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
Résumé
For more than a decade, high-voltage direct-current (HVDC) grid-connection of offshore wind farms has intensified. It allows transporting to the mainland power levels around 1 GW, over underwater distances exceeding 50 kilometres. A key issue related to the sizing of HVDC converter-stations, based on MMC (Modular Multilevel Converters), is their efficiency. Only 0.1% of power losses represents several GWh lost for each year of operation of the wind farm. These power losses are related to the characteristics of the semiconductors used. Today, the IGBT (Insulated-Gate Bipolar Transistor) is the only semiconductor device used in this type of application. Historically, the IGBT has been developed for medium-power industrial applications, and does not appear as the best candidate to realize HVDC systems. On the other hand, the IGCT (Integrated Gate-Commutated Thyristor) has performances and features that seem better adapted, however its use in such systems has never been considered. The aim of this PhD thesis is to optimize the performances of HVDC converters, based on IGCT, as part of the gridconnection of offshore wind farms. This work has been the subject of a collaboration between the LAPLACE Laboratory in Toulouse, Electricité de France Research & Development (EDF R&D), and the semiconductor manufacturer Hitachi ABB Power Grids, Semiconductors. In a first approach, the static and dynamic characteristics of the IGCTs have been measured experimentally on a double-pulse test bench. Then, an electro-thermal model has been built, in order to determine precisely the power losses in the hundreds of sub-modules present in an MMC arm. This approach has allowed a comparison of different IGCTs, according to their power losses, taking into account the intermittent production of the offshore wind farm. Following this study based on calculations and simulations, a test bench in steady-state, consisting of two IGCT-based sub-modules connected in a back-to-back configuration, has been designed and implemented to accurately measure on-state and switching losses through dedicated instrumentation. With a working voltage up to 5 kV and currents exceeding 2 kA, 4.5 kV and 10 kV devices have been tested under operating conditions equivalent to those of a 1 GW HVDC station. The power loss measurements using the calorimetric method have confirmed the validity of the electro-thermal models related to IGCT and its clamp circuit, with an accuracy of about 10%. The waveforms have highlighted larger deviations regarding the switching losses, caused by the stray inductances of connection within the switching cell. The cross-use of electro-thermal models and experimental measurements demonstrates that 4.5 kV IGCTs can allow a significant rise in the power levels of the MMC-based HVDC stations, while 6.5 kV and 10 kV IGCTs are the most suitable devices for prospective applications, guided by the voltage upgrade of HVDC cables. Soft switching circuits are promising to reduce the volume of the sub-modules, and would be particularly relevant for 6.5 kV and 10 kV devices, whose switching losses are the main limiting factor.
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.
Origine : Version validée par le jury (STAR)