courant alternatif en courant continu et inversement estfait dans les stations de conversion HVDC en utilisant des convertisseurs en pont triphasés. Ce circuit en pont s'appelle également circuit de Graetz. Dans la transmission HVDC, un convertisseur en pont à 12 impulsions est utilisé. Le convertisseur est obtenu en connectant deux ou six ponts en série. Vannes de conversion Les convertisseurs HVDC modernes utilisent un convertisseur 12 impulsionsunités. Le nombre total de valves dans chaque unité est de 12. La valve est composée de modules à thyristors connectés en série. Le nombre de valves à thyristor dépend de la tension requise aux bornes de la valve. Les vannes sont installées dans des halls de vannes et sont refroidies par air, huile, eau ou fréon. Convertisseur Transformateur Le transformateur convertit le courant alternatifréseaux vers les réseaux DC ou vice versa. Ils ont deux jeux d'enroulements triphasés. L’enroulement côté alternatif est connecté à la barre omnibus CA et l’enroulement côté vanne est relié au pont de vanne.Ces enroulements sont connectés en étoile pour un transformateur et en triangle à un autre. Les enroulements côté alternatif des deux, trois phasestransformateur sont connectés en étoiles avec leurs neutres mis à la terre. L'enroulement du transformateur côté vanne est conçu pour résister à la tension alternative et à la tension continue du pont de vanne. Il y a une augmentation des pertes par courants de Foucault dues au courant harmonique. La magnétisation dans le noyau du transformateur-convertisseur est due aux raisons suivantes. La tension alternative du réseau alternatif contenant les fondamentaux et plusieurs harmoniques. La tension continue du terminal côté vanne a également des harmoniques. Les filtres Les harmoniques AC et DC sont générées en HVDC convertisseurs. Les harmoniques CA sont injectées dans le système CA, et les harmoniques CC sont injectées dans des lignes CC. Les harmoniques présentent les avantages suivants. 1. Cela provoque des interférences dans les lignes téléphoniques. 2. En raison des harmoniques, les pertes de puissance dans les machines et les condensateurs sont connectés au système. 3. Les harmoniques ont produit une résonance dans un circuit alternatif, ce qui a entraîné des surtensions. 4. Instabilité des commandes du convertisseur. Les harmoniques sont minimisés à l'aide des filtres AC, DC et haute fréquence. Les types de filtres sont expliqués ci-dessous en détail. Filtres CA - Les filtres AC sont des circuits RLC connectés entrephase et terre. Ils offraient de faibles impédances aux fréquences harmoniques. Ainsi, les courants harmoniques alternatifs sont transmis à la terre. Des filtres accordés et amortis sont utilisés. Le filtre harmonique alternatif fournit également une puissance réactive nécessaire au bon fonctionnement des convertisseurs. Filtres CC - Le filtre CC est connecté entre le bus des pôleset bus neutre. Il détourne les harmoniques CC vers la terre et les empêche de pénétrer dans les lignes CC. Un tel filtre ne nécessite pas de puissance réactive car la ligne CC ne nécessite pas de puissance CC. Filtres haute fréquence - Le convertisseur HVDC peut produire du bruit électriquedans la bande de fréquence porteuse de 20 kHz à 490 kHz. Ils génèrent également des interférences radio dans les fréquences de la gamme mégahertz. Les filtres haute fréquence sont utilisés pour minimiser le bruit et les interférences avec la communication par porteuse de secteur. Ces filtres sont placés entre le transformateur de conversion et le bus AC de la station. Source d'énergie réactive La puissance réactive est nécessaire pour les opérations deles convertisseurs. Les filtres harmoniques alternatifs fournissent une partie de la puissance réactive. L'alimentation supplémentaire peut également être obtenue à partir de modificateurs de phase synchrones et de systèmes var statique de condensateurs shunt. Le choix dépend de la vitesse de contrôle souhaitée. Réacteur de lissage Le réacteur de lissage est une huile remplie d'huile refroidieréacteur ayant une grande inductance. Il est connecté en série avec le convertisseur avant le filtre CC. Il peut être situé du côté ligne ou du côté neutre. Les réacteurs à lissage servent les objectifs suivants. 1. Ils lissent les ondulations dans le courant continu. 2. Ils diminuent la tension harmonique et le courant dans les lignes à courant continu. 3. Ils limitent le courant de défaut dans la ligne CC. 4. Les erreurs de commutation consécutives dans les onduleurs sontempêché par lissage des réacteurs en réduisant le taux de montée de la ligne continue dans le pont lorsque la tension continue d’une autre tension connectée en série s’effondre. 