Memoire Online - à‰tude et conception d'une chaà®ne photovoltaà¯que connectée au réseau et étude de la qualité de l'énergie injectée.

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RÉPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTÈRE DE L'ENSEIGNEMENT SUPÉRIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE Université de Tunis

École Nationale Supérieure d'Ingénieurs de Tunis
École doctorale Sciences et Technologie

EN GÉNIE ÉLECTRIQUE
Spécialité: Conversion et Traitement de l'Énergie Électrique
Réalisé par :
DJAMALADINE Mahamat Defallah

ÉTUDE ET CONCEPTION D'UNE CHAINE
PHOTOVOLTAÏQUE CONNECTÉE AU RÉSEAU ET
ÉTUDE DE LA QUALITÉ DE L'ÉNERGIE INJECTÉE

Enfin, à une grande dame qui se reconnaitra, je lui adresse mes sincères remerciements pour ce qu'elle a été et est pour moi.

Remerciements

La phase de la recherche et la rédaction du mémoire sont des moments de remise en cause, de stress, d'espoirs mais ce sont aussi des moments pleins d'enseignement et de découverte.

Qu'il me soit permis de remercier en premier lieu, mon encadrant Mr Hasnaoui Othman, Maitre-Assistant à l'ENSIT et ma co-encadrante Madame Bouzid Monia, Maitre-assitante à l'ENI-Carthage d'avoir accepté de diriger ces travaux de mastère. Je les remercie également de m'avoir fait découvrir le domaine de l'énergie solaire photovoltaïque à travers leur bonne pédagogie. Leurs conseils constructifs, leur exigence et leur amour pour le travail bien fait étaient déterminants dans la réalisation de ce présent travail.

Je remercie le Président du Jury Mr Mechergui Hfaiedh, Maitre de conférence à l'ENSIT, le rapporteur Mr Mohamed Abess, Maitre-assistant à l'ENSIT, l'encadrant Mr Hasnaoui Othman, Maitre-assistant à l'ENSIT, l'invitée Madame Bouzid Monia, Maitre-assistante à l'ENI-Carthage de m'avoir accordé de leur temps pour évaluer ce document en vue d'y apporter les améliorations nécessaires.

Mes remerciements vont également à l'endroit de tous mes professeurs de l'ENSIT (Université de Tunis) qui ont contribué à ma formation de Mastère Recherche en ayant donné le meilleur d'eux-mêmes.

A Dr Abdel-Hamid Mahamat Ali, je lui dis un grand merci pour m'avoir balisé le chemin en m'ayant proposé deux années plus tôt, un domaine que j'ai trouvé et trouve passionnant.

A ma famille, mes proches, mes amis, qui ont été là pour moi dans les bons jours tout comme dans les mauvais jours, merci à vous.

Mes amis de CTEE avec lesquels j'ai passé deux bonnes années, je leur dis merci de m'avoir accepté comme un de leur pendant toute ma formation

Je remercie particulièrement mes amis boursiers de l'Etat tchadien avec lesquels, j'ai passé des bons moments pendant mon séjour en Tunisie.

Abréviations :

Liste des figures

Figure I.2: Evolution de la production mondiale des différentes technologies de cellules PV 6

Figure I.6: Caractéristiques électriques courant-tension, puissance-tension d'une cellule 10

Figure I.7: Présentation d'une cellule, d'un panneau et d'un champ photovoltaïque 12

Figure I.9: Caractéristique d'un regroupement en série de n_s cellules PV identiques 13

Figure I.11: Caractéristique d'une association en parallèle de np cellules PV identiques 14

Figure I.13:Caractéristique série/parallèle de n_s et np cellules PV identiques 15

Figure I.14: Caractéristiques courant-tension, puissance-tension d'un module GPV 17

Figure I.15. (a):Influence de la température sur I-V, (b) Influence de la température sur P-V 18

Figure I.16: (c) Influence de l'éclairement sur I-V, (c) Influence de l'éclairement sur P-V 18

Figure I.20: Structure générale des systèmes photovoltaïques connectés au réseau 22

Figure II.7 : Formes d'ondes des différents éléments du convertisseur boost 31

Figure II.9: Chaine de conversion photovoltaïque avec convertisseur DC-DC contrôlé par une

Figure II.11 : Caractéristique du point à maximum de puissance par la méthode de la dérivée

Figure III.2: Tension à vide d'un panneau photovoltaïque en fonction du temps 51

Figure III.5: Schéma bloc du GPV, du hacheur et sa commande MPPT sur l'interface

graphique de Simulink 54
Figure III.6: Schéma électrique du hacheur boost et sa commande MPPT connecté au GPV

Figure III.7: Allures des tensions d'entrée et de sortie du hacheur en fonction du temps 55

Figure III.8: Allures des tensions d'entrée et de sortie du hacheur en fonction du temps 56

Figure III.10: Schéma bloc de la chaine photovoltaïque connectée au réseau sur l'interface

graphique de Simulink 58
Figure III.11: Schéma de la commande de l'onduleur et boucle de régulation du bus continu

Figure III.12: Allure des tensions du coté continu du système PV en fonction du temps 60

Figure III.13: Allure des courants du coté continu du système PV en fonction du temps 60

Figure III.21: Superposition des tensions VA, sa fondamentale et la tension simple _Vra du réseau

Figure III.22: Allures de la tension du réseau _Vra et du courant i_a au point de connexion 66

Figure III.24: Allure des tensions _Vpv^et_Vdc pour différentes valeurs de l'éclairement G 67

Figure III.25: Allure des courants Ipv et Idc pour différentes valeurs de l'éclairement G 68

Figure III.26: Allure de la puissance du GPV et la puissance active injectée au réseau 69

Figure IV.4: Schéma du système PV raccordé au réseau alimentant une charge non-linéaire 83

Figure IV.6: Résultats de simulation des puissances pour une charge où Pch < Pond 86

Figure IV.7: Résultats de simulation des puissances pour une charge où Pch = Pond 86

Figure IV.8: Résultats de simulation des puissances pour une charge où Pch> Ppv 87

Figure IV.10: Spectre du courant du réseau sans charge non linéaire connectée 88

Figure IV.12 : Spectre du courant du réseau avec charge non linéaire connectée 89

Figure IV.15 : Principe de l'algorithme d'identification du courant perturbateur 96

Figure IV.19: Onde du courant du réseau avec charge non linéaire connectée 98

Figure IV.20: Analyse spectrale du taux de distorsion harmonique du courant du réseau avec

Table des matières

Chapitre II: Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau 24

II.3.5. Etude de l'ondulation du courant et de la tension à la sortie du boost 32

CHAPITRE III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connectée au

III.3.Résultats de simulation du GPV connecté au hacheur boost et sa commande MPPT 54

III.4.2. Résultats de simulation de la chaine PV connectée au réseau avec un éclairement

III.4.2. Résultats de simulation avec un éclairement G et une température T constants

CHAPITRE 4:Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle

IV-8. Solution proposée pour améliorer la qualité de l'onde du courant du réseau 83

INTRODUCTION GENERALE

La consommation mondiale de l'énergie électrique ne cesse d'augmenter eu égard à la croissance de la démographie et au développement de la technologie. Au niveau des pays pauvres et en voie de développement, pour mener à bien le processus de leur développement, une consommation accrue de l'énergie électrique s'impose à eux. Ainsi, pour répondre à ce besoin énergétique sans cesse croissant, les défis à relever dans le domaine de la production électrique seront immenses.

Jusqu'ici, l'énergie électrique produite dans le monde est en grande partie à base des sources fossiles (gaz, fioul, charbon, pétrole, uranium...). Cependant, la combustion de ces matières émet des gaz à effet de serre et pollue fortement l'environnement ; ce qui ne répond pas aux exigences du développement durable. Aussi, l'utilisation excessive de ces matières premières conduit-elle à la réduction des réserves disponibles et compromet par conséquent, la chance des générations futures.

Face à ce dilemme, explorer d'autres sources d'énergie économiquement et écologiquement durables devient une nécessité. C'est pourquoi, conscients de ce danger, beaucoup de pays ont recours aux énergies renouvelables comme l'énergie solaire et l'énergie éolienne, qui sont des énergies non polluantes et disponibles en abondance.

Dans ce mémoire de mastère, nous aborderons l'un de ces types d'énergies à savoir l'énergie solaire photovoltaïque, définie comme étant la conversion de la lumière du soleil en électricité au sein des matériaux semi-conducteurs comme le silicium. En effet, dans certains pays d'Afrique au sud du Sahara où sévit une pénurie énergétique récurrente et dont le potentiel solaire est abondant, l'énergie solaire photovoltaïque est une solution pour pallier ce manque.

Ainsi, la production photovoltaïque peut être autonome ou injectée au réseau électrique. Ce présent travail de mastère traite un système PV connecté au réseau. Etant donné que la production PV est intermittente, l'injecter dans un réseau dont la production est stable nécessite une étude approfondie.

Dans ce contexte, le premier objectif de ce travail sera d'étudier la structure d'un système PV raccordé au réseau.

Mais, comme la qualité de l'onde du courant et de la tension au point de raccordement PCC

de la chaine PV au réseau dépend de la charge qu'il alimente, il faut utiliser des dispositifs pour améliorer sa qualité.

De ce fait, le deuxième objectif consistera à faire une étude de la qualité de l'énergie injectée au réseau afin de réduire les perturbations qui y seront apportées.

-Le premier chapitre fera l'objet d'une étude générale sur les générateurs PV où le modèle mathématique ainsi que les caractéristiques du panneau PV seront mentionnés. Nous présenterons aussi les différentes structures utilisées des chaines PV connectées au réseau.

-Le deuxième chapitre portera sur la modélisation de chaque partie de la chaine PV à savoir le convertisseur DC-DC et sa commande MPPT, le convertisseur DC-AC et sa commande P-Q et enfin, la modélisation du réseau électrique.

- Le troisième chapitre sera consacré aux résultats de simulation de toute la chaine PV connectée au réseau. Les simulations seront effectuées sous l'environnement MATLAB/Simulink.

-Enfin, le quatrième chapitre sera dédié à l'étude de la qualité de l'onde du courant du réseau au point de raccordement. Pour éliminer les différentes perturbations, un filtre actif parallèle sera utilisé ainsi qu'un nouvel algorithme d'identifications des courants perturbateurs.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

I.1. Introduction

Dans la plupart des pays africains, rendre l'électricité disponible dans le milieu rural a toujours été un enjeu socio-économique important. Ce problème d'accès à l'électricité ne facilite pas un développement équilibré de ces pays. [1].

Face aussi à la demande sans cesse croissante d'énergie, la nécessité d'explorer d'autres solutions pour répondre à ces exigences, à travers, par exemple, l'exploitation du potentiel solaire la plupart du temps abondant dans ces pays, s'impose.

Les générateurs photovoltaïques (GPV) qui sont des dispositifs permettant la conversion directe de la lumière en électricité grâce à des cellules solaires, représentent une alternative intéressante, dans ce contexte.

En effet, l'énergie solaire qui est une énergie reçue du soleil sous forme de lumière et de chaleur n'émet aucun gaz à effet de serre et sa matière première, le soleil, est disponible partout dans le monde, gratuit et inépuisable. Opter pour une telle forme d'énergie pour l'éclairage (lumière), le chauffage (chauffe-eau solaire, four solaire) ou pour produire de l'électricité à partir des panneaux photovoltaïques (PV) contribue à protéger notre écosystème planétaire et à baisser les coûts de l'énergie.

Etant donné que l'élément de base de toute conversion photovoltaïque soit la cellule PV, connaitre sa constitution, comprendre son fonctionnement et sa conception doivent suivre avant tout quelques notions de base. C'est pourquoi, dans ce chapitre, nous allons présenter le principe de fonctionnement et le modèle d'une cellule solaire élémentaire, ensuite ses caractéristiques électriques et l'influence des facteurs externes et internes sur celles-ci. Pour finir, nous présenterons la structure du GPV connecté au réseau.

I.2. Principe de fonctionnement d'une cellule photovoltaïque (PV)

Découvert par Alexandre Edmond Becquerel en 1839, l'effet photovoltaïque désigne la capacité que possèdent certains matériaux, par exemple le silicium, à transformer l'énergie contenue dans le rayonnement solaire en électricité. En effet, cette transformation ne peut se faire sans capteur qui, appelé cellule photovoltaïque (PV) (ou encore photopile) et composé d'un matériau semi-conducteur, absorbe l'énergie lumineuse et la transforme directement en courant électrique. Donc, la cellule photovoltaïque constitue l'élément de base des panneaux

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

solaires photovoltaïques. Il s'agit d'un dispositif semi-conducteur à base de silicium délivrant une tension de l'ordre de 0,5 à 0,8 V [2], [3].

Dans la majorité des cas, la cellule photovoltaïque est en effet fabriquée à partir de deux couches de silicium (matériau semi-conducteur) :

- Une couche dopée avec du bore qui possède moins d'électrons que le silicium, cette zone est donc dopée positivement (zone P). Elle est couverte d'une plaque qui joue le rôle d'anode.

- Une couche dopée avec du phosphore qui possède plus d'électrons que le silicium, cette zone est donc dopée négativement (zone N). Elle est couverte d'une plaque qui joue le rôle de cathode. En mettant en contact ces deux plaques polarisées, on obtient une jonction PN (Positive-négative). Le fait de créer une telle jonction, fait apparaitre un champ électrique interne.

Dans une cellule photovoltaïque, lorsqu'un photon (particule de lumière) est absorbé par le semi-conducteur, il donne naissance à un électron et à un "trou". En effet, ce photon va transmettre son énergie à un électron (particule négative) qui va alors se libérer de l'attraction de son noyau et donc laisser un " trou " (chargé positivement) derrière lui. Pour obtenir un courant électrique, les charges positives (" trous ") et négatives (électrons) doivent être séparées puis attirées vers l'extérieur.

C'est à ce moment qu'intervient le champ électrique interne créé par la jonction PN : c'est lui

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

qui va repousser les électrons dans la zone N et donc séparer les charges. Les porteurs de charges sont ensuite, collectés par l'intermédiaire d'une grille, qui fait office d'anode, à l'avant et un contact, qui fait office de cathode, à l'arrière. On obtient alors une tension continue d'environ 0,5 V entre ces électrodes.

I.3. Technologies et structure extérieure des cellules PV

La réalisation d'une cellule PV se fait à l'aide de nombreux matériaux semi-conducteurs. En effet, trois principales technologies existent sur le marché qui sont essentiellement le silicium cristallin, les couches minces et les cellules organiques. L'évolution de la production des différentes technologies est montrée sur la figure I.2.

