Problématique des réseaux HVDC (concepts, défis techniques), de leur modélisation et de leur contrôle X. Guillaud – Professeur EC Lille Contexte 2 Développement de l’éolien offshore SCANDINAVIA Comment contrôler un réseau DC ? GREAT BRITAIN Off-shore wind farm HVDC link EUROPE HVDC reinforcement Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Introduction 3 • Les défis à relever pour faire fonctionner ces réseaux courant continu sont immenses. • Parmi ces défis, – La gestion des flux de puissance dans les réseaux électriques – La stabilité du réseau – Le maintien des tensions dans un niveau acceptable Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Plan de la présentation 1. Conversion AC/DC Evolution de la technologie Éléments sur la modélisation 2. Présentation d’une liaison HVDC 3. Réseau à courant continu Principe de contrôle commande Eléments de comportement dynamique Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 4 Plan de la présentation 1. Conversion AC/DC Evolution de la technologie Éléments sur la modélisation 2. Présentation d’une liaison HVDC 3. Réseau à courant continu Principe de contrôle commande Elements de comportement dynamique Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 5 Conversion AC/DC – évolution de la technologie Cela fait déjà longtemps que l’on fait de la conversion de puissance 6 AC/DC 1° liaison HVDC : Ile de Gotland (Suède) 1954 Ensuite les projets se sont enchaînés, tous basés sur une technologie robuste et de mieux en mieux maitrisée : les convertisseurs à thyristors Maintenant la technologie à transistors est en train de prendre son essor de s’imposer progressivement sur ce marché en plein développement des liaisons à courant continu. Ex : Liaison France Espagne 2 x 1000 MW Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Convertisseur à thyristor, le principe id 7 Ld URS URT UST USR UTR UTS URS vd va V 2 sin t 2 vb V 2 sin t 3 4 vc V 2 sin t 3 Vd0 : composante continue de vd Vd 0 3V 6 cos Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 URS URT Convertisseur à thyristor Augmentation de l’indice de pulsation Transformateur étoile/étoile Transformateur étoile/triangle Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 8 Convertisseur à thyristor- limitations • Présence d’harmoniques basse fréquence • Nécessité d’un réseau puissant (SCC/Sn > 3) • Sensibilité aux chutes de tension (blocage de la liaison) • Consommation de puissance réactive • Difficulté d’inversion du flux de puissance • Difficulté pour avoir des liaisons multiterminaux 2 liaisons : Baie James Montreal –USA Sardaigne Corse Italie (SACOI) Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 9 Voltage Source Converter (VSC) 10 • Structure de puissance 2 niveaux v1 v2 Réseau AC i s1 is 2 im L, r T11 D11 T21 D21 T31 ic D31 L, r us v3 us L, r T12 D12 T22 D22 T32 D32 Bus DC us Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Voltage Source Converter (VSC) v1 im L, r i s1 11 T11 D11 T21 D21 T31 ic D31 vm1 v2 L, r is 2 us vm2 v3 L, r is 3 T12 D12 T22 D22 T32 D32 vm3 cellule n°1 v1 , v2 , v3 Synchronization