Production d'énergie par convertisseurs haute tension à fréquence : applications, sélection et intégration au réseau

Un convertisseur de fréquence haute tension utilisé dans la production d'énergie est un système d'entraînement électronique qui contrôle la vitesse du moteur et le démarrage du générateur en modulant la fréquence et la tension du courant électrique. Ces systèmes sont essentiels pour les auxiliaires des centrales électriques, les stations de pompage-turbinage, le démarrage des compresseurs synchrones et les nouvelles applications de formation de réseau.

En 2022, une centrale thermique au charbon de 600 MW située dans le Midwest américain était confrontée à un problème bien connu des ingénieurs de centrales électriques : la consommation d’énergie des auxiliaires représentait 8 % de la production brute. Le largage mécanique des pompes d’alimentation de la chaudière gaspillait suffisamment d’énergie pour alimenter 3 000 foyers. La centrale a installé des variateurs de fréquence moyenne tension sur tous les principaux auxiliaires. En 18 mois, la consommation des auxiliaires a diminué de 22 %. Les économies de combustible ont dépassé 1.2 million de dollars par an. Le projet a été rentabilisé en 16 mois. Le secret de cette réussite ne résidait pas seulement dans l’ajout de variateurs de fréquence, mais aussi dans le choix de la topologie de convertisseur la plus adaptée aux besoins de la centrale.

Vous savez déjà qu'une installation de production d'énergie à convertisseur de fréquence haute tension peut améliorer l'efficacité et réduire les coûts d'exploitation. Le défi consiste à choisir le type de variateur, la topologie et les spécifications adaptés à votre application. Les besoins en production d'énergie diffèrent fondamentalement de ceux des applications industrielles classiques. Le démarrage d'un compensateur synchrone de 200 MW requiert une approche différente de celle nécessaire pour la commande d'une pompe d'alimentation de chaudière. Ce guide s'attache à expliquer ces différences.

Pour une présentation technique complète des types d'entraînement, des classes de tension et des principes de fonctionnement, consultez notre Guide complet des convertisseurs de fréquence haute tensionAvant de choisir un lecteur pour votre application, assurez-vous de bien comprendre Principes de base des variateurs de fréquence moyenne tension afin que vous puissiez interpréter correctement les spécifications.

Points clés à retenir

• Les auxiliaires des centrales électriques représentent environ 40 % de la demande en variateurs de fréquence pour la production d'électricité ; le stockage par pompage est le segment qui connaît la croissance la plus rapide.
• Les systèmes à variateur de fréquence et à moteur atteignent un rendement d'environ 95 %, contre environ 36 % pour la régulation mécanique des pompes d'alimentation de chaudière.
• Le SFC est privilégié pour le démarrage des turbines à gaz et des condenseurs synchrones ; les moteurs auxiliaires restent pertinents pour certaines modernisations.
• Le stockage par pompage à vitesse variable utilise soit des convertisseurs CFSM pleine grandeur, soit une excitation CA (à double alimentation) selon les besoins en vitesse.
• Les convertisseurs de formation de réseau deviennent essentiels pour les réseaux à faible inertie et à forte pénétration d'énergies renouvelables.
• Économies d'énergie typiques : pompes d'alimentation de chaudière 15 à 25 %, ventilateurs ID/FD 20 à 35 %, pompes à eau de refroidissement 15 à 30 %

Qu'est-ce qu'un convertisseur de fréquence haute tension dans la production d'énergie ?

Définition des classes de tension et de puissance pour les applications de distribution d'énergie

Les convertisseurs de fréquence haute tension utilisés pour la production d'électricité fonctionnent généralement entre 2.3 kV et 13.8 kV. Les tensions courantes du réseau électrique sont de 3.3 kV, 4.16 kV, 6.6 kV et 6.9 kV. Les installations de plus grande envergure peuvent atteindre 11 kV ou 13.8 kV pour le raccordement direct à un générateur ou pour l'alimentation de gros moteurs auxiliaires.

La puissance nominale varie considérablement selon l'application. Un variateur de fréquence pour pompe d'alimentation de chaudière peut avoir une puissance de 1 MW à 12 MW. Un convertisseur de fréquence statique pour le démarrage d'une turbine à gaz peut atteindre 30 MW, voire plus. Les installations de stockage d'énergie par pompage à vitesse variable, comme le projet Grimsel 2, utilisent des convertisseurs de 100 MVA, parmi les plus puissants jamais déployés.

Ces convertisseurs doivent respecter des normes auxquelles les variateurs industriels classiques ne sont pas soumis. La norme IEEE 519 définit les limites de distorsion harmonique au point de raccordement commun. La norme NEMA MG1, partie 31, définit les exigences relatives aux moteurs fonctionnant avec un variateur de fréquence. La norme CEI 61850 fournit les protocoles de communication des sous-stations électriques que de nombreux variateurs spécifiés par les distributeurs d'électricité doivent prendre en charge.

