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Hydroliennes : Naval Energies mise sur un convertisseur électrique individuel

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Les futurs parcs commerciaux d’hydroliennes nécessiteront des systèmes de contrôle et de transformation du courant produit par les machines pour l’injecter sur le réseau électrique terrestre.

C’est déjà le cas pour les champs d’éoliennes en mer, qui ont recours à des sous-stations électriques offshore. Reliées par des câbles sous-marins à toutes les machines du parc, et à la terre par un ou deux câbles export, ces grandes plateformes accueillent les systèmes de pilotage et un ou deux transformateurs électriques pour convertir l’énergie.

L’emploi de ce type de ces sous-stations est techniquement envisageable pour les parcs d’hydroliennes, immergées dans des zones comprises entre 30 et 90 mètres de profondeurs et donc compatibles avec de telles installations. Mais les champs hydroliens seront généralement situés plus près des côtes que les éoliennes marines, engendrant une problématique plus forte sur l’impact visuel.

Sous-station ou systèmes modulaires

L’idée est donc plutôt d’effectuer la transformation d’énergie directement au fond de la mer. Pour cela, des concepts de sous-stations électriques sous-marines sont à l‘étude. On parle néanmoins d’équipements très complexes, dont la puissance atteindrait 200 MW pour un parc commercial d’une centaine d’hydroliennes de 2 MW. « Nous sommes en train de travailler sur des sous-stations sous-marines. La technologie existe déjà mais pas au bon niveau de tension », explique-t-on chez RTE. L’entreprise publique, qui gère le transport d’électricité à haute tension en France, est depuis une loi du 30 décembre 2017 responsable du raccordement de tous les nouveaux parcs EMR de plus de 18 MW. Dans le cadre de l’hydrolien, RTE travaille avec les industriels pour développer un transformateur marinisé, une connectique adaptée et une structure. « Nous avons deux pistes : soit une structure qui ressemble à un sous-marin, soit des briques individuelles qui forment une structure modulaire ».

Un convertisseur intégré à la machine

Fortement positionné dans le développement des hydroliennes, Naval Energies participe évidemment à ces travaux, s’appuyant sur son savoir-faire en matière de structures sous-marines et d’énergie embarquée. L’entreprise a développé une solution alternative aux grosses sous-stations sous-marines, qui devraient nécessiter encore un certain nombre d’années de développement.

Alors que la filière est en pleine phase de lancement, Naval Energies s’oriente d’abord vers le concept des briques individuelles. Il a ainsi conçu un convertisseur électrique compact directement intégré sur l’embase de ses hydroliennes dont la turbine, d’un diamètre de 16 mètres, affiche une puissance de 2 MW.

 

 

Alimenter le réseau terrestre avec du courant de qualité

Le TCC (Turbine Control Center) se présente sous la forme d’un module étanche accueillant tous les systèmes permettant de piloter l’hydrolienne et de transformer le courant qu’elle produit aux standards du réseau électrique. « C’est une partie critique puisqu’il faut stabiliser le courant généré par la turbine afin de ne pas perturber le réseau électrique terrestre. Chaque pays a ses propres standards et il faut être en mesure de produire un courant correspondant de qualité, sinon il est refusé. Cela passe par une synchronisation du courant généré par les turbines et délivré sur le réseau. Cette régulation du courant est obtenue par des boucles complexes gérées par la partie logicielle du TCC », explique Jacques Châtelet, responsable Commissioning et Maintenance de Naval Energies. Capable de traiter une puissance allant jusqu’à 2 MW, soit le maximum que peut générer la machine, le système va réceptionner une production électrique sous forme de courant alternatif sous une tension d’environ 600 volts. Il s’agit d’abord de le redresser  en courant continu puis de le convertir en courant alternatif de très bonne qualité, soit du 1000 volts triphasé à 50 ou 60 Hertz. Et enfin, l’élévation de tension entre 6000 et 20.000 volts est effectuée par un transformateur qui permet, de s’adapter aux spécifications du réseau électrique terrestre dans la région où le parc est implanté. Comme sur une sous-station électrique, le module comprend également un sectionneur qui permet en cas de problème de couper le flux électrique et d’isoler les systèmes.

