Courant continu haute tension

Le barrage des Trois-Gorges est relié à Changzhou, Guangdong et Shanghai en HVDC[12]

La technologie HVDC LCC offre de grands avantages pour le transport d'une grande puissance depuis une centrale électrique vers une charge éloignée. À la différence des lignes AC, les lignes HVDC n'ont pas besoin de compensation sur de longues distances, la stabilité de la centrale n'est pas menacée[13], les pertes en ligne sont également très réduites.

La réduction des pertes est en particulier liée au fait que la résistance en courant continu des lignes est plus faible qu'en courant alternatif (absence d'effet de peau), mais surtout au fait que seule la puissance active est transportée en courant continu. Les pertes Joule dues au transport de la puissance réactive n'existent pas en courant continu, le courant est donc seulement limité par les capacités thermiques des conducteurs[13]. Inversement le courant continu haute tension implique des pertes supplémentaires dans les stations de conversion. En dehors de toute considération technique, le choix économique d'utiliser ou pas du courant continu pour une liaison de grande longueur est lié en particulier à l'équilibre entre trois paramètres [14]^,[15]:

• le coût supplémentaire des stations de conversion ;
• les pertes de ces stations de conversion ;
• les pertes en ligne.

Il en résulte donc une longueur de ligne au-delà de laquelle un projet de ligne à courant continu est rentable. On estime en général cette longueur à 500 km environ[15].

Les exemples les plus marquants sont les connexions entre barrages, barrage des Trois-Gorges, barrages du Tibet ou Itaipu, et centre de charge : côte chinoise, Sud-est brésilien. De très hautes tensions sont utilisées à cette fin : ± 500, 600 ou 800 kV. La facilité de commande des HVDC est également un avantage majeur pour gérer de telles puissances[10]^,[16].

Consommation en puissance réactive Q par kilomètre de ligne aérienne 380 kV, de câble souterrain et pour un GIL en fonction de la puissance apparente transportée S et à 50 Hz[17]. Une ligne en courant continu ne consomme pas de puissance réactive

Modèle en Pi d'une ligne électrique, les câbles ont des capacités grandes

Par ailleurs, le HVDC est particulièrement adapté pour transporter de l'énergie électrique par câble, sous-marin entre autres. Au-delà d'une certaine distance, 60 à 80 km environ pour des liaisons souterraines ou sous-marines, l'importance du courant capacitif rend peu intéressant le transport d'électricité en courant alternatif. Les câbles AC ont en effet un comportement capacitif vis-à-vis de la terre. Leurs charges et décharges finissent par consommer l'intégralité du courant disponible. Autrement dit la puissance transportée par le câble devient intégralement réactive. Afin de réduire cet effet capacitif, on installe dans les liaisons classiques en courant alternatif des réactances de compensation, ce qui est coûteux. Ce phénomène n'apparaît pour le courant continu que lors de la mise sous tension ou d'inversion de polarité (pour le VSC, il n'y a même pas d'inversion de polarité). En régime permanent, le courant étant continu, la capacité parasite du câble ne se charge ou décharge pas. Il n'y a donc aucune limite théorique existante, en matière de distance, pour l'HVDC. Ainsi le projet NorNed entre la Norvège et les Pays-Bas comporte deux câbles de 580 km chacun[18]^,[10]^,[19].

L'utilisation de câble en polyéthylène réticulé n'est possible que pour les VSC, l'inversion de polarité les endommageant. Ces câbles ont l'avantage de ne pas contenir d'huile, ce qui présente un avantage sur le plan écologique. La technologie VSC est donc souvent associée aux câbles[20].

Voir partie Tête-bêche

La plate-forme Alpha Ventus est connectée en courant alternatif, elle a servi de modèle aux plateformes HVDC offshore

Le thème des lignes HVDC revient régulièrement dans les débats concernant les énergies renouvelables pour plusieurs raisons. Premièrement, comme vu dans le précédent chapitre, les câbles à courant continu sont les seules solutions pour transporter de l'électricité sous l'eau sur de longues distances. Elles sont donc utilisées pour raccorder les parcs éoliens éloignés des côtes [21]. La technologie VSC est utilisée car elle nécessite moins d'espace, est en première approche indépendante de la puissance de court-circuit du réseau, et peut ainsi alimenter une source passive ou évacuer l'énergie provenant d'une centrale fonctionnant par intermittence[22]^,[10]^,[23]. Les premiers projets du genre ont été construits dans la mer du Nord avec la plateforme BorWin Alpha, d'autres projets commandés par TenneT sont en construction dans le même secteur[24].

Connexions sous-marines HVDC en Europe (à l'exception des lignes de faible puissance pour les plates-formes et des lignes de service). Légende :
- existant,
- projet approuvé,
- options à l'étude
(non à jour).

D'autre part, les énergies renouvelables modifient la typologie des flux sur les réseaux. Ceux-ci fluctuent désormais plus fréquemment, avec des amplitudes de variation plus marquées, et couvrent des distances plus grandes. Le réseau de transport existant a été conçu pour transporter la puissance depuis des centrales électriques de forte puissance[25] vers les centres de consommation. Les sources d'énergie renouvelable se trouvant rarement au même endroit que les centrales de forte puissance, le réseau doit être renforcé là où sont connectées les nouvelles centrales. Par ailleurs les énergies renouvelables fluctuant, il devient important de pouvoir transporter l'électricité sur de plus grande distances, ainsi en Allemagne les éoliennes sont surtout situées dans le nord du pays tandis que les panneaux photovoltaïques se trouvent majoritairement dans le sud, selon que la météo est ensoleillée ou venteuse l'électricité doit être convoyée d'une extrémité à l'autre du pays. Ainsi le gouvernement allemand a programmé le renforcement de son réseau électrique sur l'axe nord - sud avec la construction de 4 à 5 lignes utilisant la technologie HVDC VSC d'ici (à compléter) pour une puissance totale comprise entre 10 et 28 GW selon le scénario retenu. Ces lignes vont emprunter autant que possible les corridors d'infrastructure déjà existants, toutefois de nouveaux corridors d'une longueur comprise entre 3 500 et 4 700 km doivent être construits. Des lignes AC doivent être transformées en ligne HVDC. Au total l'investissement prévu, HVDC et renforcement du réseau AC, s'élève entre 19 et 27 milliards d'euros, dans ce total de 5 à 12 milliards concernent les installations HVDC[26].

Euro-Supergrid avec connexions EU-MENA : schéma d’une infrastructure possible pour un approvisionnement de puissance entre l’Europe et le Moyen-Orient/ Afrique du Nord.

La population toujours moins encline à accepter le passage de lignes à haute tension dans leur voisinage et les lignes en courant continu étant particulièrement bien adaptées au transport électrique par câble, la probabilité de voir une grande partie du renforcement se faire en câble et en courant continu est élevée. De plus, les lignes à courant continu permettent de piloter le flux d'énergie ce qui est particulièrement utile dans un réseau électrique gagnant en complexité.

Dans le cadre d'une utilisation importante des énergies renouvelables, un renforcement à plus grande échelle est souhaitable, les ressources en énergie renouvelable des différentes régions ou pays n'étant pas les mêmes à un moment donné. Des projets de super-réseaux[anglais 1] sont donc à l'étude, particulièrement au niveau européen, afin de lisser la production[27]. Ces projets sont subventionnés par la commission européenne depuis janvier 2009, afin d'améliorer les interconnexions entre pays européens. Des projets de liaisons à travers la mer Méditerranée ont également été étudiés dans le cadre d'un programme de grande envergure : le projet Desertec de la Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation[28].

Schéma de principe d'un système de transmission HVDC deThury

Pylône électrique du bipôle Baltic Cable en Suède

La première liaison électrique à longue distance construite en 1882 entre Miesbach et Munich utilisait le courant continu à une tension de 2,5 kV[11]. Une méthode pour le transport de courant continu haute tension fut ensuite développée par l'ingénieur suisse René Thury[29] puis mise en application en 1889 en Italie par la société Acquedotto De Ferrari-Galliera. Son idée consistait à connecter en série des moteurs et des générateurs à courant continu pour accroître la tension. La ligne était alimentée par un courant constant, avec une tension de 5 kV par machine, certaines machines ayant deux induits afin de réduire la tension appliquée à chacun[30]. Finalement, ce système était capable de transmettre 630 kW à une tension de 14 kV continue sur une distance de 120 km[31]^,[32]. Il fut en service jusqu'en 1913[33].

Un autre projet précurseur fut la ligne Lyon-Moûtiers capable de transmettre 8 600 kW de puissance hydroélectrique sur une distance de 200 km, dont 10 sous terre. Le système utilisait 8 générateurs connectés en série avec deux induits par générateur. Au total, il y avait une tension de 150 kV entre les pôles. Elle fut en fonctionnement de 1906 à 1936[33]^,[34]^,[11]. D'autres systèmes de Thury fonctionnèrent dans les années 1930 avec des tensions allant jusqu'à 100 kV, mais les machines tournantes demandaient beaucoup de maintenance et avaient un mauvais rendement. D'autres systèmes électromécaniques furent testés durant la première moitié du XX^e siècle sans succès commercial[35]. Kimbark rapporte que ces systèmes avaient un taux de disponibilité d'environ 70 %, ce qui est certes acceptable mais loin des standards de qualité actuels[36].