Figure I.2: Evolution de la production mondiale des différentes technologies de cellules PV

D'après la figure I.2, nous voyons bien que le silicium cristallin est de plus en plus utilisé dans la fabrication des cellules PV. Toutes ces technologies coexistent sur le marché mais en réalité, industriellement, le silicium cristallin domine le marché à plus de 80% [5]. Ceci est dû au fait que, la silice, aussi appelée dioxyde de silicium (SiO2) est un minéral très présent sur notre planète donc moins chère. Par ailleurs, il est non toxique et représente 25% de la masse de notre croûte terrestre, ce qui en fait l'élément le plus répandu après l'oxygène.

Cependant, il existe trois technologies des cellules PV à base du silicium majoritairement présentes et reconnues sur le marché selon la figure I.3.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

-Le silicium monocristallin : Il nécessite un taux de pureté élevé et par conséquent, beaucoup

d'étapes de purification. Ces cellules sont en général d'un bleu uniforme (cf. Figure I.4 (a)). Il possède un rendement le plus élevé, il est entre 12 à 20% pour les cellules industrielles. A cause de son coût élevé, le silicium monocristallin tend à perdre du terrain devant le silicium polycristallin.

-Le silicium polycristallin : C'est la technologie la plus présente sur le marché. Elle

représente à elle seule près de 50% du marché. Les cellules sont obtenues par coulage de cristaux de silicium ce qui rend sa structure hétérogène; on distingue des motifs créés par les différents cristaux (cf. Figure I.4 (b)). Leur rendement est de l'ordre de 10 à 14%, mais elles engendrent un coût de production moins élevé que les cellules monocristallines.

- Le silicium amorphe : Il désigne un silicium qui n'est pas cristallin c'est à dire dans lequel

les atomes ne sont pas rangés de façon ordonnée. Il sert à la fabrication des cellules couches minces. Ces cellules sont composées d'un support en verre ou en matière synthétique sur lequel est disposée une fine couche de silicium. Elles ont une couleur grise ou marron (cf. Figure I.4 (c)).

C'est la cellule des calculatrices et des montres dites « solaires ». Elles ont l'avantage de fonctionner avec un faible éclairement et sont moins sensibles aux fortes températures que les cellules monocristalline et polycristalline. Donc ces cellules sont une bonne alternative aux cellules cristallines dans une zone soumise à un fort ombrage. Cependant, elles ont un faible rendement qui est compris entre 5 à 10 %.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

I.4. Modèle de la cellule photovoltaïque

Développer un circuit équivalent précis d'une cellule PV nécessite de comprendre d'abord la configuration physique de tous les éléments de celle-ci ainsi que leurs caractéristiques. Partant de cette base, plusieurs modèles ont été proposés mais le plus couramment utilisé est un modèle mono-diode. Il correspond à un générateur de courant en parallèle avec une diode (cf. Figure I.5) [6]. On modélise également les chutes ohmiques et les courants des fuites par deux résistances :

y' Une résistance « shunt » en parallèle _(Rsh) modélise les courants de fuite dus aux effets de bord de la jonction PN, en (Ù).

y' Une résistance en série (R_s) modélise les pertes aux contacts et connexions, en (Ù). y' La source de courant _(Iph) modélise la conversion du rayonnement solaire en énergie électrique, en (A).

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

Figure I.5: Circuit équivalent d'une cellule PV réelle [5] Le courant photopile a pour expression :

ID = I0( ( ) ): est le courant traversant la diode. On peut faire apparaître le

- n : facteur d'idéalité de la photopile, compris entre 1 et 5 dans la pratique.

A partir de ces équations, la caractéristique courant-tension d'une cellule PV présentée à la

Vpv : la tension aux bornes de la cellule. Ipv : courant fournit par la cellule.

I.5. Les caractéristiques de la cellule photovoltaïque

En présence du soleil, les cellules produisent un courant I et une tension U. Le produit de ces deux grandeurs donne une puissance P, exprimée en Watt (W).

La figure I.6 illustre les caractéristiques courant-tension, puissance-tension d'une cellule PV.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

Figure I.6: Caractéristiques électriques courant-tension, puissance-tension d'une cellule [3]

A partir de la caractéristique I-V, sous un éclairement et une température fixés, le comportement d'une cellule solaire peut être étudié suivant quatre grandeurs principales : Icc, Vco, Iopt ^et Vopt.

? Le courant de court-circuit Icc : il correspond à la valeur du courant lorsque la tension aux bornes de la cellule est nulle (V_pv=0) et dépend de l'éclairement et de la température. Par conséquent, en annulant _Vpv, l'expression I.2 devient :

Icc= Iph - I0(

) -

(I.3)

( )

Lorsqu'on néglige I0(

) devant _Iph, l'expression approchée du courant de court-

Dans le cas idéal (R_s nulle, _Rsh infinie), ce courant se confond avec le photo-courant Iph.

? La tension en circuit ouvert Vco : c'est la tension à vide, cette valeur représente la tension générée par une cellule non raccordée (I_pv=0). Donc (I.2) devient :

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

> Le point de puissance maximale (Vmax, Imax): MPP (en anglais : maximal power point) obtenu pour une tension et un courant optimaux : Vopt, Iopt (parfois appelés aussi Vmpp, Impp). La puissance maximale est en effet donnée par la relation (I.6).

Cette puissance traduit sur la caractéristique (I-V) le point de fonctionnement maximal situé à son coude et appelé point de puissance maximale correspondant aux valeurs maximales de la tension _Vmax et du courant Imax

> Le facteur de forme : Appelé aussi « fill factor » en anglais, ce facteur montre la déviation de la courbe _Ipv(Vpv) par rapport à un rectangle (de longueur _Vco et de largeur Icc) qui correspond à la photopile idéale.

Il est défini par le rapport entre la puissance maximale _(Pmax) et le produit de la tension de circuit ouvert _(Vco) et du courant de court-circuit (I_cc). Il est donné par la relation suivante : [9]

On note que les quatre grandeurs décrites ci-dessus peuvent être réunies pour former un seul paramètre : le rendement (?)

Il est le rapport entre la puissance maximale générée par la cellule et la puissance du rayonnement solaire qu'elle reçoit. Si S est la surface de la cellule (en m²) et G est l'éclairement (en W/m²) le rendement énergétique s'écrit [8] :

I.6. Générateur photovoltaïque (GPV)

La cellule photovoltaïque est l'unité de base qui permet de convertir l'énergie lumineuse en

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

énergie électrique. De dimension variée, les cellules PV produisent une très faible quantité d'électricité [3]. Pour accroitre la production d'électricité, un regroupement des cellules en module ou en panneau est nécessaire. Ainsi, la connexion des cellules en série permet d'obtenir une tension élevée et celle en parallèle permet d'augmenter le courant à débiter. Ensuite, les panneaux peuvent être aussi assemblés en série et en parallèle pour augmenter la tension et le courant et donc la puissance d'utilisation. Ce regroupement des panneaux permet d'obtenir un champ photovoltaïque comme le montre la figure I.7. Un générateur photovoltaïque est alors un système complet assurant la production de l'électricité fournie par les capteurs photovoltaïques.

Figure I.7: Présentation d'une cellule, d'un panneau et d'un champ photovoltaïque [3]

I.6.1 Association des cellules en série

Le panneau solaire photovoltaïque étant une association de cellules solaires individuelles, sa caractéristique I(V) est directement liée à la caractéristique de la cellule solaire de base. Dans une association en série (cf. Figure I.8), les cellules sont traversées par le même courant et la caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par addition des tensions à courant donné. La caractéristique de l'association de n_s cellules PV identiques en série est présentée sur la figure I.9

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

Figure I.9: Caractéristique d'un regroupement en série de n_s cellules PV identiques [5]

I.6.2 Association des cellules PV en parallèle

Pour une association en parallèle (cf. Figure I.10), les cellules sont soumises à la même tension et le courant résultant correspond à la somme des courants générés par chacune des cellules. La caractéristique d'une association en parallèle de np cellules PV identiques est présentée par la figure I.11.

Figure I.11: Caractéristique d'une association en parallèle de np cellules PV identiques [10]

I.6.3. Association mixte des cellules PV (série-parallèle)

La mise en série de plusieurs cellules forme une branche des cellules avec une augmentation de tension pour un même courant. Une association de plusieurs branches de cellules en parallèle forme un module avec accroissement du courant pour une même tension. Un panneau étant un assemblage de plusieurs modules dans un même plan, plusieurs panneaux rangés en série et en parallèle forment un champ photovoltaïque. Le générateur

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

photovoltaïque est composé donc d'un ensemble série-parallèle de plusieurs modules photovoltaïques regroupés par panneaux photovoltaïques (cf. Figure I.11).

La caractéristique I(V) d'un générateur solaire peut être considérée comme le résultat d'une association d'un réseau de ns^*np cellules en série/parallèle (cf. Figure I.12).

Figure I.13: Caractéristique d'un assemblage série/parallèle de n_s et np cellules PV identiques

I.7.Caractéristiques électriques d'un GPV

Elles varient en fonction de l'éclairement, de la température, du vieillissement des cellules, des effets d'ombrage et des conditions de fonctionnement lorsque le générateur est connecté à une charge quelconque [5]. Tous ces facteurs influent sur les caractéristiques électriques du GPV et donc sur son rendement. Nous présentons dans cette section, brièvement, le

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

comportement du générateur soumis à ces contraintes. Ces notions fondamentales sont nécessaires pour une exploitation optimale du GPV.

I.7.1.Caractéristique I-V d'un GPV

La figure I.14.a illustre la caractéristique I-V (courant-tension) pour des conditions climatiques données (G : éclairement, T : température). L'allure de la caractéristique du GPV est similaire à celle d'une cellule élémentaire pour des températures et éclairements identiques [7].

- Zone 1 : Représentation du courant pour une tension nulle. C'est Icc : courant de court-circuit. Le générateur est assimilable à une source de courant.

- Zone 2 : Ici, La tension _Vco correspond à un courant nul : c'est la tension en circuit ouvert. Le GPV est assimilable à une source de tension.

- Zone 3 : Au point M, pour des coordonnées (Iopt, Vopt), on a un point de puissance maximale. C'est la plus grande puissance extraite du GPV. C'est la zone où l'impédance interne varie rapidement.

En résumé, la zone à choisir est la zone 3 car c'est dans cette zone précisément qu'on pourrait exploiter de façon optimale notre générateur.

I.7.2.Caractéristique puissance-tension (P-V) d'un GPV

La puissance notée P fournie par un module est nulle pour un courant nul; elle dépend de la valeur du courant.

Si le courant augmente, la puissance augmente, elle passe par un maximum, puis décroît jusqu'à s'annuler (cf. Figure I.14.b).

D'après la figure I.14.b, le point M symbolise le point de puissance maximale. Pour des conditions climatiques données (éclairement, température), d'après la figure I.14.a, il y a une valeur de la tension et du courant pour laquelle, la puissance produite par le générateur est maximale, notée Popt.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

I.8. Influence de la température et de l'éclairement sur les caractéristiques électriques du GPV

La température et l'éclairement ont un impact majeur sur l'allure des caractéristiques électriques du GPV. Nous présentons dans cette partie, les effets de ces deux paramètres sur les caractéristiques courant-tension et puissance-tension du générateur.

I.8.1. Influence de la température sur les caractéristiques I-V, P-V

Lorsque l'on maintient constant l'éclairement (G=1000 W/m²) pour différentes températures (15°C, 20°C ,25°C ,30°C), l'allure des caractéristiques respectivement (cf. Figure I.15.(c) et Figure I.15.(b) change selon la valeur de la température.

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

Figure I.15 : Effets de la température sur les caractéristiques du GPV [12]

Quand la température croît à ensoleillement constant, la tension du module en circuit ouvert Vco diminue et la conversion photovoltaïque est donc moins importante. On peut aussi remarquer que d'après la figure I.15.b, plus la température augmente plus la puissance optimale _Popt diminue.

I.8.2. Influence de l'éclairement sur les caractéristiques I-V, P-V

Contrairement à l'influence de la température sur les caractéristiques électriques du GPV à ensoleillement constant, ici, la température est maintenue constante (25°C) à différents éclairements (400W /m², 600W /m², 800W /m², 1000W /m²). Les caractéristiques I-V, P-V sont présentées sur la figure (I.16.(e) et I.16.(f) [12].

Figure I.16: Effets de l'éclairement sur les caractéristiques du GPV [12]

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

Quand l'éclairement croît pour une température donnée, l'intensité de court-circuit augmente, les courbes I-V se décalent vers les valeurs croissantes, permettant au module de produire une puissance électrique plus importante.

I.9. Influence de la résistance série sur la caractéristique I-V

La résistance série R_s agit sur la pente de la caractéristique I-V dans la zone 2(cf. Figure I.14.a), zone où la photodiode se comporte comme un générateur de tension, et lorsqu'elle est grande, elle influe sur le courant de court-circuit en diminuant sa valeur [13].

Pour des valeurs différentes de la résistance série R_s, l'allure de la caractéristique I-V est illustrée sur la figure I.17.

Figure I.17: Influence de la résistance série sur la caractéristique I-V [13]

I.10. Influence de la résistance shunt sur la caractéristique I-V

Lorsque la résistance shunt diminue, la tension de circuit ouvert et le courant de court-circuit Diminuent aussi. Et quand la résistance shunt est très petite, son impact sur l'allure de la courbe est perceptible comme l'indique la figure I.18 [14].

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

I.11. Protections d'un générateur PV

Si les cellules des modules en série ne sont pas identiques ou si certaines sont partiellement ombragées, les cellules moins efficaces peuvent devenir réceptrices. Ainsi, une cellule ombragée sera soumise à une tension inverse importante et la puissance qu'elle devra dissiper sera trop élevée. En fonctionnant ainsi, on provoque l'échauffement de la cellule ce qui peut diminuer sa durée de vie ou la détruire par effet de claquage. Il convient de protéger donc la cellule en plaçant une diode en parallèle (by-pass) à chaque module pour limiter la tension inverse maximale. (cf. Figure I.19).

Si les modules sont en parallèle et avec les mêmes problèmes (ombrage, caractéristiques différentes) précités, les modules moins performants deviendront récepteurs si la tension d'utilisation devient supérieure à la tension produite par ces modules. Une grande dissipation de puissance peut devenir dangereuse au niveau de la cellule la plus faible de ces modules. Ainsi, le courant des branches des modules performants se dissipera dans la branche la moins performante. Donc, les diodes anti-retour sont une solution dans ce cas-ci [11].