Un cylindre étanche d’une durée de vie de 25 ans

Le TCC mesure 7 mètres de long pour 3.5 mètres de diamètre, son poids étant compris entre 50 et 70 tonnes, pour une masse totale de l’hydrolienne avoisinant les 1000 tonnes, embase métallique incluse. Pour des questions de coûts et de résistance, la coque étanche est réalisée un acier très épais, le module étant cylindrique, forme qui résiste le mieux à la pression. Le TCC a en effet vocation à être immergé à une quarantaine de mètres de profondeur et tenir une pression de 4 bar, sachant que l’équipement a été testé dans des conditions bien plus sévères (10 bar) pour s’assurer de sa robustesse. Un élément crucial puisqu’il faut assurer que le module soit étanche pendant 25 ans, avec un intervalle de maintenance de 5 ans.

 

Le premier TCC, réalisé par OpenHydro pour l'éolienne installée en baie de Fundy (© NAVAL ENERGIES)

Le premier TCC, réalisé par OpenHydro pour l'éolienne installée en baie de Fundy (© NAVAL ENERGIES)

 

Eprouvé au Canada

Un premier TCC a été réalisé pour l’hydrolienne immergée en 2016 par Naval Energies dans la baie de Fundy, au Canada. Une machine qui a fonctionné près de 6 mois, a injecté dans le réseau électrique du courant transformé dans son convertisseur et a subi avec succès la plus grande marée du siècle face au courant le plus fort au monde. « La technologie est mature et le système, après avoir été testé sur banc d’essais, a fonctionné en conditions opérationnelle au Canada ».

Cette machine canadienne était reliée à la terre et au réseau par un câble unique exportant le courant produit et intègre des fibres optiques pour les fonctions de commande et de contrôle à distance.

Un connecteur pouvant être facilement remonté en surface

Le connecteur n’est pas situé au niveau de la machine mais un peu plus loin. « On laisse une centaine de mètres de câble entre l’hydrolienne et le connecteur, qui peut ainsi être facilement relevé à la surface pour les opérations de maintenance. Cela évite de coûteuses interventions sous-marines. Il en va de même lors de l’installation initiale, le câble étant ainsi connecté au sec ». Côté maintenance, l’intervalle entre deux opérations est estimé à 5 ans. « Nous avons des redondances générales de manière à ne pas avoir de panne électrique sur les systèmes pendant que la machine est à l’eau ». Alors que les équipements électriques de l’hydrolienne sont alimentés par la terre au démarrage puis par la machine elle-même lorsque celle-ci est en fonctionnement, une fonction de sauvegarde (UPS) permet grâce à de petites batteries de protéger l’informatique embarquée en cas de coupure de courant. « En matière de redondance, l’avantage du TCC par rapport à une sous-station est aussi qu’en cas de panne, seule la machine concernée cesse de fonctionner, pas l’ensemble du parc ».

Le TCC permet de lancer ou stopper la turbine dans la configuration souhaitée, sachant que les phases transitoires, où les flux d’eau se mettent en place, sont sensibles.

Premier module produit en Irlande

Le premier TCC a été produit par OpenHydro, la filiale irlandaise de Naval Energies, sur son site de Greenore, au nord de Dublin. « Il y a là-bas un atelier qualifié avec des outils unique au monde. Ils permettent de travailler sur de fortes puissance et de générer tous les signaux électriques indispensables aux tests ».

Une attention particulière est apportée sur la conception de ce TCC, en favorisant les composants standards, et validés/certifiés. Il est important de savoir garantir la fiabilité tout en maitrisant le coût de ce système complexe.

Pour les parcs commerciaux, le lieu de fabrication du TCC sera lié aux déploiements des programmes nationaux, les décisions d’implantation seront prises en conséquence.

 

Naval Group (ex-DCNS)