Une méthode fut imaginée pour diminuer la tension du courant continu haute tension en bout de ligne en utilisant des batteries connectées en série. Elles étaient ensuite connectées en parallèle pour alimenter le réseau de distribution[37]. Mais à cause de la capacité limitée des batteries, la difficulté du passage série/parallèle, ainsi que les pertes énergétiques causées par leurs charges et décharges menèrent à l'échec les deux expériences commerciales qui furent tentées.

Les diodes à vapeur de mercure sont inventées en 1901[38]. Elles sont tout d'abord utilisées pour redresser la tension aux bornes de machines électriques industrielles. L'usage des diodes à vapeur de mercure dans les réseaux électriques, pensé en 1914 est développé entre les années 1920 et 1940[39]. Des diodes avec thyratron ont également été conçues[40]. Les États pionniers dans le domaine sont ceux possédant de longues lignes électriques : les États-Unis, l'URSS et la Suède[38]. En 1932, General Electric teste une ligne à courant continu de 12 kV à diodes à vapeur de mercure. Elle permet d'alimenter une charge à 60 Hz à Mechanicville alors que l'électricité est produite à 40 Hz. En 1941, une liaison de 60 MW, ±200 kV sur une distance de 115 km, l'Elbe-Projekt, est conçue pour alimenter Berlin. Elle doit utiliser des diodes à vapeur de mercure. Toutefois la chute du régime en 1945 empêche l'achèvement des plans[41]. Pour justifier les fonds alloués au projet en pleine guerre, ses concepteurs argumentent qu'un câble souterrain est moins sensible aux bombardements qu'une ligne aérienne. L'Union soviétique met la main sur l'équipement à la fin de la guerre et le construit entre Moscou et Kachira[42]. Cette liaison, ainsi que la ligne construite par ASEA entre l'île de Gotland et la Suède marquent les véritables débuts de la technologie HVDC.

Les travaux du docteur Uno Lamm en Suède dans le domaine, font qu'il est souvent considéré comme étant le père de l'HVDC[38]. L'IEEE a d'ailleurs baptisé de son nom la récompense pour une avancée technologique importante dans le domaine de l'HVDC[43]^,[40].

Nelson River 1 au Manitoba au Canada est la dernière station HVDC à avoir été mise en service avec cette technologie en 1972[44].

Depuis, toutes les stations utilisant cette technologie ont été soit fermées, soit rénovées, les diodes à vapeur de mercure étant remplacées par des systèmes à semi-conducteurs. La dernière liaison à en avoir en service est la ligne HVDC Inter-Island en Nouvelle-Zélande, qui relie comme son nom l'indique les deux îles entre elles. Elle n'a d'abord gardé qu'un pôle avec cette technologie[45], puis en a arrêté l'exploitation le 1^er août 2012 en même temps que les nouveaux convertisseurs à thyristors étaient mis en service[46].

Les projets suivants ont utilisé cette technique[47]^,[48] :

• Projet Elbe à Berlin en Allemagne
• Moscou–Kachira en Russie[49]
• Première phase de la ligne entre le Gotland et la Suède
• Première interconnexion France-Angleterre d'une puissance de 160 MW
• Ligne Volgograd–Donbass reliant la Russie à l'Ukraine[49]
• HVDC Inter-Island en Nouvelle-Zélande.
• Première phase de la ligne Konti-Skan entre la Suède et le Danemark
• Poste de Sakuma, convertissant la fréquence au Japon
• Première phase de la ligne Italie-Sardaigne-Corse
• Première phase de la ligne Vancouver Island au Canada
• Première phase de la ligne Pacific DC Intertie de l'Oregon à Los Angeles aux États-Unis
• Ligne Kingsnorth à Londres en Angleterre
• Première phase de la ligne Nelson River DC Transmission System au Canada

Station de Nelson River avec une ligne de 150 kV et 1 800 A utilisant des valves à diodes à vapeur de mercure

Depuis 1977, tous les systèmes HVDC ont été construits avec des composants à état solide, dans la plupart des cas des thyristors. Comme les diodes à vapeur de mercure, les thyristors ont besoin d'un circuit extérieur, le réseau de courant alternatif, pour être commutés, ils font donc partie de la famille des LCC et ont les mêmes restrictions[50].

Le développement de cette technologie commence vers la fin des années 1960. La première liaison construite est la station de la Eel River au Canada[48]. Elle a été mise en service en 1972 et General Electric en est le maître d'œuvre[51].

En 2012, des valves à thyristors ont été utilisées sur plus de 100 projets, d'autres étant toujours en cours de planification[52].

Technologie apparue dans les années 1980 pour piloter les moteurs électriques, la première application HVDC date de 1997, avec le projet expérimental Hellsjön–Grängesberg, en Suède[53].

Les développements dans le domaine des semiconducteurs, et en particulier des IGBT, ont permis de rendre les petites liaisons en courant continu plus abordables. ABB, Siemens et Alstom sont présents sur le marché en 2012. Les convertisseurs en source de tension sont apparus en 1997[54].

Les premières installations utilisaient la modulation de largeur d'impulsion sur des convertisseurs à 2 étages, concrètement la tension vaut alors alternativement +V et -V, la modulation de largueur d'impulsion permettant d'obtenir une fondamentale sinusoidale[55]. Toutefois des filtres doivent être construits pour éliminer les harmoniques, ils prennent beaucoup de place, environ la moitié de la surface de la station, et restent coûteux[56].

Depuis, Siemens a lancé en 2010 une technologie dite « Modular Multi-Level Converter » (MMC), convertisseurs à modules multi-étages, qui permet de reproduire fidèlement un sinus sans utilisation de filtres[57]. ABB a depuis lancé une technologie similaire dite en « cascade », acronyme CTLVSC-HVDC. Alstom quant à lui est en train de lancer une technologie « hybride » entre LCC et VSC appelée « Hybrid », acronyme HML-VSC-HVDC[58].

Une technologie mettant en série des capacités entre les transformateurs et les valves a été conçue par ABB pour permettre l'usage d'HVDC dans les réseaux faibles. Nommée « Capacitor-Commutated Converter » (CCC)[59], elle a quasiment perdu tout intérêt depuis l'émergence des VSC.

En plus de permettre le transport de puissance électriques, les HVDC ont l'utilité de stabiliser le réseau lors d'événements transitoires. Par ailleurs les lignes à courant continu ne propagent 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[10]^,[60].

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 AC[61].

Exemple de station HVDC, ici Haywards en Nouvelle-Zélande

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 ils sont connectés pour effectuer leurs commutations[62]. Ils sont constitués d'éléments qui ne peuvent qu'être rendus passants par le circuit de commande, leur blocage ne pouvant provenir que des conditions extérieures, comme les diodes à vapeur de mercure ou les thyristors[48].

Les convertisseurs LCC nécessitent un circuit extérieur pour forcer le courant à zéro et ainsi permettre d'éteindre le système. On dit qu'ils ont besoin d'un réseau suffisamment fort. Sinon, des échecs de commutation se produisent, le courant ne passe pas d'une branche du pont à l'autre, la tension de sortie n'est alors pas sinusoïdale. D'où leur nom de convertisseurs commutés par ligne[anglais 2] (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 réseau[anglais 3] grâce à une LCC[63]^,[64]. Dans le même ordre d'idées, une liaison LCC doit transporter une puissance minimale, typiquement d'environ 10 % de la puissance nominale, pour éviter des échecs dans les commutations[22].

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 modélisées côté AC par des sources de courant, on parle ainsi de convertisseur source de courant pour désigner cette technologie[62].

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'Angleterre[65]. 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'autre[66].

Comme détaillé dans la partie sur les filtres, les LCC ont le défaut de consommer de la puissance réactive. Cela a toutefois un effet secondaire intéressant : les courants de court-circuit étant quasiment purement réactif (les lignes aériennes étant principalement inductives) et les LCC ne pouvant produire de puissance réactive, les stations LCC ne contribuent pas à l'alimentation du défaut. Exprimé autrement, les LCC n'augmentent pas la puissance de court-circuit du réseau[67].

Le système est constitué de ponts de diodes triphasés, ou pont à 6 impulsions, qu'on peut représenter avec seulement six éléments de commutation, appelés « valve » en anglais et en français, chacune reliant une phase du système alternatif à une phase du système continu[68]. À chaque instant, deux valves doivent être passantes, une en haut du pont et une bas, reliant chacune une phase AC différente à l'une des deux lignes DC. Deux phases AC sont donc connectées en série aux lignes DC, la tension DC est par conséquent égale à la somme de deux phases AC à tout moment. Par exemple lorsque les valves V1 et V2 sont passantes, la tension continue est égale à la tension de la phase 1 plus celle de la phase 3[69].

À cause de l'inductance des lignes AC, le passage d'une valve à une autre, d'une phase à une autre, la commutation n'est pas instantanée. Lors de la commutation, il y a superposition[anglais 4] : deux valves conduisent simultanément. Par exemple, si les valves V1 et V2 sont passantes et que la valve V3 est amorcée, le chemin du courant doit passer de la valve V1 à la valve V3, et pendant un court instant les deux conduisent[62].

