Ruptures scientifiques et innovation

  • Actuellement : des modèles basés sur la distribution en courant alternatif. Des études sur les liaisons continues à haute tension.
  • Intégration d’une hybridation alternatif-continu.
  • Construire un simulateur qui pourra tenir compte de nombreuses contraintes exogènes également, diffusé et valorisé pour permettre la définition d’architectures optimales.

Impact technique et économique attendu

  • Modéliser les contraintes techniques et économiques liées au raccordement électrique des parcs éoliens offshore.
  • Optimiser l’architecture de telles installations en utilisant les connexions en courant alternatif et continu.
  • Augmenter le rendement et la rentabilité des installations EMR.

Dates clés du projet

  • Octobre 2016 - Lancement du projet
  • Octobre 2017 - Synthèse des modèles et formulation du problème d’optimisation
  • Octobre 2018 - Plate-forme d’optimisation opérationnelle
  • Octobre 2020 - Fin du projet (soutenance d’une thèse)

Démonstrateur

  • Plate-forme d’optimisation d’architectures de parcs EMR.
  • Création d’un référentiel technique et économique.
  • Comparaison entre les architectures à courant continu, à courant alternatif ou hybrides.

Résultats

Une comparaison basée sur les CAPEX, les pertes totales et la valeur LCOE a été détaillée pour les trois topologies (AC complet, AC/DC mixte et DC complet) afin de déterminer la distance de seuil de rentabilité.

 

Ainsi, les résultats montrent qu’à partir d’une distance de 120 km, la technologie HVDC devient plus efficace que la technologie HVAC puisque le LCOE est plus faible. Ainsi, nous pouvons dire que nous avons développé un outil d’analyse technico-économique pour sélectionner les systèmes de transmission d’énergie pour les parcs éoliens offshore.

Étude du parc de Borssele I&II : évolution du LCOE pour différentes solutions techniques en fonction de la distance à la côte

Publications et communications produites

Publications
Communications orales
Thèse