5. Les réacteurs de lissage réduisent l'inclinaison des surtensions et des surintensités de la ligne à courant continu. Ainsi, les contraintes sur les vannes du convertisseur et les déviateurs de surtension des vannes sont réduites. Pôle Système HVDC Le pôle du système HVDC fait partie d’un système HVDCsystème composé de tous les équipements de la sous-station HVDC. Il interconnecte également les lignes de transmission qui, dans des conditions de fonctionnement normales, présentent une polarité directe commune par rapport à la terre. Ainsi, le mot pôle se réfère au chemin de DC qui a la même polarité par rapport à la terre. Le pôle total comprend le pôle de sous-station et le pôle de ligne de transport. Types de système HVDC Les différents types de système HVDC sont expliqués ci-dessous en détail. Station HVDC dos à dos Le système HVDC qui transfère de l'énergie entreles bus AC situés au même endroit sont appelés système dos à dos ou système de couplage HVDC. Dans les stations HVDC dos à dos, les convertisseurs et les redresseurs sont installés dans les mêmes stations. Il n'a pas de ligne de transmission DC. Le système dos à dos fournit une technologie asynchroneinterconnexion entre les deux réseaux alternatifs adjacents contrôlés indépendamment sans transfert de perturbations de fréquence. La liaison CC dos à dos réduit le coût de conversion global et améliore la fiabilité du système CC. Ce type de système est conçu pour un fonctionnement bipolaire. Système HVDC à deux terminaux Le terminal à deux terminaux (convertisseurstation) et une ligne de transmission HVDC est appelée système point à point à système CC à deux terminaux. Ce système ne possède pas de ligne HVDC parallèle ni de prises intermédiaires. Le disjoncteur HVDC n'est pas non plus nécessaire pour un système HVDC à deux bornes. Le courant normal et anormal est contrôlé par le convertisseur. Système multi-terminal DC (MTDC) Ce système a plus de deux stations de conversionet les lignes terminales CC. Certaines des stations de conversion fonctionnent comme un redresseur alors que d'autres fonctionnent comme un inverseur. La puissance totale prélevée sur la station de redressement est égale à la puissance fournie par la station d’onduleur. Il existe deux types de systèmes MTDC Système série MTDC Système MTDC parallèle Dans le système série MTDC, les convertisseurs sontconnectés en série tout en parallèle au système MTDC, les convertisseurs sont connectés en parallèle. Le système MTDC en parallèle peut être utilisé sans utiliser de disjoncteur HVDC. Avantages des systèmes MTDC Voici les avantages des systèmes MTDC 1. Le système MTDC est plus économique et flexible. 2. Les oscillations de fréquence dans les réseaux alternatifs interconnectés peuvent être amorties rapidement. 3. Les réseaux alternatifs à forte charge peuvent être renforcés en utilisant des systèmes MTDC. Applications des systèmes MTDC Voici les applications des systèmes HVDC 1. Il transfère l'énergie en bloc de plusieurs sources de production distantes à plusieurs centres de charge. 2. Les systèmes sont interconnectés entre deux ou plusieurs systèmes alternatifs par des systèmes MTDC radiaux. 3. Il renforce les réseaux AC urbains à forte charge grâce aux systèmes MTDC Le disjoncteur HVDC est utilisé dans les liaisons CC à deux bornes et les liaisons CC multi-terminaux pour le transfert de la mise à la terre du circuit métallique. https://illustrationprize.com/fr/507-hvdc-transmission-system.html Schèma rpresentant la liaison HVDC VSC 2.1 Liaison HVDC En 1954, la première liaison HVDC commerciale, ayant une capacité de 20 MW/±100 kV, a été installée entre la Suède et l'île de Gotland. Depuis, la puissance cumulative de la transmission HVDC installée à travers le monde a augmenté de façon constante, et, récemment, une augmentation fulgurante du volume est en marche. Jusqu'ici, la plupart des systèmes HVDC installés dans le monde sont de type LCC (Line-Commutated Converter) et utilisent des valves à thyristors. Cette technologie est aussi appelée « HVDC classique » puisqu’elle constitue une technologie bien établie. Actuellement, la ligne de transmission la plus puissante au monde est le projet Hokkaido – Honshu en Chine, avec une capacité de 72000 MW/±800 kV. Cependant, avec la diminution graduelle des pertes et les coûts de production des IGBTs, les VSC sont devenus plus avantageux pour plusieurs applications [1] et [46]. Les VSC permettent: • Le contrôle indépendant des puissances réactive et active de chaque convertisseur • L’élimination des défaillances de commutation dues à des perturbations sur le réseau AC • De raccorder un réseau alternatif faible ou passif • Une réponse dynamique plus rapide en raison des modulations plus élevées, ce qui entraîne des filtres de plus petites tailles, voir même leurs suppressions. À titre de comparaison, les Figure 2-1et Figure 2-2, illustrent des installations de stations LCC et VSC respectivement. Pour ces deux projets, la capacité de transite est de 2,000MW. Pour cette même capacité, on remarque une différence notable au niveau de l’espace requis pour une station LCC comparée à une station de type VSC, qui est beaucoup plus compacte. https://publications.polymtl.ca/1699/1/2015_HaniAzizSaad.pdf La comparaison des liaisons HVAC et HVDC n’est pas évidente et dépend