Pourquoi les opérations de production d'électricité nécessitent un contrôle de vitesse et de fréquence variable

La production d'énergie présente trois défis uniques qui exigent des solutions de conversion spécialisées.

Tout d'abord, les gros moteurs auxiliaires représentent souvent la plus importante consommation électrique d'une centrale. Une pompe d'alimentation de chaudière sur une unité de 600 MW peut consommer entre 8 et 12 MW. Faire fonctionner cette pompe à vitesse fixe avec un étranglement mécanique entraîne un gaspillage d'énergie considérable. La régulation de vitesse variable permet d'adapter précisément le débit de la pompe à la demande de la chaudière.

Deuxièmement, le démarrage des grandes machines synchrones exige une accélération contrôlée. Les turbines à gaz, les compensateurs synchrones et les groupes électrogènes de pompage-turbinage ne peuvent pas être démarrés directement sur le réseau. Le courant de démarrage endommagerait la machine et déstabiliserait le réseau électrique. Les convertisseurs de fréquence permettent un démarrage progressif avec des rampes de couple et de vitesse contrôlées.

Troisièmement, les exigences en matière de stabilité du réseau évoluent rapidement. Avec l'augmentation de la part des énergies renouvelables, l'inertie du système diminue. Les convertisseurs de formation de réseau et les compensateurs synchrones sont de plus en plus nécessaires pour maintenir la stabilité de la tension et de la fréquence. Cela crée de nouvelles applications de convertisseurs qui n'existaient pas il y a dix ans.

Vous voulez voir comment les critères de sélection des pilotes évoluent selon les secteurs d'activité ? Bien que ce guide soit axé sur la production d'énergie, bon nombre des mêmes principes de topologie s'appliquent à Applications des variateurs de fréquence dans le secteur pétrolier et gazier.

Applications auxiliaires pour centrales électriques : pompes, ventilateurs et compresseurs

Pompes d'alimentation de chaudière et extraction des condensats

Les pompes d'alimentation des chaudières sont les auxiliaires les plus volumineux et les plus énergivores des centrales thermiques. Une centrale typique de 600 MW exploite deux ou trois pompes d'alimentation, d'une puissance nominale de 5 à 12 MW chacune. À vitesse constante, ces pompes fonctionnent à plein débit et utilisent des vannes de régulation pour limiter le débit excédentaire. Cette approche est mécaniquement simple, mais thermodynamiquement énergivore.

La régulation par variateur de fréquence (VFD) élimine les pertes par étranglement en adaptant la vitesse de la pompe à la demande de la chaudière. Les économies réalisées sont substantielles. La modernisation des pompes d'alimentation de chaudière par un variateur de fréquence réduit généralement la consommation d'énergie auxiliaire de 15 à 25 %. Pour une pompe de 10 MW fonctionnant 8 000 heures par an, cela représente une économie annuelle de 1 200 à 2 000 MWh. $60perMWh,annualsavingmerach$72 000 à 120 000 $ par pompe.

Les pompes d'extraction de condensats bénéficient également de ce système. Ces unités plus petites (de 500 kW à 3 MW) fonctionnent en continu à charge partielle. La régulation par variateur de fréquence optimise le débit vers le niveau du bain d'eau chaude du condenseur, améliorant ainsi le rendement thermique et réduisant l'usure de la pompe.

Les fans du repêchage induit et du repêchage forcé

Les ventilateurs ID et FD régulent le flux d'air de combustion dans les chaudières. Les ventilateurs à vitesse fixe, à commande par aubes ou registre d'admission, offrent un rendement d'environ 60 à 70 % à charge partielle. La commande par variateur de fréquence (VFD) améliore considérablement ce rendement.

Les lois de la physique des ventilateurs stipulent que la puissance est proportionnelle au cube de la vitesse. Réduire la vitesse d'un ventilateur de 20 % permet de diminuer la consommation d'énergie d'environ 49 %. C'est pourquoi la modernisation des ventilateurs à tirage induit/continu par variateur de fréquence permet de réaliser des économies d'énergie de 20 à 35 %, soit les meilleures performances parmi les auxiliaires de centrales électriques.

Outre les économies d'énergie, la régulation par variateur de fréquence améliore la stabilité de la combustion. Un réglage précis du débit d'air réduit l'excès d'oxygène, diminuant ainsi les émissions de NOx et améliorant le rendement de la chaudière. Le démarrage progressif élimine les à-coups mécaniques liés aux démarrages directs du ventilateur, prolongeant ainsi la durée de vie des roulements et des accouplements.

Pompes à eau de refroidissement et systèmes de circulation

Les systèmes d'eau de refroidissement représentent une autre charge auxiliaire importante. La puissance des pompes de circulation pour le refroidissement des condenseurs peut varier de 2 MW à 20 MW selon la taille de l'installation et la méthode de refroidissement. Les ventilateurs des tours de refroidissement et les pompes à eau de service ajoutent une charge supplémentaire.

