Brevet FR3117707A1 — publié le 20220617

Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels courant alternatif/courant continu (2a, 2b), de sous-stations reliant un premier système à courant alternatif pourvu d’au moins un premier générateur (10a) de courant alternatif et/ou au moins une première charge (11a), à au moins un second système à courant alternatif, comportant au moins un second générateur (10b) de courant alternatif et/ou au moins une seconde charge (11b), au travers d’une ligne en courant continu (1), caractérisé en ce que la commande de chacun desdits convertisseurs (2a, 2b) est réalisée en mode source de tension (en anglais grid forming), avec un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de l’angle de la tension alternative du convertisseur, côté système en courant alternatif ; et comporte une fonction F de pilotage desdits convertisseurs, du type partage de la charge en puissance active entre chaque sous-station de la ligne en courant continu et son système à courant alternatif, ladite fonction fournissant une fréquence de ladite tension alternative exploitée par ladite commande vectorielle de chacun desdits convertisseurs pour le calcul dudit angle de ladite tension alternative. Figure de l’abrégé : Figure 3 PROCEDE DE PILOTAGE DE CONVERTISSEURS BIDIRECTIONNELS COURANT ALTERNATIF/COURANT CONTINU POUR LA SYNCHRONISATION DE SYSTEMES ELECTRIQUES A COURANT ALTERNATIF RACCORDES ENTRE EUX PAR LIAISON A COURANT CONTINUE La présente invention relève du domaine des systèmes électriques et de la stabilisation et de la tenue en fréquence des systèmes électriques à courant alternatifs (AC) interconnectés par des lignes à courant continu. Ces systèmes comportent, pour leur raccordement avec les lignes à courant continu, des stations de conversion courant alternatif/courant continu (AC/DC) bidirectionnelles de type convertisseur source de tension (VSC pour Voltage Source Converter en anglais) côté système à courant alternatif. Dans le cadre des réseaux électriques, les lignes à courant continu sont principalement des lignes haute tension courant continu (HVDC pour high voltage direct current en anglais). L’invention concerne plus particulièrement les systèmes électriques à courant alternatif (AC pour « alternating current » en anglais) interconnectés par des liaisons de type haute tension courant continu (HVDC pour « high voltage direct current » en anglais) et comportant des stations de conversion aternatif/continu AC/DC de type convertisseur source de tension (VSC Voltage Source Converter en anglais). Les liaisons HVDC VSC sont des lignes d’une tension supérieure à 1500 volts en courant continu. De telles lignes sont historiquement pilotées en mode source de courant « grid feeding / grid following en anglais », c’est-à-dire que les stations de conversion sont pilotées côté courant alternatif avec une boucle de régulation interne de courant et des boucles de régulation externes de puissance active et réactive ainsi qu’une boucle à verrouillage de phase (PLL pour « phase lock loop » en anglais). Ces stations de conversion nécessitent la présence de groupes de production régulant l’amplitude et la fréquence de la tension dans chaque système courant alternatif afin qu’elles puissent s’y synchroniser. Si l’on prend l’exemple d’une liaison HVDC simple selon la qui comporte une ligne continue 1 entre une première station de conversion pourvue d’un convertisseur 2a et une seconde station de conversion pourvue d’un second convertisseur 2b, une des deux stations de conversion pilote le flux de puissance active dans la liaison tandis que la seconde station de conversion équilibre sa tension HVDC afin de stabiliser le flux de puissance active dans la liaison comme décrit dans le document Cuiqing Du, Ambra Sannino and Math H.J. Bollen, “Analysis of the Control Algorithms of Voltage-Source Converter HVDC”, IEEE, 2005 DOI: 10.1109/PTC.2005.4524566. Les liaisons HVDC en mode grid feeding / grid following peuvent offrir des services système (fonctions contractualisées comme le réglage de la fréquence et le réglage de la tension des systèmes en courant alternatif) similaires aux systèmes à batteries de stockage d’énergie (BESS pour Battery Energy Storage System en anglais) pilotés en mode source de courant tels que le réglage rapide de fréquence au travers de la modulation de leur injection de puissance active ou le réglage de tension au travers de la modulation de leur injection de puissance réactive. Néanmoins, comme décrit dans le document Jenny Z. Zhou, Hui Ding, Shengtao Fan, Yi Zhang and Aniruddha M. Gole, “Impact of Short-Circuit Ratio and Phase-Locked-Loop Parameters on the Small-Signal Behavior of a VSC-HVDC Converter”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 29, n° 5, 2014, les liaisons HDVC nécessitent un rapport de court-circuit (SCR pour short-circuit ratio) minimum (ce rapport correspond à une quantification de la proximité des générateurs raccordés et la difficulté de synchronisation) dans chaque système en courant alternatif pour pouvoir fonctionner de façon stable. De même, les services système liés au réglage de fréquence que peut faire transiter une telle liaison n’offrent pas le même niveau de performance et donc la même sureté de fonctionnement qu’une interconnexion en courant alternatif connectant directement deux systèmes électriques courant alternatif (systèmes AC). Il n’est par exemple pas possible de bénéficier d’une réponse inertielle (ou inertie), qui est instantanée, ou d’une libération directe de la réserve du système situé d’un premier côté de la