FR 3131117 A1 20230623 FR 2114042 A 20211220 Architecture électrique comprenant au moins une installation photovoltaïque linéaire constituée de plusieurs groupes de panneaux photovoltaïques et d’un réseau de courant continu (DC), reliée à un réseau de transport et/ou de distribution alternatif (AC) avec arbitrage de la puissance injectée depuis le réseau DC au réseau AC. L’invention consiste essentiellement à mettre en place une architecture avec au moins une installation linéaire PV avec un réseau DC et d’interconnecter ce sous-ensemble en au moins deux points distincts d’interconnexion avec un réseau électrique AC de préférence existant. Chaque point d’interconnexion à un nœud du réseau AC est un convertisseur en source de tension VSC qui peut injecter de 0 à 100% de la puissance maximale P des installations linéaires PV. Figure pour l’abrégé : Fig. 2 Architecture électrique comprenant au moins une installation photovoltaïque linéaire constituée de plusieurs groupes de panneaux photovoltaïques et d’un réseau de courant continu (DC), reliée à un réseau de transport et/ou de distribution alternatif (AC) avec arbitrage de la puissance injectée depuis le réseau DC au réseau AC. La présente invention concerne le domaine général des réseaux électriques. L’invention a plus particulièrement trait à l’interconnexion entre un réseau de transport et/ou de distribution alternatif (AC) et au moins une installation photovoltaïque linéaire Par « installation linéaire PV », on entend ici et dans le cadre de l’invention, des panneaux photovoltaïques agencés par groupes selon une surface qui s’étend principalement selon une ligne et de préférence sur ou le long de sols déjà construits/aménagés par l’homme, comme les pistes cyclables, les bordures d’autoroute, les voies ferrées…ou naturels, par exemple non utilisables à des fins agricoles. Dans l’ensemble de la demande on utilise les acronymes suivantes à des fins de simplicité : AC : acronyme anglo-saxon de « Alternative Current » qui désigne le courant alternatif (AC); DC : acronyme anglo-saxon de « Direct Current » qui désigne le courant continu (CC) ; MVDC : acronyme anglo-saxon de «Medium Voltage Direct Current» qui désigne le courant continu de moyenne tension, typiquement dans la gamme de 30 à 150 kilovolts (kV) ; HVDC : acronyme anglo-saxon de « High Voltage Direct Current» qui désigne le courant continu de haute tension, typiquement au-delà de 150 kilovolts (kV) ; VSC: acronyme anglo-saxon de « Voltage Source Converter» qui désigne un convertisseur fonctionnant en source de tension ; MMC: acronyme anglo-saxon de « Modular Multi-Level Converter» qui désigne un convertisseur à modules multi-étage. Le contexte de forte demande en énergies renouvelables (EnR) avec la nécessité d’un réseau électrique dédié, typiquement jusqu’à 30% en 2030 en France et d’expansion de la part du solaire dans les EnR, nécessite d’installer de nombreuses centrales solaires photovoltaïques (PV) au sol, de grandes puissances, typiquement de l’ordre de quelques centaines MW chacune. La question des terrains disponibles pour cette technologie PV devient donc cruciale. En effet, au regard des surfaces requises, le déploiement des grandes centrales solaires PV au sol peut engendrer des conflits d’usage avec les terres agricoles et affecter la biodiversité. Par exemple, la centrale solaire PV la plus puissante en France à ce jour, d’une puissance égale à 300 MW, est implantée à Cestas, près de Bordeaux, sur 260 hectares. Trouver de nouveaux terrains pour développer des projets de centrale solaires PV est donc devenu la principale préoccupation des développeurs d’énergies EnR. De plus, devant la volonté des autorités publiques de limiter l’usage de grands espaces agricoles pour la réalisation de telles centrales PV au sol, des alternatives écologiquement acceptables doivent être trouvées. Une solution qui répond à cette problématique consiste à profiter de surfaces dites linéaires, sous forme des sols déjà aménagés/construits par l’homme, comme les pistes cyclables, les bordures d’autoroute, les voies ferrées…ou naturels, non utilisables à des fins agricoles, comme le long des cours d’eau et qui s’étendent sur des dizaines, voire des centaines de kilomètres, pour installer des systèmes