La régulation par variateur de fréquence des pompes de circulation d'eau ajuste le débit en fonction de la contre-pression du condenseur et de la température ambiante. En hiver, la réduction du débit maintient le vide tout en permettant d'importantes économies d'énergie. Les ventilateurs de la tour de refroidissement, également équipés d'un variateur de fréquence, optimisent la température d'approche, améliorant ainsi le rendement global du cycle.

Les économies réalisées grâce à la modernisation des pompes à eau de refroidissement par variateur de fréquence se situent généralement entre 15 et 30 %. Ces projets présentent souvent des délais de retour sur investissement plus courts que les mises à niveau des pompes d'alimentation, car les pompes de circulation fonctionnent à charge partielle pendant une durée plus longue.

Pour une analyse technique plus approfondie des normes d'application des variateurs de fréquence haute tension, (consultez notre guide d'applications des variateurs de fréquence haute tension.)

Centrales hydroélectriques à accumulation par pompage : groupes électrogènes à vitesse variable

Convertisseur pleine taille (CFSM) vs excitation CA (double alimentation)

Le stockage par pompage à vitesse variable est le segment des applications de production d'électricité par convertisseurs de fréquence haute tension qui connaît la croissance la plus rapide. Le stockage par pompage traditionnel utilise des machines à vitesse fixe qui pompent à puissance constante. Le fonctionnement à vitesse variable permet d'ajuster la puissance en mode pompage, assurant ainsi une précieuse régulation de la fréquence du réseau.

Deux types de convertisseurs dominent ce marché.

Convertisseur pleine grandeur avec machine synchrone alimentée par cycloconvertisseur (CFSM) Le convertisseur est directement connecté au stator et supporte la pleine puissance de la machine. Cette solution permet une large plage de vitesses, généralement de +/- 10 % ou plus, et assure un découplage complet des puissances active et réactive. Son principal inconvénient réside dans le coût et les pertes du convertisseur, celui-ci devant être dimensionné pour supporter la pleine puissance de la machine.

Machine à excitation CA ou machine à induction à double alimentation (DFIM) Ce système utilise un convertisseur à puissance partielle relié au rotor par des bagues collectrices. Ce convertisseur ne traite que la puissance de glissement, généralement 20 à 30 % de la puissance nominale de la machine. Cela permet de réduire considérablement le coût du convertisseur. Cependant, la plage de vitesse est limitée à environ ± 10 % et les bagues collectrices nécessitent un entretien.

Le choix dépend des exigences en matière de plage de vitesses, de la stratégie de maintenance et des contraintes économiques du projet. Pour une large plage de vitesses et une maintenance minimale, le système CFSM est privilégié. Pour les projets à coûts maîtrisés et aux besoins modérés en matière de plage de vitesses, les systèmes à double alimentation offrent un excellent rapport qualité-prix.

Avantages de la stabilisation du réseau et de la régulation de la fréquence

Le stockage par pompage à vitesse variable offre des services au réseau que les centrales à vitesse fixe ne peuvent égaler. En mode pompage, une centrale à vitesse fixe consomme une puissance constante du réseau. Une centrale à vitesse variable, quant à elle, peut moduler sa puissance de pompage sur une large plage, absorbant ainsi le surplus de production lorsque la production d'énergie renouvelable est importante et réduisant sa consommation en période de pénurie.

Un réglage de la vitesse de +/- 10 % permet une variation de puissance d'environ +/- 30 % en mode pompe. Le stockage par pompage à vitesse variable constitue ainsi un complément idéal aux énergies renouvelables intermittentes. L'installation agit comme une charge flexible qui contribue à équilibrer la production et la consommation en temps réel.

En mode turbine, le fonctionnement à vitesse variable optimise le rendement sur toute la plage de hauteur de chute. Les variations du niveau d'eau dans le réservoir supérieur modifient la vitesse optimale de la turbine. Le fonctionnement à vitesse variable suit cet optimum, améliorant la production annuelle d'énergie de 2 à 5 % par rapport à un fonctionnement à vitesse fixe.

Étude de cas : Grimsel 2 et les installations modernes

En 2008, Kraftwerke Oberhasli AG a modernisé la centrale de pompage-turbinage Grimsel 2, construite dans les années 1980 en Suisse, en l'équipant d'un convertisseur complet ABB PCS8000 d'une puissance de 100 MVA. Lors de sa mise en service, il s'agissait du plus grand convertisseur de fréquence jamais installé pour une centrale hydroélectrique à pompage-turbinage à vitesse variable.

Les résultats ont été spectaculaires. La puissance de pompage variable a atteint 94 MW, contre 88 MW fixes auparavant. Le temps de démarrage, de l'arrêt à la pleine puissance de pompage, a été réduit à 60 secondes. Plus important encore, le convertisseur a permis un soutien en puissance réactive jusqu'à 100 MVAr, indépendamment du fonctionnement du pompage, ajoutant ainsi de facto une fonction STATCOM à la centrale.