liaison HVDC pour le réglage primaire de fréquence du système AC du second côté de la liaison HVDC. Le document J. Rocabert, A. Luna, F. Blaabjerg and P. Rodriguez, “Control of power converters in AC microgrids”, IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 27, n°11, 2012 décrit pour sa part un fonctionnement des convertisseurs statiques dont font partie les stations de conversion HVDC pilotées en mode source de tension « grid forming en anglais ». Les principaux avantages du mode grid forming pour une station de conversion HVDC sont de supprimer la limite SCR présente en mode grid feeding ainsi que de permettre d’injecter ou absorber instantanément de la puissance active comme le font les systèmes de stockage par batteries en anglais « Battery Energy Storage System » (BESS) en mode grid forming. Différentes stratégies d’algorithmes de partage de la charge des stations de conversion HVDC sont proposées dans les documents Ebrahim Rokrok, Taoufik Qoria, Antoine Bruyere, Bruno Francois, Xavier Guillaud, “Classification and Dynamic Assessment of Droop-Based Grid-Forming Control Schemes: Application in HVDC Systems”, 21st Power Systems Computation Conference, 2020 et Bin Peng, Xin Yin, John Shen, Jun Wang, “Application of Virtual Synchronization Control Strategy in MMC based VSC-HVDC System”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 29, n° 5, 2014 sans pour autant prendre en compte le fonctionnement complet des liaisons HVDC. Le document Muhammad Raza, Mònica Aragüés Peñalba, Oriol Gomis-Bellmunt, “Short circuit analysis of an offshore AC network having multiple grid”, Elsevier, Electrical Power and Energy Systems 102, 2018 quant à lui considère bien les liaisons HVDC dans leur ensemble mais prévoit seulement le pilotage en mode grid forming de la station de conversion de l’un des systèmes AC qu’elles interconnectent tandis que la station de conversion du second système AC interconnecté ou les stations de conversion des autres systèmes AC interconnectés sont pilotées en mode grid feeding. Ces documents s’appuient sur un fonctionnement classique d’une liaison HVDC dans lequel une des deux stations de conversion pilote le flux de puissance active dans la liaison tandis que la seconde station de conversion équilibre la tension HVDC afin de stabiliser le flux de puissance active dans la liaison. En conclusion il n’est pas prévu dans les systèmes actuels à liaison HDVC VSC de rendre synchrones les systèmes qu’elles interconnectent ce qui ne permet pas de faire bénéficier chaque réseau courant alternatif des capacités en inertie et en régulation de fréquence de l’autre ou des autres réseaux courant alternatif. Résumé Au vu de ce qui précède, la présente invention porte en particulier sur un procédé de pilotage décentralisé des stations de conversion permettant de rendre synchrones les différents systèmes électriques à courant alternatif interconnectés par des liaisons à courant continu comme des liaisons HVDC VSC afin d’améliorer la stabilité et tenue en fréquence desdits systèmes électriques à courant alternatif. Dans le contexte de la présente invention, la notion de synchronisme entre les systèmes à courant alternatif est définie par la capacité de chaque système courant alternatif à : - Participer à la correction des déséquilibres production/consommation des autres systèmes à courant alternatif sans retard lié aux temps de réponse des boucles de régulation et aux temps d’acquisition des différentes mesures. - Stabiliser ses propres déséquilibres production/consommation et donc sa fréquence électrique en utilisant de façon indistincte sa propre réserve primaire pour le réglage de sa fréquence ainsi que les réserves primaires des autres systèmes électriques courant alternatif. La présente invention concerne ainsi plus particulièrement un procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels courant alternatif/courant continu, de sous-stations reliant un premier système à courant alternatif pourvu d’au moins un premier générateur de courant alternatif et/ou au moins une première charge, à au moins un second système à courant alternatif, comportant au moins un second générateur de courant alternatif et/ou au moins une seconde charge, au travers d’une ligne en courant continu, pour lequel la commande de chacun desdits convertisseurs est réalisée en mode source de tension (en anglais grid forming), avec un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de l’angle de la tension alternative de chaque convertisseur, côté système en courant alternatif, et comporte une fonction F de pilotage desdits convertisseurs, du type partage de la charge en puissance active entre chaque sous-station de la ligne en courant continu et son système à courant alternatif, ladite fonction fournissant une fréquence de ladite tension alternative exploitée par ladite commande vectorielle desdits convertisseurs pour le calcul dudit angle de ladite tension alternative. La fonction de pilotage permet, contrairement aux systèmes de l’art antérieur, une régulation de tension et de fréquence des systèmes reliés par la ligne à courant continu au travers de cette ligne à courant continu. Préférablement, ladite fonction F de pilotage est telle que la fréquence électrique de ladite tension alternative en sortie d’un dit convertisseur i , côté système à courant alternatif, est fonction de la tension continue en sortie dudit convertisseur i , côté ligne en courant continu, de sorte que des variations de la tension continue en sortie dudit convertisseur i , côté ligne en courant continu, soient répercutées sur la