Pendant cet instant, la tension continue est égale à la moyenne de la tension des phases 1 et 2 moins celle de la phase 3. L'angle de superposition µ s'accroit avec le courant transporté par l'installation. Avec α l'angle de retard à l'ouverture des thyristors, typiquement α + µ a une valeur comprise entre 13 et 18° à pleine puissance[10].

Pont de Graetz triphasé à base de thyristors, monté en redresseur.

Explication du processus de commutation. Quand les valves 1 et 2 sont passantes, la tension continue dépend de 2 des trois tensions alternatives. Pendant la superposition, la tension continue est formée des trois tensions alternatives.

Pendant la superposition, la tension continue est plus faible qu'en son absence, elle forme une sorte de dent caractéristique. En conséquence la tension continue décroît en moyenne lorsque la période de superposition croît, autrement dit la tension continue moyenne décroît quand le courant transporté croît[69].

Tension et courant sortant d'un pont de Graetz triphasé pour un angle de superposition de 20° et α = 20°

Illustration de l'équation ci-contre

La valeur de la tension continue au bornes d'un redresseur à pont de Graetz à 6 impulsions est donnée par[70]^,[71] :

${\displaystyle V_{\mathrm {dc} }={\frac {3\cdot V_{\mathrm {LLpeak} }}{\pi }}\cos(\alpha )-{\frac {3\cdot X_{c}\cdot I_{\mathrm {dc} }}{\pi }}=V_{\mathrm {di,0} }\cos(\alpha )-6fL_{\mathrm {c} }I_{\mathrm {dc} }}$

Où:

V_LLpeak est la valeur crête de la tension alternative sortant des transformateurs connectés aux convertisseurs.

V_{di, 0} est la valeur maximale de la tension continue.

α est l'angle de retard à l'ouverture des thyristors

L_c est l'inductance de commutation des lignes AC par phase.

X_c est l'impédance de commutation des lignes AC par phase.

I_dc est le courant continu

f est la fréquence du réseau alternatif, 50 ou 60 Hz selon les régions du monde.

L'angle de retard α étant l'intervalle entre le moment où la tension aux bornes d'une valve devient positive, moment où une diode deviendrait passante, et le moment où le thyristor est amorcé et devient passant[62]^,[72]. L'équation précédente montre clairement que quand l'angle de retard augmente, la tension continue diminue. Au-delà de 90° elle devient négative, cela marque la limite entre le fonctionnement en redresseur et le fonctionnement en onduleur[73]. L'équation pour l'onduleur est identique en remplaçant α par γ[74]. Au plus le réseau est fort, au plus L_c est faible, ainsi on assume en général que L_{c, redresseur} est plus faible que L_{c, onduleur}, la pente de la courbe côté onduleur est donc plus grande[75].

Dans une LCC, le réglage de l'angle de retard constitue la seule méthode de commande rapide des convertisseurs. Il permet de commander la valeur de la tension continue de chaque côté de la ligne, commandant en même temps la chute de tension et donc la puissance transférée. La puissance transférée par une LCC est égale à[9]:

${\displaystyle P_{\text{transmise}}={\frac {V_{\text{redresseur}}-V_{\text{onduleur}}}{R_{\text{ligne}}}}}$

Où:

V_redresseur est la tension continue côté redresseur

V_onduleur est la tension continue côté onduleur

R_ligne est la résistance de la ligne continue

Tension et courant aux bornes d'un onduleur avec γ =20° et µ=20°

À la station de sortie, fonctionnant en onduleur, l'angle de retard idéal est de 180°, toutefois cette valeur ne peut être atteinte pour deux raisons. Tout d'abord à cause des phénomènes de superposition, ensuite à cause de l'angle d'extinction γ. Cet angle modélise le fait que les valves ne retrouvent pas instantanément leur capacité isolante après avoir été passantes. Cet angle est lié au temps de « turn-off », noté t_q des thyristors et vaut typiquement 15°. La relation entre α, γ et µ est la suivante[9] : ${\displaystyle \gamma =180-\alpha -\mu }$ (en degrés)

Dans cette technologie, la station qui fonctionne en redresseur a un angle de retard proche de 0, celle qui fonctionne en onduleur un angle proche de 180°, la différence de tension est alors maximale, le transfert d'énergie maximalisé. Toutefois à cause des temps de commutation des valves et des marges de sécurité, les angles ne peuvent être exactement 0 et 180°, ils sont dans les faits plus proche de 13 et entre 160 et 165°[74]. La valeur maximale de l'angle α est aussi appelée « butée onduleur ». α ne peut pas être exactement égal à zéro afin de garder une tension positive suffisante dans les thyristors et ainsi éviter une erreur de commutation[76].

Si le gestionnaire du réseau souhaite inverser le sens du transfert de puissance, dans le cas d'un LCC, il doit procéder à une inversion de polarité, c'est-à-dire inverser la polarité de la tension des lignes alors que le courant ne change pas de sens[76]^,[77].

L'arrangement à 6 impulsions a le défaut de ne commuter que tous les 60°, ce qui produit une tension continue peu régulière, contenant donc de nombreuses harmoniques. Pour pallier ce problème, deux ponts de diodes triphasés sont montés en série côté DC, on a alors 12 valves[62]. Le système triphasé est alors dédoublé avant d'entrer dans les transformateurs. Un banc de transformateur est monté en étoile, l'autre en triangle, cela permet d'introduire un déphasage de 30° entre les deux systèmes. La commutation a alors lieux tous les 30°, ce qui réduit le contenu harmonique[78]. Cette technologie est standard depuis les années 1970[79].

Convertisseur HVDC à 12 impulsions utilisant des valves à vapeur de mercure avec des disjoncteurs permettant de court-circuiter un pont à 6 impulsions

Convertisseur HVDC à 12 impulsions utilisant des thyristors

Un certain nombre d'adaptations ont été nécessaires pour faire évoluer la technologie des redresseurs pour moteurs électrique à valves à vapeur de mercure au transport d'électricité, notamment au niveau de la tension de l'anode. Les fortes tensions aux bornes des valves créant des risques d'arcs électriques[80].

Les très longues colonnes d'anodes utilisées pour la haute tension sont le facteur limitant le courant qui peut être transporté de manière sûre. Ainsi la plupart des installations HVDC utilisaient plusieurs colonnes d'anodes, souvent 4, connectées en parallèle pour chaque valve[40].

Chaque bras du pont de Graetz triphasé était traditionnellement constitué d'une valve, cependant 2 projets construits en Union soviétique utilisaient 2 voire 3 valves en série sans connexion en parallèle de colonnes d'anodes[49].

L'ancienne technologie à diode à vapeur de mercure demandait une maintenance importante. Afin d'éviter de devoir couper la ligne à chaque fois, des disjoncteurs permettaient de faire fonctionner la station avec seulement 6 valves[78]^,[81].

Ces valves avaient une tension maximale de 150 kV et un courant 1 800 A. Ces caractéristiques ont été atteintes sur le dernier projet réalisé dans cette technologie : la station de Nelson River au Canada. Elle utilisait 6 colonnes d'anodes par valve et a été complétée en 1977[82]^,[50].

Redresseur entre les réseaux d'Hydro One et d'Hydro-Québec au poste Outaouais de TransÉnergie à L'Ange Gardien, Québec

Un thyristor est un composant à état solide similaire à une diode à la différence près que sa fermeture est commandée par une borne supplémentaire : la gâchette[9]. Les thyristors, individuellement, ne peuvent bloquer une tension que de quelques kV, les valves sont donc constituées d'un grand nombre de thyristors en série. Des capacités et des résistances sont également insérées dans les valves pour assurer une répartition homogène de la tension entre les thyristors : ensemble ils forment un « thyristor level »[83].

Afin d'amorcer les thyristors, la commande d'amorçage doit être transmise de manière simultanée à un grand nombre de composants situés à des potentiels différents[78]. La liaison doit donc être isolée électriquement. Deux méthodes sont utilisées : optique (à base de fibres) et magnétique. La technologie optique pouvant amorcer directement ou indirectement les thyristors. Dans la méthode indirecte, l'électronique de commande situé à basse tension envoie une information à l'électronique sous haute tension, qui fournit la puissance nécessaire à l'amorçage de la tension aux bornes du thyristor. La méthode directe par contre utilise l'énergie de l'impulsion optique pour amorcer le thyristor à amorçage lumineux[84].

La commande de la station HVDC doit assurer le transfert de puissance sans mettre en danger le réseau alternatif. Il doit ainsi à la fois commander la puissance réactive envoyée dans le réseau AC, la tension AC qui lui est liée et le courant. Dans le cas d'une LCC, les deux degrés de liberté sont les angles de retard α et γ réglant respectivement le redresseur et l'onduleur[85]^,[86].

Cette possibilité de contrôler la puissance qui transite par les lignes HVDC est un grand avantage face aux lignes AC[22], pour lesquelles la puissance transitée est subie en fonction des lois de Kirchhoff.