Les installations modernes atteignent désormais des échelles encore plus importantes. Plusieurs projets en Europe et en Asie prévoient l'utilisation de convertisseurs de plus de 200 MVA pour le stockage par pompage à vitesse variable. Avec l'augmentation des capacités de production d'énergie renouvelable sur les réseaux électriques du monde entier, la demande pour cette technologie s'accélère.

Démarrage de grandes machines synchrones : SFC vs moteur auxiliaire

Convertisseur statique de fréquence (SFC) : l'approche électronique

Un convertisseur statique de fréquence (CSF) démarre les grandes machines synchrones en fonctionnant comme un générateur de fréquence variable. Le CSF alimente le stator de la machine avec une tension et une fréquence précisément contrôlées, accélérant ainsi le rotor de l'arrêt jusqu'à la vitesse de synchronisme. Une fois cette vitesse atteinte, la machine se synchronise avec le réseau et le CSF se déconnecte.

Les systèmes SFC modernes atteignent un rendement d'environ 97 % pour les onduleurs, hors pertes du transformateur. Ils offrent un couple de démarrage et des profils d'accélération entièrement contrôlables. Ceci protège la machine des contraintes mécaniques et élimine le courant d'appel associé au démarrage direct.

Les SFC (composants de carburant supercritique) sont la norme pour le démarrage des turbines à gaz dans les centrales à cycle combiné. Une turbine à gaz typique de 200 MW peut utiliser un SFC de 20 à 30 MW pour passer de 0 à 3 000 tr/min en 15 à 20 minutes. Le SFC fournit également le courant d'excitation au démarrage, simplifiant ainsi le système.

Pour les compensateurs synchrones, le démarrage SFC permet un raccordement rapide au réseau. Un compensateur synchrone de 200 MVAr peut atteindre sa vitesse de synchronisme et se synchroniser en une vingtaine de minutes après un démarrage à froid. Cette réactivité est essentielle pour le soutien du réseau en cas d'urgence.

Moteur auxiliaire avec variateur de fréquence : l’approche mécanique

Le système de moteur auxiliaire utilise un moteur à induction de plus petite taille, généralement de 5 à 15 % de la puissance nominale de la machine principale, pour accélérer cette dernière jusqu'à une vitesse proche de la vitesse de synchronisme. Un variateur de fréquence (VFD) sur le moteur auxiliaire assure un démarrage progressif et une régulation de vitesse. Une fois que la machine principale approche de la vitesse de synchronisme, l'excitation est appliquée et le groupe se synchronise.

Les moteurs auxiliaires sont utilisés depuis des décennies et restent courants dans certaines applications. Leur matériel est bien connu du personnel de maintenance des installations. Correctement configuré, le moteur auxiliaire peut également servir de moteur de secours pour le redémarrage après une panne de courant.

Cependant, les moteurs auxiliaires ajoutent des mécanismes rotatifs qui nécessitent un entretien. Les roulements, les accouplements et les embrayages introduisent des sources de défaillance que les convertisseurs de fréquence électroniques n'ont pas. Leur encombrement est également plus important, ce qui peut poser problème lors de rénovations où l'espace est limité.

Quand chaque méthode a du sens

La plupart des acheteurs partent du principe qu'un moteur SFC est toujours supérieur à un moteur auxiliaire pour le démarrage d'un générateur. En réalité, ce choix nécessite une analyse spécifique au site.

Optez pour la technologie SFC lorsque le temps de démarrage est critique, lorsque l'espace est limité, lorsque la maintenance minimale est une priorité ou lorsque les démarrages sont fréquents. La technologie SFC est également privilégiée pour les nouvelles installations, car le surcoût peut être intégré à la conception globale.

Optez pour un moteur auxiliaire lors de la modernisation d'une installation existante dotée d'une infrastructure de démarrage mécanique, lorsque le personnel de maintenance maîtrise cette technologie ou lorsque l'excitation sans balais est préférée à l'excitation statique par bagues collectrices. Les moteurs auxiliaires sont également une solution pertinente lorsque les démarrages sont peu fréquents et que le coût d'investissement est le principal critère.

Le tableau ci-dessous résume la comparaison.

Facteur	SFC	Moteur auxiliaire avec variateur de fréquence
Heure de départ	15-20 min pour les gros GT	20-30 min
numérique	Thérapie	Plus grand (moteur + embrayage)
Entretien	Faible (équipement statique)	Modéré (machines tournantes)
Coût en capital	Meilleure performance du béton	Coût en adjuvantation plus élevé.
Excitation	Statique avec bagues collectrices	Option sans balais disponible
Capacité de redémarrage à froid	Nécessite un système séparé	Possible avec un moteur auxiliaire

Condensateurs synchrones et soutien au réseau

Conversion de générateurs hors service en compensateurs synchrones

Avec la fermeture des centrales à charbon et nucléaires à travers le monde, les entreprises de services publics sont confrontées à un défi croissant. Ces centrales fournissaient une inertie essentielle au réseau et un soutien en puissance réactive. Leur démantèlement sans remplacement menace la stabilité du réseau.

