Pont à 6 impulsions

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].

Pont à 12 impulsions

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

Valves à vapeur de mercure

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].

Valves à thyristors

Généralités

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].

Commande

Exemple de structure de commande de pôle d'un LCC^[9]

Stratégie de commande

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].

Gestion des défauts

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].

Fiabilité

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].

Convertisseurs à deux niveaux

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].

Convertisseurs à trois niveaux

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.

Convertisseurs multi-niveaux (MMC)

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 Baixas - Santa Llogaia, 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].

Variantes de convertisseurs multi-niveaux

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].

VSC hybride

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]}.

Commande des VSC

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].

Protection des VSC

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]}.

Transformateurs pour convertisseurs à thyristors

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].

Transformateurs pour VSC

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].

Puissance réactive

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].

Bobine de lissage

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].

Filtrage des harmoniques

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].

Lignes aériennes

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].

Câbles

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].

Disjoncteurs HVDC

Voir dans la partie configuration.

Monopôle et retour par la terre

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).

Monopôle à retour métallique

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.

Monopôle symétrique

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].