Le HVDC passe du statut de technologie de niche à celui de technologie de référence
La transmission en courant continu haute tension (HVDC) a longtemps été considérée comme une technologie spécialisée, réservée aux lignes aériennes extrêmement longues, aux câbles sous-marins ou aux interconnexions de réseau particulièrement difficiles. Cette époque touche à sa fin. Lors d’un récent épisode du podcast Redefining Energy, Cornelis Plet, directeur technique pour l’intégration des systèmes de réseau chez GE Vernova, a décrit le HVDC comme une technologie qui entre dans la boîte à outils normale des planificateurs de réseaux de transport, au lieu de rester en marge comme une proposition exotique.
Ce changement est porté par l’accélération de la transition énergétique. À mesure que les sources d’énergie renouvelable comme l’éolien en mer et le solaire à grande échelle se développent, elles se raccordent souvent à des centres de demande éloignés ou séparés par l’eau. Le HVDC offre des pertes plus faibles sur de longues distances et permet de contrôler précisément les flux de puissance. Avec la mise hors service des centrales conventionnelles, le HVDC est également sollicité pour fournir des services de stabilité autrefois assurés par les machines tournantes.
Normalisation du matériel : le bloc de construction de 2 GW
Le signe le plus visible de la maturité du HVDC est la normalisation physique. Selon Plet, le marché européen converge vers des systèmes de 2 gigawatts (GW) et 525 kilovolts (kV) comme bloc de construction reproductible. Ces systèmes utilisent des configurations de convertisseurs et des conceptions bipolaires communes. D’autres régions développent leurs propres modèles, notamment des projets de 3 GW prévus aux États-Unis et en Inde.
Cette répétition transforme la chaîne d’approvisionnement. Les fabricants de convertisseurs, de câbles, de transformateurs et d’autres composants peuvent concevoir autour d’une famille de produits plutôt que de repartir de zéro pour chaque projet. La normalisation réduit les délais, abaisse les coûts et améliore la fiabilité, car les fournisseurs acquièrent de l’expérience avec des équipements identiques ou similaires. Elle simplifie aussi les procédures d’autorisation et l’intégration au réseau, à mesure que les régulateurs et les exploitants de systèmes se familiarisent avec la technologie.
Le manque de contrôle : les convertisseurs grid-forming n’ont pas de normes mondiales
Si le matériel se standardise, le système électrique autour de ces convertisseurs ne le fait pas encore. À mesure que davantage de production se raccorde via l’électronique de puissance, les systèmes de transport doivent faire plus que livrer de l’électricité en vrac. On attend de plus en plus des convertisseurs qu’ils contribuent à stabiliser le réseau en fournissant des services comme le soutien de tension, la régulation de fréquence et l’amortissement. Le contrôle grid-forming s’impose comme une capacité clé pour les systèmes HVDC.
Cependant, Plet a pris soin de préciser l’état actuel des normes pour ces contrôles. Il n’existe pas encore de définition mondiale cohérente de la manière dont le comportement grid-forming doit être mis en œuvre. Les exigences varient selon les codes réseau et les pratiques régionales, obligeant les fournisseurs à maintenir plusieurs variantes de contrôle et les exploitants de réseau à concilier des comportements incompatibles. Cela crée un effort d’ingénierie supplémentaire et accroît le risque d’interactions inattendues.
Interopérabilité des réseaux multiterminal et multivendeur
Le défi du contrôle devient encore plus aigu à mesure que l’Europe passe de liaisons HVDC point à point à des réseaux HVDC multiterminal, puis à terme multivendeur. Les parcs éoliens en mer du Nord, par exemple, devraient être connectés par un réseau maillé plutôt que par des lignes radiales individuelles. Dans un tel système, une station de conversion d’un fournisseur doit communiquer et coopérer avec des équipements d’un autre fournisseur.