La solution consiste à convertir les générateurs mis hors service en compensateurs synchrones. La turbine et la chaudière sont retirées. Le générateur reste en place, entraîné comme un moteur par le réseau électrique, tournant sans produire de puissance active mais fournissant de la puissance réactive et de l'inertie au système.

Cette conversion est économiquement avantageuse par rapport à la construction d'un nouvel équipement de compensation. Le générateur existe déjà. Les fondations, le système de refroidissement et les systèmes auxiliaires peuvent souvent être réutilisés. Les principaux ajouts concernent le système de démarrage, l'excitation modifiée et la mise à niveau des protections.

Un fournisseur d'électricité européen a converti une turbine à vapeur de 200 MW en un groupe électrogène à compensateur synchrone après l'expiration du permis d'émission de la centrale. L'unité fournit désormais 150 MVAr de puissance réactive dynamique à un réseau dont 40 % des énergies sont renouvelables. Le coût de la conversion représente environ 15 % du coût d'une nouvelle installation de compensateur synchrone.

Séquence de démarrage et de synchronisation SFC

Le démarrage d'un compensateur synchrone nécessite d'amener une grande inertie de l'arrêt à la vitesse synchrone, puis de se synchroniser avec le réseau. La séquence du SFC se déroule comme suit.

Tout d'abord, le SFC alimente le stator avec une tension basse fréquence. Le rotor se met à tourner. La fréquence et la tension augmentent progressivement avec la vitesse. Le SFC contrôle le couple pour maintenir une accélération constante.

À environ 95 % de la vitesse synchrone, le système d'excitation applique un courant d'excitation. La machine génère une tension interne. Le SFC continue d'accélérer la machine tandis que l'équipement de synchronisation surveille l'angle de phase, la fréquence et l'amplitude de la tension.

Lorsque les conditions sont réunies, le disjoncteur se ferme et la machine se connecte au réseau. Le compensateur synchrone se met hors tension et se déconnecte. Il fonctionne alors en parallèle avec le réseau, fournissant ou absorbant de la puissance réactive selon les instructions du régulateur de tension.

De la mise en marche à la synchronisation, un système SFC moderne réalise cette opération en environ 20 minutes pour une unité de 200 MVAr. Ce délai est suffisamment court pour le soutien du réseau en cas d'urgence et les cycles de fonctionnement quotidiens.

Services de puissance réactive et d'inertie pour les réseaux à faible inertie

La production d'énergie renouvelable se substitue aux machines synchrones, réduisant ainsi l'inertie du réseau. Une faible inertie rend les réseaux vulnérables aux variations de fréquence suite à des perturbations. La panne de courant survenue en Australie-Méridionale en 2016 a démontré la rapidité avec laquelle la fréquence peut chuter lorsque l'inertie est insuffisante.

Les compensateurs synchrones répondent à ce besoin en fournissant deux services essentiels. Premièrement, ils fournissent de la puissance réactive pour la régulation de la tension. Un seul compensateur de 200 MVAr peut réguler la tension sur une vaste zone, réduisant ainsi le besoin de batteries de condensateurs commutés.

Deuxièmement, et surtout, ils fournissent une inertie de rotation. La masse en rotation d'un condensateur synchrone résiste aux variations brusques de fréquence. Cela permet aux générateurs et aux charges de gagner du temps pour leur réponse en fréquence primaire. L'inertie des générateurs convertis est particulièrement précieuse car ces unités sont volumineuses, généralement de 100 à 300 MVAr chacune.

Au Royaume-Uni, en Irlande, en Australie et aux États-Unis, les gestionnaires de réseaux électriques achètent désormais de l'inertie et de la puissance réactive en tant que services auxiliaires distincts. Cela génère des revenus pour les propriétaires de compensateurs synchrones et améliore la rentabilité des projets.

Convertisseurs de formation de réseau et intégration des énergies renouvelables

Du contrôle de suivi de grille au contrôle de formation de grille

Les convertisseurs traditionnels connectés au réseau utilisent une commande de suivi de réseau. Ils mesurent la tension et la fréquence du réseau et injectent du courant en phase avec la tension mesurée. Ce système fonctionne bien lorsque le réseau est robuste et que les machines synchrones sont prédominantes.

Avec la prolifération des énergies renouvelables à onduleur (éolien, solaire, batteries), la régulation par suivi de réseau devient problématique. Les réseaux fragiles, caractérisés par un faible taux de court-circuit, peuvent subir une instabilité lorsque les onduleurs à suivi de réseau prédominent. Les convertisseurs se court-circuitent alors, engendrant des oscillations et un risque d'effondrement.

La commande de formation de réseau résout ce problème en faisant fonctionner le convertisseur comme une source de tension, à l'instar d'un générateur synchrone. Le convertisseur établit sa propre référence de tension et de fréquence internes. Les autres sources se synchronisent sur celle-ci. Les convertisseurs de formation de réseau offrent une inertie virtuelle, une régulation de tension et une capacité de maintien de la tension en cas de défaut, ce qui stabilise les réseaux fragiles.