f11 f 21 is 1 s Commande Q REF P s Contrôle de puissance Reactive I lim vm 2 REG Boucle courant vm3 REG cellule n°3 is 2 vm1 REG rapprochée f 31 cellule n°2 isq REF I lim isd REF us Cu s Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 us REF Voltage Source Converter (VSC) 𝑃𝑔 𝑄𝑔 𝑅𝑠 𝐿𝑠 12 𝑖𝑚 𝑃𝑚 𝑄𝑚 𝑖𝑠 𝑖𝑐 𝐶𝑠 𝑣𝑚 𝑣𝑔 𝑃𝐿𝐿 𝛿𝑔 𝑎𝑏𝑐 → 𝑑𝑞 Low Level Control 𝑞𝑔∗ 𝑞𝑔 + 𝑣𝑔∗ 𝑣𝑔 + 𝑢𝑠∗ 𝑢𝑠 + 𝑝𝑔∗ 𝑝𝑔 + - - - - Reactive Power Controller AC voltage Controller Outer controllers 𝑑𝑞 → 𝑎𝑏𝑐 ∗ 𝑣𝑚 𝑑𝑞 𝑖𝑠𝑑𝑞 DC Voltage Controller Active Power Controller ∗ 𝑣𝑚 𝑖𝑠∗𝑞 + - Current Controller in the Park’s frame 𝑖𝑠∗𝑑 Inner controller Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 𝑖𝑙 𝑢𝑠 Voltage Source Converter 13 • Absorption quasi sinusoïdale de courant au réseau • Possibilité d’absorber ou de fournir de la puissance réactive • Très grande rapidité d’inversion de flux de puissance • Contrôle indépendant de la puissance active et réactive • Possibilité de black start • Pertes un peu plus importantes que pour les convertisseurs à thyristors. Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Voltage Source Converter (VSC) - modèle 14 𝑖𝑙 𝑝𝑚 𝑝𝑔∗ 𝑞𝑔∗ - + + - 𝑣𝑔𝑑 𝑃𝐼 𝑃𝐼 + ÷ + - - 𝑣𝑔𝑑 ÷ 𝑖𝑚 - + 𝑖𝑐 𝑣𝑔𝑑 𝑖𝑠∗𝑑 𝑖𝑠∗𝑞 ÷ 𝑖𝑠𝑑 𝐶𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑙𝑜𝑜𝑝 × 𝑣𝑔𝑑 𝑖𝑠𝑞 × 𝑝𝑔 𝑞𝑔 Power control loops Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 DC side 1 𝐶𝑠 𝑠 1 𝑈𝑠𝑛 𝑢𝑠 Voltage Source Converter (VSC)- modèle 15 Rendement quasi unitaire, Energie stockée ou dissipée dans le filtre d’entrée quasi nulle 𝑝𝑔∗ 𝑞𝑔∗ - + + - 𝑣𝑔𝑑 𝑃𝐼 𝑃𝐼 + ÷ + - - 𝑣𝑔𝑑 ÷ 𝑖𝑠∗𝑑 𝑖𝑠∗𝑞 𝑖𝑙 𝑣𝑔𝑑 𝑖𝑠𝑑 𝐶𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑙𝑜𝑜𝑝 𝑝𝑚 × 𝑣𝑔𝑑 𝑖𝑠𝑞 ÷ 𝑖𝑚 - + 𝑖𝑐 1 𝐶𝑠 𝑠 𝑢𝑠 𝑞𝑔 × Power control loops DC side On considère la dynamique de la boucle de courant très rapide par rapport au fonctionnement global de l’ensemble 𝑝𝑔∗ 𝑖𝑙 𝑝𝑔 𝑝𝑚 ÷ 𝑖𝑚 - + 𝑖𝑐 1 𝐶𝑠 𝑠 DC side Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 𝑢𝑠 Voltage Source Converter (VSC) 16 • Structure de puissance 3 niveaux Réseau AC v1 i s1 v2 is 2 L, r L, r us v3 L, r us us / 2 us / 2 us Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Bus DC Limitation des structures VSC classiques 17 Tensions classiques pour les transistors de puissance : 1500 V, 3300 V • La montée en tension de ces structures se fait par association série d’un très grand nombre de transistors qui doivent tous commuter en même temps • Grande difficulté de commande d’une convertisseur de très haute tension • Idée du convertisseur MMC : rupture technologique Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Convertisseur MMC E De nombreux transistors en série mais pas de commandes simultanées à prévoir Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 18 Convertisseur MMC Exemple : Vdc = 600kV Vc = 1500V N = 600k/(1500) = 400 N = 400 => 400*3*2 = 2400 transistors et 2400 diodes … Il existe des modèles de simulation complets de ce type de convertisseur, mais les temps de simulation sont extrêmement longs. Nécessité du développement d’un modèle équivalent Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 19 Convertisseur MMC i On définit : uctot = uc1+uc2+uc3+ …. +ucN C uc1 C uc2 2 fonctions suivantes sont indispensables : uc3 - L’équilibrage des tensions doit assurer uc1 = uc2 = uc3 = …. = ucN = uctot/N u C C ucN - Le contrôle des tensions doit assurer uctot_moy = cste (par exemple = E tension du bus continu) Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 20 Convertisseur MMC uctot uc1 uc2 uc3 21 .... ucN i C uc1 C uc2 ductot duc3 ducN duc1 duc2 C C C .... C dt dt dt dt dt ductot duc3 ducN duc1 duc2 C C C C .... .... C dt dt dt dt dt C N n cellules inactives n cellules actives u uc3 C ductot i i dt ductot C n.i dt C ductot i.n/ N N dt C C ucN i ... ... 0 0 u n / N uctot im n / N i Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Convertisseur MMC 22 u n / N uctot C ductot im N dt im n / N i si l’équilibrage fonctionne bien : i C uc1 C uc2 u C i im u C/N uc_tot uc3 n/N = C ucN Nb de cellule active Nb de cellule totale Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Convertisseur MMC 23 ie C/N C/N 1u C/N P, Q 3u 2u 5 boucles de courant 6 boucles de tension + fonction équilibrage E C/N C/N 1l 2l C/N 3l Le mode de stockage de l’énergie n’est pas le même que pour les convertisseurs 2 ou 3 niveaux : pas de condensateur sur le bus continu Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Plan de la présentation 1. Conversion AC/DC Evolution de la technologie Éléments sur la modélisation 2. Présentation d’une liaison HVDC 3. Réseau à courant continu Principe de contrôle commande Elements de comportement dynamique Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 24 Réglage de puissance dans une liaison HVDC 25 Principe de contrôle d’une liaison à thyristors Vd 01 3 V1 6 cos1 Rd Vd 01 Id Vd 02 3 V2 6 cos 2 Vd 02 2 Contrôle du courant Modèle régime permanent Contrôle de la tension I d ref Vd 0 ref Vd 02ref Vd 0 ref Rd I d Pref Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 V2 HVDC avec VSC 26 Station 1 𝑅𝑠1 𝑣𝑔 1 𝐿𝑠1 𝑅𝑠2 𝑖𝑠 1 𝑣𝑚 Station 2 𝐶𝑠 Une station est contrôlée en tension 𝑢𝑠1 𝑢𝑠2 𝐿𝑠2 𝐶𝑠 𝑖𝑠 2 𝑣𝑔2 L’autre station est contrôlée en courant ou en puissance Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Comparaison LCC Harmonics AC fault DC fault Active power control - VSC HVDC LCC-HVDC Important filter banks are required to mitigate the harmonic rejection If a fault is occurring close to the converter, it can induce commutation failures Thyristors control the DC current, then the DC fault current can be controlled too. 27 VSC-HVDC Fast switching reduces the harmonic rejection and small filters can be used on the AC side. With MMC technology, the filter is nearly not needed VSC can ride through AC fault. AC breaker for point to point line. DC breakers are needed in MTDC systems. Fast control of active power in both directions Current sign cannot be inverted through the thyristors, so the power transfer reversal supposes to change the voltage sign which may not be instantaneous Reactive power control Naturally, the LCC HVDC consumes VSC can continuously generate reactive power. This is compensated by or absorb reactive power, within shunt capacitor