Modélisation et simulation d'une liaison HVDC de type VSC-MMC

Le transport d'énergie en courant continu à haute tension (CCHT ou HVDC) est aujourd'hui en pleine expansion dans le monde. Deux principaux facteurs sont à l'origine de cet engouement. Le premier est lié à la difficulté de construire de nouvelles lignes aériennes pour assurer le développement du réseau à haute tension qui fait que le recours à des câbles souterrains est de plus en plus fréquent. Or l'utilisation de ces câbles est limitée en longueur à quelques dizaines de km à cause du courant capacitif généré par le câble lui-même. Au-delà de cette longueur limite, la solution consiste généralement à transporter en courant continu. Le second facteur est lié au développement de l'éolien offshore qui nécessite de raccorder des puissances de plusieurs centaines de MW au réseau continental au moyen de câbles dont les longueurs peuvent atteindre quelques centaines de km et ce qui nécessite donc le transport en HVDC. De façon concrète, plusieurs projets de transmission HVDC ont été planifiés par le gestionnaire du réseau de transport français RTE. Le projet INELFE, par exemple, est une interconnexion HVDC entre la France et l'Espagne, pour la transmission de 2000 MW. Cette thèse est financée par RTE, dans le but de modéliser, simuler en temps réel et étudier les risques d'interaction entre ces liaisons HVDC. La particularité des ouvrages de transport en courant continu est de faire appel à un contrôle commande dédié qui va en grande partie déterminer le comportement dynamique de la liaison tant sur des grosses perturbations (défauts sur le réseau) qu'en régime de petites variations. Il existe différentes topologies VSC (Voltage Source Converter), comme les convertisseurs à deux niveaux, les convertisseurs multi-niveaux avec des diodes et les convertisseurs multiniveaux avec des condensateurs flottants. Toutefois, en raison de la complexité des commandes et des limites pratiques, les installations de système HVDC-VSC ont été limitées à des convertisseurs à deux niveaux et à trois niveaux. Récemment, la mise au point de la technologie modulaire appelé MMC (Modular Multilevel Converter [Siemens]-[Alstom]) ou CTL (Cascaded Two Level topology [ABB]) en fonction des industriels, a permis de surmonter les limites des autres topologies multi-niveaux pour les applications HVDC. Cette topologie est constituée de plusieurs sous-modules connectés en séries. Chaque sous-module contient deux IGBTs avec leurs diodes antiparallèles et un condensateur qui sert comme accumulateur d'énergie.

Abstract

High-voltage direct current transmission systems (HVDC) are rapidly expanding in the world. Two main factors are responsible for this expansion. The first is related to the difficulty of building new overhead lines to ensure the development of high-voltage AC grids, which makes the usage of underground cables more common. However, the use of such cables is limited in length to a few tens of km because of the capacitive current generated by the cable itself. Beyond this length limit, the solution is usually to transmit in DC. The second factor is related to the development of offshore wind power plants that require connecting powers of several hundred of MW to the mainland grid by cables whose lengths can reach several hundreds of km and consequently require HVDC transmission system. Several HVDC projects are currently planned and developed by the French transmission system operator RTE. One of such projects is the INELFE interconnection project, with a capacity of 2,000 MW, between France and Spain. This thesis has been funded by RTE, in order to model and simulate in off-line and real time modes, modern HVDC interconnections. The delivered simulation means are used to examine targeted HVDC system performances and risks of abnormal interactions with surrounding power systems. The particularity of the INELFE HVDC system is the usage of a dedicated control system that will largely determine the dynamic behaviour of the system for both large disturbances (faults on the network) and small perturbations (power step changes). Various VSC topologies, including the conventional two-level, multi-level diode-clamped and floating capacitor multi-level converters, have been proposed and reported in the literature. However, due to the complexity of controls and practical limitations, the VSC-HVDC system installations have been limited to the two-level and three-level diode-clamped converters. Recently, the development of modular technology called MMC (Modular Multilevel Converter [Siemens] - [Alstom]) or CTL (Cascaded Two Level topology [ABB]) has allowed to overcome existing limitations. This topology consists of several sub-modules connected in series. Each submodule contains two IGBTs with antiparallel diodes and a capacitor that act as energy storage. The control of these IGBTs allows connecting and disconnecting the capacitor on the network.