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

I.12. Configuration d'un système de conversion photovoltaïque

Un système de conversion photovoltaïque ou une chaine de conversion photovoltaïque est un ensemble des composants qui adapte l'énergie produite par les panneaux photovoltaïques aux différentes spécifications de la consommation.

On peut distinguer deux types d'installation des systèmes photovoltaïques [15].

I.13. Structure des chaines photovoltaïque connectées au réseau

Le raccordement d'un système photovoltaïque à un réseau se fait à travers un étage d'adaptation comme le montre la figure I.20. Cet étage peut être composé par un ou plusieurs convertisseurs de puissance à base d'électronique de puissance. Comme la tension du réseau

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

est alternative, il est indispensable d'utiliser un onduleur pour la conversion de l'énergie délivrée par le champ photovoltaïque.

Figure I.20: Structure générale d'un système photovoltaïque connecté au réseau [14]

Au niveau mondial, le marché des systèmes photovoltaïques connaît, depuis maintenant plus de 10 ans, un taux de croissance très élevé, de l'ordre de 30 à 40% par an. Cette croissance exceptionnelle, due principalement aux systèmes photovoltaïques raccordés au réseau de distribution d'électricité. Ceci se traduit bien évidemment par des innovations technologiques et une baisse de coûts des modules photovoltaïques mais aussi à des efforts importants de recherche et développement dans le domaine de l'électronique de puissance. En effet, les performances techniques et la fiabilité des onduleurs utilisés pour le raccordement des modules photovoltaïques au réseau de distribution d'électricité, sont des paramètres qui peuvent très fortement faire varier la production d'énergie électrique annuelle. Donc grâce au développement et à la recherche dans le domaine de l'électronique de puissance, l'intégration de l'énergie solaire photovoltaïque au réseau électrique avec un rendement considérable est rendu possible.

Cependant, selon l'étage d'adaptation utilisé, on peut envisager deux types de structure de systèmes photovoltaïques raccordés au réseau de distribution [13]:

? Les systèmes directement connectés au réseau électrique à travers un onduleur dont les différentes configurations sont étalées dans la littérature (Annexe).

? Les systèmes à bus continu intermédiaire où le générateur photovoltaïque est connecté à l'onduleur par l'intermédiaire d'un convertisseur continu-continu. Dans ce cas, l'onduleur délivre une tension modulée à sa sortie et qui peut être facilement injectée

Chapitre I : Les générateurs photovoltaïques

dans le réseau. Cette structure est la structure adoptée dans ce présent travail et fait l'objet de notre étude dans la suite de ce rapport.

I.14. Conclusion

Dans ce premier chapitre, des notions de base sur l'énergie solaire photovoltaïque et les générateurs PV ont été décrites. Eléments de base d'un générateur PV, un tour d'horizon sur la technologie de fabrication des cellules PV ainsi que sur leur modèle mathématique est effectué. Aussi, une brève étude des caractéristiques électriques en fonction des paramètres externes (éclairement, température) et internes (résistance série, résistance shunt) nous a-t - elle permis de comprendre le comportement des générateurs photovoltaïques sous ces contraintes. Nous avons aussi présenté les différentes structures des systèmes PV connectés au réseau et le choix de la structure choisie pour étudier sa connexion au réseau. Dans le chapitre suivant, nous présenterons la modélisation de la chaine photovoltaïque utilisée.

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

Chapitre II: Modélisation du système photovoltaïque

connecté au réseau

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

II.1. Introduction

Le raccordement des systèmes photovoltaïques au réseau électrique nécessite des dispositifs d'électronique de puissance pour adapter la source à la charge. Ces dispositifs sont des convertisseurs statiques de puissance qui assurent la conversion et la transmission de la puissance délivrée par les panneaux photovoltaïques vers la charge. La croissance exceptionnelle de l'utilisation des systèmes photovoltaïques connectés au réseau est due essentiellement aux efforts importants de recherche et développement dans le domaine de l'électronique de puissance. Cependant, après avoir étudié dans le chapitre I la structure d'un générateur photovoltaïque et son mode de fonctionnement ainsi que ses caractéristiques, nous étudierons dans ce chapitre, les convertisseurs utilisés pour la conversion et la transmission de la puissance du GPV au réseau.

Dans la première partie de ce chapitre, nous présenterons la modélisation et le mode de fonctionnement du convertisseur DC/DC utilisé dans le système PV. Mais comme la puissance générée par les générateurs photovoltaïques est fortement influencée par les conditions climatiques (éclairement, température), il est indispensable de présenter aussi la commande du convertisseur continu /continu pour faire fonctionner le générateur PV à sa puissance maximale.

La deuxième partie de ce chapitre sera consacrée à l'étude du mode de fonctionnement du convertisseur DC/AC qui sert à connecter le coté continu au côté alternatif de la chaine de conversion photovoltaïque et à la modélisation du réseau BT. Nous présenterons aussi brièvement la commande P-Q utilisée pour commander le convertisseur DC/AC afin de transmettre la totalité de la puissance délivrée par le générateur photovoltaïque avec une puissance réactive nulle.

II.2. Structure de la chaine de conversion de l'énergie photovoltaïque

Comme nous l'avons mentionné dans le chapitre I, il existe essentiellement deux structures de chaine de conversion photovoltaïque connectée au réseau. Une structure où le GPV est connecté à la charge à travers un seul convertisseur DC/AC (onduleur) et une autre où le GPV est connecté à la charge à travers deux convertisseurs : un convertisseur DC/DC (hacheur) et un convertisseur DC/AC (onduleur) connectés entre eux par un bus continu intermédiaire. Mais dans les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau, la structure avec bus continu est

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

la plus utilisée et la plus avantageuse par rapport à celle avec un seul convertisseur [16]. De ce fait, dans ce présent travail, nous adoptons la structure à bus continu intermédiaire. Sur la figure II.1, nous représentons alors notre système d'étude.

En général, dans une telle structure de système photovoltaïque, on utilise un convertisseur DC/DC qui est la partie essentielle dans la commande du GPV. Ce convertisseur a pour but de délivrer à sa sortie une tension continue supérieure à celle appliquée à son entrée (tension de sortie du GPV) avec un rendement élevé. Cette tension représente alors la tension du bus continu. En plus, le convertisseur DC/DC a pour objectif de faire fonctionner le GPV à sa puissance maximale par l'intermédiaire d'une commande MPPT qui a pour fonction de poursuivre le point de fonctionnement optimal du GPV. On adjoint un convertisseur DC/AC (onduleur) qui servira à délivrer un courant alternatif qui sera injecté au réseau électrique, à partir de la tension continue donnée par le convertisseur DC/DC. L'onduleur est contrôlé pour produire le courant et transmettre le maximum de puissance de telle sorte que le courant du système PV introduit une faible déformation totale d'harmoniques et soit en phase avec la tension du réseau.

Le but de l'utilisation d'un système PV connecté au réseau est de produire de la puissance alternative à partir d'une source renouvelable et propre afin d'alimenter directement toutes les charges électriques, ou d'injecter le surplus d'électricité (PV) dans le réseau [17].

II.3.Etude du convertisseur DC-DC

Les convertisseurs DC-DC utilisés dans les systèmes photovoltaïques sont des dispositifs

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d'électronique de puissance équipés d'un ou de plusieurs interrupteurs commandés et qui transforment une tension continue fixe en une autre tension continue variable avec un rendement élevé. Le symbole d'un hacheur est donné sur la figure II.2.

Les différentes topologies de convertisseurs DC-DC les plus utilisés dans les systèmes photovoltaïques sont:

Dans les applications PV, le convertisseur Buck est habituellement employé dans le cas de chargeur de batteries et dans des systèmes de pompage de l'eau. La topologie boost est employée pour augmenter la tension délivrée par le PV puisque le boost délivre une tension à sa sortie plus élevée que celle à son entrée. C'est pour cette raison que nous utilisons dans notre cas, le hacheur type boost dans la chaine de conversion d'énergie solaire.

II.3.1.Modèle du hacheur survolteur ou boost

C'est un convertisseur élévateur de tension du fait de la mise en série de l'inductance avec la source. Le schéma de principe du hacheur survolteur est donné sur la figure II.3. Il est composé d'une inductance L, de deux interrupteurs K et D et d'un condensateur C. L'inductance L joue le rôle d'une source de courant par contre, le condensateur joue le rôle d'une source de tension.

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II.3.2. Analyse de fonctionnement du convertisseur boost

Selon l'état des deux interrupteurs, on peut distinguer deux phases de fonctionnement [3] :

- Une phase active : cette phase se déroule pendant que l'interrupteur K fermé et l'interrupteur D ouvert. Durant cette phase, le courant dans l'inductance augmente linéairement et une énergie notée WL y est emmagasinée. La charge est déconnectée de l'alimentation

- Une phase de roue libre : Cette phase se déroule pendant que l'interrupteur K ouvert et D fermé, le courant de l'inductance alimente le condensateur et la charge R. Une tension aux bornes de la bobine est alors générée pour s'ajouter à celle de la source (ce qui lui confère le nom de montage survolteur).

La commande de l'interrupteur K est réalisée par un signal MLI (Modulation de Largeur d'Impulsion) ou Pulse Width Modulation (PWM) en anglais. Comme le montre la figure II.4, elle se base sur la comparaison d'une onde de modulation (porteuse), qui est en général un signal triangulaire (ou dent de scie) de fréquence élevée (f) chargée d'imposer les périodes de modulation, avec une onde de commande ou de référence _(Vref), modulatrice, qui représente la tension de sortie souhaitée. La tension de référence _Vréf est donnée par l'algorithme de poursuite du point de la puissance maximale (MPPT).

Le signal de commande _(Vcom) est déterminé à partir de l'intersection de ces deux signaux (Figure II.4). La sortie du comparateur fournit l'ordre de commande des interrupteurs.

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L'allure du signal de la MLI obtenue est indiquée sur la figure II.5. Avec ce signal de commande MLI, le dispositif semi-conducteur K du boost sera commuté à une fréquence f avec un temps de fermeture _(TON) égal à á.T et un temps d'ouverture_(TOFF) égal à (1-á).T : Avec :

- á, rapport cyclique du commutateur. Il est défini comme étant le rapport entre la durée de conduction _(TON) et la période de découpage T du commutateur. Ce rapport appartient à l'intervalle (á [0, 1]).

- _TON^et_TOFF, respectivement la durée de conduction et de blocage de l'interrupteur.

Pour mieux cerner le fonctionnement du convertisseur, il convient de déterminer les équations mathématiques qui relient les grandeurs d'entrée à celles de sortie de celui-ci. Nous présentons alors les équations sur chaque intervalle de commande.

Durant la période áT où l'interrupteur K est fermé (figure II.6.a), la tension aux bornes de la

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L'interrupteur K étant fermé, la tension à ses bornes est nulle (VK=0). Donc VD= - V_o. La

diode est par conséquent bloquée puisque la tension V_o est positive. La tension aux bornes de l'inductance est :

VL=Vi= L (II.1)
La solution de cette équation donne l'évolution du courant dans l'inductance :

A l'instant áT, on ouvre l'interrupteur K (Figure II.6(b)) pendant une durée de (1-á).T. La diode assure la continuité du courant. La tension aux bornes de l'inductance aux bornes est alors :

La solution à cette équation donne l'évolution du courant dans l'inductance :

II.3.3. Allures des différentes grandeurs du hacheur

La figure II.7 représente les ondes des différents composants du convertisseur boost.

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Figure II.7: Formes d'ondes des différents éléments du convertisseur boost [4]

II.3.4. Expression de la tension, du courant et de la puissance moyenne

Durant la phase active et celle de roue libre, la tension de la bobine augmente et diminue ; ceci donne une valeur moyenne nulle de la tension aux bornes de celle-ci [4]

Etant donné que le rapport cyclique á est compris entre 0 et 1, la tension de sortie V_o est forcément supérieure à la tension d'entrée Vi (montage survolteur).

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En supposant que le rendement du convertisseur égal 1, cela signifie que la puissance d'entrée du générateur photovoltaïque est entièrement transférée à la sortie.

I_o = (1-á).Ii (II.9)
On voit que d'après l'expression (II.9), le courant I_o est inférieur au courant Ii. Le convertisseur boost est donc un abaisseur de courant.

Partant de l'expression (II.7) et (II.9), on peut conclure qu'en variant le rapport cyclique á, on peut varier la tension et le courant de sortie du boost. Par conséquent, on pourra alors régler aussi la puissance moyenne transférée par le convertisseur boost par la variation de la valeur du rapport cyclique á.

II.3.5. Etude de l'ondulation du courant et de la tension à la sortie du boost

Les ondes du courant et de la tension aux bornes de la bobine et de la charge indiquées sur la figure II.7, présentent des ondulations. Celles-ci sont dues à la charge et à la décharge de la bobine et du condensateur.

II.3.5. 1. Etude de l'ondulation du courant ?IL dans la bobine

En égalisant les équations (II.2) et (II.4) à l'instant t= á T, le courant maximal dans la bobine s'écrit de la manière suivante :

En utilisant l'équation (II.7) et (II.13), on peut écrire en fonction de la tension de sortie

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D'après l'expression (II.13), on constate qu'on peut limiter l'ondulation du courant en jouant sur le rapport cyclique ou sur l'inductance de la bobine ou encore sur la fréquence de découpage.

II.3.5.2. Ondulation de la tension de sortie ?Vo

En considérant le schéma de la figure II.3, on voit bien que la tension aux bornes du condensateur C est égale à celle aux bornes de la résistance R. L'expression du courant du condensateur est [18] :

D'après l'expression (II.16), on voit apparaitre l'expression de l'ondulation de la tension. On a donc :

Selon l'équation (II.19), l'ondulation de la tension peut être ajustée en réglant soit la valeur de á ou la valeur de C ou bien celle de f.

II.3.6. Dimensionnement des composants du hacheur boost

Bien dimensionner les différents composants du hacheur boost contribue à assurer un fonctionnement optimal de notre chaine photovoltaïque. Le dimensionnement consiste donc à déterminer les caractéristiques de chaque composant (bobine, condensateur, transistor, diode) à partir des données vues ci-haut : la tension d'entrée, la tension de sortie, l'ondulation du courant, la puissance de la charge et la fréquence de découpage.