Les convertisseurs de formation de réseau deviennent indispensables pour les réseaux à faible inertie et à forte pénétration d'énergies renouvelables. Plusieurs réglementations de réseau exigent ou encouragent désormais la mise en place de cette capacité pour les nouveaux raccordements. Cette tendance élargit le marché potentiel des systèmes de contrôle avancés pour la production d'électricité.

Réseaux de convertisseurs HVDC et multi-terminaux

Les convertisseurs à courant continu haute tension (CCHT) sont essentiels pour le transport d'électricité sur de longues distances et l'interconnexion asynchrone au réseau. Le marché des transformateurs pour convertisseurs CCHT était évalué à $816milliola2024andisprojectedtore\; (Ensemble\; on\; va\; plus\; loin)ach$1.03 milliard d'ici 2034, avec une croissance annuelle de 3.5 %.

La technologie des convertisseurs de source de tension (VSC) est le segment à la croissance la plus rapide, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 13.3 %. La technologie VSC-HVDC utilise une topologie de convertisseur modulaire multiniveaux (MMC) pour synthétiser une tension alternative à faible distorsion harmonique. Ceci permet un contrôle indépendant de la puissance active et réactive, une capacité de redémarrage autonome et le raccordement à des réseaux alternatifs de faible puissance.

Les réseaux HVDC multi-terminaux connectent plusieurs points et non seulement deux. Fonctionnant comme un réseau de transport d'électricité en courant continu, ils permettent l'acheminement de l'énergie entre les régions. La régulation de la formation du réseau à chaque terminal garantit un fonctionnement stable sans dépendre de réseaux en courant alternatif puissants. Ceci est particulièrement pertinent pour l'intégration de l'éolien offshore et les échanges transfrontaliers d'énergies renouvelables.

Stockage d'énergie par batterie avec onduleurs de formation de réseau

Les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) sont de plus en plus souvent associés à des onduleurs de formation de réseau. Un BESS de formation de réseau peut établir et stabiliser des micro-réseaux isolés, fournir des services de redémarrage après une panne générale et garantir une réponse rapide en fréquence.

La topologie de convertisseur des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) pour la formation du réseau est généralement constituée d'onduleurs de tension à deux ou trois niveaux en moyenne tension. Les puissances nominales varient de quelques mégawatts à plus de 100 MW pour les installations à l'échelle du réseau. L'intégration aux systèmes auxiliaires des centrales électriques permet de concevoir des configurations hybrides où un BESS assure à la fois le lissage de l'énergie et la formation du réseau.

Les onduleurs de formation de réseau doivent maintenir la qualité de l'énergie dans toutes les conditions de fonctionnement. Pour les stratégies d'atténuation des harmoniques et les approches de conformité à la norme IEEE 519, consultez notre documentation. Qualité de l'énergie des entraînements MT guider.

Sélection de la topologie du convertisseur pour la production d'énergie

VSI vs LCI pour les grands moteurs synchrones

L'onduleur de source de tension (VSI) et l'onduleur à commutation de charge (LCI) sont les deux topologies dominantes pour les entraînements de production d'énergie de grande puissance.

L'onduleur VSI utilise un bus DC avec des condensateurs et des transistors à commutation automatique (IGBT, IGCT ou modules SiC émergents). Il synthétise une tension et une fréquence de sortie variables. Le VSI offre des performances dynamiques élevées, un fonctionnement sur quatre quadrants et un bon facteur de puissance. Il constitue la norme pour les variateurs de fréquence à usage général et est de plus en plus utilisé pour le démarrage de grands moteurs synchrones.

LCI utilise des thyristors qui exploitent la force contre-électromotrice du moteur pour la commutation. Ceci élimine le besoin de dispositifs de coupure, permettant ainsi des puissances très élevées grâce à une technologie éprouvée et fiable. LCI est depuis longtemps la solution de choix pour le démarrage des grands moteurs synchrones et le stockage par pompage-turbinage.

Cependant, l'onduleur LCI nécessite un moteur synchrone ou un moteur à induction de conception spéciale. Il produit moins d'harmoniques côté moteur, mais requiert généralement un transformateur d'entrée plus puissant et des filtres harmoniques. L'onduleur VSI offre une plus grande flexibilité, mais peut nécessiter des filtres de sortie pour les longs câbles moteurs.

Topologies à deux niveaux vs topologies modulaires multiniveaux (MMC)

Le variateur de tension à deux niveaux est la topologie la plus simple. Chaque phase commute entre une tension de bus CC positive et négative. Pour la moyenne tension, les composants sont connectés en série afin d'atteindre les tensions nominales requises. Les variateurs à deux niveaux sont économiques jusqu'à environ 5-7 kV et 10-15 MW.