banks. The reactive power apparent power limitation. control is not easy. Black start capability Not possible Possible AC side short circuit A strong AC grid is mandatory because No short circuit ratio is required. ratio LCC commutates through an external voltage source. Power rating Réseau HVDC problématique Up to 7000 MW per bipolecontrole – GREPES 21Up to2014 1000 MW per symmetric modélisation mars monopole or 2000 MW per bipole AC fault If a fault is occurring close to the converter, VSC can ride through AC fault. it can induce commutation failures DC fault Thyristors control the DC current, then the AC breaker for point to point28 line. Comparaison LCC VSC HVDC DC fault current can be controlled too. DC breakers are needed in MTDC systems. Active power control Current sign cannot be inverted through Fast control of active power in the thyristors, so the power transfer both directions reversal supposes to change the voltage sign which may not be instantaneous Reactive power control Naturally, the LCC HVDC consumes VSC can continuously generate reactive power. This is compensated by or absorb reactive power, within shunt capacitor banks. The reactive power apparent power limitation. control is not easy. Black start capability Not possible Possible AC side short circuit A strong AC grid is mandatory because No short circuit ratio is required. ratio LCC commutates through an external voltage source. Power rating Up to 7000 MW per bipole Up to 1000 MW per symmetric monopole or 2000 MW per bipole Cost (1000 MW) 80 M€ ± 20% 95 M€ ± 20% Losses (1000 MW) 0.75% per converter station 0.9% to 1.75% per converter station, depending on the technology used two-level converter, MCC,… Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Plan de la présentation 1. Conversion AC/DC Evolution de la technologie Éléments sur la modélisation 2. Présentation d’une liaison HVDC 3. Réseau à courant continu Principe de contrôle commande Eléments de comportement dynamique Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 29 Introduction • On considère que l’on a un réseau multiterminal haute tension (MTDC) à partir de 3 stations raccordées sur ce réseau • Principes des commandes • Eléments sur la dynamique des réseaux DC Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 30 Réseau AC/ Réseau DC 31 L’énergie stockée dans un réseau DC est très faible Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Principe de commande MTDC 32 • Master-Slave Method 160MW 300MW Régulation De puissance 360MW 500MW Régulation De tension Station n°1 Station n°3 𝑃𝑛 = 1500 𝑀𝑊 𝑃𝑛 = 800 𝑀𝑊 200MW 200MW La station contrôlée en tension assure l’équilibre en puissance Régulation De puissance 𝑈𝑠 Station n°2 𝑃𝑛 = 1500 𝑀𝑊 𝑈𝑠 𝑈𝑠 300 MW 200 MW -500 MW 640 𝑘𝑉 160 MW Station 1 200 MW 𝑃𝑔 Station 2 𝑃𝑔 -360 MW 𝑃𝑔 Station 3 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Principe de commande MTDC 33 • Voltage Droop Method 300MW 230MW 500MW 360MW 100𝑘𝑚 Droop Power 𝑃𝑛 = 1500 𝑀𝑊 200MW 130MW Droop 75𝑘𝑚 Station n°1 Station n°3 𝑃𝑛 = 800 𝑀𝑊 ∗ 𝑃𝑔0 50𝑘𝑚 ∗ 𝑈𝑠0 - + 1 𝑘 Δ𝑃∗ 𝑢𝑠 𝑈𝑠 Station n°2 