fréquence de la tension alternative en sortie de ce convertisseur, côté système à courant alternatif. L’algorithme de commande vectorielle peut comporter une régulation de tension alternative avec boucle de courant alternatif pourvue d’une fonction de limitation du courant alternatif à une valeur limite. Ceci permet au convertisseur de fonctionner en source de tension tout en le protégeant en cas d’appel de courant trop important. L’algorithme de commande vectorielle peut être un algorithme de type machine synchrone virtuelle, ladite fonction F de pilotage modulant la fréquence électrique des convertisseurs bidirectionnels côté courant alternatif. Ceci revient à avoir la fonction de pilotage en surcouche de la commande vectorielle pour réaliser un transfert de puissance au travers de la ligne à courant continu. Selon un mode de réalisation particulier, la fonction F de pilotage est une fonction liant la fréquence du courant alternatif courante à la tension continue courante de la forme : Avec la fréquence du convertisseur i , la tension du convertisseur i à un instant donné et et et respectivement la fréquence nominale, la tension DC nominale et le gain de réglage de l’algorithme pour chaque convertisseur i . Le gain de réglage peut être directement implémenté au niveau de calculateurs locaux pilotant lesdits convertisseurs. Ledit gain de réglage peut aussi être fixé au niveau d’un calculateur distant d’un centre de contrôle pilotant lesdites sous-stations et transmis aux convertisseurs bidirectionnels desdites sous-stations au travers d’un réseau informatique reliant ledit calculateur distants à des calculateurs locaux pilotant lesdits convertisseurs en fonction de paramètres de fonctionnement des systèmes reliés auxdites sous-stations. Ceci peut être fait lors de la mise en place de la ligne et/ou permet d’adapter le gain en cas de changement de configuration d’un ou plusieurs systèmes. Le pilotage du transit de puissance dans ladite ligne à courant continu peut être réalisé au niveau des moyens de production et de stockage de chacun des systèmes courant alternatif interconnectés via leurs régulations classiques de puissance active et de fréquence de sorte que l’implémentation dudit procédé ne nécessite pas de modification de la régulation de puissance active et de la régulation de réglage primaire de fréquence desdits moyens de production et de stockage. La ligne en courant continu est avantageusement une ligne de type HDVC (liaison haute tension à courant continu) reliant au moins deux systèmes électriques à courant alternatif. L’invention concerne en outre un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé de l’invention lorsque ce programme est exécuté par un processeur. L’invention concerne de plus un support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé de l’invention lorsque ce programme est exécuté par un processeur. L’invention concerne en outre un réseau électrique mixte courant alternatif / courant continu comportant au moins une ligne HVDC (liaison haute tension à courant continu) reliant au moins deux systèmes à courant alternatif au travers de stations de conversion munies de convertisseurs bidirectionnels courant alternatif/courant continu, pour lequel les convertisseurs desdites stations de conversions sont commandés selon le procédé de l’invention. D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels : montre un schéma simplifié d’une liaison HDVC et de ses convertisseurs selon l’art antérieur. montre un schéma simplifié d’une liaison HDVC et de ses convertisseurs selon l’invention. montre un schéma simplifié d’un cas d’étude pour l’invention. montre une modélisation d’un réseau à deux systèmes à courant alternatifs reliés par une liaison série ; montre une courbe de tension de la ligne à courant continu ; montre une courbe de partage de puissance active ; montre une courbe de fréquence d’un premier système ; montre une courbe de partage de puissance active du premier système ; montre une courbe de tension de la ligne à courant continu ; montre une courbe de fréquence du second système ; montre une courbe de partage de puissance active du premier système ; montre une courbe de fréquence du second système ; montre une courbe de fréquence du premier système ; montre une courbe de partage de puissance active du premier système ; montre une courbe de tension de la ligne à courant continu ; montre une courbe de fréquence du second système ; montre une courbe de partage de la puissance active du second système. La représente un exemple schématique traditionnel d’une liaison HDVC 1 et de convertisseurs bidirectionnels 2a, 2b de sous-stations à ses extrémités entre des systèmes en courant alternatif S1 et S2. Les convertisseurs comportent un transformateur 3a, 3b d’entrée recevant une tension alternative U1, U2, un filtre de courant alternatif 5a, 5b et une self 6a, 6b, ainsi qu’un module de conversion bidirectionnel 4a, 4b. Chaque convertisseur est piloté par un calculateur local 7a, 7b. Les convertisseurs comportent un bus en courant continu pourvu de condensateurs 61a, 61b, 62a, 62b qui régulent la tension de la ligne en courant continu et servent de tampon d’énergie. Selon l’art antérieur, les calculateurs pilotent les convertisseurs en mode source de courant GFE (« grid feeding » en anglais) ou pilotent un convertisseur en mode source de courant GFE et l’autre en mode source de tension GFO (« grid forming » en anglais). La représente un exemple simplifié d’une liaison HDVC et de convertisseurs selon l’invention où les calculateurs 71a, 71b pilotent les convertisseurs