PV de fortes puissances. Ces surfaces potentielles ont pour avantages d’être déjà très présentes, exploitables directement en l’état pour y installer des panneaux PV et pas chères puisque ne nécessitant pas l’acquisition de terrains. La mise en place de nouveaux types d’installations/centrales PV linéaires va donc ouvrir de nouvelles opportunités dans la stratégie de développement du PV. Dans le monde, il existe déjà quelques projets d’installation PV linéaires, mais qui sont à priori de petite puissance, typiquement quelques kW. De plus, très peu d’articles sur la conception de ces installations PV linéaires ont été publiés. Or, passer de centrales PV occupant des dizaines ou centaines d’hectares à des installations PV linéaires s’étendant sur des dizaines d’hectomètres ou kilomètres implique de repenser toute l’architecture du réseau électrique afférente. De manière générale, les stratégies de l'Union Européenne en matière de développement d’énergies EnR à grande échelle mettent en évidence les rôles importants de l'infrastructure électrique et le couplage sectoriel, i.e. l'interconnexion entre le gaz et l'électricité, pour parvenir à une décarbonation profonde de l’économie. Il existe donc un besoin de proposer une solution technique optimisée d’architecture électrique qui permette le raccordement massif des installations PV linéaires à l’infrastructure électrique existante. Le but de l’invention est donc de répondre au moins en partie à ce besoin. Pour ce faire, l’invention concerne, sous l’un de ses aspects, une architecture électrique comprenant : - au moins une installation linéaire comprenant au moins un groupe de panneaux photovoltaïques (PV), adaptée pour produire une puissance totale maximale P, et un réseau de courant continu (DC) comprenant au moins un bus auquel sont connectées en parallèle électrique le(s) groupes de panneaux PV par l’intermédiaire chacun d’un convertisseur DC/DC, - un réseau de transport et/ou de distribution alternatif (AC), - au moins deux convertisseurs en source de tension (VSC),un des deux convertisseurs reliant le bus DC à un premier nœud du réseau AC, l’autre des deux convertisseurs reliant le bus DC à un deuxième nœud du réseau AC, distinct du premier nœud, chacun des convertisseurs VSC étant adapté pour injecter de 0 à 100% de la puissance P dans le réseau AC, - un système de contrôle adapté pour répartir l’injection de puissance entre les convertisseurs VSC en fonction des besoins et/ou des régimes de fonctionnement du réseau AC, de sorte à réduire les pertes totales de ce dernier et/ou d’améliorer la qualité de service du réseau AC, c’est-à-dire d’améliorer la capacité à répondre aux besoins du réseau AC. Les modes de contrôle possibles des convertisseurs VSC sont: Vac/f : Contrôle de la tension au point de connexion et de la fréquence du réseau AC Vac-phi : Contrôle de la tension au point de connexion du réseau AC et du déphasage Vdc-phi : Contrôle de la tension du bus DC et du déphasage Vdc-Q : Contrôle de la tension du bus DC et de puissance réactive PWM-phi : Contrôle de la modulation PWM de l’onduleur VSC et du déphasage P-Vac : Contrôle de puissance injectée et de la tension au point de connexion du réseau AC P-Q : Contrôle de puissance active et réactive injectées au réseau AC Vdc-Vac : Contrôle de la tension du bus DC et de la tension au point connecté du réseau AC P-cos(f) : Contrôle de puissance active injectée au réseau AC et du facteur de puissance Vdc-cos(f) : Contrôle de la tension au bus DC et du facteur de puissance… Parmi tous ces modes de contrôle, les modes de contrôles P-Q ; P-Vac sont privilégiés pour la fonction de répartition d’injection de la puissance selon l’invention. Avantageusement, les convertisseurs VSC sont des convertisseurs modulaires multiniveaux (MMC). Selon une configuration avantageuse, le bus auquel sont directement connectés en parallèle électrique le(s) groupe(s) de panneaux PV est un bus de moyenne tension en courant continu (MVDC). Selon une variante de réalisation avantageuse, l’architecture comprend plusieurs charges réparties géographiquement, telles que des stations de recharge de véhicules électriques à grande puissance ou des électrolyseurs pour l’alimentation de véhicules fonctionnant à l’hydrogène, reliées