complètement du cas d’étude : distance de la liaison, puissance considérée, ... Cependant des études génériques ont été réalisées dans le but de chercher quelle solution est préférable selon différents critères. La « break even distance » est la distance à partir de laquelle une liaison HVDC devient économiquement plus intéressante qu’une liaison HVAC. Ainsi, les interconnexions de type « aérien », cette limite est fixée entre 500 et 800 km selon [Siemens-2013a] et [Hadjsaïd et Sabonnadière-2007]. Pour les interconnexions de type «souterrain/sous-marin », la distance est estimée entre 70 et 100 km selon [Monjean-2012] et [ENTSOE-2012] https://www.thierry-lequeu.fr/data/EUSTACHIO-02.pdf Liens(liaisons)de hvdc Dans la rubrique précédente, nous apprenons à propos du HVDC transmission, ce qui est économique pour le transport de l'énergie sur de longues distances et pour l'interconnexion de deux réseaux ou plus ayant des fréquences ou des tensions différentes. Pour connecter deux réseaux ou système, différents types de liaisons HVDC sont utilisés. Les liaisons HVDC sont classées en trois types. Ces liens sont expliqués ci-dessous; Lien monopolaire : Il a un seul conducteur de polarité négative utilise la terre ou la mer pour la voie de retour du courant. Parfois, le retour métallique est également utilisé. Dans la liaison monopolaire, deux convertisseurs sont placés à la fin de chaque pôle. La mise à la terre des pôles est effectuée par des électrodes de terre placées à environ 15 à 55 km des stations terminales respectives. Mais ce lien présente plusieurs inconvénients car il utilise la terre comme voie de retour. Le lien monopolaire n’est pas beaucoup utilisé de nos jours. Lien bipolaire – Le lien bipolaire a deux conducteurs on est positif, et l'autre est négatif pour la terre. La liaison a une station de conversion à chaque extrémité. Les points médians des stations de conversion sont mis à la terre par des électrodes. La tension des électrodes reliées à la terre ne représente que la moitié de la tension du conducteur utilisé pour la transmission du courant continu haute tension. L'avantage le plus important du bipolaire Le lien est que si l'un de leurs liens cesse de fonctionner, le lien est converti en mode monopolaire en raison du système de retour au sol. La moitié du système continue fournit l'alimentation. Ces types de liaisons sont couramment utilisés dans les systèmes HVDC. Lien homopolaireIl a deux conducteurs de même polaritégénéralement la polarité négative et fonctionne toujours avec retour à la terre ou métallique. Dans la liaison homopolaire, les pôles fonctionnent en parallèle, ce qui réduit les coûts d'isolation. Le système homopolaire n'est pas utilisé actuellement. https://illustrationprize.com/fr/508-different-types-of-hvdc-links.html Comment fonctionne le système de transmission HVDC? En générant la sous-station, le courant alternatif est généréqui peut être converti en courant continu à l'aide d'un redresseur. En HVDC, les redresseurs et les inverseurs sont placés aux deux extrémités d'une ligne. Le terminal du redresseur change le courant alternatif en courant continu, tandis que le terminal de l'onduleur convertit le courant alternatif en courant alternatif. Le courant continu coule avec les lignes aériennes et àencore une fois, l'utilisateur final convertit le courant continu en courant alternatif en utilisant des inverseurs placés dans un poste de conversion. La puissance reste la même aux extrémités d'envoi et de réception de la ligne. Le courant continu est transmis sur de longues distances car il réduit les pertes et améliore l'efficacité. Un système ayant plus de deux stations de conversionet une ligne de transmission est appelée «système CC à deux terminaux» ou «système point à point». De même, si la sous-station comporte plus de deux stations de conversion et interconnecte des lignes de bornes CC, elle est appelée sous-station CC multi-terminaux. Conclusion()احتياطية Compte tenu de tous les avantages de DC, il semble queque les lignes HVDC sont plus performantes que les lignes AC. Mais le coût initial de la sous-station CCHT est très élevé et son équipement est assez compliqué. Ainsi, pour le transport longue distance, il est préférable que l’énergie soit générée en courant alternatif, et pour le transport, elle est convertie en courant continu puis reconvertie en courant alternatif. AC pour utilisation finale. Ce système est économique et améliore également l'efficacité du système. https://illustrationprize.com/fr/517-hvdc-transmission.html Convertisseurs commutés par les lignes (LCC) La très grande majorité des systèmes HVDC en opération sont commutés par les lignes. Comme leur nom l'indique, ces convertisseurs dépendent du réseau auquel elles sont connectées pour effectuer leurs commutations40. Ils sont constitués d'éléments incontrôlables (qui ne peuvent ni être rendus passants ni être bloqués par une intervention extérieure), comme les diodes, ou qui ne peuvent qu'être rendus passants par le circuit