II.3.6.1. Dimensionnement des composants passifs

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La contrainte maximale du courant aux bornes de la bobine est définie par [18] :

Le dimensionnement de l'inductance se fait en considérant l'expression (II.14) de

Le taux d'ondulation est maximal lorsque á = 0.5. Si on annule la dérivée du taux d'ondulation par rapport au rapport cyclique pour ensuite la résoudre, l'expression du taux du taux d'ondulation est :

L'inductance peut donc être dimensionnée à partir de la valeur du courant d'ondulation donnée dans l'expression (II.22)

II.3.6.2. Dimensionnement des composants actifs

Les interrupteurs de puissance sont choisis pour fonctionner dans des gammes de puissance et de fréquence bien définies. Le diagramme logarithmique de la figure II.8 permet de montrer le domaine d'utilisation des interrupteurs. Etant donné que la puissance de notre générateur PV soit de 2500 W et notre fréquence de découpage étant de 10 kHz, on voit bien que le transistor le mieux adapté est celui de type IGBT ( Insulated Gate Bipolar Transistor).

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D'après la puissance de notre générateur PV qui est de 2500 W et la fréquence de découpage

qui est de 10 Khz, le transistor à choisir d'après le diagramme ci-dessus est le transistor IGBT

Le choix d'une diode repose aussi sur des critères essentiels bien définis et qui sont :

II.4. Commande MPPT

Dans un système photovoltaïque (PV), comme nous l'avons montré au chapitre I, le rendement d'un GPV dépend fortement des conditions d'éclairement, de température et de vieillissement, avec l'existence toujours d'un point de fonctionnement où la puissance débitée par le GPV est maximale. Pour optimiser le fonctionnement du système PV, il est nécessaire d'extraire le maximum de puissance du GPV et ainsi faire fonctionner le générateur GPV à son point de puissance maximale (PPM). Ceci est réalisé par l'intermédiaire d'un étage d'adaptation d'impédance qui est en fait, un convertisseur statique piloté par une commande spécifique appelée commande MPPT (maximum power point tracking) (voir figure II.9)

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garantissant l'extraction à chaque instant, du maximum de puissance disponible aux bornes du GPV en poursuivant à chaque instant, le PPM du GPV. Dans un système photovoltaïque, l'utilisation d'une commande MPPT est alors indispensable. Elle consiste à piloter le convertisseur statique en agissant d'une manière automatique sur le rapport cyclique du convertisseur statique pour atteindre le PPM du GPV. Plusieurs méthodes et algorithmes de poursuite du PPM ont été développés et mises en application.

Figure II.9: Chaine de conversion photovoltaïque avec convertisseur DC-DC contrôlé par
une commande MPPT alimentant une charge DC [28]

II.4.1. Description de la commande MPPT utilisée

La première commande MPPT appliquée au photovoltaïque est conçue par A.F. Boehringer [14]. Cette commande est basée sur un algorithme de contrôle adaptatif, permettant de maintenir le système à son point de puissance maximum (PPM). Ensuite plusieurs types d'algorithmes effectuant la recherche du PPM [10]-[11] ont été développés. On peut citer la commande Perturb&Observ (P&O), la commande incrément de conductance (IncCond), la commande Hill Climbing, la commande par réseaux de neurones, la commande par logique floue, etc... Dans ce présent travail, nous avons utilisé l'algorithme Perturb&Observ (P&O) pour commander le hacheur boost. Le choix de ce type d'algorithme repose sur le fait qu'il est le plus utilisé vu son efficacité et sa simplicité d'implantation.

II.4.1.1. Principe de l'algorithme de la perturbation et de l'observation (P&O)

Le principe de la commande P&O est basé sur la perturbation de la tension du panneau photovoltaïque soit en l'augmentant ou en la diminuant et ce, en jouant sur le rapport cyclique á. Suite à cette perturbation, une observation est faite sur la puissance de sortie à l'instant k. Une comparaison entre la puissance à cet instant et celle à l'instant (k-1) détermine alors si

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oui ou non il faut agir sur le rapport cyclique. Si la puissance croit, on tend vers le point à maximum de puissance (PMP) et dans ce cas, on maintient la variation du rapport cyclique dans ce sens. Sinon, si la puissance diminue, on s'éloigne du PMP et une correction est faite en inversant le sens de sa variation [19]. L'organigramme de l'algorithme P&O est montré sur la figure II.10.

Les techniques de contrôle employées pour la poursuite du point de puissance maximal sont :

Dans notre cas, nous avons utilisé la méthode de la dérivée de la puissance qui est décrite dans le paragraphe suivant.

Figure II.10: Organigramme de l'algorithme P&O [19] II.4.1.2. Principe de la méthode la dérivée de la puissance

Le principe de cette méthode repose sur la recherche de l'extremum de la courbe de puissance en fonction de la tension du panneau photovoltaïque. En effet, l'extremum est obtenu directement à partir de la caractéristique du générateur photovoltaïque. Le point à maximum

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

de puissance est atteint lorsque la dérivée de la puissance s'annule [17]. La figue II.11 donne une idée sur la recherche du PMP par cette méthode.

Figure II.11: Caractéristique du point à maximum de puissance par la méthode de la dérivée

II.5. Etude du convertisseur DC-AC ou l'onduleur

Le rôle principal d'un onduleur consiste à transformer la tension continue à ses bornes en une tension alternative. La tension à sa sortie doit être proche d'une sinusoïde. C'est pourquoi, il faut choisir une commande appropriée pour cet effet.

L'onduleur assure en effet une interface entre la source continue (GPV) et le réseau électrique basse tension (source alternative). Il est constitué des composants électroniques qu'on commande à l'ouverture et à la fermeture et qui sont assimilés à des interrupteurs. Selon la tension alternative voulue monophasée ou triphasée, le nombre des interrupteurs est respectivement 4 ou 6.

De ce fait, l'onduleur est alors muni d'un circuit de puissance et d'un circuit de commande.

II.5.1. Description du circuit de puissance de l'onduleur de tension triphasée

Le circuit de puissance de l'onduleur de tension connecté au réseau est représenté sur la figure II.12. Il est composé de deux condensateurs et de 6 cellules de commutation. Chaque cellule est composée d'un interrupteur entièrement commandable de type IGBT shunté en antiparallèle par une diode de roue libre dont le rôle consiste à renvoyer le courant négatif vers le condensateur de la source de tension placé à son entrée.

Le condensateur est un élément de stockage de l'énergie continue délivrée par le hacheur. Il est mis à l'entrée de l'onduleur pour jouer le rôle d'une source de tension et atténuer les

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

Pour éviter tout court-circuit de la source et assurer la continuité du courant dans la charge, les interrupteurs de chaque bras doivent être commandés de façon complémentaire : si l'un conduit, l'autre est bloqué et vis-versa. Aussi, entre chaque instant d'ouverture et de fermeture des interrupteurs, existe un laps de temps qui assure une ouverture complète avant que l'autre interrupteur ne se ferme.

L'onduleur est un dispositif capable d'échanger de l'énergie active et réactive avec le réseau. En général, pour mieux commander le courant à sa sortie et le filtrer, on utilise un filtre inductif (R,L) comme le montre la figure II.12.

Afin de connecter l'onduleur de tension en parallèle avec le réseau , il est nécessaire de disposer entre les deux, un filtre de raccordement ou dit de sortie de nature inductive. La fonction de ce filtre permet d'une part de convertir l'onduleur en un dipôle de courant du point de vue du réseau[19], et d'autre part , à limiter la dynamique du courant, de façon à le rendre plus facile à contrôler. En plus, ce filtre permet de filtrer la tension de sortie de l'onduleur

Figure II.12: Montage d'un onduleur de tension [18] II.5.1.1 Tensions délivrées par l'onduleur

Le but de la modélisation est de trouver une relation entre les grandeurs de commande et les grandeurs électriques des parties alternative et continue de l'onduleur. Les tensions composées se déterminent à partir des tensions simples. Elles s'écrivent de la manière suivante :

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Pour un système triphasé équilibré, la somme des trois tensions simples est nulle.

Partant de la relation (II.29) et en considérant le point milieu O comme référence, on peut établir les équations suivantes [17]:

(II.31) L'onduleur est commandé par des grandeurs logiques. Les interrupteurs _Ki1^et_Ki2 d'un même bras conduisent alternativement et sont associés aux signaux de commande logique Si (i=1, 2 ou 3), respectivement.

Partant de cette convention, les tensions simples VAO, VBO, VCO se définissent en fonction des signaux de commande considérés comme grandeurs algébriques et de la tension d'entrée E. {(II.32) Et enfin, on peut aussi écrire les tensions simples VA, _VB, VC comme suit :

On constate que les tensions de phase générées par l'onduleur ne dépendent que de la fonction de commutation du même bras.

II.5.2. Commande MLI de l'onduleur

Le but principal de la commande de l'onduleur est de générer des impulsions pour ouvrir ou fermer les interrupteurs de telle sorte que la tension de sortie de l'onduleur soit la plus proche de la tension de référence. Ainsi, existe-t-il plusieurs principales familles de commande des

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

- La commande par hystérésis (hystérésis ou hystérésis modulée) - La commande pleine onde

Dans notre cas, nous allons utiliser la commande MLI sinus-triangle pour commander les interrupteurs de l'onduleur vu sa robustesse, sa fiabilité et sa simplicité d'implantation.

Comme il a été expliqué dans le paragraphe II.3.2, la modulation de largeur d'impulsions (MLI) repose sur un principe de comparaison entre deux signaux : la modulante (signal de référence) et la porteuse (signal triangulaire de fréquence f nettement supérieure à celle de la modulante). La modulante qui est le signal de référence est composée dans ce cas de trois tensions de référence. La fréquence des trois sinusoïdes de référence correspond à celle des tensions souhaitées à la sortie de l'onduleur. La figure II.13 illustre le schéma de principe de la comparaison d'un signal sinusoïdal avec la porteuse ainsi que le signal MLI obtenu pour commander un bras de l'onduleur de tension triphasé. Chaque tension de référence est obtenue à partir de la sortie d'un régulateur dont son entrée est l'écart entre le courant et sa référence.

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

Pour une référence sinusoïdale, la MLI se caractérise par l'indice de modulation m_a et le taux

II.6. Modélisation du réseau électrique

Le réseau électrique est un récepteur actif constitué d'une source de tension triphasé sinusoïdale, où les trois phases ont la même amplitude Vr, la même fréquence (50 Hz), et déphasées l'une par rapport à l'autre de 2*pi/3. Comme le montre la figure II.14, on modélise le réseau électrique par les trois tensions Vr que l'on associe une impédance triphasée Z. Cette impédance représente en réalité l'impédance de la ligne électrique permettant le transfert de l'énergie. Elle est constituée essentiellement, en basse tension, d'une résistance Rr qui traduit la résistivité des matériaux et d'une inductance Lr qui est le rapport entre le champ magnétique total de flux de fuite et le courant qui traverse la ligne.

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

En effet, en basse-tension, il n'est pas nécessaire de tenir compte, dans les modèles de câbles, de la capacité linéique et des pertes diélectriques, c'est uniquement la résistance Rr et l'inductance Lr de la ligne qui sont prises en considération comme le montre la figure II.14.

Partant de ce schéma et en appliquant la loi des mailles, tout en supposant les trois tensions simples (Va, Vb, Vc) par rapport au point neutre, on peut écrire:

En appliquant la transformation de Park à ces équations à la pulsation ù_r, on peut avoir :

II.7. Stratégie de commande et de contrôle de l'onduleur coté réseau

- Une boucle PLL (boucle à verrouillage de phase) qui est intégré dans la méthode

- De la régulation du courant injecté sur le réseau à partir de l'onduleur de tension

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

Dans le but de minimiser les pertes et d'injecter au réseau la totalité de la puissance active fournie par le GPV, on doit commander en courant l'onduleur en utilisant la stratégie de commande en puissance. De ce fait, on considère une puissance active de référence Pref à transmettre égale à la puissance maximale délivrée par le GPV, et une puissance réactive de référence Qréf nulle à transmettre (Qréf=0) pour avoir une bonne qualité d'énergie transmise.

La commande de l'onduleur-réseau est réalisée à la fois à travers la régulation de la tension du bus continu et les courants direct et en quadrature Id et I_q dont les références sont obtenues à partir des puissances active et réactive de référence. De ce fait, dans cette commande, on peut distinguer deux boucles : une boucle interne de courant et une boucle externe de tension (du bus continu). En plus de ces deux boucles, on a besoin d'une boucle PLL.

II.7.1.Principe de la boucle PLL

Pour qu'il y ait une synchronisation entre le système PV et le réseau, on utilise une boucle à verrouillage de phase appelée PLL.

Le principe de base de la PLL triphasée consiste à appliquer une transformation inverse de Park sur les tensions triphasées du réseau. La composante d'axe q générée par cette

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

transformation est asservie à zéro par action sur l'angle du repère de Park °est .Cette PLL a pour objectif de pouvoir également mesurer la fréquence du signal d'entrée. En régime établi, l'angle (°est ) est égal à l'angle °r du réseau ; Vqr = 0,Vdr = V_r et °_r =°est [20].

II.7.2. Principe de la commande en courant de l'onduleur

L'expression de la puissance apparente S en notation complexe peut être représentée par l'équation suivante (II.38) [21]:

La tension V,. et le courant Ç du réseau sont exprimés en notation complexe respectivement par les équations (II.39) et (II.40):

La partie réelle de S représente la puissance active Pr et la partie imaginaire représente la puissance réactive Qr. On peut alors écrire l'expression de Pr et Qr selon respectivement les équations (II.42) et (II.43) : ce sont les puissances de référence.

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

A partir des expressions II.42 et II.43, nous déduisons les courants de référence dans le domaine de Park : Idref ^et Iqref

Vdr ^et_Vqr sont les composantes directe et quadratique mesurées au point de connexion. Les courants de référence _Idr^et_Iqr sont les courants injectés au réseau.

Une fois que le calcul des courants effectué, une comparaison entre ces courants et ceux du réseau sera faite. Nous procéderons ensuite à la régulation des consignes avec des régulateurs PI pour avoir des tensions de références _Vdref^et_Vqref. Une transformation de Prak inverse de ces deux tensions permet d'avoir trois tensions qui seront les tensions de référence de notre onduleur. Ces tensions seront comparées à une porteuse de grande fréquence pour générer les impulsions permettant de commander les interrupteurs de l'onduleur

Dans notre cas, pour transférer une puissance active maximale avec un facteur de puissance unitaire, nous avons fixé alors Q_r à zéro et la puissance P_r à la puissance de référence déterminée à partir de la boucle de régulation de la tension du bus continu (voir figure II.17). Dans ce cas nous aurons :

II.7.3.Boucle de régulation du bus continu

A cause du caractère intermittent et fluctuant du GPV, la tension au niveau du bus continu sera perturbée et fluctuante. C'est pourquoi, il faut maintenir constante la tension du bus continu à sa référence. Dans ce cas, la valeur de cette tension _Vdc doit être bien choisie pour un bon fonctionnement du système PV connecté au réseau.

