Séance 5 VSC HVDC 2025 01 16

1
Commande d’un convertisseur VSC
Commande d’un réseau DC
Jing DAI
1
[email protected]
Sommaire
1. Réseaux DC
2. Commande d’un convertisseur VSC
3. Commande d’un réseau DC
4. Topologie de réseau DC
2
1
2

2
Choix de l’alternatif
• Bataille de courant: fin XIXème
•AC
– Tension variable grâce aux transformateurs
– Transport à tension plus élevée pour réduire le
courant et les pertes
– Coupure plus facile (disjoncteur)
•DC
– Impossible d’acheminer à longue distance
3
RL
2
C
2
C2
22
j
eVV 
~
1
11
j
eVV 
1
II
2
I
Comportement de lignes
1
I
I
22 )2/( VCwjI 
2
V
I2: Courant capacitif
4
3
4

3
Pourquoi des réseaux DC
• Indispensable pour transporter de grande
puissance :
– Avec des câbles sous-marins/souterrains
• Au-delà de 50 km
– Avec des liaisons aériennes
• Au-delà de 1000 km
• Besoin de raccorder de la production
renouvelable offshore
• Raccorder des zones insulaires
• Liaisons souterraines
5
Avantages de HVDC
• Plus économique pour transiter de grande
puissance à longue distance
– Coût fixe plus grand: stations de convertisseurs
– Mais coût variable diminué : moins de câbles et moins de
pertes (pas de courant capacitif, pas de effet de peau,
pas de courant induit dans l’écran du câble)
• Possibilité de relier 2 réseaux asynchrones,
même de fréquences différentes
• Maitrise de flux de puissance
6
5
6

4
Comparaison de coût AC vs. DC
7
Source : Vijay K. Sood, HVDC Transmission Systems: Past - Present - Future,
2006, http://sites.ieee.org/madras/files/2016/05/HVDC-trans.pdf
Droit de passage
8
•Structures des pylônes
typiques et le droit de
passage pour un systèmes AC
à 2 000 MW
•Lignes aériennes : le droit
passage des AC est beaucoup
plus élevé.
•Les câbles souterrains :
quelques mètres
•Option d'investissement
possible : modernisation des
lignes existantes de AC vers
DC
Source : Vijay K. Sood, HVDC Transmission Systems: Past - Present - Future,
2006, http://sites.ieee.org/madras/files/2016/05/HVDC-trans.pdf
7
8

5
Historique
• 1882: Miesbach et Munich, 2 kV, 57 km
• 1906: Moûtiers-Lyon, 8 MCC en série, ±75 kV, 150A, 200 km
• 1939: Suisse, 1 MW, valves à vapeur de mercure
• 1954: 1ère liaison commerciale de convertisseur à valves à vapeur de
mercure: Gotland – Suède, 100 kV, 20 MW
• 1961: 1ère liaison France et Grande-Bretagne, 160 MW, ±100 kV, 96 km
• 1970: 1ère installation commerciale de convertisseur à thyristor :
Gotland
• 1986: IFA 2000 en FR et UK, 2000 MW, ±270 kV
• 1999: première liaison commerciale de convertisseur source de
tension : Gotland
• 2010: 1ère ligne de type MMC : Trans Bay Cable, 400 MW, ±200 kV, 86
km
• 2013: 1ère MMC multi-terminal HVDC, Nan’ao South China Power Grid
9
Evolution
10
9
10