de contrôle, comme les diodes à soupape de mercure ou des thyristors. En théorie les convertisseurs HVDC pourraient être construits avec des diodes, mais cela limiterait leur usage au redressage. De plus leur absence de contrôlabilité est un inconvénient majeur. En conséquence, les lignes à courant continu n'ont utilisé en pratique que les soupapes à vapeur de mercure puis les thyristors à partir des années 197028. Les convertisseurs LCC nécessitent un circuit extérieur pour forcer le courant à zéro et ainsi permettre d'éteindre le système. Le réseau en courant alternatif doit donc fournir suffisamment de puissance pour commuter les soupapes, pour faire passer le courant d'une branche à une autre. D'où leur nom de convertisseurs commutés par la ligneanglais 1 (LCC). Cette caractéristique rend la connexion de la ligne à une charge passive, sans générateur, impossible. Cela implique qu'il est difficile de redémarrer un réseauanglais 2 grâce à une LCC41,42. Dans le même ordre d'idée, une liaison LCC doit transporter une puissance minimale, typiquement d'environ 10 % de la puissance nominale, pour éviter des échecs dans les commutations43. Dans la technologie LCC, le courant continu ne change pas de direction. Il traverse des bobines de forte inductance, appelées « bobines de lissage », qui le maintiennent à un niveau quasiment constant. Sa valeur est déterminée par la chute de tension entre les deux stations et par la résistance de la ligne, simple loi d'Ohm. Les stations peuvent être modélisée côté AC par des sources de courant, on parle ainsi de convertisseur source de courant pour désigner cette technologie40. La direction du courant étant toujours la même, la direction du flux de puissance est inversée en inversant la tension continue aux deux stations. Certains systèmes HVDC utilisent pleinement cette bidirectionnalité, typiquement dans le cas des interconnexions comme entre la France et l'Angleterre44. D'autres sont avant tout conçus pour exporter l'énergie produite par une centrale électrique tel que le barrage d'Itaipu au Brésil qui est relié à la côte du pays par une ligne à courant continu, une direction peut alors être optimisée au détriment de l'autre45. Les HVDC ont également l'utilité de stabiliser le réseau lors d'événements transitoires. Par ailleurs les lignes à courant continu ne propage pas les défauts : si un court-circuit ou une coupure courant a lieu d'un côté de la ligne, la connexion est interrompue automatiquement, n'affectant pas l'autre côté 8,46. Un des défauts des lignes HVDC, que ce soit LCC ou VSC, est de ne pas avoir autant de capacité de surcharge temporaire que les lignes AC47 https://sites.google.com/site/elecsoumarecom/courant-continu-et-courantalternatif/convertisseurs 1.1.2. Historique sur le développement du transport HVDC En 1882, un système de transmission présentant les caractéristiques types du HVDC a été dévoilé pour la 1ère fois à l'exposition Electrotechnique en Allemagne. Le système devait fonctionner à une tension de 2 kV et était destiné à relier les villes de Munich et Miesbach distantes d’environ 57 km [3]. Il connut une défaillance après quelques jours seulement. Par la suite, le recours à l’utilisation des systèmes de transmission HVDC, avec notamment le système Thury [4] (courant constant-tension variable), s’est répandu en Italie, en Suisse, en Espagne, en Hongrie, en Russie et en France des années 1888 à 1912. En 1889, un système de transmission de 630 kW sous 14 kV DC fut installé sur une distance de 120 km en Italie. En France, le développement de systèmes de transmission HVDC est marqué par la construction en 1906, d’une liaison de 180 km entre la centrale électrique de Moutiers et la ville de Lyon. Opérant à une tension supérieure à 125 kV, celle-ci permettait le transport d’une puissance jusqu'à 30 MW [4]. Toutefois, les principales limites du système Thury étaient que la distribution du transformateur en série implique un risque accru de coupure de courant puisque le courant doit traverser chaque appareil pour se rendre au suivant. Si le circuit est rompu dans l'une des machines, l'alimentation est coupée. Malgré les avantages reconnus de la transmission HVDC, en absence de systèmes de conversion efficaces et sûrs, la transmission HVDC est tombée en désuétude dans les premières décennies du 20e siècle. Dès lors, les systèmes de transmission HVAC se sont développés rapidement: par exemple, les liaisons 220 kV ont été réalisées dans les années 1920, et 287 kV en 1936 (Boulder Dam, Colorado, États-Unis). Ces systèmes sont fiables, économiques et ont le monopole dans le monde entier à cette période. L'invention des redresseurs à vapeur de mercure dans les années 30 a été le point de départ du développement des systèmes de transmission HVDC. En 1941 fut conclu le premier contrat de système de transmission HVDC d’une puissance de 60 MW (le projet ElbeBerlin) utilisant un câble souterrain de 115 km de longueur. En 1945, ce système était prêt à fonctionner mais fut démonté par