Le condensateur à l'entrée de l'onduleur présente deux tâches essentielles :

La figure II.17 représente la boucle de régulation de la tension du bus continu pour générer la puissance de référence. Le contrôle du bus continu génère la puissance fluctuante dans le

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau V dc-réf ? _{2. 2.} V s

condensateur du bus continu, retranchée de la puissance à la sortie de l'onduleur, nous donne la puissance active de référence qui doit être injectée au réseau. Une référence dynamique de la puissance réactive, nous permet pour les petites puissances d'imposer une puissance réactive nulle.

II.7.3.1. Estimation de la valeur de la tension du bus continu de référence

Plusieurs approches dans plusieurs références ont été abordées pour estimer la valeur de la tension de référence du bus continu. Dans la référence, cinq approches ont été étudiées. Chaque approche fournit une expression qui estime la valeur de la tension _Vdc-ref du bus continu. Une étude comparative entre ces cinq approches a été menée pour déterminer les performances de chaque approche. Ainsi la meilleure approche estime la valeur de _Vdc-ref par l'équation (II. 47). Cette approche a l'avantage de donner une bonne qualité d'énergie. De plus, l'équation permet d'estimer la valeur (Vdcref) sans une connaissance préalable des autres paramètres ni de simulation.

Chapitre II : Modélisation du système photovoltaïque connecté au réseau

II.8. Conclusion

Dans ce chapitre, on s'est focalisé sur la modélisation des convertisseurs statiques constituant l'étage d'adaptation entre le système photovoltaïque et le réseau électrique.

Les modèles mathématiques associés à ces convertisseurs nous ont permis de développer les deux commandes : celle du hacheur (P&O) et de l'onduleur (P-Q).

Pour avoir un bon rendement du générateur photovoltaïque, notre choix s'est porté sur la méthode du P-Q car elle nous permet de contrôler l'onduleur en injectant au réseau une puissance active maximale et une puissance réactive nulle ; Ce qui pourrait minimiser les pertes. Toutes les théories basées sur la modélisation des convertisseurs statiques qui ont fait l'objet de ce chapitre, ont balisé le chemin pour la simulation de la chaine de production photovoltaïque connectée au réseau dans le chapitre III.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

CHAPITRE III : Résultats de simulation de la

chaine photovoltaïque connectée au réseau sous

MATLAB/ Simulink

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

III.1. Introduction

La modélisation des différentes parties de notre système photovoltaïque global étant faite dans le chapitre précédent, nous nous intéressons dans ce chapitre, à étudier le comportement de chaque dispositif constituant la chaine PV ainsi que le comportement de la chaine PV complète connectée au réseau. L'étude concerne essentiellement l'analyse des caractéristiques de tension, de courant et de puissance simulées par le logiciel MATLAB. Ainsi, dans la première partie de ce chapitre, nous commencerons par présenter les résultats de simulation des caractéristiques du générateur PV (GPV), ensuite dans la deuxième partie, nous montrerons les résultats de simulation du hacheur avec sa commande bien adaptée au fonctionnement du GPV. Les résultats de simulation de l'onduleur avec sa commande associée seront présentés dans la troisième partie de ce chapitre. Dans la dernière partie, nous exposerons les résultats de simulation de la chaine PV globale raccordée au réseau.

III.2. Le générateur photovoltaïque

Le GPV est conçu sur l'interface graphique de MATLAB/ Simulink à partir de l'équation I.2 caractérisant le modèle mathématique de notre générateur PV. Il est représenté sous forme d'un bloc dont les entrées sont l'éclairement G et la température T. La tension et le courant sont ses grandeurs de sortie comme le montre la figure III.1.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Le GPV conçu est de puissance 2500 _Wc. Il est formé par une association en série de dix panneaux PV de puissance 250 W_c chacun. Nous représentons alors tout d'abord, les grandeurs d'un seul panneau puis celles du générateur PV global. Ainsi, la tension à vide de sortie d'un seul panneau dans les conditions nominales de température et d'éclairement (G= 1000 W/m² et T=25°) est indiquée sur la figure III.2.

Figure III.2: Tension à vide d'un panneau photovoltaïque en fonction du temps

Selon la figure III.2, la caractéristique de la tension à vide d'un seul panneau augmente à partir de zéro pour se stabiliser à sa valeur maximale qui est égale à 37.9V.

Nous pouvons aussi tracer les courbes du courant et de la puissance en fonction de la tension d'un seul panneau afin de tirer ses caractéristiques pour une température ambiante de 25°C et un éclairement G de 1000W/m². Les courbes I=f(V) et P=f(V) sont représentées respectivement sur la figure III.3.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

(a) Caractéristique courant-tension du panneau PV
(b) Caractéristique puissance-tension du panneau PV

En se référant à la figure III.3, nous pouvons tirer les caractéristiques du panneau PV. Ces caractéristiques sont données dans le tableau III.1.

A partir de ce panneau PV possédant les caractéristiques présentées dans le tableau ci-dessus, nous en avons mis dix (10) en série pour constituer un GPV considéré comme le générateur de base de notre système d'étude. Ses caractéristiques I=f(V) et P=f(V) sont alors illustrées sur la figure III.4. D'après les courbes présentées sur cette figure, nous pouvons tirer les caractéristiques du GPV ainsi conçu.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Nous regroupons dans le tableau III.2, les caractéristiques du générateur PV.

Nombre des panneaux PV en série N_s et en parallèle Np du GPV	=	10 = 1
Puissance maximale du GPV		= 2500 W_c
Courant de court-circuit	=	8.77 A
Tension à		= 305 V
Courant à		= 8.22 A
Tension en circuit ouvert	= 379 V

Les caractéristiques du GPV déduites à partir des courbes présentées sur la figure III.4 montrent effectivement que notre GPV est conçu à partir d'une association de dix panneaux en série dont les caractéristiques sont montrées sur le tableau III.1. Ceci est justifié par le fait que les tensions en circuit ouvert et à puissances optimales du panneau qui étaient respectivement de Vco = 37.9 V et Vopt = 30.5 V se trouvent être multipliées par dix et les nouvelles valeurs sont respectivement Vco = 379 V et Vopt = 305 V. Il en est de même pour la puissance qui est passée de P=250 W_c à 2500 W_c. Cependant, le courant de court-circuit et

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

celui à puissance optimale n'ont pas changé puisque nous n'avons pas affaire à une association de panneaux en parallèle. Dans ce cas, seule la valeur de la tension du GPV est multipliée par le nombre de panneaux en série.

Une fois le GPV conçu, nous sommes passés à la simulation du GPV et du hacheur boost.

III.3.Résultats de simulation du GPV connecté au hacheur boost et sa commande MPPT

Nous allons dans cette partie, connecter notre générateur PV au bloc du hacheur boost contrôlé par une commande MPPT. Nous avons utilisé une charge purement résistive de valeur optimale R égale à 45.6 ? pour pouvoir tracer les caractéristiques du hacheur et étudier son fonctionnement.

Nous représentons tout d'abord sur la figure III.5, le schéma bloc du GPV, du hacheur boost et de sa commande sur l'interface graphique de Simulink.

Sur la figure III.6, nous représentons le schéma électrique du hacheur boost avec sa commande MPPT implanté sur l'interface graphique de Simulink. Comme le montre cette figure, le hacheur connecté au GPV est formé de deux éléments passifs, une bobine (L) et un condensateur (C1) et deux éléments actifs, un interrupteur de puissance (IGBT) et une diode (D2). La commande MPPT utilisée est du type P&O.

Figure III.5: Schéma bloc du GPV, du hacheur et sa commande MPPT sur l'interface
graphique de Simulink

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.6: Schéma électrique du hacheur boost et sa commande MPPT connecté au GPV

Après simulation de ce schéma électrique conçu sur l'interface de Matlab/Simulink, nous avons tracé la tension d'entrée et celle de sortie du hacheur boost sur la figure III.7. Nous pouvons noter que la tension à la sortie du hacheur boost qui est égale à 336.2 V est plus élevée que celle à son entrée (301.2V).

Figure III.7: Allures des tensions d'entrée et de sortie du hacheur en fonction du temps

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Les courants à l'entrée et à la sortie du hacheur sont représentés respectivement sur la figure III.8. Contrairement à la tension, nous remarquons que le courant à la sortie du hacheur est inférieur à celui à son entrée. Ces résultats représentent bel et bien un comportement correct d'un hacheur boost, qui est un montage élévateur de tension et abaisseur de courant.

Figure III.8: Allures des tensions d'entrée et de sortie du hacheur en fonction du temps

Nous avons aussi tracé les courbes de puissances. La puissance à l'entrée du hacheur et celle consommée par la charge résistive sont représentées respectivement sur la figure III.9(i) et III.9(j). Nous constatons que la charge fonctionne à une puissance (2485 W) (figure III.9(b)) qui est presque égale à la puissance maximale du GPV qui vaut 2500 W (figure III.13(a)). Ceci montre l'efficacité de fonctionnement de la commande MPPT (P&O) utilisée puisqu'elle a permis à la charge de fonctionner quasiment à la puissance maximale délivrée par le GPV. Dans ce cas, le transfert de puissance du GPV à la charge se fait avec un rendement de 99.4% comme le monte l'équation (III.1).

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

III.4. Connexion du générateur photovoltaïque au réseau III.4.1. Présentation de la chaine PV connectée au réseau

Après avoir étudié le comportement du GPV connecté à un hacheur boost piloté par une commande MPPT, nous allons dans cette section, connecter ce bloc (GPV+ hacheur) au réseau électrique basse tension dont son modèle est présenté dans le chapitre II. Pour ce faire, nous avons utilisé un onduleur de tension qui transforme la tension de sortie continue du hacheur en une tension alternative triphasée à sa sortie. Cet onduleur est commandé en puissance par la commande P-Q découplée dont son principe est introduit dans le chapitre II. Cette commande sert à générer les tensions de référence utiles pour produire les impulsions de commande des interrupteurs de l'onduleur de tension. Sur la figure III.10, nous représentons les différentes parties de la chaine PV connectée au réseau implantées sur l'interface graphique de Simulink. Ces parties sont : le GPV, le hacheur avec sa commande MPPT, le bus continu, l'onduleur avec sa commande P-Q découplées, le filtre inductif, l'impédance du réseau et le réseau électrique basse tension.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.10: Schéma bloc de la chaine photovoltaïque connectée au réseau sur l'interface
graphique de Simulink

Le condensateur C1 appelé aussi bus continu, joue le rôle d'une source de tension à l'entrée de l'onduleur et en plus, il sert comme liaison intermédiaire entre le coté continu et le coté alternatif de la chaine PV pour réguler le flux de puissance transmis du système PV au réseau. Comme nous avons mentionné dans le chapitre II, il est indispensable de stabiliser la tension du bus continu avec une boucle de réglage. Afin d'obtenir à la sortie de l'onduleur une tension fondamentale efficace égale à 230V, nous avons choisi une tension du bus continu égale à 600 V.

Le principe de la commande P-Q de l'onduleur et la commande de la boucle de réglage du bus continu sont montrés sur la figure III. 11.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.11: Schéma de la commande de l'onduleur et boucle de régulation du bus continu
sur l'interface graphique de Simulink

III.4.2. Résultats de simulation de la chaine PV connectée au réseau avec un éclairement G et une température T constants du côté continu

Les résultats de simulation de la tension d'entrée du hacheur _Vpv et celle aux bornes du condensateur C _Vdc, sont représentés sur la figures III.16. D'après la figure III.16(b), nous constatons que la tension du bus continu est bien maintenue à 600 V à partir de 0.18 s. Ceci confirme l'efficacité de la boucle de réglage du bus continu.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.12: Allure des tensions du côté continu du système PV en fonction du temps

Sur la figure III.13, nous représentons le courant à la sortie du GPV et celui au niveau du bus continu _Idc . Nous remarquons bien que d'après la figure III. 13 (n), le courant du bus continu s'est considérablement diminué pour atteindre une valeur de Idc= 4 A.

Figure III.13: Allure des courants du côté continu du système PV en fonction du temps

(m) Courant à l'entrée du hacheur Ipv
(n) Courant au niveau du bus continu Idc

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

III.4.2. Résultats de simulation avec un éclairement G et une température T constants côté alternatif

Du côté alternatif, nous représentons tout d'abord les trois tensions simples à la sortie de l'onduleur avant le filtre inductif. Les trois tensions simples VA, VB et VC sont représentées sur la figure III.14 (o). D'après cette figure, nous notons que les trois tensions simples sont équilibrées. Elles ont la même amplitude maximale qui vaut 411.5 V, en plus, elles sont déphasées de 120° l'une par rapport à l'autre. Sur les figures III.14 (p), III.15 (q) et III.15(r) sont représentées chacune des tensions simple VA, VB et VC.

(o) Allure des trois tensions simples VA, VB, VC
(p) Allure de la tension simple VA

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Sur la figure III.16, nous superposons la tension simple VA à la sortie de l'onduleur et celle de sa fondamentale. Nous constatons bien que la fondamentale est une tension sinusoïdale de même fréquence que la tension VA mais d'amplitude maximale égale à 380 V inférieure à celle de la tension VA avec les harmoniques (égale à 411 V).

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Les trois tensions simples après le filtrage inductif sont présentées sur la figure III.17. En comparant la figure III.14(o) avec la figure III.17, nous constatons que les tensions sont bien filtrées puisque nous avons obtenu trois tensions sinusoïdales décalées de 120° l'une par rapport à l'autre.

Pour étudier le transfert de la puissance du GPV au réseau, nous représentons sur la figure III.18 les trois puissances au niveau du GPV _Ppv, à la sortie du hacheur _Pdc et la puissance injectée au réseau Pinj.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Cette figure montre que la puissance au niveau du bus continu vaut 2443 W et celle injectée au réseau est égale à 2436 W sachant que la puissance maximale à la sortie du GPV est égale à 2500 W. Ceci veut dire que l'onduleur avec la commande utilisée a permis la transmission de la puissance maximale avec une perte minimale. Le rendement de la chaine est donc égal à :

Nous représentons aussi l'allure des trois courants triphasés au point de connexion PCC sur la figure III.19. D'après cette figure, il est à noter que les trois courants forment un système de courant triphasé équilibré, d'amplitude 18.5 A et ils sont déphasés l'un par rapport à l'autre de 120°.