en mode source de tension GFO avec une fonction de régulation comme il va être décrit plus bas. En sont représentés des systèmes simplifiés AC1 et AC2 comportant chacun un générateur et une charge et reliés aux extrémités d’une ligne en courant continu HDVC 1. Un premier système AC1 comporte un générateur G1 10a de type machine tournante ou source d’énergie avec un convertisseur en mode source de tension GFO, par exemple de type machine tournante virtuelle, une charge L1 11a des liaisons selfiques X G1 12a et X VSC1 13a représentant des lignes de raccordement et le convertisseur VSC1 2a. Un second système AC2 comporte un groupe générateur G2 10a de type machine tournante ou source d’énergie avec un convertisseur en mode source de tension GFO, par exemple de type machine tournante virtuelle, une charge L2 11a, des liaisons selfiques X G 2 12b et X VSC 2 13b et le convertisseur VSC2 2a. Chaque convertisseur bidirectionnel est contrôlé par une commande vectorielle de la tension alternative de ces convertisseurs mais, dans le cadre de l’invention, le convertisseur est piloté en mode source de tension GFO et une fonction F, de pilotage du convertisseur liant la fréquence électrique f VSCi du courant alternatif dudit convertisseur côté système à courant alternatif à une tension U DCVSCi (ici f VSC 1 fonction de U DC1 et f VSC 2 fonction de U DC2 ) dudit convertisseur côté ligne HDVC est implémentée en surcouche de ladite commande vectorielle. De ce fait, la fréquence électrique dudit courant alternatif côté système en courant alternatif est liée aux variations de la tension continue au niveau de la sortie côté courant continu du convertisseur correspondant. La fonction F se lit : et correspond à une famille d’algorithmes de partage de charge avec f VSCi la fréquence électrique de chaque station de conversion côté AC, U DCVSCi la tension de chaque station de conversion côté DC et F la fonction liant f VSCi à U DCVSCi . Un exemple de fonction F simple applicable à l’invention est alors : Avec f VSCni , U DC VSCni et K VSCi respectivement la fréquence nominale, la tension DC nominale et le gain de réglage de l’algorithme pour chaque station de conversion. Contrairement aux réalisations de l’art antérieur, dans la présente invention aucune des stations de conversion ne régule explicitement le transit de puissance dans la liaison HVDC. Cette régulation est implicitement confié aux sources d’énergie, groupes de production et systèmes de stockage de chacun des systèmes AC interconnectés, au moyen de leurs régulations classiques de puissance active et de fréquence. Aussi la présente invention ne nécessite pas de modifier la régulation de puissance active et le réglage primaire de fréquence des moyens de production et de stockage existants. Les effets de l’invention sont illustrés ci-après par le comportement des systèmes schématisés selon la lors de différents évènements. Les évènements illustrant le fonctionnement des systèmes selon le précédé de l’invention sont : A - Evènement n°1 : modification des consignes de puissance de G1 et G2 . Par exemple on procède à une augmentation de la consigne de puissance active du groupe générateur G1 d’une valeur et on baisse de la puissance active du groupe générateur G2 de cette même valeur. L’augmentation de consigne de G1 induit une augmentation de sa puissance mécanique réelle ou virtuelle via le processus de pilotage de la source primaire du groupe générateur G1 tandis que la diminution de consigne de G2 induit une diminution de sa puissance mécanique réelle ou virtuelle via le processus de pilotage de la source primaire du groupe G2 Il en résulte un déséquilibre des équations des masses tournantes des deux groupes qui se traduit par une augmentation progressive de la fréquence du groupe G1 ainsi qu’une baisse progressive de la fréquence du groupe G2 à partir de l’équation des masses tournantes : Avec : : la vitesse de rotation mécanique : le moment d’inertie : la puissance mécanique : la puissance électrique L’équation des masses tournantes linéarisée : Et la constante d’inertie d’un groupe de production : Avec : , : la fréquence électrique, : la vitesse de rotation mécanique nominale, : la puissance apparente nominale, : la fréquence électrique nominale. Il y a alors une variation des fréquences des générateurs en réponse au changement de consigne. Dans un second temps a lieu une modification des partages de puissance active dans chaque système à courant alternatif. On appellera angle de la tension l’angle de phase des tensions. Les variations progressives des fréquences et induisent respectivement une augmentation de l’angle θ G1 de la tension U G 1 et une diminution de l’angle θ G2 de la tension U G2 selon l’équation : alors que les angles θ VSC1 et θ VSC 2 au niveau des stations de conversion n’ont pas encore évolué à ce stade. Il en résulte un nouveau partage de la puissance active entre les groupes et les stations de conversions selon les équations : qui régit la fourniture de puissance active par le groupe de production G1 et ; qui régit la fourniture de puissance active par la station de conversion VSC1 (convention importatrice), avec : , : les tensions efficaces entre phases du groupe G1 et de la station de conversion VSC1 ainsi que la valeur efficace du courant de la charge L1 et , et : les angles des tensions du groupe G1 et de la station de conversion VSC1 ainsi que l’angle du courant I L1 de la charge L1. Ces équations sont valables aussi pour le second système en courant alternatif en remplaçant les indices 1 par des indices 2. Dans ce cas nous