la suite et n’a jamais été exploité en raison de la seconde Guerre mondiale [5]. Après la Guerre, la demande en énergie électrique est devenue de plus en plus importante. L'exploitation des énergies renouvelables provenant des sources hydroélectriques, éoliennes ou encore solaires étaient (déjà) supposées répondre à ces demandes [6]. Cependant, la mise en place des systèmes d’exploitation de ces ressources requiert de longues lignes de transmission car les ressources en eau, en vent et en soleil sont généralement situées dans des régions montagneuses ou désertiques, souvent éloignées des zone de consommation. Cette problématique a suscité le développement des systèmes de transmission HVDC, bien adaptés au transport longue distance. La technologie en courant continu (DC) est réellement rentrée en exploitation dans les années 1950 en utilisant les ponts de conversion à valves redresseuses à vapeurs de mercure. Ce sont en particulier les liaisons électriques sous-marines qui ont permis au HVDC de démontrer sa compétitivité pour la première fois en s'affranchissant des effets capacitifs des lignes [7]. Ainsi, en 1954, un système de transmission HVDC sous-marin a été mis en service en Suède (Fig. 1) pour relier l'île de Gotland et la côte suédoise avec une tension DC de 100 kV. Le câble mesurait alors 100 km de long et la capacité de transmission était de 20 MW. Après 16 ans de service, la tension est passée à 150 kV et le système était capable d’acheminer une puissance pouvant atteindre 30 MW [4], [8]. Ce système est répertorié comme étant la première liaison de transmission DC sousmarine de type commercial au monde. Figure 1: Système de transmission HVDC sous-marin de Gotland montrant les stations de conversion de Vastervik et Ygne. Exploitée depuis les années 1960, la technologie HVDC est désormais une technologie mature et joue un rôle essentiel dans le transport sur de longues distances et les interconnexions entre différents réseaux. La liaison Cook Strait ou Inter Island Pole 1, en Nouvelle Zélande, fait partie des premiers projets conçus pendant cette période. pouvait transmettre une puissance de 600 MW et fonctionnait à une tension de 250 kV [9]. La transmission s’effectuait par l’intermédiaire d’une ligne aérienne et un câble sous-marin, traversant le détroit de Cook, pour connecter la centrale hydroélectrique de Benmore au sud de la Nouvelle Zélande et le nord du détroit de Cook.La liaison HVDC entre la Suède et le Danemark (250 MW, 275 kV) et le projet Sakuma au Japon (système à 300 MW, 2 x 125 kV) ont tous deux été construits par ASEA (aujourd'hui groupe ABB) et mis en service en 1965 [9]. Le projet Sakuma est une station de conversion de fréquence 50/60Hz et est toujours en service, les systèmes à vapeurs de mercure ayant été remplacés par des thyristors en 1993 [10]. Au cours des années 1970, notamment grâce au développement de l’électronique de puissance, le recours à l’utilisation des ponts de conversion à base de valves à thyristors s’est rapidement généralisé. La première liaison de transmission d’envergure utilisant des lignes aériennes HVDC, la liaison Pacific DC Intertie assure l’alimentation de la région de Los Angeles en électricité, produite par les centrales hydroélectriques du Columbia River situées dans le Nord-Ouest des Etats-Unis. Avec une longueur de 1362 km et une puissance de 1440 MW, il s'agissait d'une liaison record en termes de longueur et de puissance de transmission. La liaison Pacific DC Intertie a été assemblée en plusieurs étapes et la capacité actuelle est de 3100 MW [11]. Le Cahora Bassa HVDC fait également partie des premiers systèmes utilisant des redresseurs à valves à thyristors. Ce système est caractérisé par une puissance de 1920 MW, une tension de 533 kV et une distance de 1456 km. Il fut construit entre 1975 et 1979 pour assurer la transmission d'électricité produite dans la centrale hydroélectrique située sur la rivière Zambèze au Mozambique vers l'Afrique du Sud. Il a aussi été le premier système HVDC opérationnel en Afrique, et le premier à fonctionner au-dessus de 500 kV dans le monde. Le système de transmission HVDC Itaipu possède une architecture de type bipolaire dont chaque pôle, muni de deux convertisseurs, est capable de transformer une puissance de 3150 MW. Avec une capacité maximale de 6300 MW, ce système a été mis en service pendant la période de 1984 à 1989 au Brésil. Celui-ci assure la connexion entre la centrale hydroélectrique d'Itaipu située sur le fleuve Parana (au Brésil) opérant à une fréquence de 50 Hz et le réseau à 60 Hz de São Paulo [11], [12]. Avec deux lignes de transmission de 600 kV, ce système reste aujourd’hui la liaison présentant la tension la plus élevée au monde. Depuis les années 1990 à aujourd’hui, nombre de projets HVDC ont émergé dans le monde avec des longueurs, des puissances et des tensions de plus en plus élevées. A titre d’exemple, la liaison Welsh aux Etats-Unis, mise en service en 1995, relie aujourd’hui deux réseaux, ERCOT Electric Reliability