Figure 1 : Le redresseur a une caractéristique de commande lui imposant un angle α minimum et un courant constant (courbe bleu). L'onduleur a une caractéristique de commande lui imposant un angle d'extinction minimum et un courant constant (courbe rouge). P est le point de fonctionnement de l'installation. Le redresseur commande alors le courant, l'onduleur la tension. La marge de courant entre les deux consignes de courant permet le bon fonctionnement du poste.

Idéalement l'installation pourrait être commandée en courant constant uniquement, toutefois la tension côté courant alternatif doit être maintenue à un niveau approximativement constant cela doit être pris en compte dans la stratégie de commande. La valeur de la tension continue n'a pas d'influence sur le réseau alternatif, elle peut donc être choisie librement. Une tension élevée limite le courant à puissance constante, cela limite les pertes en ligne. Toutefois, il faut conserver une marge pour éviter les surtensions en cas de défaut[87].

Dans le détail : afin de faire transiter le maximum de puissance et de réduire le courant la tension au redresseur doit être constante et aussi grande que possible, α est donc petit, le courant ne doit pas dépasser sa valeur maximale, ensuite l'angle d'extinction γ doit également être choisi petit pour limiter la consommation d'énergie réactive et rendre le système moins vulnérable à une chute de tension côté onduleur[75].

Dans le réseau, la génération d'électricité est assurée par des machines synchrones. Les défauts sur les lignes, les ouvertures et fermetures de sélecteur, les pannes de certains équipements peuvent faire osciller la puissance active des générateurs, concrètement les axes des générateurs se mettent à accélérer, d'autres à décélérer. Autrement dit, l'angle de transport se met à osciller. La capacité du réseau à retrouver son synchronisme, est appelée stabilité dynamique[88]. Les HVDC permettent d'améliorer la stabilité dynamique d'un réseau en limitant les fluctuations de puissances actives entre stations. Les résonances sous-synchrones sont également atténuées[89]^,[90].

Les LCC sont vulnérables aux défauts côté AC, ces derniers provoquent en effet des échecs dans la commutation des valves ce qui provoque un effondrement de la tension continue. Un réseau suffisamment fort limite le problème[91]^,[92].

Comme sur une poste électrique à courant alternatif des protections servent à détecter un comportement anormal de l'installation et à donner tout d'abord l'alarme et, si l'anormalité se poursuit, l'ordre aux disjoncteurs de s'ouvrir pour couper le courant avant que l'équipement du poste ne soit endommagé. Les circuits dédiés à la protection sont donc redondants et séparés des circuits destinés à la commande. Le poste lui-même est divisé en plusieurs zones de protection qui se superposent systématiquement afin d'assurer la protection de tous les équipements électriques. Côté AC, les systèmes de protection sont similaires à ceux rencontrés dans les postes AC : protections différentielles, protections à maximum de courant, protection de distance pour les lignes... Côté DC, les deux premières protections sont utilisées pour les convertisseurs, les jeux de barres et les filtres. Des protections contre la surtension sont également employées pour les convertisseurs[93]. La protection des lignes à courant continu est différente de celle des lignes en courant alternatif: des protections front d'onde[anglais 5] permettent de détecter un changement brutal dans le courant, et ainsi les courts-circuits, une mesure du changement de la tension permet de définir laquelle des deux lignes est touchée, et ainsi de ne déconnecter que le pôle affecté, autrement dit d'avoir une bonne sélectivité. Cette protection permet aussi de déterminer la distance entre le défaut et le poste électrique[94]^,[95].

En cas de défaut, l'angle de retard du redresseur est augmenté fortement pour atteindre une valeur d'environ 120 à 135°, en même temps l'angle d'extinction de l'onduleur est augmenté vers 80° pour assurer qu'il garde la même polarité. Si la liaison est fortement capacitive, un câble typiquement, cette inversion de polarité ne peut pas toujours être évitée. Par ailleurs, les convertisseurs des LCC doivent être protégés contre les échecs de commutation par un mécanisme de commande adapté. Des courts-circuits internes à l'installation peuvent également avoir lieu[96]. En règle générale, l'allumage des thyristors est bloqué en cas de défaut, si malgré cela la faute n'est pas éteinte, les disjoncteurs côté AC ouvrent le circuit[97].

La fiabilité d'une ligne HVDC pour une configuration avec le même niveau de redondance est comparable à celle d'une ligne AC. Ainsi pour un bipôle, les statistiques donnent une disponibilité de 97,1 % à 100 % de la puissance nominale, alors que ce taux est de 97,2 % pour la haute tension alternative[98].

Les thyristors ont besoin d'une source de puissance extérieure, d'un réseau AC fort, pour être commutés. Par conséquent, la technologie LCC ne peut alimenter une charge passive, elle a besoin d'un générateur électrique tournant pour pouvoir fonctionner[64]. La technologie VSC par contre ne nécessite pas de réseau fort, elle peut ainsi alimenter une source passive ou évacuer l'énergie provenant d'une centrale fonctionnant par intermittence, par exemple les éoliennes offshore[99].

Il est possible de commander la fermeture des thyristors mais pas leur ouverture, il n'y a donc qu'un degré de liberté : leur angle de retard[62], cela limite fortement le champ de possibilités. Les IGBT au contraire peuvent être à fois ouverts et fermés, on peut donc les commander indépendamment de la tension de la ligne, on parle de convertisseurs auto-commutés[anglais 6]. La tension des lignes en courant continu est alors maintenue constante par des capacités, leurs polarités sont également fixes. On parle donc de technologie « source de tension » (« voltage sourced converter », VSC). Les IGBT peuvent être ouverts et fermés plusieurs fois par cycle afin de diminuer le contenu harmonique du courant, qui est de fait très faible. Un pont de 12 valves n'est plus nécessaire, les VSC utilisent des ponts à 6 valves. La construction des transformateurs s'en trouve simplifiée[100]^,[101]. Ces deux angles de liberté permettent de régler à la fois la puissance active et réactive[102].

Le fait que les VSC produisent moins d'harmoniques permet de réduire la quantité de filtres nécessaires, en résulte un gain de place important. C'est particulièrement intéressant dans le cas des plateformes en mer. L'absence d'inversion de polarité, l'isolation des composants électriques comme les transformateurs et surtout les câbles, permettant notamment l'usage des câbles en polyéthylène extrudé[10]. Cette tension constante rend aussi la construction de ligne multi-terminaux plus simple. Comme les LCC, les VSC n'ont par contre que très peu de capacité de surcharge temporaire[61].

Un défaut des VSC, enfin du moins ceux n'étant pas en pont en H, en comparaison des LCC, est d'augmenter sensiblement la puissance de court-circuit du réseau comme une ligne AC classique. En effet, les VSC peuvent produire de la puissance réactive, ils alimentent donc les défauts. Une étude parle d'une augmentation relative du courant de court-circuit allant de 6 à 13 % en fonction du mode d'opération d'installation au moment du défaut[103].

Différentes configuration VSC sont possibles[100].

La technologie utilisée pour les premiers projets, du projet à Hellsjön[54] en 1997 aux projets en 2012, comportaient 2 niveaux de convertisseurs. La variante la plus simple de VSC[104]. Ils reprennent les fondamentaux de la technologie LCC. Les thyristors y sont remplacés par des IGBT, auxquels sont ajoutés des diodes en parallèle afin de les protéger. La bobine de lissage, utilisée pour rendre constant le courant, est remplacée par des capacités de lissage, maintenant constante la tension. La tension côté AC n'a que deux valeurs, pour cette raison on parle de technologie à 2 niveaux. Pour recréer une tension "alternative" avec seulement deux niveaux de tension, une modulation de la largeur d'impulsion est utilisée. Il faut toutefois des filtres pour éliminer les harmoniques[55].

Quand la valve du haut est fermée, la ligne AC est reliée à la ligne DC positive, la tension alternative devient alors égale à +½ U_d, si on prend pour 0 le milieu du convertisseurs connecté à la terre. De la même manière, quand la valve du bas est fermée, la ligne AC est reliée à la ligne DC négative, la tension alternative devient alors égale à -½ U_d. Les deux valves d'une même phase ne doivent jamais être fermées simultanément, dans ce cas la capacité de lissage se déchargerait de manière imprévisible (en fonction de la tension AC au moment de l'événement), causant d'importants dommages dans les convertisseurs[55].

Convertisseurs HVDC à 2 niveaux

Principe de fonctionnement d'un convertisseur à 2 niveaux

Une méthode pour réaliser une modulation de largeur d'impulsion, quand le signal (la sinusoïdale rouge) est comparé avec un signal triangle (bleu). Quand il est supérieur le signal modulé (magenta) est mis au niveau haut, dans le cas contraire au niveau bas

La forme la plus simple de signal de sortie qui peut être produite avec un convertisseur à 2 niveaux est un signal créneau. Toutefois, la distorsion par rapport à un signal sinusoïdal est alors inacceptable, le niveau d'harmoniques est trop élevé. Pour résoudre ce problème, une modulation de largeur d'impulsion[anglais 7] est appliquée au signal de sortie. Cela a cependant le désavantage d'obliger les IGBT à commuter très régulièrement, environ 20 fois par cycle, ce qui résulte en de fortes pertes « de commutation » dans les valves[105]. D'autres stratégies de modulations sont également possible pour les HVDC[106]. Cela rend le rendement global d'un convertisseur à deux niveaux moins bon que celui d'un LCC. Ainsi une station LCC de 1 000 MW a typiquement des pertes d'environ 0,75 % à pleine puissance, alors que pour un VSC deux niveaux elles s'élèvent à 0,9 voire 1,75 %[107].