avons P G1 croissant, P VSC1 décroissant (convention importateur), P G2 décroissant et P VSC2 croissant L’augmentation de P G1 se traduit en effet instantanément par une baisse équivalente de P VSC1 et donc de l’importation (ou une augmentation de l’exportation en fonction du point de fonctionnement initial) tandis que la baisse de P G 2 se traduit instantanément par une augmentation équivalente de P VSC 2 et donc de l’importation (ou une baisse de l’exportation en fonction du point de fonctionnement initial). Ensuite, le système complet se stabilise au nouveau point de fonctionnement : Les variations des puissances actives AC des stations de conversion se répercutent instantanément côté DC et se traduisent par une charge en énergie des condensateurs du bus DC de la station de la zone 1 et donc une augmentation progressive de U DC1 et inversement pour la station de la zone 2 : Il en résulte progressivement une augmentation de la puissance active P DC transitée par la ligne HVDC de la zone 1 vers la zone 2 : Avec , et les tensions de sortie des stations de conversion 1 et 2 côté DC, : la résistance équivalente de la ligne DC. L’algorithme de partage de la charge de chaque station selon l’équation de la présente invention va répercuter ces évolutions sur leur fréquence électrique : ce qui va réduire progressivement puis stabiliser l’écart d’angle de phase entre les groupes et les stations de conversion de sorte que P G1 =P G1ref , P G2 =P G2ref . Le terme de réglage primaire contenu dans P G1ref et P G2ref : permet alors au système global de se stabiliser. B - Evènement n°2 : perte du groupe de production G1 : L’évènement est par exemple un découplage de G1 en cas d’export du système n°1 vers le système n°2. La première étape est une modification du partage de puissance active dans le premier système. Le groupe G1 n’étant plus connecté au réseau et la charge L1 restant globalement constante, l’intégralité de cette charge est reprise instantanément par la station VSC1. L’expression de la puissance active de la station VSC1 côté courant alternatif peut être réduite de l’équation Math. 9 ci-dessus à l’expression simplifiée ci-dessous : La deuxième étape est une modification du transit de puissance sur la liaison HVDC. La variation de puissance de la station VSC1 est alimentée dans les premiers instants par sa réserve d’énergie électrostatique, les condensateurs 61a, 52a de la ce qui cause une chute rapide de la tension UDC1 : Equation d’un condensateur sur un bus DC (en puissance) linéarisée. Dans ce cas on a : La tension UDC2 n’ayant pas encore évoluée, une baisse progressive du transit de puissance active P DC12 s’effectue jusqu’à obtenir un import du système n°1 depuis le système n°2 : P DC12 La troisième étape est une stabilisation du système complet au nouveau point de fonctionnement. Dans le système n°2, c’est tout d’abord les condensateurs 61b, 62b de la station 2 qui vont se décharger progressivement pour participer à alimenter le nouveau transit de puissance P DC12 . Ce faisant la tension U DC2 va également chuter selon l’équation en puissance d’un condensateur sur un bus DC linéarisée : ce qui va contribuer à alimenter la charge du système n°1. L’algorithme de partage de la charge de station VSC2 correspondant à la présente invention va alors répercuter cette chute sur sa fréquence électrique : Cette évolution de la fréquence va engendrer une baisse progressive de l’angle de la tension de la station VSC2 selon l’équation vis-à-vis de celui du groupe G2 entraînant une reprise de la puissance active de VSC2 par G2 selon les équations : et jusqu’à trouver un point d’équilibre grâce à l’algorithme de réglage de fréquence de G2 . Le fonctionnement de l’invention est illustré par simulation numérique. Trois cas d’étude ont été modélisés et simulés avec le logiciel « Powerfactory » de la société Digsilent GmbH version 2020 SP2A : Cas d’étude n°1 : systèmes AC conventionnels - chaque système est alimenté par un groupe de production conventionnel. Cas d’étude n°2 : systèmes AC 100% électronique de puissance : chaque système est alimenté par une source de type BESS. Cas d’étude n°3 : systèmes AC 100% électronique de puissance fonctionnant avec deux fréquences nominales différentes : chaque système est alimenté par une source de type BESS, le système n°1 a une fréquence nominale de 50 Hz tandis que le système n°2 a une fréquence nominale de 60 Hz. Les résultats présentés ci-dessous sont issues de simulations dynamiques RMS, par conséquent les phénomènes observés correspondent aux équations développées ci-dessus. Cas d’étude n°1 : systèmes AC conventionnels - chaque système est alimenté par un groupe de production conventionnel La vue globale du modèle « Powerfactory » du cas d’étude numéro 1 est donnée en . Les systèmes en courant alternatif AC1 et AC2 comportent chacun un générateur 211, 212, une première ligne en courant alternatif moyenne tension 221, 222 un transformateur moyenne tension vers haute tension 231, 232, une ligne haute tension 241,242 alimentant une charge 251, 252 , un transformateur haute tension 261, 262 une ligne haute tension 271, 272 de liaison avec un convertisseur bidirectionnel AC/DC d’une station de conversion 281, 282 et sont reliés ensemble par la ligne HDVC 30 entre les stations de conversion. Des condensateurs 291, 292 sont reliés aux deux extrémités de la ligne HDVC. Les données des lignes, des transformateurs et les condensateurs de filtrage DC de l’essai en simulation sont les suivants. Les lignes AC 221 et 222 sont des lignes de 33 kV avec une résistance de 0,047 Ohm