Council of Texas-, et SPP -Southwest Power Pool- du Sud des États-Unis avec une puissance de 600 MW et une tension de 170 kV. L’exploitation commerciale du projet HVDC Ballia–Bhiwadi en Inde (Fig. 2) a débuté en 2010 et est capable de transmettre une puissance de 2500 MW sur une distance de 800 km de l'état Uttar Pradesh vers le Rajasthan sous 500 kV [13], [14]. En Inde, cette liaison détient la capacité une tension de de transmission la plus importante en terme de puissance. http://thesesups.ups-tlse.fr/2389/1/2014TOU30074.pdf Résumé: Depuis plus de cent ans, la génération, la transmission, la distribution et l'utilisation de l'énergie électrique ont été principalement basées sur les systèmes AC. Les systèmes HVDC ont été considérés il y a quelques 50 ans pour des raisons techniques et économiques. De nos jours, il est bien connu que HVDC est plus pratique que AC pour les lignes aériennes de transport de 500 - 800 km de long. Cette distance de rentabilité diminue jusqu'à 50 km pour les câbles souterrains ou sous-marins. Au cours de la vingt et unième siècle, les transmissions HVDC sera un point clé dans le développement de l'énergie électrique verte. En raison des limitations de la capacité de courant des semi-conducteurs et les câbles électriques, les applications de forte puissance nécessitent des convertisseurs à haute tension. grâce à l'élaboration de dispositifs semi-conducteurs à haute tension, il est désormais possible de réaliser des convertisseurs de forte puissance pour la conversion CA / CC dans la plage de puissance GW. Ce thèse est organisé comme suit. Tout d'abord, les systèmes HVDC sont introduits. leurs configurations classiques de source de courant Convertisseurs (CCM) et la source de tension Convertisseurs (VSC) sont présentés. Les topologies les plus attrayants pour les systèmes VSC-HVDC sont analysés. Le deuxième chapitre traite de la modélisation du système. Chaque composant est décrit en détail ci en présentant son rôle dans le système. Ensuite, la conception des stratégies de contrôle pour la transmission de puissance à base HVDC VSC sont étudiés. La technique PLL utilisée pour synchroniser le système mis au point avec la grille des tensions est également présenté dans cette section. Il contient également la conception du régulateur de courant, le régulateur de tension continue, les régulateurs de puissance active et réactive et le régulateur de tension alternative. Le processus de réglage de ces contrôleurs a été réalisé en utilisant SISOtool fournies par MATLAB / Simulink. Dans le troisième chapitre plusieurs études de cas sont réalisées dans le but d'analyser et de prouver le comportement du modèle de système de transmission HVDC développée à base de VSC. وتوزيع واستعمال الطاقة الكهربائية كان يعتمد أساسا على نظم الطاقة الكهربائية ذات التيار, نقل, إنتاج,منذ أكثر من مائة عام وفي. لكن وألسباب تقنية و اقتصادية ومنذ ما يقارب الخمسين سنة تم االنتقال إلى نظم نقل الجهد العالي للتيار المستمر.المتناوب أيامنا هذه من المعروف أن نظم الجهد العالي للتيار المستمر مناسبة وفعالة أكثر لما يكون طول خط النقل في الخطوط الجوية أكثر خالل القرن. كم لما يتعلق األمر بخطوط النقل تحت األرض أو تحت البحر50 هذه المسافة تصبح. كم600 كم إلى500 من ويرجع ذلك إلى. سيكون لنظم نقل الطاقة بالجهد العالي للتيار المستمر دورا مفتاحيا في تطور الطاقة الخضراء.الواحد والعشرين إن تطبيقات اإلستطاعة العالية تتطلب.القيود المفروضة من حيث قدرة التيار الكهربائي ألنصاف النواقل والكابالت الكهربائية هذه األخيرة أصبح باإلمكان إنجازها بفضل التطور الكبير لتكنولجيا أنصاف النواقل حيث أصبح ممكن.محوالت ذات جهد عالي تم عرض نظم نقل, أوال: هذه المذكرة مقسمة كما يلي.إنجاز محوالت من التيار المستمر للمتناوب والعكس في حدود الجيجا واط واإلعدادات المعروفة لها وهي نظم كمصدر للتيار الكهربائي ونظم كمصدر للجهد.الطاقة الكهربائية بالجهد العالي للتيار المستمر في الفصل الثاني تم التطرق إلى نمذجة هذا النظام حيث تم.الكهربائي وقد تم تحليل هذه األخير نظرا ألنها ذات استعمال واسع . بعدها تم التطرق إلى استراتيجيات التحكم المستعملة في نظم مصادر الجهد.توضيح كل مكون على حد مع تبيان دوره في النظام , هذا الفصل يحتوي أيضا على تقنيات التحكم بالتيار الكهربائي.( من أجل مزامنة النظام مع الشبكةPLL) حيث تم استعما تقنية في الفصل الثالث أجريت دراسة لعدة حاالت من أجل تحليل وإثبات سلوكات نظم الجهد العالي.التحكم بالجهد الكهربائي المستمر .للتيار المستمر المعتمدة على محوالت مصدر الجهد For more than one hundred years, the generation, the transmission, distribution and uses of electrical energy were principally based on AC systems. HVDC systems were considered some 50 years ago for technical and economic reasons. Nowadays, it is well known that HVDC is more convenient than AC for overhead transmission lines from 800 - 1000 km long. This break-even distance decreases up to 50 km for underground or submarine cables. Over the twenty-first century, HVDC transmissions will be a key point in green electric energy development. Due to the limitation in current capability of semiconductors and electrical cables, high power applications require high voltage converters. Thanks to the development of high voltage semiconductor