𝑃𝑛 = 1500 𝑀𝑊 𝑈𝑠 𝑈𝑠 300 MW -500 MW 200 MW k 638,6 𝑘𝑉 k 130 MW 230 MW Station 1 640 𝑘𝑉 -360 MW 𝑃𝑔 𝑃𝑔 𝑃𝑔 Station 2 Δ𝑢𝑠 Station 3 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 ++ 𝑃𝑔∗ Principe de commande MTDC 34 • Voltage Droop Method Suite à une variation P3 sur la station 3 P1 P2 P3 0 On peut écrire, en statique Comme : P1 On en déduit en régime établi : us 1 us k1 P3 1 1 k1 k2 P2 1 us k2 P1 1 P3 k1 1 1 k1 k2 P2 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 1 P3 k2 1 1 k1 k2 Principe de commande MTDC 35 • Avantage droop méthode : • Répartition de l’effort de réglage sur plusieurs stations • Inconvénient droop méthode : • Il s’agit d’un réglage proportionnel donc la tension est susceptible de davantage varier Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Modélisation statique us P3 1 1 k1 k2 P1 1 P3 k1 1 1 k1 k2 36 P2 1 P3 k2 1 1 k1 k2 Une diminution de k1 and k2 induit une diminution de us Mais le choix de k1 et de k2 est un compromis entre La variation de la tension Le temps de réponse du système Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Modélisation dynamique simplifiée d’un VSC us1 ∗ 𝑃𝑔0 us1 REF 1 k1 P1 Pg1 37 i1* im1 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 1 C1s 𝑢𝑠1 Modélisation dynamique simplifiée d’un VSC Comme us1 us1 REF et 38 us1 REF est constant Il est possible de linéariser le système autour d’un point de fonctionnement en tension us0 im1 us 0 us 0 im 0 Pg im1 us Pg 0 1 k1 Pg im1 1 us 0 Pg us 0 im 0 im1 us 0 1 C1s im 0 im0 : courant dans le réseau DC pour le point de fonctionnement Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 us Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux 39 • Extension au réseau 3 terminaux • Simplification du réseau DC : on ne prend en compte que la capacité des câbles 𝑢𝑠1 Station n°1 𝐶𝑠1 𝑢𝑠2 Station n°2 𝑢𝑠3 𝑢𝑠 DC grid 𝐶𝑠3 Station n°3 𝐶𝑒𝑞 𝐶𝑠2 Station 3 ne participe pas à la régulation de tension 𝐶𝑒𝑞 = 𝐶𝑠1 + 𝐶𝑠2 + 𝐶𝑠3 + 𝐶𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux Δ𝑢𝑠∗ Δ𝑝𝑔∗ 1 + Δ𝑢𝑠∗ 1 − 𝑘1 Δ𝑝𝑔∗ 2 + - + − 1 𝑘2 + Δ𝑝𝑚1 Δ𝑝𝑚2 𝑃𝑛1 𝑃𝑛2 Δ𝑝𝑔∗ 3 0 + Δ𝑝𝑚3 𝑃𝑛3 1 𝑢𝑠0 + - 1 𝑢𝑠0 + + - 1 𝑢𝑠0 40 Δ𝑖𝑚1 Δ𝑖𝑚2 - Δ𝑖𝑐 1 𝐶𝑒𝑞 𝑠 Δ𝑖𝑚3 𝑖𝑚03 𝑖𝑚02 𝑖𝑚01 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 1 𝑢𝑠𝑛 Δ𝑢𝑠 Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux 41 Δ𝑝𝑔∗ 1 Δ𝑢𝑠∗ Δ𝑢𝑠∗ - 1 − 𝑘1 - 1 − 𝑘2 + + + Δ𝑝𝑚1 𝑃𝑛1 Δ𝑝𝑔∗ 2 + Δ𝑝𝑚2 𝑃𝑛2 + Δ𝑝𝑔∗ 3 0 + 1 𝑢𝑠0 - + Δ𝑝𝑚3 + Δ𝑖𝑐 1 𝐶𝑒𝑞 𝑠 𝑖𝑚01 𝑃𝑛3 𝑖𝑚02 𝑖𝑚03 𝑖𝑚01 + 𝑖𝑚02 + 𝑖𝑚03 = 0 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 1 𝑢𝑠𝑛 Δ𝑢𝑠 Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux Après mise en équation et en supposant identiques les puissances des stations les valeur de droop (k) les constantes électrostatiques 1 2 𝐶 𝑢 𝑠 𝑠 𝐻𝑐 = 2 𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒 on trouve l’expression finale : Δ𝑢𝑠 = − 𝑘 𝑁′ 1 + 2𝑘𝐻𝑐 𝑁 𝑠 𝑁′ Δ𝑝𝑔∗ 𝑖 N : nombre de station du réseau N’ : nombre de station qui participent au réglage de la tension Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 42 43 Δ𝑢𝑠 = − 𝑘 𝑁′ 1 + 2𝑘𝐻𝑐 𝑁 𝑠 𝑁′ Δ𝑝𝑔∗ 𝑖 Pn3 Δ𝑝𝑔∗ 3 Δ𝑢𝑠 𝑡𝑟5% 𝑘1 =𝑘2 = 1 140 MW 5% 100 ms 𝑘1 =𝑘2 = 