chacune par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC au bus MVDC. Selon une autre variante de réalisation avantageuse, l’architecture comprend plusieurs moyens de stockage électrique répartis géographiquement, tels que des batteries, reliés chacun par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC au bus MVDC. Selon une autre variante de réalisation avantageuse, l’architecture comprend d’autres sources de courant réparties géographiquement, telles que des éoliennes, reliées chacune par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC au bus MVDC. Selon un mode de réalisation avantageux, le réseau DC de l’installation linéaire comprend au moins un bus de haute tension en courant continu (HVDC) relié au bus de moyenne tension en courant continu (MVDC) et à un convertisseur en source de tension (VSC) relié à un nœud du réseau AC. Le système de contrôle peut avantageusement être connecté au système de contrôle et d'acquisition de données en temps réel (SCADA) du réseau AC. Cela permet d’identifier les besoins et/ou des régimes de fonctionnement du réseau AC, de sorte à différencier la puissance d’injection à répartir entre les au moins deux nœuds d’injection afin de réduire les pertes totales du réseau AC ou contribuer à sa qualité de service. Selon un autre mode de réalisation avantageux, l’architecture comprend des moyens de mesure de tension et/ou de fréquence aux premier et deuxième nœuds, reliés au système de contrôle de sorte que qu’il répartisse l’injection de puissance entre les convertisseurs VSC en fonction des mesures effectuées. Ainsi, l’invention consiste essentiellement à mettre en place une architecture avec au moins une installation linéaire PV avec un réseau DC et d’interconnecter ce sous-ensemble en au moins deux points distincts d’interconnexion avec un réseau électrique AC de préférence existant. Chaque point d’interconnexion à un nœud du réseau AC est un convertisseur en source de tension VSC qui peut injecter de 0 à 100% de la puissance maximale P des installations linéaires PV. L’invention consiste donc à arbitrer l’injection de l’électricité produite par les installations linéaires PV entre ces deux (ou plus) points d’interconnexion VSC qui constituent donc des points d’injection aux nœuds du réseau AC afin de réduire les pertes totales du réseau AC et ce en tenant compte des besoins et/ou des régimes de fonctionnement de ce dernier. Contrairement à une centrale PV selon l’état de l’art qui est localisée en un point précis du réseau électrique et donc en capacité d’injecter seulement en ce point, l’architecture selon l’invention avec une installation linéaire PV répartie sur une grande étendue géographique permet une interconnexion en plusieurs points distants du réseau électrique. L’architecture selon l’invention permet de conserver une fiabilité et une résilience élevées du réseau électrique existant tout en élargissant sa capacité à intégrer de grandes quantités d'énergie renouvelable (EnR) à l’avenir par le biais des installations linéaires PV. Au final, une architecture selon l’invention présente de nombreux avantages parmi lesquels on peut citer : du fait du choix des installations linéaires, une réduction considérable de l’occupation du sol ainsi qu’une réduction de construction de lignes HVAC ; une augmentation de la capacité de pénétration des systèmes PV au réseau électrique AC existant ; une réduction de la variation de production PV à cause d’intermittence grâce à l’agrégation des installations linéaire sur une grande distance ; l’amélioration de la flexibilité du réseau, par la possibilité d’échanger de l’énergie dans les deux sens entre un réseau DC et un réseau AC ; une grande fiabilité et résilience ; une amélioration de la stabilité du réseau AC ; la possibilité de maintien de continuité de service en cas de défaut ou de séparation du réseau AC ; une simplification de la gestion énergétique ; une facilité à connecter des systèmes DC comme les stockages ou/et des stations de recharge rapide à grande puissance pour les VE ou/et des électrolyseurs et des piles à combustible au réseau DC des installations linéaires ; la possibilité de couplage avec des fermes éoliennes offshore ou on-shore… la possibilité d’une protection efficace enter