devices, it is now possible to achieve high power converters for AC/DC conversion in the GW power range. The document is organized as follow. Firstly, HVDC power systems are introduced. Conventional configurations of Current Source Converters (CSCs) and Voltage Source Converters (VSCs) are shown. The most attractive topologies for VSC-HVDC systems are analyzed. The second chapter deals with the modeling of the system. Each component is separately explained by presenting its role in the system. Then The design of the control strategies for the VSC-based HVDC power transmission are investigated. The PLL technique used to synchronize the developed system with the grid voltages is also presented in this section. This chapter also contains the design of the current controller, the DC voltage controller, the active and reactive power controllers and the AC voltage controller. The tuning process of these controllers was realized using SISOtool provided by MATLAB/Simulink. In the third chapter several study cases are carried out in order to analyze and to prove the behavior of the developed VSC-based HVDC transmission system model. http://dspace.univ-eloued.dz/xmlui/handle/123456789/3322 INTRODUCTION Le transport de l'énergie en courant continu n'est pas un domaine nouveau. En effet, bien qu'il existe depuis plusieurs années, ses multiples avantages et applications font de la technologie CCHT un élément avant-gardiste des réseaux électriques contemporains. Les recherches dans ce domaine visent entre autres 1' amélioration de la qualité de la puissance fournie et de la stabilité des réseaux interconnectés. L'import-export de l'électricité est également un sujet d'actualité, surtout au Québec, où l'énorme production énergétique permet des échanges commerciaux avec les États-Unis. L'utilisation du transport en courant continu confère des avantages énormes à cette province en raison de sa situation géographique. L'ajout des interconnexions CCHT au réseau québécois vient complexifier l'étude des phénomènes transitoires et des interactions entre les portions du réseau. L'amélioration constante des outils d'analyse offerts aux ingénieurs permet de développer de nouveaux modèles de composantes retrouvées sur les réseaux électriques et d'en perfectionner d'autres. En outre, le progrès fulgurant des performances des systèmes ordinés renchérit la légitimité de la simulation en temps différé qui se voit offrir des modèles de plus en plus précis avec des temps de calcul considérablement réduits. L'élaboration d'un modèle permettant de simuler cette technologie est essentielle à tout bon outil de simulation. Le logiciel EMTP-RV est utilisé en industrie afin d'effectuer des simulations en temps différé, à pas d'échantillonnage fixe. Son interface graphique lui confère une grande convivialité. Puisque ce dernier est utilisé pour la simulation des réseaux électriques, il est primordial d'en augmenter le pouvoir de représentation en lui offrant une panoplie de modèles de dispositifs retrouvés sur ces derniers. Il existe déjà, sous forme de démonstration, un modèle d'interconnexion CCHT inclut avec ce logiciel. Cependant, il n'inclut pas la représentation exacte de l'onduleur et comporte un minimum de systèmes de commande et de protection. La réalisation d'un modèle Reproduced with permission of the copyright owner. Further reproduction prohibited without permission. 2 d'interconnexion CCHT sous EMTP-RV comportant une panoplie de sous-systèmes de commande et de protection et étant à la fois flexible et robuste est donc justifiée. L'objectif du travail présenté dans ce mémoire est donc la réalisation d'un modèle complet d'interconnexion CCHT avec des convertisseurs dos-à-dos à 12 impulsions ainsi que son implantation sous le logiciel EMTP-RV. Le dispositif facilement intégrable à des modèles de réseau complexes est disponible tant en configuration monopolaire qu'en configuration bipolaire. Le modèle ainsi que ses performances s'inspirent des liaisons réelles retrouvées sur le réseau d'Hydro-Québec. Il est composé d'un ensemble de sous-systèmes entièrement paramétrables et assemblés de façon modulaire. De plus, ils doivent être regroupés dans une librairie spécifique. La performance de l'interconnexion doit demeurer acceptable lorsqu'elle est connectée à des réseaux CA faibles. D'autre part, les temps de stabilisation visés après perturbations sont de moins de 500 ms. Le premier chapitre est une revue de la littérature et propose un historique du domaine et une énumération d'une multitude d'applications de la technologie permettant tout d'abord une mise en contexte. Divers modèles génériques utilisés pour la simulation et retrouvés dans la littérature sont présentés, ce qui permet de situer l'issue du travail proposé dans ce mémoire. Le chapitre 2 présente la problématique générale liée aux interconnections CCHT. Il permet de développer sur les besoins en termes de commande, de protection, de compensation de puissance réactive et de filtrage des harmoniques