Un autre désavantage de cette configuration est que des centaines d'IGBT doivent être connectés en série pour produire une haute tension et doivent être commutés simultanément dans chaque valve[55].

Par la suite des systèmes à trois niveaux ont été construits, afin d'améliorer le contenu harmonique de la tension délivrée. Le principe est très similaire aux convertisseurs à deux niveaux, un niveau de tension nulle étant ajouté. La tension peut donc prendre trois valeurs : +½ U_d, 0, -½ U_d[108].

Une configuration utilisée dite en diode de redressement [anglais 8] dans laquelle chaque station contient 4 valves à IGBT, chacune ayant une tension égale à la moitié de la tension de ligne, auxquelles viennent s'ajouter 2 diodes. Les deux capacités de lissage sont branchées en série, les diodes étant branchées entre le point neutre entre les capacités et la première valve et la troisième (voir schéma). Pour obtenir une tension positive, les deux valves à IGBT du haut sont fermées, pour avoir une tension négative, les deux du bas sont fermées, la tension nulle quant à elle est obtenue en fermant les deux valves du milieu. Dans ce dernier cas, les diodes permettent de conduire le courant entre la partie DC et la partie AC[108].

Convertisseurs HVDC à 3 niveaux à clamping diodes

Principe de fonctionnement d'un convertisseur à 3 niveaux

Une variante consiste à remplacer les diodes par des IGBT, le point neutre est alors actif, commandable. Cette solution a été utilisée dans le projet Murraylink en Australie[109] et le projet Cross Sound aux États-Unis[110]. La modeste amélioration dans le contenu harmonique se paie toutefois dans cette technologie par une forte augmentation de la complexité et donc du prix[108]. De plus cette configuration semblait difficilement adaptable pour des tensions supérieures au +/-150 kV utilisées dans les deux projets.

Une dernière solution, utilisée pour la commande des moteurs électrique, mais jamais pour les HVDC, consiste à remplacer les diodes par une capacité au potentiel non fixé entre le premier et le troisième quartier. Le fonctionnement reste similaire. Aussi bien la technologie à diode que celle à capacité peuvent être étendues à un plus grand nombre de niveaux, 5 par exemple, mais la complexité augmente de manière démesurée[108]. De tels circuits n'ont jamais été testés pour les HVDC.

Proposée tout d'abord par Marquardt (en 2003)[111], testée de manière commerciale sur le projet Transbay dans la baie de San Francisco par Siemens à la fin de la décennie[112], la technologie modulaire multi-niveaux (MMC)[anglais 9] se standardise pour les liaisons HVDC à base de VSC.

Convertisseurs modulaire multi-niveaux triphasé

Operating Principe de fonctionnement d'un convertisseur modulaire multi-niveaux constitué de 4 sous-module par valve

Tout comme les convertisseurs à 2 niveaux, les MMC sont constitués de 6 valves, reliant chacune une ligne AC à une ligne DC différentes. Toutefois alors que pour un montage à 2 niveaux, chaque valve peut être modélisée par un unique interrupteur constitué de nombreux IGBT en série, dans le cas du MMC chaque module peut être commandé indépendamment et se comporte comme une source de tension. Chaque valve consiste en l'empilement de nombreux sous-module comprenant un condensateur. Dans le cas du pont 2 quadrants[anglais 10], montage utilisé par Siemens, chaque sous-module contient 2 IGBT connectés en série, ainsi qu'un condensateur (voir image)[112]. En fonction de la commande des IGBT, le condensateur peut être soit insérer dans le circuit ou by-passé. Chaque sous-module est donc une source de tension valant 0 ou U_sm (avec U_sm la tension au borne de la capacité). Quand les valves sont composées d'un grand nombre de sous-modules, celles-ci peuvent reproduire la forme de tension souhaitée (discrétisée par rapport au nombre de sous-modules), dans le cas d'une station HVDC connectée au réseau courant alternatif haute tension (ou HVAC pour high voltage alternating current) une sinusoïde avec un faible contenu harmonique[113].

Valve MMC dans les différentes configurations possibles

Le MMC est différent des autres types de convertisseurs, dans le sens où le courant traverse en permanence les 6 valves, les notions de valve ouverte ou fermée n'a donc pas de sens. Le courant continu se divise de manière égale entre les 3 phases tandis que le courant alternatif entre les deux valves haute et basse[112]. Ainsi le courant circulant dans les valves est donc égal à une combinaison du courant alternatif et continu en régime permanent[23] :

Valves du haut: ${\displaystyle {I_{\mathrm {v} }={\frac {I_{\mathrm {d} }}{3}}+{\frac {I_{\mathrm {ac} }}{2}}}}$

Valves du bas: ${\displaystyle {I_{\mathrm {v} }={\frac {I_{\mathrm {d} }}{3}}-{\frac {I_{\mathrm {ac} }}{2}}}}$

Typiquement les MMC utilisés dans les liaisons HVDC à forte puissance sont composés de centaines de sous-modules par valves (400 pour les stations INELFE permettant 401 niveaux de tension [114]). Les performances au niveau des harmoniques est excellente, aucun filtre n'est requis. En outre, la modulation en largeur d'impulsion n'étant pas requise et les commutations étant donc plus lentes, les pertes de puissance sont plus faibles que dans un convertisseur 2 niveaux. Elles représentent environ 1 % par station[115]. Enfin, les IGBT ne devant pas tous être commutés simultanément, l'amorçage de ceux-ci n'est pas si complexe que sur un montage à 2 niveaux[113].

Au niveau des désavantages, la commande est beaucoup plus complexe que sur un 2 niveaux. Il faut équilibrer la tension entre chaque capacité, ce qui est difficile et nécessite une importante puissance de calcul informatique ainsi qu'une grande vitesse de communication entre la commande centrale et les sous-modules. La puissance de calcul exigée est donc très importante[116]. En outre, les sous-modules eux-mêmes sont relativement volumineux[117]. Un MMC prend plus d'espace qu'un convertisseur 2 niveaux, cela doit cependant être mis au regard de l'économie des filtres[113].

En 2012, la seule connexion opérationnelle est celle de Trans Bay et a une puissance de 400 MW, toutefois des stations de puissances plus importantes ont depuis été réalisée, comme INELFE, l'interconnexion France-Espagne, est constituée de 2 liaisons en parallèle d'une puissance de 1 000 MW chacun et d'une tension de +/- 320 kV[118].

Les limites actuelles des VSC sont liées à celle des câbles en polyéthylène extrudé, qui proposent à l'heure actuelle une tension de ±320 kV et plus récemment ±525 kV[119], mais également par la montée en courant et tension des IGBT[116].

Une variante du MMC, proposée par ABB, appelé 2 niveaux en cascade[anglais 11] est très similaire à la différence de la manière dont sont agencés les sous-modules entre eux. Les pas du signal en escalier sont alors plus larges et moins nombreux en comparaison du MMC conventionnel. En pratique, la différence est infime, la tension alternative contient à peine plus d'harmoniques[120]^,[115].

Sous module MMC 4 quadrants

Une autre solution consiste à travailler en 4 quadrants au lieu de 2, autrement dit un pont en H[anglais 12] est construit avec 4 IGBT[121]. Cela permet d'insérer la capacité du sous-module à la polarité souhaitée. Cela permet, en cas de court-circuit DC, de bloquer le courant de défaut de manière extrêmement rapide, ce que les autres MMC ne peuvent pas faire[100]^,[23]. Alstom annonce ainsi disposer de la technologie pour interrompre le courant en 2,5 ms au lieu des 100 ms environ que mettent les disjoncteurs à courant alternatif qui sont utilisés dans les stations à 2 quadrants à cet effet[122]. La tension continue peut également avoir les deux polarités, comme dans un LCC, donnant la possibilité de créer un hybride LCC/VSC[56]. Le principal inconvénient est que deux fois plus d'IGBT sont requis par rapport à dans une configuration équivalente MMC et que les pertes sont accrues significativement[23].

Pour cette dernière raison les constructeurs de lignes HVDC tentent de contourner le problème : Alstom compte n'avoir qu'une partie de ses convertisseurs construits en pont en H, le reste restant à 2 quadrants ; Rainer Marquardt, proche de Siemens, propose d'ajouter un IGBT tous les deux sous-modules afin de réorienter les capacités pour interrompre le courant continu ; ABB enfin propose de construire des disjoncteurs HVDC, qui ont peu de pertes, en série avec les stations à 2 quadrants afin d'interrompre le courant[122].