pour 1 km une inductance de 0,34 mH pour 1 km et une capacitance de 0,3 µF pour 1 km. Les lignes AC 241 et 242 sont des lignes de 150 kV avec une résistance de 0,06 Ohm pour 1 km une inductance de 0,44 mH pour 1 km et une capacitance de 0,14 µF pour 1 km. Les transformateurs 231 et 232 sont des transformateurs 33/150 kV avec au niveau haute tension une résistance de 0,79 Ohm et une inductance de 42,13 mH. Les groupes de production 211 et 212 sont identiques et ont une puissance apparente nominale de 100 MVA et une constante d’inertie de 5s. Les stations de conversion sont modélisées en convention importatrice. Les charges L1 et L2 sont modélisées sous forme de puissances constantes. La ligne continue est une ligne de ± 150kV avec une résistance de 0,019 Ohm par km et une inductance de 0,1 µH par km. Les transformateur 261, 262 sont des transformateurs 150/110 kV avec au niveau haute tension une résistance de 0,241 Ohm, une inductance de 76,74 mH. Les condensateurs 291, 292 sont des condensateurs de 400 µF. Les tensions nominales entre phases pour la partie AC et entre pôles pour la partie DC du système global sont les suivantes : Liaison HVDC 300 kV Charges AC 150 kV Groupes de production 15 KV Stations de conversion côté AC 110 kV L’algorithme de réglage primaire des groupes de production et les algorithmes de partage de la puissance active des stations de conversion ont été paramétrés de la façon suivante : Statisme groupes de production 5% Stations de conversion : 0,167 Hz / kV Le coefficient K va être calculé en fonction de la déviation acceptable de la tension de la ligne HVDC et une déviation acceptable en fréquence en cas d’incident dimensionnant. La déviation maximale de la fréquence et la déviation maximale de la tension dépendent de la politique réseau et de l’incident dimensionnant. Par exemple on choisit ici 200 mHz/30 kV. Ce coefficient peut être adapté au besoin. La simulation réalisée inclut les évènements suivants : A : t=10 s : augmentation de 50% de la charge L1 ; B : t=30 s : augmentation de la consigne de puissance active de G1 sous forme d’échelon ; C : t=50 s : le disjoncteur de G1 n°1 s’ouvre. A : t=10 s : augmentation de 50% de la charge L1 : On observe dans un premier temps un nouveau partage de la puissance active de la charge L1 251 dans le système AC1. Ce nouveau partage se traduit pour la station de conversion VSC1 281 par une diminution instantanée de son export. Avant que l’import de la station de conversion VSC2 282 ne diminue, la diminution de l’export de VSC1 est tout d’abord compensé intégralement par le condensateur équivalent Cdc1 291 puis partagé entre les condensateurs Cdc1 291 et Cdc2 292. La décharge en énergie électrostatique des condensateurs Cdc1 et Cdc2 entraîne une chute des tensions DC des stations de conversion VSC1 et VSC2 comme représenté en . L’algorithme de partage de la charge des stations de conversion reporte ces chutes de tension DC sur les fréquences des convertisseurs des stations de conversion VSC 1 281 et VSC 2 282. Au niveau du système AC2, la chute de la fréquence du convertisseur de la station VSC2 281 entraîne une diminution progressive de l’angle de la tension du convertisseur de la station de conversion VSC2 282 comparativement à l’angle de la tension du générateur G2 212 ainsi qu’une augmentation progressive de la puissance fournie par le générateur G2 grâce au phénomène de puissance synchronisante comme représenté en représentant les puissances au niveau de VSC2 et de G2. Les fréquences des générateurs G1 et G2 et des stations VSC1 et VSC2 sont alors stabilisées par l’algorithme de réglage primaire de fréquence des générateurs G1 et G2. B : t=30 s : augmentation de la consigne de puissance active du générateur G1 211 sous forme d’un échelon de consigne : On observe en que l’échelon de consigne de puissance active de G1 se traduit par une augmentation progressive de sa fréquence jusqu’à environ 32 secondes via l’action de sa régulation turbine et de son équation des masses tournantes. Cette modification de fréquence va entraîner une augmentation progressive de l’angle de la tension de G1 211 vis-à-vis de la station de conversion VSC1 281 et ainsi augmenter respectivement la puissance active fournie par G1 et exportée par la station de conversion VSC1 comme représenté en . Comme pour l’évènement précédent, c’est dans un premier temps les condensateurs Cdc1 et Cdc2 qui vont compenser le déséquilibre production/consommation du système AC1 en se chargeant ce qui va faire augmenter les tensions HVDC des stations VSC1 et VSC2 comme représenté en . L’élévation de la tension HVDC de la station VSC2 va également faire augmenter sa fréquence électrique grâce à son algorithme de partage de la puissance active et ainsi faire progressivement augmenter l’angle de sa tension comparativement à l’angle de la tension du générateur G2 et ainsi augmenter l’import de la station VSC 2 tout en réduisant la puissance active fournie par G2. Comme pour l’évènement précédent, le réglage primaire des générateurs G1 et G2 va stabiliser la fréquence des deux systèmes AC comme représenté à la pour le système G2, VSC2. C : t=50 s : le disjoncteur de G1 s’ouvre : La déconnexion de G1 entraîne une reprise intégrale et instantanée de l’alimentation de la charge L1 par la station VSC1 qui était initialement exportatrice et devient donc importatrice comme représenté en . La puissance active permettant à la station VSC1 d’alimenter L1 est dans les premiers instants fournie par le condensateur Cdc 1 puis partagé entre Cdc 1 et Cdc 2 ce qui entraîne une chute des