Le convertisseur modulaire multiniveaux (MMC) génère une tension à paliers présentant une distorsion harmonique minimale grâce à l'utilisation de plusieurs sous-modules. Chaque sous-module intègre son propre condensateur et ses propres éléments de commutation. La conception du MMC lui permet de fonctionner à des tensions et puissances exceptionnellement élevées, ce qui le rend parfaitement adapté aux réseaux à courant continu haute tension et aux grandes centrales de pompage-turbinage.

Les centrales électriques dotées de systèmes auxiliaires nécessitant moins de 10 mégawatts privilégient généralement les topologies à deux niveaux et à ponts en H en cascade (CHB) comme solution la plus rentable. Les systèmes de stockage par pompage d'une puissance de 50 mégawatts et plus privilégient désormais la technologie MMC, qui offre de meilleures performances en termes de forme d'onde et une capacité d'extension illimitée.

Semiconducteurs à large bande interdite : impact du SiC et du GaN

Les semi-conducteurs à large bande interdite en carbure de silicium (SiC) et en nitrure de gallium (GaN) commencent à s'imposer sur le marché des convertisseurs moyenne tension. Ces dispositifs offrent une commutation plus rapide, un fonctionnement à des températures plus élevées et des pertes inférieures à celles des IGBT en silicium.

Pour les applications de production d'énergie, le SiC présente un potentiel particulièrement intéressant dans la plage de 3.3 à 6.6 kV. Des fréquences de commutation plus élevées permettent de réduire la taille des filtres et des transformateurs. La diminution des pertes améliore le rendement, notamment à charge partielle où de nombreux auxiliaires sont utilisés. Des besoins en refroidissement réduits peuvent s'avérer précieux dans les installations à espace restreint.

Les limitations actuelles concernent le coût des dispositifs, leur tension nominale et les données de fiabilité à long terme à l'échelle industrielle. Pour les applications critiques de production d'énergie, les technologies à base de silicium restent le choix le plus sûr. Cependant, le carbure de silicium (SiC) progresse rapidement et deviendra probablement compétitif pour les nouvelles installations d'ici cinq ans.

Tableau de décision de topologie rapide

Application	Gamme de puissance	Topologie préférée	Remarques
Variateur de fréquence pour pompe d'alimentation de chaudière	1-12 MW	VSI à deux niveaux ou CHB	Rentable et éprouvé
Ventilateur ID/FD VFD	0.5-8 MW	VSI à deux niveaux ou CHB	Réponse dynamique élevée
Démarrage par turbine à gaz	10-40 MW	LCI ou VSI	LCI mature ; VSI gagne des parts de marché
Stockage par pompage CFSM	50-200+ MW	Cycloconvertisseur ou MMC	La qualité du signal est essentielle.
Réservoir de stockage par pompage à double alimentation	50-300 MW	Convertisseur côté rotor	Convertisseur à puissance partielle
Démarrage synchrone du condensateur	5-30 MW	LCI ou VSI	Service de démarrage uniquement
Système de formation de réseau BESS	1-100+ MW	VSI à deux ou trois niveaux	Boucles de contrôle rapides requises

Pour un cadre plus général de sélection des fournisseurs pour les projets de production d'énergie, consultez notre guide d'évaluation du fabricant.

Économies d'énergie et retour sur investissement par application

Économies quantifiées : pompes, ventilateurs et compresseurs

La rentabilité de la modernisation des centrales électriques par variateurs de fréquence repose sur des économies d'énergie quantifiables. Les fourchettes suivantes représentent des résultats typiques basés sur des données sectorielles et des rapports de projets.

Les pompes d'alimentation de chaudière permettent de réaliser des économies d'énergie de 15 à 25 % grâce à la régulation par variateur de fréquence. Sur une pompe de 10 MW, cela représente une réduction de 1.5 à 2.5 MW de la charge auxiliaire. Après 8 000 heures de fonctionnement et $60\; /MWh,annualsavingsrangefrom$720,000 à 1,200,000 $.

Les ventilateurs à inversion de phase (ID) et à double flux (FD) permettent de réaliser des économies de 20 à 35 % grâce à la loi de puissance cubique. Un groupe de ventilateurs de 5 MW, permettant une économie de 25 %, réduit la charge de 1.25 MW. Les économies annuelles, après 8 000 heures de fonctionnement, atteignent 600 000 $.

Les pompes à eau de refroidissement permettent de réaliser des économies de 15 à 30 %. Cette large fourchette s'explique par la diversité des méthodes de refroidissement et des conditions ambiantes. Les installations à refroidissement direct enregistrent des économies moindres que celles équipées de tours de refroidissement, où la vitesse du ventilateur et de la pompe peut être optimisée.

Périodes de récupération et analyse du coût total de possession

Le délai d'amortissement des systèmes de conversion de fréquence auxiliaires dans les centrales électriques se situe généralement entre 18 et 36 mois. Ce délai précis dépend du prix de l'énergie, des heures de fonctionnement et de l'état des équipements existants.