L’interopérabilité ne consiste pas simplement à s’entendre sur les niveaux de tension et de puissance. Les modes de contrôle, les schémas de protection, les protocoles de communication et même la propriété intellectuelle doivent être alignés. Les fournisseurs peuvent hésiter à partager des détails propriétaires, mais sans normes communes, le système ne peut pas garantir un fonctionnement stable en cas de défaut. C’est l’un des obstacles techniques et commerciaux les plus difficiles auxquels est confrontée l’expansion des réseaux HVDC.
Leçons de PROMOTioN et recherche future
Plet a précédemment dirigé PROMOTioN, un vaste programme européen de recherche et de démonstration consacré à la technologie HVDC offshore maillée. Ce projet a fait progresser l’état de l’art dans les disjoncteurs à courant continu, les stratégies de protection et le contrôle multiterminal. Il a prouvé que de tels systèmes peuvent fonctionner, mais il a aussi mis en évidence des lacunes persistantes. Des initiatives de suivi s’attaquent désormais à ces lacunes avec davantage d’intensité.
La communauté de recherche et l’industrie ont appris que la normalisation du matériel, à elle seule, est insuffisante. Pour exploiter pleinement les avantages du HVDC, les codes réseau doivent évoluer afin d’intégrer de nouveaux schémas de contrôle, et les services publics doivent adopter des méthodes de planification qui considèrent les réseaux multiterminal comme un système intégré plutôt que comme un ensemble d’actifs séparés. La technologie est prête; l’architecture du réseau qui l’entoure est encore en train de rattraper son retard.
Différences régionales : Europe, États-Unis et Inde
Le mouvement européen vers des blocs de 2 GW et 525 kV contraste avec les projets plus importants de 3 GW en cours de développement aux États-Unis et en Inde. Ces différences régionales reflètent des distances de transport, des densités de charge et des objectifs d’intégration des renouvelables variables. Aux États-Unis, les interconnexions longue distance entre régions riches en renouvelables et centres de population deviennent plus fréquentes, ce qui accroît le besoin de liaisons HVDC de plus grande capacité. L’Inde investit elle aussi dans le HVDC pour acheminer l’électricité de ses corridors solaires et éoliens vers les zones de forte demande.
Si le matériel peut différer, les défis de contrôle sont universels. Dans toutes les régions, les exigences de contrôle grid-forming sont encore en cours de définition, et l’interopérabilité multivendeur reste un travail en cours. L’industrie ne s’est pas encore entendue sur un cadre commun décrivant le comportement des convertisseurs en fonctionnement normal et lors de perturbations.
Points clés
- Le HVDC est désormais une technologie de référence pour les planificateurs de réseaux de transport, et non plus une solution de niche.
- Les marchés européens standardisent des systèmes HVDC de 2 GW et 525 kV, avec des projets de 3 GW aux États-Unis et en Inde.
- Les contrôles grid-forming deviennent essentiels, mais aucune norme mondiale n’existe encore.
- Les réseaux HVDC multiterminal et multivendeur font face à d’importants défis d’interopérabilité.
- Des programmes de recherche comme PROMOTioN ont démontré la faisabilité, tout en révélant des lacunes qui nécessitent des efforts continus.
La voie à suivre
La transition vers un réseau fondé sur le HVDC est déjà en cours. Le matériel devient plus standardisé et plus abordable, mais le système environnant - les contrôles, les codes et les pratiques de planification - continue d’évoluer. Combler cet écart exigera une collaboration entre services publics, régulateurs, fournisseurs et chercheurs. Sans normes communes pour le comportement grid-forming et l’interopérabilité multivendeur, tout le potentiel du HVDC restera inexploité.
La prochaine décennie verra probablement le HVDC devenir aussi courant que la transmission en courant alternatif dans de nombreuses régions du monde. Mais l’intégration réussie de ces systèmes dépend de la résolution de l’énigme du réseau qui les entoure. Comme l’ont souligné Plet et ses collègues, la technologie est en avance sur l’infrastructure qui l’entoure. La question est de savoir à quelle vitesse le reste du réseau peut rattraper son retard.
Cet article s’appuie sur le reportage de CleanTechnica. Lire l’article original.
Originally published on cleantechnica.com