tensions HVDC des stations VSC1 et VSC2. L’algorithme de partage de la charge de la station VSC2 répercute sa chute de tension HVDC sur sa fréquence et cette chute de fréquence entraîne progressivement une baisse de l’angle de la tension de VSC2 vis-à-vis de l’angle de la tension de G2 ainsi qu’une reprise progressive de la puissance active de la station VSC2 par G2. L’algorithme de réglage primaire de fréquence de G2 permet à lui seul de stabiliser les fréquences du système AC2 comme représenté en ainsi que du système AC1 comme représenté en . Le système AC1 est alors régulée en tension et fréquence uniquement par la station VSC1 puisque G1 est déconnecté du système AC1 qui n’a plus de source d’énergie locale. Cas d’étude n°2 : système 100% électronique de puissance Dans ce cas d’étude les groupes G1 et G2 sont remplacées par des systèmes de stockage d’énergie à batteries (BESS pour BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEM en anglais) en mode grid forming avec un algorithme de partage de la puissance active de type commande par statisme (droop control en anglais)) suivant : avec : f BESS (Hz) : la fréquence de chaque batterie ; f n (Hz) : la fréquence nominale de chaque batterie ; P ref (MW) : la consigne de puissance active de chaque batterie ; P BESS (MW) : la puissance active injectée par chaque batterie ; K fP (Hz/MW) : le gain de réglage de l’algorithme de partage de la puissance active qui est été paramétré à 0,01 Hz/MW. Les équations: Restent valables en remplaçant les indices G par BESS, de même il faut remplacer G1 et G2 par BESS1 et BESS2 dans la . La simulation réalisée inclut les évènements suivants : D : t=1 s augmentation de 50% de la charge L1 ; E : t=2 s la consigne de puissance active du BESS 1 passe de 40 MW à 50 MW sous forme d’échelon ; F : t=5 s le disjoncteur du BESS 1 s’ouvre. D : t=1 s : augmentation de 50% de la charge L1 : On observe dans un premier temps un nouveau partage de la puissance active de la charge L1 dans le système n°1. Ce nouveau partage représenté en se traduit pour la station VSC1 par une diminution instantanée de son export. La diminution de l’export de VSC1 est tout d’abord alimenté intégralement par le condensateur équivalent Cdc1 puis partagé entre Cdc1 et Cdc2. La décharge en énergie électrostatique des condensateurs Cdc1 et Cdc2 entraînent une chute des tensions DC associées représentée en . L’import de la station VSC2 n’ayant pas encore diminué en cet instant. L’algorithme de partage de la charge des stations de conversion reporte ces chutes de tension DC sur les fréquences des convertisseurs VSC 1 et VSC 2. Cette chute de la fréquence de VSC2 entraîne une diminution progressive de l’angle de la tension de VSC2 comparativement à l’angle de la tension du BESS2 ainsi qu’une augmentation progressive de la puissance fournie par le BESS2 grâce au phénomène de puissance synchronisante. Les fréquences des BESS1 et BESS2 et des stations VSC1 et VSC2 sont stabilisées par l’algorithme de partage de la puissance active des BESS1 et BESS2 qui sont équivalents en régime permanent au réglage primaire de fréquence des groupes G1 et G2. E : t=2 s : la consigne de puissance active du BESS1 passe de 40 MW à 50 MW sous forme d’échelon On observe que l’échelon de consigne de puissance active du BESS1 se traduit simultanément par un échelon de sa fréquence par l’action de son algorithme de partage de la puissance active. Cette modification de fréquence va entraîner une augmentation progressive de l’angle de la tension du BESS1 vis-à-vis de la station de conversion VSC1 ainsi qu’une augmentation de la puissance active fournie par le BESS1 et exportée par la station VSC1. Comme pour l’évènement précédent, c’est dans un premier temps les condensateurs HVDC qui vont compenser le déséquilibre production – consommation du système AC1 en se chargeant ce qui va faire augmenter les tensions HVDC des stations VSC1 et VSC2. L’élévation de la tension HVDC de la station VSC2 va également faire augmenter sa fréquence électrique grâce à son algorithme de partage de la puissance active et ainsi faire progressivement augmenter l’angle de sa tension comparativement à l’angle de la tension du BESS2 ainsi que l’import de la station VSC2 tout en réduisant la puissance active fournie par le BESS2. Comme pour l’évènement précédent, le réglage primaire des BESS1 et BESS2 va stabiliser la fréquence des deux systèmes AC. F : t=5 s : le disjoncteur du BESS1 s’ouvre La déconnexion du BESS 1 entraîne une reprise intégrale et instantanée de l’alimentation de la charge L1 par la station VSC1 qui était initialement exportatrice. La puissance permettant à la station VSC1 d’alimenter L1 est dans les premiers instants fournie par le condensateur Cdc 1 puis partagé entre Cdc 1 et Cdc 2 ce qui entraîne une chute des tensions HVDC des stations VSC1 et VSC2. L’algorithme de partage de la charge de la station VSC2 répercute sa chute de tension HVDC sur sa fréquence comme représenté en . Cette chute de fréquence entraîne progressivement une baisse de l’angle de la tension de VSC2 vis-à-vis de l’angle de la tension du BESS 2 qui entraîne une augmentation progressive de la puissance active du BESS 2 comme représenté en . L’algorithme de partage de la charge du BESS 2 permet à lui seul de stabiliser les fréquences du système AC2 ainsi que du système AC1 (définie exclusivement par la station VSC1) qui n’a plus de source d’énergie locale. Cas d’étude n°3 : système 100% électronique de puissance avec f 1n =50 Hz et f 2n =60 Hz : Le présent cas d’étude n°3 est identique en tout point au cas d’étude n°2 à la différence près que la fréquence nominale du BESS2 et de la station VSC 2 est de 60 Hz. Le comportement du système global est également identique au cas d’étude n°2 avec de légères différences temporelles liées au changement de la fréquence nominale du système AC2. IL y a donc là aussi synchronisation des systèmes au plan du partage de puissance malgré les fréquences différentes. Contrairement à l’art antérieur, la présente invention rend synchrones plusieurs systèmes électriques AC interconnectés par des liaisons HVDC VSC. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels courant alternatif/courant continu (2a, 2b), de sous-stations reliant un premier système à courant alternatif pourvu d’au moins un premier générateur (10a) de courant alternatif et/ou au moins une première charge (11a), à au moins un second système à courant alternatif, comportant au moins un second générateur (10b) de courant alternatif et/ou au moins une seconde charge (11b), au travers d’une ligne en courant continu (1), caractérisé en ce que la commande de chacun desdits convertisseurs (2a, 2b) est réalisée en mode source de tension (en anglais grid forming), avec un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de l’angle de la tension alternative du convertisseur, côté système en courant alternatif ; et comporte une fonction F de pilotage desdits convertisseurs, du type partage de la charge en puissance active entre chaque sous-station de la ligne en courant continu et son système à courant alternatif, ladite fonction fournissant une fréquence de ladite tension alternative exploitée par ladite commande vectorielle de chacun desdits convertisseurs pour le calcul dudit angle de ladite tension alternative. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon la revendication 1, pour lequel ladite fonction F de pilotage est telle que la fréquence électrique de ladite tension alternative en sortie d’un dit convertisseur i , côté système à courant alternatif, est fonction de la tension continue en sortie dudit convertisseur i , côté ligne en courant continu, de sorte que des variations de la tension continue en sortie dudit convertisseur i , côté ligne en courant continu, soient répercutées sur la fréquence de la tension alternative en sortie de ce convertisseur, côté système à courant alternatif. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon la revendication 1 ou 2, pour lequel ledit algorithme de commande vectorielle comporte une régulation de tension alternative avec boucle de courant alternatif pourvue d’une fonction de limitation du courant alternatif à une valeur limite. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon la revendication 1 ou 2, pour lequel ledit algorithme de commande vectorielle est un algorithme de type machine synchrone virtuelle, ladite fonction F de pilotage modulant la fréquence électrique des convertisseurs bidirectionnels côté courant alternatif. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon l’une quelconque des revendications précédentes, pour lequel la fonction F de pilotage est une fonction liant la fréquence du courant alternatif courante à la tension continue courante de la forme : Avec la fréquence du convertisseur i , la tension du convertisseur i à un instant donné et et et respectivement la fréquence nominale, la tension DC nominale et le gain de réglage de l’algorithme pour chaque convertisseur i . Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon la revendication 5, pour lequel ledit gain de réglage est directement implémenté au niveau de calculateurs locaux pilotant lesdits convertisseurs. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon la revendication 5, pour lequel ledit gain de réglage est fixé au niveau d’un calculateur distant d’un centre de contrôle pilotant lesdites sous-stations et transmis aux convertisseurs bidirectionnels desdites sous-stations au travers d’un réseau informatique reliant ledit calculateur distants à des calculateurs locaux pilotant lesdits convertisseurs en fonction de paramètres de fonctionnement des systèmes reliés auxdites sous-stations. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon l’une quelconque des revendications précédentes, pour lequel le pilotage du transit de puissance dans ladite ligne à courant continu est réalisé au niveau des moyens de production et de stockage de chacun des systèmes courant alternatif interconnectés via leurs régulations classiques de puissance active et de fréquence de sorte que l’implémentation dudit procédé ne nécessite pas de modification de la régulation de puissance active et de la régulation de réglage primaire de fréquence desdits moyens de production et de stockage. Procédé de pilotage de convertisseurs bidirectionnels selon l’une quelconque des revendications précédentes, pour lequel la ligne courant en continu est une ligne de type HDVC (liaison haute tension à courant continu) reliant au moins deux systèmes électriques à courant alternatif. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 9 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 9 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Réseau électrique mixte courant alternatif / courant continu comportant au moins une ligne HVDC (liaison haute tension à courant continu) reliant au moins deux systèmes à courant alternatif au travers de stations de conversion munies de convertisseurs bidirectionnels courant alternatif/courant continu, caractérisé en ce que les convertisseurs desdites stations de conversions sont commandés selon le procédé de l’une quelconque des revendications 1 à 9.