D'autres types de convertisseurs ont été imaginés combinant les propriétés des convertisseurs 2 niveaux et multi-niveaux. Ce VSC « hybride »[anglais 13], promu par Alstom, tente de combiner les faibles pertes et le faible contenu harmonique des MMC avec un design plus compact et une meilleure contrôlabilité avec une meilleure répartition de la tension entre les sous-modules en régime transitoire. Le principe consiste à commander la forme de la tension grâce à des convertisseurs multi-niveaux de taille plus faible que dans un MMC et de diriger le courant grâce aux valves faites de thyristors ou d'IGBT comme dans un convertisseur à niveaux. Ce type de convertisseurs n'en est cependant qu'au stade de la recherche[123]^,[124]^,[23].

Principe de régulation de la puissance active grâce à l'angle de transport

Principe de régulation de la puissance réactive grâce à l'amplitude des tensions

Un VSC possède deux degrés de liberté, le déphasage entre tension DC et tension AC, ainsi que l'amplitude de la tension DC qui est pour un, convertisseur à deux niveaux, équivalent au degré de modulation. La tension alternative est contrôlée à l'aide de l'amplitude de la tension DC, la puissance à l'aide du déphasage. Les formules de la puissance active et réactives sont les mêmes qu'en courant alternatif[102] :

${\displaystyle P={\frac {V_{1}\cdot V_{2}}{X}}\sin {\delta }}$

${\displaystyle Q={\frac {V_{1}\cdot (V_{1}-V_{2}\cos(\delta ))}{X}}}$

où P est la puissance active, V₁ et V₂ les tensions aux extrémités des lignes, X l'impédance de la ligne et ${\displaystyle \delta }$ l'angle de transport, le déphasage entre V₁ et V₂.

Les VSC ont des commandes pour gérer la puissance active, réactive, la tension continue, le courant et la fréquence[125]. Les VSC ont l'avantage d'améliorer la stabilité du réseau grâce à leur commandes indépendantes de la puissance active et réactive[92]. Non seulement, comme les LCC, ils peuvent stabiliser les oscillations de puissance, mais également limiter les creux de tension[126]. Cette très grande commandabilité est un avantage majeur pour les VSC[99].

En cas de court-circuit côté DC, dans un premier temps les capacités se déchargent à travers les diodes de roue-libre.

Dans un second temps, le court-circuit est alimenté par le réseau, le courant passe dans deux branches du pont.

La protection des VSC est similaire à celle des LCC à l'exception de la gestion des courts-circuits côté tension continue. En effet s'ils ne sont pas vulnérables aux défauts côté AC comme les LCC, les VSC, non connectés en pont en H, sont vulnérables aux courts-circuits côté DC. L'absence de bobine de lissage a pour effet que l'inductance de la ligne à courant continu est très faible. Le taux de montée du courant est donc très élevé en cas de défaut. Dans ce cas les IGBT se bloquent, les capacités des convertisseurs se déchargent tout d'abord dans les diodes de roue-libre, le courant est alors très élevé, contrairement aux IGBT elles doivent donc être dimensionnées pour résister à cette charge. Il est à noter que dans le cas d'un convertisseur à 2 niveaux, ces capacités sont importantes et au nombre de 2, dans le cas d'un convertisseur multi-niveaux, elles sont nombreuses, connectées en série et de plus faibles valeurs, la capacité totale est donc plus faible. Dans un second temps, le réseau AC alimente le défaut toujours à travers les diodes de roue libre avant que les disjoncteurs n'agissent[127]^,[92]^,[128]^,[129].

Les transformateurs de puissances ont plusieurs utilités dans une station HVDC : fournir une isolation galvanique entre le côté AC et DC, limiter l'influence d'un changement de la tension côté AC à l'aide de son changeur de prises, limiter le courant de court-circuit, fournir un déphasage de 30° entre les ponts d'impulsion[9].

Les transformateurs connectés entre les lignes à courant alternatif et les convertisseurs utilisant des thyristors des stations HVDC ont des caractéristiques très différentes des transformateurs de puissance ordinaires. Les lignes à courant continu transportant de grandes puissances, les transformateurs HVDC sont également de fortes puissances. Pour permettre leur transport, ils sont en général monophasés. Ils comportent 2 ou 3 enroulements, le premier est connecté au réseau à courant alternatif, le ou les autres aux convertisseurs. Afin de limiter la production d'harmoniques, un banc de transformateur est connecté en triangle, l'autre en étoile, un déphasage de 30° est ainsi obtenu entre les deux. Dans le cas des transformateurs à 3 enroulements, l'un est connecté en étoile, l'autre en triangle. Un seul design de transformateur est nécessaire pour l'ensemble de la station. Si des transformateurs à deux enroulements sont utilisés deux designs sont nécessaires : l'un pour le banc en étoile, l'autre pour celui en triangle[130].

Au-delà de cette construction particulière, les transformateurs HVDC ont une isolation conçue de manière différente d'un transformateur ordinaire. Une tension continue se superpose en effet à la tension alternative dans les enroulements. De plus, lors d'un changement de direction du flux d'énergie dans la liaison HVDC, la polarité de sa tension est inversée. Le champ continu dans l'isolation est donc inversé, les contraintes également. La phase transitoire est particulièrement contraignante pour l'isolation[130]^,[131].

Les tensions continues créent un courant continu dans les enroulements causant également un surplus de nuisance sonore pour ces transformateurs[132].

En outre, la grande quantité d'harmoniques contenues dans le courant vient saturer et chauffer le circuit magnétique, qui doit être dimensionné en conséquence[130].

Enfin une haute résistance au court-circuit est nécessaire[130].

Dans le cas de la technologie VSC, les transformateurs sont beaucoup plus classiques. Avec des convertisseurs à IGBT multi-niveaux, des transformateurs standards peuvent être utilisés sans contrainte spécifique de tenue au courant continu ou aux courants harmoniques [133].

Pour les LCC

Consommation de puissance réactive d'une LCC en fonction de la puissance active avec et sans filtres

Un désavantage majeur des lignes HVDC LCC est leur consommation en puissance réactive. Le courant alternatif entrant dans la station ayant toujours un retard sur la tension, la station se comporte comme une inductance et consomme de la puissance réactive quel que soit le sens des échanges de puissance active. Cette consommation croît avec la puissance active transportée, elle est comprise entre 50 et 60 % de la puissance active[134]. Elle monte si les angles de retard des convertisseurs sont grands ou si la tension des lignes continues est réduite[9].

Si la ligne HVDC est connectée proche d'une centrale électrique, celle-ci peut fournir une partie ou la totalité de la puissance réactive nécessaire. Dans le cas contraire, la construction de bancs de condensateurs est requise. Ils sont en général connectés entre la ligne en courant alternatif et le sol, mais une possibilité existe de les alimenter par un enroulement tertiaire des transformateurs afin d'abaisser leur tension opérationnelle[135].

Un excès de puissance réactive conduisant à une surtension, la totalité des bancs de condensateurs ne doit pas toujours être connectée, en particulier en cas de faible charge. Pour remédier à ce problème, les bancs de condensateurs sont divisés en étages, généralement 3 ou 4, pouvant être connectés selon les besoins[9]^,[136].

Les bancs de condensateurs sont également associés en général à des inductances et des résistances afin de leur permettre de filtrer les harmoniques en plus de leur rôle de production de puissance réactive[9].

Pour les VSC

Les VSC quant à eux peuvent produire ou consommer de la puissance réactive à la demande, le déphasage et l'amplitude de la tension sortant des convertisseurs pouvant être commandés indépendamment[137]. Aucun banc de condensateur pour la production de puissance réactive n'est requis[138].

Les bobines de lissage sont de grosses inductances placées aux extrémités de la ligne en tension continue dans le cas des convertisseurs LCC qui permettent de limiter les variations du courant continu. Elles limitent également le courant de court-circuit et ralentissent sa montée. Entre outre, quand elles sont placées côté haute tension, elles protègent les thyristors de la foudre en augmentant les constantes de temps des effets transitoires. Le placement côté haute tension augmente leur besoin en isolation diélectrique, un positionnement côté basse tension, économise par contre de l'isolation diélectrique au niveau de la bobine mais oblige d'isoler plus fortement les convertisseurs ce qui en limite l'intérêt[139]. En pratique elles sont placées côté haute tension, sauf pour les lignes ±800 kV où l'inductance est divisée entre deux bobines : l'une en haute tension et l'autre en basse tension[140]^,[141]. Par ailleurs, elles permettent de choisir la fréquence de résonance du circuit en tension continue de manière qu'elle soit différente des multiples de la fréquence du réseau alternatif[9].

Dans le cas d'une station en tête-bêche, la très faible probabilité d'un court-circuit côté DC et l'absence d'interférence DC permettent de réduire la taille des bobines de lissage voire de s'en passer complètement[139]^,[9].

Concrètement, elles se présentent sous la forme de grosses bobines sans circuit magnétique, et isolées par l'air. En effet, elles doivent limiter le courant de court-circuit, il faut donc éviter qu'elles ne saturent. L'absence de circuit magnétique assure une courbe magnétique linéaire[139].

Pour les LCC

La configuration la plus simple pour un convertisseur HVDC LCC est le pont à 6 impulsions. Ce montage produit un haut niveau d'harmoniques et peut être modélisé par une source de courant produisant des harmoniques d'ordre 6n±1 dans le réseau de courant alternatif. Par ailleurs des harmoniques de tension d'ordre 6n se superposent à la tension continue[142].