0.2 140 MW 1% 20 ms 𝑘1 =𝑘2 = 0.2 1 DC Voltage [pu] Detailed Simplified DC Voltage [pu] 𝑘1 =𝑘2 =1 1 1 0.98 0.995 0.98 0.96 0 0.1 0.2 Time [s] 0.3 0.96 0.99 0.08 0 0.10.1 0.12 0.20.14 0.3 0.16 Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Time [s] Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux DC voltage deviation Δ𝑢𝑠 = − 𝑘 𝑁′ 1 + 2𝑘𝐻𝑐 𝑁 𝑠 𝑁′ DC voltage deviation Δ𝑢𝑠 Δ𝑝𝑔∗ 𝑖 Time constant Response time Response time DC Storage (Hc) Droop value (k) Plus N’ est important, plus la variation de tension est faible Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 44 Modélisation dynamique d’un réseau 3 terminaux 45 • Question : que se passe-t-il si l’on perd une station ? P3 Pn 3 • Pour maintenir une variation de tension acceptable sur un réseau DC suite à une variation de puissance donnée sur le réseau, il faut soit : – Augmenter le niveau de stockage – Diminuer le temps de réponse • Ou …. trouver des solutions en mode urgence Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Etude expérimentale 46 Characteristics • • • Vdc Idc Uac = 250 V = 10 A = 125 V Physical elements 1 2 3 4 5 • • • Low voltage DC Grid Real VSC DC breakers Simulated elements • • • RT simulated VSC AC grids Wind farms Interface • Power amplifiers SCADA System • Coordinated control Protection algorithm Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Etude expérimentale 47 GS1 • Validation of the droop behavior • Same droop value • Same power deviation in per unit Experimental Simulation GS1 1.05 1 0.95 0.9 0.85 0.2 0.1 0 0.5 Time [s] WF3 WF3 Power [W] Voltage [V] Power [W] Voltage [V] WF1 1 1.05 1 0.95 0.9 0.85 -0.3 -0.4 -0.5 0 0.5 Time [s] Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 1 Conclusion 48 • De nouvelles possibilités sont ouvertes par l’évolution de la technologie des convertisseurs à transistors. • Il faut arriver à contrôler les dynamiques de réseaux à courant continu qui vont se constituer • 3 paramètres très importants pour la stabilité des réseaux courant continu – Le niveau de stockage – La variation de tension admissible – Le temps de réponse des convertisseurs Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Conclusion 49 • Cette étude a été menée sur des convertisseurs de structure VSC classique • Il y a lieu de reconsidérer l’analyse dans le cas de convertisseur MMC car l’énergie n’est pas gérée de la même manière – stockage dans les 1/2 bras et pas sur le bus continu – Variation de tension admissible différente Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Conclusion 50 • De très nombreux autres points à analyser pour que les réseaux à courant continu se développent parmi lesquels la protection – Détection sélective de défaut ultra rapide – Ouverture du courant de défaut Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 Remerciements 51 F. Colas, P. Rault, F. Gruson, S. Samimi, P. Delarue H. Saad, S. Ngeufeu, S. Dennetiere RTE Projet européen Twenties Réseau HVDC problématique modélisation controle – GREPES 21 mars 2014 L2EP Merci pour votre attention
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