Nous allons à présent illustrer sur la figure III.20, l'allure des trois tensions du réseau basse tension. Ces trois tensions simples du réseau constituent un système triphasé équilibré de période 0.02 s (50 Hz), d'amplitude 325.27 V et déphasées de 120°.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Nous superposons maintenant la tension VA à la sortie de l'onduleur et sa fondamentale ainsi que la tension _Vra du réseau. Le résultat est illustré sur la figure III.21.

Figure III.21: Superposition des tensions VA, son fondamental et la tension simple _Vra du

D'après la figure III.21, nous pouvons conclure que les tensions simples de l'onduleur, leurs fondamentaux ainsi que les tensions du réseau sont parfaitement en phase. Cependant, l'amplitude maximale de la tension du réseau (V_ra=325.27 V) est inférieure aux deux autres (VA=411 V et _VAfond =380 V).

Enfin, nous représentons l'allure de la tension Vra et celle du courant i_a au point de connexion sur la figure III.22. Nous constatons que la tension et le courant sont en phase. Ce qui prouve une fois de plus, l'efficacité de la commande P-Q découplée utilisée qui annule la

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

consommation de la puissance réactive. C'est ce qui nous a donnés un facteur de puissance unitaire.

Figure III.22: Allure de la tension du réseau _Vra et celle et du courant i_a au point de

III.4.3. Résultats de simulation avec un éclairement G variable

La production du système photovoltaïque n'est jamais constante à cause de la fluctuation de l'ensoleillement. Dans cette section, nous allons étudier le comportement du système PV sous différentes valeurs de l'éclairement G. Le profil proposé pour différents éclairements est présenté sur la figure III.23.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

III.4.3.1. Résultats de simulation côté continu

Sur la figure III.24, nous représentons la tension à la sortie du GPV et celle du bus continu. D'après cette figure, en régime permanent, pour un ensoleillement variable, nous constatons que la tension du bus continu est toujours maintenue constante. Ainsi, quelle que soit la variation de l'éclairement, la tension à l'entrée de l'onduleur est maintenue constante autour de sa valeur de référence (600 V). Quant à l'allure de la tension du GPV avec ce profil d'éclairement variable, les variations sont très insignifiantes.

Figure III.24: Allure des tensions _Vpv^et_Vdc pour différentes valeurs de l'éclairement G

Sur la figure III.25, seront illustrées les allures du courant à l'entrée du hacheur et à sa sortie. En se basant par contre sur cette figure, nous constatons que la valeur du courant varie considérablement en fonction de l'éclairement G. Ainsi, notre hacheur fonctionne correctement en nous donnant toujours des courants à sa sortie inférieurs à ceux à son entrée.

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.25: Allure des courants Ipv et Idc pour différentes valeurs de l'éclairement G

III.4.3.2. Résultats de simulation côté alternatif

Nous allons dans cette partie, présenter les courants directs et en quadrature, ensuite la puissance active injectée au réseau.

Sur la figure III.26, on remarque que les courants directs varient avec l'éclairement G. Plus l'éclairement tend vers sa valeur nominale (1000 W/m²) à température constante (T=25°), plus grand est le courant direct _Idr. Par contre, nous remarquons que le courant en quadrature est nul à partir 0.08 s, ce qui est normal puisque la valeur de notre puissance réactive de référence choisie est nulle.

Figure III.32: Allure des courants direct et en quadrature pour différentes valeurs de G

Chapitre III : Résultats de simulation de la chaine photovoltaïque connecté au réseau sous MATLAB/Simulink

Figure III.26: Allure de la puissance du GPV et la puissance active injectée au réseau

A travers cette figure, on peut aisément conclure que l'éclairement G impacte notablement la production photovoltaïque. Plus il s'écarte de sa valeur nominale (G=1000w/m²) à température nominale T= 25°, plus petite est la production photovoltaïque.

En résumé, la fluctuation de l'éclairement G varie plus sur le courant que sur la tension d'après les résultats présentés ci-dessus.

III.5.Conclusion

La commande MPPT (P&O) utilisée pour piloter le hacheur boost ainsi que la stratégie de commande P-Q découplée adoptée pour contrôler les puissances injectées au réseau nous ont permis d'obtenir des résultats satisfaisants.

Par ailleurs, les résultats de simulation du système PV connecté au réseau présentés, permettent de conclure qu'à travers la régulation des courants, nous avons injecté une puissance active presque égale à la puissance maximale du GPV avec une puissance réactive nulle.

Aussi, en adoptant le scénario des différentes valeurs de l'éclairement G, la tension du bus continu est maintenue constante à sa valeur de référence (600 V). Elle s'adapte donc parfaitement à la variation de l'éclairement.

Par ailleurs, la tension délivrée par le système PV doit être conforme aux normes. C'est pourquoi, le chapitre suivant porte sur l'étude de la qualité de l'énergie délivrée par cette chaine PV étudiée dans ce chapitre.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

CHAPITRE IV: Compensation de différentes

perturbations en utilisant une nouvelle technique

d'identification des courants perturbateurs

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

IV.1. Introduction

Après avoir étudié dans le chapitre III la connexion du système photovoltaïque (PV) au réseau et la transmission de puissance, nous proposons dans ce chapitre, d'étudier la qualité d'énergie délivrée par le réseau au point de connexion lorsque des charges non-linéaires y sont connectées. En effet, la connexion de charges non-linéaires au réseau introduit plusieurs perturbations comme les harmoniques, la puissance réactive et le déséquilibre de courant qui dégradent la forme de l'onde du courant ou de la tension et par conséquent, affectent sérieusement d'autres appareils sensibles ou même les détériorer. La solution la plus utilisée pour améliorer la qualité de courant dans les réseaux électriques basse tension est le filtre actif parallèle. En fait, dans le but d'une bonne optimisation, nous proposons d'utiliser l'onduleur du système PV comme filtre actif. Dans ce cas, en plus de sa fonction principale qui est l'injection et la transmission de la puissance, l'onduleur du système PV connecté en parallèle au réseau jouera le rôle d'un filtre actif parallèle. Ainsi, l'onduleur du système PV sera contrôlé par une stratégie de commande adéquate. Cette commande permet à l'onduleur de réaliser une meilleure reproduction des courants perturbateurs de référence de même amplitude et en opposition de phase que ceux générés par les charges non-linaires à travers les ordres de commande appliqués aux différents interrupteurs. Dans ce présent travail, une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs est alors proposée. Ces courants injectés serviront à compenser les harmoniques de courant présents dans le réseau, la puissance réactive et le déséquilibre de courants. Pour ce faire, dans la première partie de ce chapitre, nous présenterons les différentes perturbations qui peuvent survenir sur le réseau électrique, leurs origines et leurs conséquences ainsi que les différents types de filtres actifs utilisés dans la littérature pour compenser les différentes perturbations. La deuxième partie sera consacrée à la présentation de la nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs à injecter dans le réseau pour améliorer la qualité de son courant. La dernière partie de ce chapitre sera consacrée en premier lieu, à étudier le transfert de puissance entre le GPV, la charge et le réseau dans le cas où une charge non-linéaire est connectée. Ensuite, nous présenterons les résultats de simulation de la compensation des courants perturbateurs et les résultats de l'amélioration de la qualité de l'onde du courant du réseau en utilisant le filtre actif parallèle.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

IV.2. Concept de la qualité d'énergie

Par définition, la qualité d'énergie électrique est le concept d'efficacité et de déclasser les équipements sensibles d'une manière qui convient au mieux au fonctionnement de l'équipement [22].

Comme tout générateur d'énergie électrique, un réseau de puissance fournit de l'énergie aux appareils utilisateurs par l'intermédiaire des tensions qu'il maintient à leurs bornes. Il apparaît évident que la qualité de cette énergie dépend de celle de la tension au point de livraison. Les tensions d'un réseau électrique constituent un système alternatif triphasé dont ses caractéristiques sont les suivantes: la fréquence ( fréquence de base 50 Hz ou 60 Hz), l'amplitude des trois tensions, la forme d'onde qui doit être la plus proche possible d'une sinusoïde, la symétrie du système triphasé caractérisée par l'égalité des modules des trois tensions et de leur déphasage relatif.

De ce fait, la tension du réseau fournie par les distributeurs d'électricité dans les foyers, les bureaux, l'industrie... devrait être une tension sinusoïdale parfaitement uniforme avec une amplitude et une fréquence constantes. Une telle tension idéale ne peut jamais être atteinte puisque la tension subit généralement plusieurs types de perturbations classées selon deux origines distinctes [23]:

- Les perturbations de tension liées à l'impédance des réseaux et à la circulation de courants perturbateurs, comme les courants harmoniques, déséquilibrés et réactifs liés à la charge.

- Les perturbations de tension (tensions harmoniques ou déséquilibrées, creux de tension..) causées principalement par les producteurs d'énergie électrique.

Nous décrirons en détail dans le paragraphe suivant, ces différentes perturbations.

IV.3. Caractéristiques des perturbations harmoniques

L'énergie électrique injectée au réseau se présente sous la forme d'un ensemble des tensions constituant un système alternatif triphasé dont les caractéristiques essentielles sont : l'amplitude, la fréquence, la forme d'onde et la symétrie.

La qualité d'énergie électrique qui est une combinaison de la qualité de la tension et de la qualité du courant se trouve compromise si l'un des paramètres cités ci-haut est affecté.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

? Les variations de l'amplitude : Elles concernent les perturbations comme les creux de tension, coupures et surtensions caractérisées par des variations importantes de l'amplitude. Elles ont pour origine les courts-circuits. Ces perturbations peuvent aussi concerner les variations de la tension caractérisée par une variation de l'amplitude inférieure à 10% de sa valeur nominale.

? Les variations de la fréquence : Selon les pays, la fréquence d'un système alternatif triphasé équilibré est 50 ou 60 Hz. Les variations de la fréquence sont en général faibles et sont observées par exemple lors d'une perte importante de la production.

? La modification de la forme d'onde de la tension : en cas de perturbations de la forme d'onde, la tension n'est plus sinusoïdale et peut être considérée comme une onde à 50 Hz associée à des ondes de fréquences supérieures ou inférieures à 50 Hz appelées harmoniques.

? Dissymétrie : on parle dans ce cas de déséquilibre car les tensions formant un système triphasé n'ont pas la même phase et la même amplitude.

La recherche des solutions de dépollution doit passer par une analyse minutieuse des pollutions des réseaux électriques basse tension tout en tenant compte des perturbations en courant et en tension qui ont des effets néfastes sur les équipements.

IV.3.1.Perturbations harmoniques en courant et en tension

IV.3.1.1.Origine des harmoniques

La pollution des réseaux électriques par les courants harmoniques est une conséquence inévitable de la prolifération des charges non linéaires engendrant des courants harmoniques et des distorsions dans les différents réseaux électriques.

Les principales sources d'harmoniques sont les équipements intégrant de l'électronique de puissance (variateurs, onduleurs, convertisseurs statiques...) et les dispositifs à caractéristique tension- courant non linéaire (fours à arc, inductances saturées, transformateurs, machines tournantes).

IV.3.1.2. Conséquences des harmoniques

Les harmoniques ont des effets néfastes aussi bien sur l'installation que sur les équipements

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

électriques. Ces effets sont : l'échauffement, l'interférence avec les réseaux de télécommunication, le dysfonctionnement des certains équipements électriques et le risque d'excitation de résonance [24]

? L'échauffement : les pertes par effet joule du fondamental et de ses harmoniques sont données par l'équation IV.1

Avec I, le courant total, Ih le courant harmonique de rang h qui représente le fondamental pour h=1 et R la résistance que traverse I.

L'échauffement des conducteurs, des câbles, des condensateurs et des machines dû aux pertes cuivre et fer supplémentaires sont aussi les conséquences des harmoniques.

? L'interférence avec les réseaux de télécommunication, causée par le couplage électromagnétique entre les réseaux électriques et de télécommunication peut induire des bruits importants dans ces derniers.

? Le dysfonctionnement de certains équipements électriques : il s'agit là des dispositifs de commande et de régulation. Lorsqu'il y a d'harmoniques, la tension ou le courant peut changer de signe plusieurs fois dans une demi-période. Donc, tout appareil dont le principe de fonctionnement repose sur le passage par zéro se trouve être perturbé.

? Le phénomène de résonance : les fréquences de résonance des circuits formés par les inductances du transformateur et les capacités des câbles sont importantes mais, elles peuvent coïncider avec celle d'un harmonique. Dans ce cas, il y a une amplification d'harmonique.

Pour quantifier la perturbation harmonique, on utilise un critère appelé taux de distorsion harmonique (THD). Il représente le rapport entre la valeur efficace d'harmoniques et la valeur efficace du fondamental.

Pour assurer une bonne qualité d'énergie en minimisant les effets d'harmoniques, les fournisseurs et les consommateurs d'énergie doivent respecter les normes et règlementations

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Ainsi, les normes CEI-1000-2-2 et CEI-1000-2-4 fixent le niveau d'harmoniques de tension au point de connexion sur les réseaux de distribution basse tension. Le tableau IV.1 indique les niveaux de compatibilité pour les tensions harmoniques sur ces réseaux.

Tableau IV.1 : Niveaux de compatibilité des harmoniques de tension (CEI-1000-2-2) [25]

Harmoniques impairs non multiples de 3		Harmoniques impairs multiples de 3		Harmoniques pairs
Rang	Tension harmonique en % du fondamental	Rang	Tension harmonique en % du fondamental	Rang	Tension harmonique en % du fondamental
5	6	3	5	2	2
7	5	9	1.5	4	1
11	3.5	15	0.3	6	0.5
13	3	21	0.2	8	0.5
17	2	> 21	0.2	10	0.5
19	1.5			12	0.2
23	1.5			> 12	0.2
25	0.2+0.5*25/k
> 25

Par ailleurs, la norme CEI-1000-3-2 présentée sur le tableau IV.2, précise la limitation harmonique des courants injectés dans un réseau public basse tension.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Harmoniques impairs

Harmoniques pairs

Rang

Courant harmonique admissible
maximal (A)

Rang

Courant harmonique
admissible maximal (A)

15~h~39

2.30 1.14 0.77 0.40 0.33 0.21

0.15*15/h

8~h~40

1.08 0.43 0.30 0.25*8/h

A noter que dans la pratique, les tensions harmoniques dont le THD est inférieur à 5% n'ont pas un effet. Par contre, entre 5% et 7%, les effets commencent à se manifester et au-delà de 10%, les effets sont certains.

IV.3.2. Déséquilibre du courant et de la tension

IV.3.2.1. Origine du déséquilibre

Les déséquilibres sont généralement dus à des charges monophasées non équilibrées branchées au réseau.

