Improvement of the HVDC converters for grid-connection of remote offshore wind parks : assessment of the potential of new IGCTs

Amélioration des performances des convertisseurs HVDC mis en oeuvre pour le raccordement des parcs éoliens offshore lointains : évaluation du potentiel des nouveaux composants IGCT Depuis plus d'une dizaine d'années, le raccordement à courant continu haute tension (HVDC) des parcs éoliens en mer s'intensifie. Cela permet de transporter vers le continent des niveaux de puissance avoisinant le GW, sur des distances sous-marines excédant la cinquantaine de kilomètres. Un enjeu clé lié au dimensionnement des stations de conversion HVDC, basées sur des MMC (convertisseurs modulaires multiniveaux), est leur rendement. Rien que 0.1% de pertes représente plusieurs GWh perdus pour chaque année d'exploitation du parc éolien. Ces pertes sont liées aux caractéristiques des semi-conducteurs utilisés. Aujourd'hui, l'IGBT (transistor bipolaire à grille isolée) est le seul composant utilisé dans ce type d'application. Historiquement, l'IGBT a été développé pour des applications industrielles de moyenne puissance, et ne parait pas a priori bien placé pour réaliser des systèmes HVDC. A contrario, l'IGCT (thyristor intégré commuté par la gâchette) présente quant à lui des performances et des spécificités qui semblent mieux adaptées, néanmoins son usage dans de tels systèmes n'a jamais été considéré. Le but de cette thèse est d'optimiser le rendement de convertisseurs HVDC à base d'IGCT, dans le cadre du raccordement des parcs éoliens en mer. Ce travail a fait l'objet d'une collaboration entre le Laboratoire LAPLACE à Toulouse, EDF R&D, et le fabricant de semi-conducteurs Hitachi ABB Power Grids, Semiconductors. Dans un premier temps, les caractéristiques statiques et dynamiques des IGCT ont été relevées expérimentalement sur un banc d'essais impulsionnel. Un modèle électro-thermique a ensuite été élaboré, ceci afin de déterminer avec précision les pertes dans la centaine de sous-modules équipant un bras de MMC. Cette approche a permis de comparer différents IGCT suivant les niveaux de pertes, en prenant en compte l'intermittence de production du parc éolien en mer. Suite à cette étude basée sur des calculs et des simulations, un banc d'essais en régime permanent, constitué de deux cellules à base d'IGCT mises en opposition, a été conçu et mis en oeuvre afin de mesurer avec précision les pertes en conduction et les pertes par commutation grâce à une instrumentation dédiée. Avec une tension de travail allant jusqu'à 5 kV et des courants dépassant 2 kA, des composants 4.5 kV et 10 kV ont pu été testés dans des conditions de fonctionnement équivalentes à celles d'une station HVDC d'une puissance de 1 GW. Les mesures de pertes utilisant la méthode calorimétrique ont pu confirmer la validité des modèles électro-thermiques relatifs à IGCT et à son circuit d'aide à la commutation, avec une précision de l'ordre de 10%. Les relevés des formes d'onde ont mis en avant des écarts plus importants concernant les pertes par commutation, causés par les inductances parasites de connexion au sein de la cellule de commutation. L'utilisation croisée des modèles de pertes et des mesures expérimentales démontre que les IGCT 4.5 kV peuvent permettre une montée en puissance notable des stations HVDC à base de MMC, tandis que les IGCT 6.5 kV et 10 kV sont les plus adaptés pour accompagner la montée en tension des câbles HVDC. Les circuits permettant la commutation douce des composants sont prometteurs afin de réduire le volume des sous-modules, et seraient particulièrement favorables aux composants 6.5 kV et 10 kV, dont les pertes par commutation constituent le principal facteur limitant.