Une analyse complète du coût total de possession (CTP) doit prendre en compte plusieurs facteurs au-delà des économies d'énergie. La réduction des opérations de maintenance grâce au démarrage progressif prolonge la durée de vie des moteurs et des pompes. Un meilleur contrôle des procédés réduit les cycles thermiques et la fatigue des tubes de chaudière. La réduction des émissions grâce à une combustion optimisée peut avoir un intérêt réglementaire sur certains marchés.

Lors de l'évaluation du coût total de possession (CTP), il convient également de prendre en compte le coût de la non-modernisation. De nombreuses centrales électriques sont confrontées à des contraintes de capacité dues à leur vieillissement. La réduction de la consommation d'énergie auxiliaire permet d'accroître efficacement la production nette de la centrale sans augmenter sa capacité de production. Ce gain de capacité peut s'avérer plus précieux que les seules économies d'énergie.

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Questions fréquemment posées

Quelle classe de tension dois-je spécifier pour un variateur de fréquence pour centrale électrique ?

La plupart des moteurs auxiliaires de centrales électriques fonctionnent à 3.3 kV, 4.16 kV ou 6.6 kV. La tension du variateur de fréquence doit correspondre à la tension nominale du moteur. Pour les nouvelles installations, la tension de 6.6 kV est de plus en plus courante pour les variateurs de grande puissance car elle réduit l'intensité du courant dans les câbles et les pertes. Les applications d'interface directe avec un générateur peuvent nécessiter une tension de 11 kV ou 13.8 kV.

Comment choisir entre un moteur SFC et un moteur auxiliaire pour le démarrage d'un générateur ?

Le SFC est préférable lorsque le temps de démarrage est critique, l'espace limité, la réduction des coûts de maintenance prioritaire ou les démarrages fréquents. Les moteurs auxiliaires sont adaptés aux modernisations d'infrastructures mécaniques existantes, aux démarrages peu fréquents ou lorsqu'une excitation sans balais est requise. Le tableau de décision de la section « Démarrage des grandes machines synchrones » ci-dessus fournit une comparaison détaillée.

Un système de stockage par pompage à vitesse variable peut-il réguler la fréquence du réseau en mode pompage ?

La technologie des stations de pompage-turbinage à vitesse variable permet de réguler la puissance de pompage entre 30 % et 30 % de leur capacité maximale. La centrale exploite cette capacité pour augmenter l'absorption d'énergie en période de surproduction et la diminuer en période de forte demande sur le réseau. Les centrales à vitesse fixe ne peuvent pas offrir ce service.

Quel est le retour sur investissement typique d'une modernisation par variateur de fréquence d'une pompe d'alimentation de chaudière ?

Le retour sur investissement pour la modernisation des pompes d'alimentation de chaudières par variateur de fréquence (VFD) se situe généralement entre 18 et 30 mois. Les économies réalisées dépendent de trois facteurs : la taille de la pompe, ses heures de fonctionnement, le prix de l'énergie et le rendement initial. Les installations fonctionnant de manière intensive et consommant une électricité coûteuse bénéficient du retour sur investissement le plus rapide.

Dois-je opter pour un refroidissement par air ou par eau pour une installation de centrale électrique ?

Les variateurs refroidis par air sont plus simples et nécessitent moins d'infrastructures. Les variateurs refroidis par eau offrent une densité de puissance plus élevée et sont plus silencieux, ce qui est important dans certaines configurations d'installations. Pour les auxiliaires de centrales électriques de moins de 5 MW, le refroidissement par air est généralement suffisant. Au-delà de 10 MW, le refroidissement par eau devient de plus en plus intéressant en raison des contraintes d'encombrement et de bruit.

Conclusion

Le choix d'une solution de production d'énergie par convertisseur haute tension/fréquence adaptée nécessite d'adapter la topologie à l'application, de quantifier le retour sur investissement pour les parties prenantes et de considérer l'intégration au réseau comme un défi de conception système. Les auxiliaires de centrales électriques, le stockage par pompage-turbinage, les compensateurs synchrones et les convertisseurs de formation de réseau requièrent chacun des technologies et des spécifications de convertisseurs différentes.

L'essentiel est de partir des exigences de l'application. Les pompes d'alimentation de chaudière nécessitent une régulation de vitesse variable efficace. Le stockage par pompage exige une conversion de puissance à large plage. Les condenseurs synchrones requièrent des systèmes de démarrage fiables. Les applications de formation de réseau nécessitent des algorithmes de contrôle avancés. Aucun convertisseur unique ne répond à tous ces besoins.

Shandong Electric fabrique des équipements de conversion de puissance pour les secteurs industriel, minier, pétrolier et gazier, de la production d'énergie et aéronautique. Notre équipe d'ingénieurs vous accompagne dans le choix du convertisseur adapté à votre projet, en prenant en compte la classe de tension, la topologie, le refroidissement et la conformité harmonique. Pour les applications complexes de production d'énergie, une ingénierie sur mesure garantit que le convertisseur réponde parfaitement à vos exigences en matière de réseau, de spécifications moteur et de contrôle.

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