un réseau AC et un réseau DC ; la diminution de pertes totales du réseau AC par la répartition optimale de puissance. D’autres avantages et caractéristiques de l’invention ressortiront mieux à la lecture de la description détaillée d’exemples de mise en œuvre de l’invention faite à titre illustratif et non limitatif en référence aux figures suivantes. la illustre schématiquement une architecture électrique selon l’invention telle qu’elle pourrait être implantée dans la région sud-Est de la France. la est une vue synoptique de l’architecture électrique selon l’invention. la est une vue schématique illustrant une architecture selon l’invention restreinte à deux connexions par convertisseurs VSC entre le réseau DC et le réseau AC. la est une vue schématique du réseau test « New-England IEEE 39 nœuds » sur lequel les tests d’injection de puissance du réseau DC selon l’architecture électrique de l’invention ont été réalisés. Architecture électrique comprenant : - au moins une installation linéaire comprenant au moins un groupe de panneaux photovoltaïques (PV) (10) adapté pour produire une puissance totale maximale P, et un réseau de courant continu (DC) (2) comprenant au moins un bus (20, 21) auquel sont connectés en parallèle électrique le(s) groupe(s) de panneaux PV par l’intermédiaire chacun d’un convertisseur DC/DC (11), - un réseau de transport (3) et/ou de distribution (4) alternatif (AC), - au moins deux convertisseurs en source de tension (22) (VSC), un des deux convertisseurs reliant le bus DC à un premier nœud du réseau AC, l’autre des deux convertisseurs reliant le bus DC à un deuxième nœud du réseau AC, distinct du premier nœud, chacun des convertisseurs VSC étant adapté pour injecter de 0 à 100% de la puissance P dans le réseau AC, - un système de contrôle adapté pour répartir l’injection de puissance entre les convertisseurs VSC en fonction des besoins et/ou des régimes de fonctionnement du réseau AC, de sorte à réduire les pertes totales de ce dernier et/ou d’améliorer la qualité de service du réseau AC. Architecture selon la revendication 1, les convertisseurs VSC étant des convertisseurs modulaires multiniveaux (MMC). Architecture selon la revendication 1 ou 2, les convertisseurs étant contrôlés selon un mode de contrôle de puissance injectée et de la tension au point de connexion du réseau (P-Vac : AC) ou selon un mode de contrôle de puissance active et réactive injectées au réseau AC (P-Q). Architecture selon l’une des revendications précédentes, le bus (20) auquel sont directement connectés en parallèle électrique le(s) groupe(s) de panneaux PV étant un bus de moyenne tension en courant continu (MVDC). Architecture selon la revendication 4, comprenant plusieurs charges réparties géographiquement, telles que des stations de recharge de véhicules électriques à grande puissance ou des électrolyseurs pour l’alimentation de véhicules fonctionnant à l’hydrogène, reliées chacune par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC (23) au bus MVDC. Architecture selon la revendication 4 ou 5, comprenant plusieurs moyens de stockage électrique répartis géographiquement, tels que des batteries, reliés chacun par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC (23) au bus MVDC. Architecture selon l’une des revendications 4 à 6, comprenant d’autres sources de courant réparties géographiquement, telles que des éoliennes, reliées chacune par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC (23) au bus MVDC. Architecture selon l’une des revendications 4 à 7, le réseau DC de l’installation linéaire comprenant au moins un bus de haute tension en courant continu (HVDC) relié au bus de moyenne tension en courant continu (MVDC) et à un convertisseur en source de tension (22) (VSC) relié à un nœud du réseau AC. Architecture selon l’une des revendications précédentes, le système de contrôle étant connecté au système de contrôle et d'acquisition de données en temps réel (SCADA) du réseau AC. Architecture selon l’une des revendications précédentes, comprenant des moyens de mesure de tension et/ou de fréquence aux premier et deuxième nœuds, reliés au système de contrôle de sorte que qu’il répartisse l’injection de puissance entre les convertisseurs VSC en fonction des mesures effectuées.