Aussi, le déséquilibre de tension se manifeste-t-il en présence des charges triphasées non symétriques. Cependant, le degré du déséquilibre est fonction de la puissance et de la localisation des charges perturbatrices.

IV.3.2.2. Conséquences du déséquilibre

Certains équipements et dispositifs de commande sont affectés par la présence d'un déséquilibre de tension. En effet, les déséquilibres de tension créent des composantes inverses de courant qui entraînent un couple de freinage parasite et un échauffement dans les moteurs à courant alternatif. Outre ces conséquences, il y a aussi le fait qu'en cas de déséquilibre, le fonctionnement de certains dispositifs à thyristor à commande de phase est perturbé.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Avec le taux de déséquilibre de tension, et Vi, Vd , respectivement les composantes inverse

et directe. Le taux de déséquilibre, s'il est fluctuant, sa valeur moyenne se situe entre 0.5 et 2 %.

Au niveau européen, la norme EN 50160 précise : « Dans des conditions normales d'exploitation, pour chaque période d'une semaine, 95 % des valeurs efficaces calculées sur 10 minutes de la composante inverse de la tension d'alimentation doivent se situer entre 0 et 2 % de la composante directe [26].

IV.3.3. Creux de tension

IV.3.3.1. Origine des creux de tension

Un creux de tension est une chute de tension de 10% à 90% de la tension fournie pour une durée allant de 10 ms à 1min [IEEE Std.1159]. Il est donc caractérisé par son amplitude et sa durée. Ses principales origines sont :

? les courts-circuits affectant les réseaux électriques de distribution et les installations qui y sont raccordées,

? Charges nécessitant un fort courant au démarrage (moteur, transformateur...)

IV.3.3.2. Conséquences des creux de tension

La diminution de l'amplitude de la tension peut perturber le fonctionnement des équipements et avoir des conséquences néfastes sur ceux-ci. Ces conséquences causées par les creux de tension sont regroupés sur le tableau IV.3

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Tableau IV.3 : Conséquences des creux de tension sur quelques équipements électriques sensibles [24]

Types d'appareils	Conséquences néfastes
Eclairage	Moins de luminosité, extinction et rallumage (lampes à arc)
Système à base d'électronique de puissance	Arrêt du dispositif
Dispositifs de protection	Ouverture des contacteurs
Moteur asynchrone	Ralentissements, décrochage, surintensité au retour de la tension
Moteur synchrone	Perte de synchronisme, décrochage et arrêt du moteur
Variateur de vitesse pour un moteur à courant continu	? En mode onduleur : destruction des protections ? En mode redresseur : ralentissement de la machine
Variateur de vitesse pour un moteur asynchrone	Ralentissement, décrochage, surintensité au retour de la tension, destruction éventuelle de matériel du convertisseur

IV.3.3.3.Réglémentation

La sévérité des creux de tension est fonction de leur profondeur et de leur durée. En effet, quelques normes indiquant leur limitation se présentent sous forme de seuil et sont présentées ci-dessous [26]

La norme EN 61000-6-1,6-2 limite les creux de tension jusqu'à 30% pendant 10 ms et jusqu'à 60% pendant 100 ms.

Par contre, selon la norme EN 61000-6-2, cette limitation va jusqu'à 60% pour 1000 ms.

IV.4. Charges non-linéaires connectée au réseau

L'onduleur photovoltaïque fournit aux charges une tension sinusoïdale de 50 Hz (fréquence du réseau). La forme d'onde du courant fournie par la source en réponse aux besoins de la charge dépend du type de charge. On peut distinguer deux types de charges, linéaire et non linéaire. Le courant absorbé par les charges linéaires est sinusoïdal avec la même fréquence que la tension. La loi d'Ohm définit une relation linéaire entre la tension et le courant (?? = ??.??) avec un coefficient constant, l'impédance de charge. Il s'agit, par exemple, des ampoules classiques, des systèmes de chauffage, des moteurs, des transformateurs, ...etc. Elles ne

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

contiennent aucun composant électronique actif, seulement des résistances (R), des bobines (L) et des condensateurs (C) [27]. Par contre, le courant absorbé par les charges non-linéaires est périodique mais pas sinusoïdal : la forme d'onde du courant est déformée par les courants harmoniques. La loi d'Ohm définissant le rapport entre la tension totale et le courant n'est plus valide car l'impédance de la charge varie au cours d'une période [9]. Elle s'applique à chaque tension et courant du même rang d'harmoniques h, = ????. , où ???? est l'impédance de charge pour le rang h donné. Toutes les charges qui provoquent une distorsion du courant sinusoïdal normal créent des harmoniques et sont appelées des charges non linéaires. Il s'agit, par exemple, des lampes fluorescentes, des réactances saturables, des lampes à décharge, d'ordinateurs, de redresseurs, de variateurs de vitesse,...etc. Ces charges non linéaires génèrent des harmoniques de courant et consomment de la puissance réactive, ce qui conduit à des conséquences directes sur la forme d'onde de tension et de courant qui deviennent non sinusoïdales et donc un disfonctionnement de plusieurs appareils sensibles à ce genre de problèmes. Par conséquent, il est nécessaire de réduire les harmoniques dominants en dessous de 5% comme spécifié dans la norme harmonique IEEE [27].

IV.5. Généralités sur les solutions d'amélioration de la qualité de l'énergie électrique

La dégradation de la qualité d'énergie résultant d'un réseau peut conduire à la modification des performances des équipements ou même à leur destruction. Ceci amène à prendre impérativement des dispositifs pour atténuer ou supprimer les perturbations qui y sont introduites. De nos jours, il existe deux grandes familles de solution de dépollution et d'amélioration de la qualité d'énergie : ce sont les solutions traditionnelles et modernes.

Les solutions traditionnelles utilisent des filtres passifs composés des éléments passifs (inductance, condensateurs, transformateurs, etc.) pour apporter une solution facile et rapide à certains cas de perturbations. Cependant, bien que les solutions traditionnelles soient simples mais pas chères, elles présentent des inconvénients qui diminuent leurs performances. Ces inconvénients sont :

- le manque de souplesse puisqu'ils ne peuvent pas s'adapter à la variation de la charge ;

- l'incapacité de couvrir une large bande de fréquence qui nécessite l'installation de plusieurs filtres ;

-La naissance de résonnances séries et parallèles avec le réseau qui conduit à l'amplification

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

- La nécessité d'une étude approfondie du spectre harmonique de la charge et de l'impédance de la source d'énergie pour le dimensionnement du filtre ;

Ces inconvénients inhérents à des techniques traditionnelles qui ne répondent plus à l'évolution des charges et des réseaux électriques ainsi que l'apparition de nouveaux composants semi-conducteurs à commutation forcée, comme les thyristors GTO et les transistors IGBT ont conduit à concevoir une nouvelle structure de filtrage moderne et efficace appelée filtrage actif. Le filtrage actif a pour rôle de compenser en temps réel les perturbations, en tout ou en partie, présentes dans les réseaux électriques. Ceci en générant soit des courants soit des tensions de manière à ce que le courant et la tension du réseau soient rendus sinusoïdaux et avec un facteur de puissance unitaire.

Grâce aux multiples avantages de ces filtres actifs, ils représentent aujourd'hui la technique la plus largement employée pour dépolluer les systèmes électriques et atténuer plusieurs perturbations. Leurs avantages sont : la facilité de leur mise en oeuvre, leur flexibilité par leur auto- adaptation continuelle avec la variation des perturbations, l'absence d'interaction entre filtres adjacents et enfin, ils ne nécessitent pas un calcul préalable. Leur seul inconvénient reste leur prix de revient un peu élevé.

IV.6. Les différents types de filtres actifs

Il existe plusieurs types de filtres actifs utilisés pour dépolluer les réseaux électriques: les filtres actifs parallèles, les filtres actifs séries et les filtres mixtes (parallèle-série). Ces différents types de filtres actifs sont montrés sur la figure IV.1 [28].

Les filtres actifs sont également conçus pour corriger le facteur de puissance, pour compenser les harmoniques de courants et pour compenser l'éventuel déséquilibre d'un système triphasé. Par conséquent, il améliore le taux de distorsion en courant.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

- Le filtre actif parallèle est conçu pour compenser toutes les perturbations de courant comme les harmoniques, les déséquilibres et la puissance réactive

- Le filtre actif série est conçu pour compenser toutes les perturbations de tension comme les harmoniques, les déséquilibres et les creux de tension.

- Le filtre hybride est une combinaison de filtre actif parallèle et de filtre actif série. C'est une solution universelle pour compenser toutes les perturbations en courant et en tension.

IV.7. Filtres actifs parallèles

Un filtre actif parallèle (FAP) est un dispositif compensateur connecté en parallèle sur le réseau comme le montre la figure IV.2. Il est généralement commandé comme un générateur de courant [24]. Son rôle consiste à éliminer les perturbations introduites dans le courant en injectant dans la source perturbatrice, des courants d'amplitudes identiques mais en opposition de phase aux courants perturbateurs à l'aide d'un pont onduleur. A cet effet, une mesure du courant de la charge non linéaire permet de connaitre le courant à fournir. Ainsi, l'objectif du filtre actif parallèle (FAP) consiste à assurer un courant sinusoïdal en empêchant les courants perturbateurs (harmoniques, réactifs et déséquilibrés) produits par des charges polluantes, de circuler à travers l'impédance du réseau située en amont du point de connexion

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Les filtres actifs sont également conçus pour corriger le facteur de puissance, de compenser les harmoniques des courants et de compenser l'éventuel déséquilibre d'un système triphasé. Par conséquent, ils sont utilisés pour améliorer le taux de distorsion harmonique du courant.

Il existe deux structures de filtre actif parallèle: le filtre à structure de tension et le filtre à structure de courant. Puisque dans notre cas, nous nous intéressons à l'amélioration de la qualité du courant du réseau, nous allons utiliser un filtre actif parallèle à structure de tension. Le schéma d'un filtre actif parallèle à structure de tension est un onduleur de tension raccordé en parallèle au réseau via une inductance Lf comme le montre la figue IV.3.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

- Un filtre inductif (Lf ) servant de filtre de raccordement entre l'onduleur et le réseau, - Un onduleur de tension composé de six interrupteurs avec des diodes en antiparallèle.

IV-8. Solution proposée pour améliorer la qualité de l'onde du courant du réseau

Nous considérons dans ce présent travail, le système PV connecté au réseau que nous avons déjà étudié au chapitre précédent. Au point de connexion PCC (Point of commum coupling), nous connectons une charge non-linéaire (polluante) constituée par un redresseur alimentant une charge inductive (R, L). Ce système d'étude est illustré sur la figure IV.4.

Figure IV.4: Schéma du système PV raccordé au réseau alimentant une charge non-linéaire

La connexion de cette charge introduit des perturbations au niveau du courant au point de connexion PCC. Pour améliorer la qualité de l'onde du courant du réseau, et en se basant sur le rôle des différents filtres présentés ci-haut, nous proposons d'utiliser un filtre actif parallèle à structure de tension.

Pour une meilleure optimisation de conception, nous proposons d'utiliser l'onduleur du système PV connecté en parallèle au réseau comme filtre actif parallèle indiqué sur la figure IV.5. Donc, l'onduleur solaire du système PV va jouer simultanément deux rôles : la transmission de puissance du GPV vers la charge et vers la source en cas d'excès de puissance et la dépollution du courant du réseau. En cas d'absence d'énergie solaire, l'onduleur joue uniquement le rôle de filtre actif parallèle pour réduire les perturbations introduites par la charge.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Pour réaliser cette solution efficace, l'onduleur doit être contrôlé par une commande adéquate. La commande utilisée doit permettre à l'onduleur de maintenir le courant du réseau parfaitement sinusoïdal tout en éliminant l'énergie réactive consommée par la charge à travers les ordres de commande appliqués sur les différents interrupteurs. Ceci est réalisé par une stratégie de commande qui permet de fournir des courants de référence (consignes) qui correspondent à des courants de même amplitude mais en opposition de phase avec les courants perturbateurs générés par la charge non-linéaire. Pour cette raison, nous proposons une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs de référence que le filtre doit injecter dans le réseau. Les tâches majeures qui sont confiées au filtre sont l'élimination des harmoniques, la compensation de l'énergie réactive et l'élimination du déséquilibre de courant.

IV.9. Etude du système PV connecté au réseau alimentant une charge polluante sans la mise en oeuvre du filtre actif parallèle

IV.9.1. Etude du transfert de puissance

Avant d'étudier l'amélioration de l'onde du courant par le filtre actif, on doit tout d'abord étudier le système sans filtre avec une charge polluante connectée au point de connexion PCC. Dans ce paragraphe, nous allons alors nous intéresser en premier lieu au transfert de puissance entre le PV, la charge et le réseau pour s'assurer du bon fonctionnement du transfert de

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

puissance au sein du système. Ensuite, nous nous intéresserons à la qualité de l'onde du courant en déterminant son contenu harmonique avant le filtre. Pour réaliser cet objectif, nous simulons le système avec la charge non-linéaire considérée (redresseur alimentant une charge inductive) en variant sa puissance active selon les différents cas suivants :

- La puissance de la charge Pch est inférieure à la puissance du système PV Pond ( Pch < Pond ).

- La puissance de la charge Pch égale à la puissance _Pond ( Pch = Pond).

- La puissance de la charge Pch est supérieure à la puissance _Pond ( Pch > Pond).

Sachant que, comme il a été mentionné aux chapitres précédents, dans les conditions nominales de température T (T=25°) et d'éclairement G (G=1000 W/m²), la puissance du PV est 2500 W_c et celle à la sortie de l'onduleur est de 2402 W.

Les résultats de simulation pour les trois cas considérés, sont représentés respectivement sur la figure IV.6, IV.7 et IV.8.

La figure IV.6 correspond aux résultats de simulation des puissances pour le cas d'une charge de puissance Pch = 1357 W connectée au point PCC et une puissance à la sortie de l'onduleur égale à 2402 W ( Pch < Pond). Dans ce cas, la puissance du réseau Pr est égale à 1045 W qui est égale à la puissance _Pond dont on soustrait la puissance Pch : P_r= _Pond - _Pch Ceci veut dire que le GPV alimente la charge en lui donnant sa puissance nécessaire et l'excès de la puissance produite par le système PV sera totalement injecté au réseau.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Selon la figure IV.7, la puissance de la charge connectée est égale à la puissance à la sortie de

²⁵⁰⁰ ²⁰⁰⁰ ¹⁵⁰⁰ ¹⁰⁰⁰ ⁵⁰⁰ ⁰ ^-500 ^-1000 ^-1500

l'onduleur qui est de 2401 W ( ), nous constatons que la puissance du réseau est
nulle ( =0W), ceci veut dire que la totalité de la puissance du GPV est délivrée à la charge et aucune puissance n'est injectée au réseau.