Le montage en pont à 12 impulsions a un meilleur comportement vis-à-vis des harmoniques. Il ne produit plus que des courants d'ordre 12n±1 côté AC et des tensions d'ordre 12n côté DC[9].

Dans les stations les premières harmoniques sont toujours filtrées, 11^e et 13^e côté AC, 12^e côté DC, le filtrage des suivantes dépend de la situation. Parfois la 3^e et 5^e harmoniques doivent également être filtrées à cause des dissymétries entre phases[9].

Le dimensionnement des filtres côté AC est complexe et demande une forte puissance informatique. En effet, en plus de s'assurer que la tension a un niveau acceptable de distorsion, le concepteur doit vérifier que les filtres ne résonnent pas avec d'autres composants du réseau électrique en courant alternatif. Une bonne connaissance des « impédances harmoniques » du réseau est donc nécessaire[143]^,[144].

Les filtres côté courant continu sont seulement nécessaires dans le cas des lignes aériennes. La déformation de la courbe de tension n'est pas un problème en soi, aucun consommateur n'étant connecté directement à la ligne HVDC, l'objectif des filtres dans ce cas là est d'éviter la pollution électromagnétique qui pourrait notamment affecter les lignes téléphoniques environnantes[145]. Les liaisons téléphoniques devenant numériques, par exemple avec des fibres optiques, et donc insensibles aux perturbations, le besoin en filtrage côté DC diminue[146].

Pour le même niveau de redondance 2 conducteurs en HVDC équivalent à deux lignes triphasées.

Pour les VSC

La tension des convertisseurs à 2 niveaux utilisant une modulation de largeur d'impulsion doit être filtrée, toutefois moins que la tension des LCC. Les harmoniques sont à plus hautes fréquences, ce qui permet de construire des filtres plus petits[147]. Les fréquences typiques des modulations est de 1 à 2 kHz[148]. Les MMC n'ont besoin d'aucun filtrage[138].

Les lignes aériennes en courant continu ont les mêmes éléments constitutifs de base que celles en courant alternatif : les poteaux treillis, les chaînes d’isolateurs, les conducteurs de ligne et les accessoires mécaniques ; néanmoins les caractéristiques techniques de projet de chaque composant sont spécifiques pour les applications en tension continue à cause des différentes capacités de tenue diélectrique sous contraintes différentes. Le champ étant toujours dans la même direction, il y a une accumulation de la pollution superficielle sur les isolateurs plus importante que dans le cas des lignes AC[149].

Un autre avantage est le gain en place, pour avoir un même niveau de redondance 2 faisceaux de conducteurs HVDC remplacent 2 systèmes triphasés, soit 6 faisceaux de conducteurs. Pour le projet trois-gorges, ABB déclare qu'en lieu et place de 5 pylônes électriques AC, 2 en DC suffisent pour transporter 3 000 MW[150]. Par ailleurs l'absence d'effet de peau, combiné à l'absence de transport de la puissance réactive, permet de mieux utiliser l'intégralité du conducteur et donc de réduire son diamètre[151]^,[13].

Les câbles en polyéthylène réticulé représentent l'avenir des câbles pour liaisons HVDC

En 2012, les câbles utilisés pour les liaisons en courant continu sont soit au papier imprégné ou gainés de polyéthylène réticulé, "Pr" en abrégé français ou XLPE en acronyme anglais. Les câbles à huile fluide ne sont pas adaptés aux longues distances, plus de 50 km. N'ayant, de plus, que peu d'avantages face aux câbles extrudés, ces derniers les ont supplantés[152]. Ceux au papier imprégné sont majoritaires dans les liaisons existantes et peuvent atteindre jusqu'à 450 kV[153]. Ceux au XLPE les remplacent progressivement pour les convertisseurs VSC. Pour les LCC, jusqu'à récemment, les inversions de polarité les endommageaient, mais des recherches semblent avoir levé cet obstacle[152]^,[154]. Leur tension commerciale est actuellement limitée à 320 kV, mais elle devrait augmenter dans un futur proche[152]^,[155].

Voir dans la partie configuration.

Schéma bloc d'un système monopôle à retour par la terre

La configuration la plus simple, consiste à n'avoir qu'un pôle, on parle de monopôle. Deux possibilités existent pour faire circuler le courant de retour entre les stations. La première consiste à connecter une borne des redresseurs et de l'onduleur à la terre. L'autre borne est connectée à la ligne de transport. La seconde consiste à connecter le retour à l'aide d'un conducteur. On parle alors de retour métallique[156]^,[9].

Dans le cas d'un retour par la terre, le courant circule à travers la terre (dans les couches profondes idéalement) entre les électrodes des deux stations[9]. Cette solution a quelques conséquences environnementales, bénignes certes (voir partie sur les conséquences environnementales).

Ces effets indésirables peuvent être annulés par l'utilisation d'un retour métallique. Comme l'une des stations est connectée à la terre, l'isolation électrique n'a pas besoin d'être dimensionnée pour la tension de la ligne de transport. Le retour métallique n'est donc pas aussi coûteux qu'une ligne de transmission. La décision de faire un retour métallique ou non est prise en fonction de paramètres économiques, techniques et environnementaux[157]^,[9].

La plupart des monopôles sont conçus afin de pouvoir être transformés en bipôles par la suite[9], les pylônes électriques sont alors dimensionnés pour porter deux conducteurs même si seulement un est requis. On peut faire alors le choix de n'en utiliser qu'un ou de les utiliser en parallèle.

Une troisième possibilité est de répartir la tension totale envisagée sur deux lignes, l'une présentant un potentiel positif égal à la moitié de la tension totale, et l'autre ayant un potentiel négatif égal à la moitié de la tension totale. On est exactement dans le même cas de figure que pour un bipôle sans conducteur au neutre. Cette configuration est appelée monopole symétrique. Les convertisseurs sont mis à la terre à travers une forte impédance, aucun courant n'est censé traverser la terre. Cette configuration n'est pas habituelle pour les LCC, à l'exception de NorNed par exemple[18], elle est par contre très courante pour les VSC si des câbles sont utilisés[158].

Schéma bloc d'un système bipolaire, disposant d'un retour à la terre

Dans un schéma bipolaire, deux conducteurs sont utilisés, l'un avec une tension positive, l'autre négative. Cette option est plus coûteuse qu'un monopole[159].

• En condition normale, le courant traversant la terre est négligeable, tout comme dans le cas d'un monopôle à retour métallique. Cela réduit les pertes par la terre et les effets sur l'environnement.
• Si un défaut quelconque se produit sur l'un des deux pôles, l'autre peut continuer d'opérer avec un retour par la terre ou même parfois un retour métallique si les disjoncteurs adéquats sont prévus. Le transport perd donc dans ce cas seulement la moitié de sa puissance[160].
• Chaque pôle ne transportant que la moitié de la puissance, les conducteurs peuvent être dimensionnés plus petit que pour la même puissance en monopôle.
• Les deux conducteurs ne doivent pas forcément être sur le même pylône. Cela peut réduire le risque de perte de la totalité de la puissance en cas de défaut.
• Les puissances maximales transmises à l'aide d'un bipôle sont plus importantes qu'avec un monopôle.

Deux lignes HVDC dans le Dakota du Nord

En plus des deux lignes de transport, un retour métallique peut être installé entre les neutres des deux stations rendant le courant traversant la terre parfaitement nul[159].

Parfois le bipôle peut être conçu de manière à pouvoir fonctionner comme deux monopôles en parallèle[9].

Pour les liaisons 800 kV, des schémas en 24 impulsions par pôle sont privilégiés, 2 ponts de 400 kV sont montés en série par pôle. En effet, le transport et la conception des transformateurs et des valves deviendraient très problématique pour un pôle en un seul bloc de 800 kV[161].

Une station « back to back » en anglais, littéralement dos-à-dos, en français tête-bêche, est une installation HVDC dont les deux stations sont « collées », souvent construites dans le même bâtiment, la longueur de la ligne de transport est donc négligeable. Ces stations sont utilisées principalement pour connecter des réseaux asynchrones, qu'ils soient de fréquences différentes, par exemple au Japon où la moitié du pays utilise une fréquence de 50 Hz et l'autre 60, des stations tête-bêche font la jonction, par exemple aussi en Amérique du Sud et en Arabie saoudite, ou qu'ils soient à la même fréquence mais non synchrones comme entre la Russie et la Finlande. Dans le passé, le bloc de l'est et le bloc de l'ouest avaient la même fréquence mais n'étaient pas synchrone ; ainsi la RFA et la RDA étaient reliées électriquement par des convertisseurs[162]. Pour la même raison, des interconnexions tête-bêche relient aussi le réseau électrique du Québec et les réseaux voisins de l'interconnexion de l'Est, en Amérique du Nord[163].

Ces stations peuvent également connecter des systèmes ayant des nombres de phases différents comme dans des sous-stations de traction.

La ligne étant courte, la tension DC est choisie beaucoup plus basse que dans le cas des stations normales, cela permet de réduire la taille des composants, leur isolation diélectrique ne devant pas être aussi importante. En conséquence, leur ampacité est en général grande[9].