de courant CA. Le comportement attendu en régime permanent est présenté. Le sujet de la stabilité de la puissance transitée est ensuite abordé afin de justifier l'utilité des divers modes de commande et de mettre en évidence les difficultés rencontrées avec l'utilisation de réseaux CA faibles. Le troisième chapitre présente les différents éléments inclus avec le modèle, dont le calculateur automatique des paramètres en régime permanent. Les quatrième et cinquième chapitres renferment la description de tous les sous-systèmes développés pour le modèle générique. La grande majorité des signaux et paramètres impliqués dans les sous fonctions sont également Reproduced with permission of the copyright owner. Further reproduction prohibited without permission. 3 énumérés puis décrits. Finalement, au chapitre 6, le modèle est validé de différentes façons. Des résultats de simulation sont d'abord comparés avec ceux obtenus d'un modèle existant sous SPS. La robustesse de l'interconnexion est ensuite éprouvée par la simulation d'un patron établi par le CIGRÉ et dont les conditions d'opération sont sévères. Puis, des résultats obtenus de la simulation de diverses perturbations sur l'interconnexion en configuration bipolaire sont finalement illustrés et commentés afin de valider le comportement général du modèle suite aux actions portées par l'ensemble des sous-systèmes qu'il renferme. https://espace.etsmtl.ca/id/eprint/597/1/PAQUIN_Jean-Nicolas.pdf Historique de la technologie CCHT À l'époque de l'émergence de l'ampoule électrique, l'énergie électrique alors produite était à courant continu. Cependant, le transport de 1' électricité ne pouvait pas se faire sur de longues distances à cause des trop grandes pertes de puissance dans les câbles de cette ère. En 1893, l'avènement de l'électricité à courant alternatif triphasé permit d'améliorer les conditions de distribution. Dorénavant, il était possible de transporter l'énergie sur de plus longues distances à des niveaux de tension beaucoup plus élevés [32]. Bien que l'industrie de l'époque ait opté pour le courant alternatif, les recherches sur le transport à courant continu n'ont jamais cessé. Une des premières solutions efficaces proposée par des ingénieurs fut la construction d'une interconnexion CCHT avec des génératrices CC connectées en série pour la production d'électricité et des moteurs CC également connectés en série à 1' extrémité réceptrice. La technologie avait été éprouvée, Reproduced with permission of the copyright owner. Further reproduction prohibited without permission. mais ne fut pas un succès commercial en raison des coûts énormes liés à la fabrication de ces machines. Dans les années 1920, le développement des valves à vapeur de mercure permit d'entrevoir la possibilité de convertir l'électricité à courant alternatif en électricité à courant continu et l'inverse également. Par contre, même si l'implantation de systèmes CCHT semblait réalisable, les experts restaient incertains quant à sa compétitivité face au transport en courant alternatif. En effet, alors que la conception des machines électriques de 1' époque était basée sur des principes physiques solides et des équations mathématiques précises, la conception des valves, elle, était basée sur 1' expérience acquise de façon empirique par les chercheurs et les ingénieurs. Avec une grande expérience acquise et le développement d'une valve à vapeur de mercure haute tension, le monde du transport à courant continu assista à la mise en service de la toute première interconnexion CCHT. En 1954, la toute première réalisation CCHT avait les caractéristiques nominales de 20 MW, 200 A et 100 kV. Cette dernière reliait le réseau électrique de l'île de Gotland dans la mer Baltique à celui de la Suède par un câblage sous-marin sur une distance de 96 km. Le succès énorme de cette interconnexion entraîna la venue de maintes réalisations en CCHT [29]. Dès les années 1970,jusqu'en 1997, toutes les interconnexions CCHT furent implantées avec des thyristors à haute tension qui remplacèrent les valves à vapeur de mercure [33]. Le semi-conducteur permit de simplifier la conception des installations, nécessitait de moins fréquentes maintenances et permettait de convertir de plus hautes tensions. Plusieurs installations CCHT existantes furent d'ailleurs mises à niveau avec le remplacement des anciennes valves par des thyristors à haute tension. À ce jour encore, l'un des plus importants projets dans le domaine du CCHT au monde est l'interconnexion multi terminale Québec -Nouvelle-Angleterre. Implanté en 1990, ce projet d'envergure offre les caractéristiques nominales suivantes : une puissance totale Reproduced with permission of the copyright owner. Further reproduction prohibited without permission. de 2000 MW pour un niveau de tension de ±450 kV. Il relie les grands centres de charge de Montréal au Canada et de Boston aux États-Unis. L'expertise et la recherche sur la technologie CCHT est donc présente depuis plusieurs années au Québec.