Réseau maillé en tension continue ne contenant pas de disjoncteurs HVDC (les carrés rouge représentent les postes de conversion HVDC)

Réseau maillé en tension continue avec contenant des disjoncteurs HVDC (les carrés noirs représentent les disjoncteurs HVDC)

La quasi-totalité des lignes HVDC en service comportent deux stations[164]. Pourtant un réseau maillé en courant continu permettrait de diminuer le nombre de stations nécessaires par rapport à des systèmes point-à-point et ainsi le coût et les pertes du réseau. En outre, en comparaison d'un réseau en courant alternatif, un réseau en courant continu serait totalement contrôlable, ce qui est un avantage substantiel[165].

Le terme multi-terminaux, sous-entend plus de 2 stations. Les terminaux peuvent être connectés en série, en parallèle ou en hybride (mélange des deux). Le montage parallèle est utilisé pour les stations de forte puissance, tandis que le série est réservée pour les plus petites stations. Le plus grand multi-terminal actuel est la ligne Québec-Nouvelle-Angleterre, mise en service en 1992, a une puissance de 2 GW[166]. Un autre exemple est la ligne Italie-Corse-Sardaigne[167].

Les multi-terminaux sont difficiles à réaliser en LCC car en inversant la polarité de la ligne l'ensemble du système est affecté. Seule une station peut commander la tension[164]. Les VSC, qui n'inversent pas leur polarité mais seulement leur courant, semblent plus adaptés et plus facile à commander[168].

Par ailleurs, le principal obstacle à la construction d'un véritable réseau maillé, à la manière du réseau en courant alternatif, en HVDC était jusqu'en 2012 l'absence de disjoncteurs pour courant continu suffisamment rapide et économique pour les protéger des court-circuit. En effet, en l'absence de disjoncteur côté DC, en cas de court-circuit, le courant doit être interrompu à la station HVDC[169]. Si pour un point-à-point cela ne change rien : la liaison entre les deux stations est perdue, pour un réseau maillé cela implique que toutes les stations se retrouvent sans tension en cas de défaut[170]. Cela est inacceptable. Des disjoncteurs DC dans le réseau doivent permettre de n'ouvrir que la ligne défectueuse tout en maintenant sous tension les lignes saines[171]. Ci-contre, une figure montre un réseau maillé en tension continue avec et sans disjoncteurs HVDC. Sans il faut trois fois plus de poste de conversion HVDC, ce qui augmente les pertes. Par ailleurs, avec les disjoncteurs HVDC un poste peut passer de receveur à émetteur d'énergie, ou inversement, sans qu'un autre poste ne doivent changer son état, cela facilite la commande du réseau[172].

Les disjoncteurs HVDC sont complexes à construire. La difficulté réside dans le fait que le courant continu ne passe pas par zéro. Or les disjoncteurs AC utilisent justement ce passage par zéro du courant pour interrompre l'arc électrique qui se forme entre ses contacts. Une solution est d'introduire un circuit résonant type RLC pour forcer le courant à zéro. Des disjoncteurs de ce type existent en petit nombre dans les installations HVDC actuelles. Ils sont situés côté neutre. Ils portent les noms suivant : disjoncteur de transfert du retour métallique (metal return transfer breaker, MRTB), disjoncteur de transfert du retour par la terre (ground return transfer breaker, GRTB). On trouve également des sectionneurs en courant continu : metallic return switch (MRS), neutral bus switch (NBS), neutral bus ground switch (NBGS), high-speed bypass switch (HSBS). Les disjoncteur de transfert du retour métallique et par la terre ont tous deux la même fonction : dans une installation HVDC en bipôle lors de la défaillance d'un pôle, le courant du pôle sain ne peut plus revenir par l'intermédiaire de la ligne de l'autre pôle. Il passe alors soit par une ligne appelée « retour métallique » ou directement par la terre par l'intermédiaire d'électrode. Autrement dit la configuration passe de bipôle à monopole. Lorsque le pôle défaillant est réparé, il faut renvoyer le courant dans la ligne (ou câble) haute tension. La terre ayant une faible impédance, il faut forcer ce transfert. Un disjoncteur HVDC est donc utilisé pour interrompre le passage du courant par la terre. L'idée est la même pour le retour métallique, même si la différence entre les impédances est moins importante dans ce cas. Dans tous les cas des disjoncteurs à circuit oscillant sont utilisés[172]^,[173].

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  En régime permanent, le courant continu fait une boucle par les deux lignes hautes tensions.
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  Lors de la défaillance d'un pôle, le courant retourne par la terre/le retour métallique.
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  Lorsque le pôle est réparé, le courant circule toujours par la terre/le retour métallique.
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  Le MRTB permet de forcer le passage du courant dans la ligne haute tension et ainsi d'opérer de nouveau l'installation en bipôle

Cependant les disjoncteurs à circuit oscillant ne sont pas assez rapides pour protéger efficacement le système des courts-circuits côté haute tension[164]^,[171]. Des disjoncteurs HVDC construits simplement avec des semiconducteurs sont possibles, mais entraînent de fortes pertes, ce qui n'est pas acceptable pour les réseaux de transport d'énergie[172]. En 2011, ABB a annoncé avoir construit un prototype de disjoncteurs HVDC hybrides permettant d'interrompre le courant continu côté haute tension de manière économique. L'objectif d'ABB est d'interrompre le courant sur des lignes ayant une tension de 320 kV[174].

En 2004, un brevet[175] présente la transformation des lignes à haute tension AC en HVDC. Deux des trois lignes deviennent des conducteurs pour des lignes DC + et - montées sur un bipôle, la troisième ligne est utilisée pour un monopôle dont les valves peuvent être connectées dans les deux sens (deux fois plus de valves sont utilisées, montées de manière anti-parallèle). Le monopôle apporte son courant périodiquement d'un pôle à l'autre et inverse sa polarité régulièrement, toutes les quelques minutes. Les conducteurs connectés au bipôle utilisent alternativement 137 % et 37 % de leur capacité thermique, tandis que le conducteur du monopôle l'utilise toujours complètement. En moyenne efficace, tous les conducteurs sont alors chargés à 100 %. La capacité des lignes est donc pleinement utilisée. Par ailleurs, un fort courant peut circuler même par faible charge dans les conducteurs du bipôle afin d'enlever la glace se déposant sur les conducteurs en hiver[176].

Cette technologie appelé tripôle n'est pas en opération en 2012. Des lignes AC en Inde ont cependant été transformées pour accueillir de l'HVDC sur la ligne Sileru-Barsoor.

Dans le cas d'extension comme sur Cross-Skagerrak, deux pôles sont mis en parallèle tandis qu'un troisième pôle est monté avec une polarité inverse et une tension plus élevée[177].

La brochure du CIGRÉ visant, à comparer les différentes technologies HVDC aux AC, rassemble un certain nombre de chiffres indicatifs du coût d'une station et d'une ligne de transmission HVDC[178].

La même brochure prend l'exemple d'une ligne aérienne d'une longueur de 190 km. Dans cet exemple le prix initial est entre 2,6 et 3,2 fois plus cher pour une ligne HVDC qu'une ligne HVAC. Les pertes étant également supérieures en HVDC. L'intérêt peut toutefois résider dans les autres avantages de cette technologie. Dans le cas d'une construction en câble sur cette distance la distinction LCC et VSC n'a que peu d'influence sur le prix[179].

La station en tête bèche de Tres Amigas à Clovis au Nouveau-Mexique doit relier les 2 réseaux synchrones majeurs et un mineur américains à l'aide d'un mélange de technologie HVDC et de câble supraconducteur à haute température doit permettre à terme de transporter la puissance de 30 GW[180]^,[181].

• (en) Jos Arrillaga, High Voltage Direct Current Transmission, Institution of Electrical Engineers, 1998 (ISBN 0-85296-941-4)
• (en) E.W. Kimbark, Direct current transmission, vol. 1, Wiley Interscience, 1971
• (en) B.J. Cory, C. Adamson, J.D. Ainsworth, L.L. Freris, B. Funke, L.A. Harris et J.H.M. Sykes, High voltage direct current convertors and systems, Macdonald & Co, 1965
• (en) B.W. Williams, Power Electronics : devices, drivers and applications, Macmillan Press, 1992, 542 p. (ISBN 0-333-57351-X)
• (en) N. Mohan, T.M. Undeland et W.P. Robbins, Power Electronics : converters, applications and design, John Wiley & Sons, 1995 (ISBN 0-471-58408-8)
• (en) HVDC Environmental Planning Guidelines, Cigré, coll. « Brochure », octobre 2012, chap. 508
• (en) Groupe de travail B4.46, Voltage Source Converter (VSC) HVDC for Power Transmission – Economic Aspects and Comparison with other AC and DC Technologies, Cigré, coll. « Brochure », avril 2012, chap. 492
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• (en) Yuong Hua Song et Allan T. Johns, Flexible AC transmission systems, Londres, institution of electrical engineers, 1999 (ISBN 0-85296-771-3, lire en ligne)

• (en) Martin J. Heathcote, J&P Transformer Book, Oxford, Elsevier, 2007 (ISBN 978-0-7506-8164-3, lire en ligne)