La figure IV.8 correspond aux résultats de puissance pour le cas d'une charge de puissance = 2995 W ( > ). Dans ce cas, la puissance du réseau P_r est égale à ( -594 W). Ceci veut dire que la charge a absorbé la puissance fournie par le GPV qui vaut 2400 W aux bornes

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

de l'onduleur et une puissance égale à 595 W tirée du réseau. Dans ce cas, le réseau fournit de la puissance active à la charge.

Pour le cas où l'éclairement est très faible, le PV n'est pas capable de fournir de la puissance à la charge et dans ce cas, la charge sera alimentée uniquement par le réseau.

Ces illustrations montrent le bon fonctionnement du système PV et son efficacité dans le transfert de puissance entre le PV, la charge et le réseau.

IV.9.2. Etude de l'onde du courant au point de raccordement PCC

Nous représentons sur la figure IV.9, l'allure de l'onde du courant au point de connexion PCC sans charge. Le contenu harmonique de ce courant est représenté sur la figure IV.10. De même, nous représentons sur la figure IV.11 et IV.12 respectivement, l'allure du courant et son contenu harmonique en amont du point de connexion PCC avec une charge non-linéaire connectée. En analysant ces quatre figures, nous remarquons que la charge non linéaire crée une forte distorsion au niveau de l'onde du courant du réseau puisque le THDi a passé de 2.33% sans charge (figure IV.10) à 10.68% avec charge non-linéaire (figure IV.12). Le taux de distorsion du courant introduit par la charge non-linéaire dépasse la limite normalisée qui vaut 5%. Ceci nous amène à utiliser un filtre actif parallèle pour réduire cette distorsion et améliorer l'onde du courant du réseau.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Figure IV.9: Onde du courant du réseau sans charge non linéaire connectée

Figure IV.10: Spectre du courant du réseau sans charge non linéaire connectée

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Figure IV.12: Spectre du courant du réseau avec charge non linéaire connectée

IV.10. Etude de la qualité de l'onde du courant du réseau avec filtrage actif

IV.10. 1. Description de la configuration générale du filtre actif parallèle

Selon l'architecture de notre système d'étude, le système PV est connecté en parallèle au réseau. Dans ce cas, l'onduleur de tension peut être utilisé comme filtre actif parallèle à condition de le contrôler par une commande adéquate. La figure IV.11 montre le principe général de la configuration du filtre actif parallèle. Il se compose de deux parties : une partie commande et une partie puissance.

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IV.10.1.1. Circuit de puissance

La partie puissance est déjà étudiée dans le chapitre 2, elle est composée d'un :

? Condensateur de capacité C, élément de stockage jouant le rôle d'une source de tension,

? filtre passif inductif de sortie qui joue le rôle d'une source de courant par rapport au réseau. Ce filtre permet d'une part de convertir l'onduleur en une source de courant et d'autre part, de réduire la dynamique du courant de façon à le rendre facile à contrôler. IV.10.1.2.Circuit de commande

Suite à la connexion d'une charge polluante au point PCC, un courant harmonique et un courant réactif sont injectés dans le réseau. Dans ce cas, nous obtenons un courant du réseau distordu. Le principe de dépollution de ce courant du réseau consiste à pousser l'onduleur à injecter un courant de même amplitude mais en opposition de phase par rapport aux courants perturbateurs crées par la charge polluante pour maintenir un courant au réseau purement

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sinusoïdal. Donc, pour que l'onduleur de tension solaire joue le rôle du filtre actif parallèle, il doit être commandé par une stratégie de commande en boucle fermée bien spécifique. Cette commande a pour rôle de maintenir le courant à la sortie du filtre actif ?? très proche de sa

référence en agissant sur les interrupteurs de puissance. Les courants de référence sont les
courants perturbateurs injectés dans le réseau. Il faut alors déterminer les vrais courants perturbateurs qui seront pris comme courants de référence. Ainsi, le problème est de trouver une méthode simple et efficace qui est capable d'identifier correctement ces courants

La figure IV.13 montre le principe du circuit de commande du filtre solaire. La description de la configuration du circuit de commande du filtre donnée sur la figure IV.13 permet de comprendre la stratégie de commande de l'onduleur (FAP). D'après le schéma synoptique du

filtre incluant la commande, le courant appelé par la charge non-linéaire est mesuré afin
d'identifier et d'extraire à l'aide d'une technique bien appropriée, les courants perturbateurs qui sont les courants dus aux harmoniques, au courant réactif et au déséquilibre de courant. La consigne de la commande représente alors les courants de même amplitude mais en opposition de phase que les courants perturbateurs identifiés auxquels on ajoute le courant de référence de la boucle de régulation du bus continu. En fonctionnement idéal, le filtre actif sera forcé à fournir un courant de compensation égal à la consigne calculée pour rendre le courant dans la source d'allure sinusoïdale. Pour cette raison, le courant à la sortie du filtre

de l'onduleur ( ) sera comparé à celui des courants perturbateurs de référence. L'erreur
sera ensuite régulée pour obtenir les tensions de référence qui seront comparées à une porteuse de haute fréquence afin d'obtenir un signal MLI qui sert à commander les interrupteurs de l'onduleur. De ce fait, comme le montre la figure IV.13, cette stratégie de commande nécessite.

? Une régulation du courant injecté par l'onduleur de tension sur le réseau. Les

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

IV.10.2. Description de la nouvelle méthode proposée d'identification des courants perturbateurs

La stratégie de commande se base essentiellement sur l'identification des courants perturbateurs dans le domaine temporel. Il existe trois possibilités d'identification des courants perturbateurs:

Dans notre cas, nous avons opté pour identifier les courants perturbateurs à partir du courant de la charge polluante. Dans la littérature, il existe plusieurs méthodes d'identification des courants perturbateurs. Les méthodes les plus répandues et les plus pertinentes sont:

Dans ce travail, nous allons proposer une nouvelle méthode d'identification des courants perturbateurs de la charge non-linéaire. Cette méthode se base sur l'utilisation des composantes symétriques et de la FFT.

IV.10.2.1. Description de la méthode des composantes symétriques

La méthode des composantes symétriques est une méthode développée par Monsieur Fortescue. Elle est très utilisée pour l'étude des systèmes triphasés déséquilibrés. Cette méthode consiste à transformer tout système déséquilibré de n vecteurs coplanaires concourantes et de même nature en une somme de n systèmes équilibrés symétriques. Pour un système triphasé, la transformation par la méthode des composantes symétriques nous donne trois systèmes triphasés qui sont : système direct, système inverse et système homopolaire comme le montre la figure IV.14.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Considérons alors dans notre cas un système de courant triphasé déséquilibré ( , I_b, h ) complexe. La transformation de ce système en un système de composantes symétriques ( ,

i , ) où le courant direct, le courant inverse et le courant homopolaire est assurée,
en notation complexe, à travers une matrice complexe de transformation appelée matrice de Fortescue [F] donnée par (IV-5).

Ce qui nous donne l'expression du courant direct, inverse et homopolaire comme suit :

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IV.10.2.2. Méthodologie proposée d'identification des courants perturbateurs de la charge

Le courant de la charge _ich n'est pas sinusoïdal même si la source est parfaitement sinusoïdale à cause de la non-linéarité de la charge.

Il est formé alors d'une composante fondamentale ich-1 et des composantes harmoniques ich_h.

Les expressions temporelles du courant fondamental et du courant harmonique sont données respectivement par les équations (IV-9) et (IV-10).

Les courants harmoniques circulent dans la source de tension, en même temps qu'ils parcourent la charge. De ce fait, ces harmoniques seront responsables de la distorsion de l'onde du courant au point de raccordement PCC. Ceci peut détériorer d'autres charges sensibles à ces harmoniques et qui sont raccordées à ce réseau.

Le courant fondamental de la charge donné par l'équation (IV.9) peut se décomposer en courant actif _ich-a et un courant réactif ich-r, :

Donc l'équation (IV-8) peut être formulée selon (IV-14) et le courant de charge peut être défini comme étant la somme du courant actif, du courant réactif et du courant harmonique :

On peut regrouper le courant réactif et le courant harmonique sous forme d'un seul courant appelé courant de charge perturbateur _ich-pert. On aura alors :

Le courant perturbateur de la charge est défini alors par l'équation (IV-16) :

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

L'onduleur doit alors injecter un courant de même amplitude que mais en opposition
de phase, d'où le courant de référence est exprimé par l'équation (IV-17)

Donc il suffit de déterminer correctement le courant actif _ich-a, pour déterminer le courant perturbateur ich-pert.

Ainsi, le schéma bloc de la figure IV. 15, illustre le principe de la méthodologie de détermination du courant actif et le courant perturbateur de la charge non-linaire.

Pour déterminer le courant actif, nous avons tout d'abord appliqué la FFT sur les trois courants de charge à la fréquence du courant du réseau déterminée à partir de la boucle PLL. La FFT nous permet alors de déterminer l'amplitude et le déphasage des trois courants

triphasés de la charge afin de calculer son courant complexe fondamental équilibré par la

méthode des composantes symétriques. On utilise l'expression de donnée par l'équation

Ainsi, on peut déterminer l'amplitude Id et le déphasage de. Par conséquent, en se basant

sur l'équation (IV-12), nous pouvons calculer le courant actif de la charge. Une fois le courant actif de la charge est déterminé, en le retranchant du courant de charge, nous obtenons donc le courant perturbateur. Ce courant perturbateur englobe le courant réactif, le courant harmonique et le courant de déséquilibre puisque nous avons retranché le courant actif équilibré de la charge.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Figure IV.15: Principe de l'algorithme d'identification du courant perturbateur [24]

IV.11. Résultats de simulation

IV.11.1. Etude du transfert de puissance

La boucle de régulation de la tension du bus continu a permis de maintenir la tension aux bornes du condensateur à sa valeur de référence (Vdc_ref = 600V). L'allure de tension du bus continu est représentée sur la figure III.16. La stratégie de commande utilisée de l'onduleur a permis le transfert de la puissance presque maximale de système PV vers la charge et le réseau (si la puissance de charge est inférieure à la puissance PV). La figure III.17 représente aussi la puissance active produite par le système PV qui est stable, équilibrée et égale à sa valeur nominale (2402W) au point de connexion.

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

IV.11.2. Etude de la qualité de l'onde du courant du réseau avec filtrage actif

Avant d'étudier l'effet du filtre actif sur l'onde du courant du réseau, nous présentons sur la figure III.18 l'allure du courant de charge (figure III.18 (a)), l'allure du courant actif de la charge (figure III.18 (b)) et l'allure des courants perturbateurs à injecter (figure III.18 (c)). Nous remarquons par ailleurs que le courant actif _{ich_a} est purement sinusoïdal et de fréquence 50 Hz.

(a) courant de charge _icht (b) courant active _icha (c) courant perturbateur ipert

Pour examiner la qualité de l'onde du courant du réseau en mettant en oeuvre le filtre actif

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

parallèle (FAP), nous représentons sur la figure III.19 l'allure de l'onde du courant du réseau. Sur la figure III.20 nous représentons le continu harmoniques de ce courant, il est bien clair que la forme d'onde du courant est purement sinusoïdale et de fréquence 50 Hz (T= 0.02s). En plus, son taux de distorsion harmonique THDi est égal à 3.21%, ce qui est conforme à la norme IEEE (moins de 5%). La comparaison de la figure III.20 avec la figure III.12 met en évidence que la nouvelle commande a diminuée énormément le THDi. En effet, celui-ci a baissé de 10,68% sans filtrage à 3.21% avec l'utilisation du filtrage actif. En plus, nous remarquons que cette commande a aussi amélioré le facteur de puissance qui est devenu égale à 1 puisque le déphasage entre le courant et la tension est nul comme le montre la figure III.21.

Il en résulte que notre algorithme d'identification des courants perturbateurs fonctionne parfaitement. Il est par conséquent, capable d'identifier les courants perturbateurs de référence pour améliorer la qualité du courant du réseau. Suite à ces considérations, le système PV connecté au réseau est capable d'alimenter des charges polluantes tout en maintenant l'onde du courant bien sinusoïdale.

Figure IV.19: Onde du courant du réseau avec charge non linéaire connectée

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

Figure IV.20: Analyse spectrale du taux de distorsion harmonique du courant du réseau avec charge non linéaire connectée

Chapitre IV : Compensation de différentes perturbations en utilisant une nouvelle technique d'identification des courants perturbateurs

IV.12. Conclusion

Ce chapitre a fait l'objet d'une étude sur la compensation des courants perturbateurs qui sont le courant réactif, courants dus aux harmoniques et déséquilibre de courant. Le moyen utilisé pour dépolluer le réseau électrique est le filtre actif parallèle qui est l'onduleur du système PV connecté en parallèle au réseau. L'identification des courants perturbateurs dus aux charges polluantes a été réalisée par une nouvelle méthode basée sur les composantes symétriques. La méthode utilisée pour identifier les courants perturbateurs s'adapte bien aux variations de la charge non linéaire.

Les résultats de simulation trouvés montrent bien que le filtre actif parallèle compense réellement la puissance réactive et les harmoniques générés par la charge polluante.

CONCLUSION GENERALE

Ce mémoire est intégralement réalisé au sein de l'antenne du Laboratoire des Systèmes Electriques (LSE) de l'Ecole Nationale d'Ingénieurs de Tunis (ENIT) basée à l'Ecole Nationale d'Ingénieurs de Carthage (ENICarthage).

Dans un premier temps, ce travail a consisté à la modélisation du générateur photovoltaïque, du hacheur boost, de l'onduleur et du réseau.

Les résultats des caractéristiques des courants et puissances en fonction de la tension du GPV obtenus après simulation confirment ceux rencontrés dans la littérature et mentionnés dans le premier chapitre. Ces caractéristiques indiquent les points de fonctionnement optimal du GPV. Cependant, comme elles sont fortement influencées par les conditions météorologiques (Température, Eclairement), l'utilisation d'une commande appropriée pour faire fonctionner le GPV à son point de puissance maximale (PPM) s'impose d'une part. D'autre part, afin de transmettre le maximum de puissance du GPV au réseau, nous avons opté pour la commande P&O du hacheur boost et pour la commande P-Q découplée de l'onduleur.

La connexion du GPV au réseau nous a donnés des résultats satisfaisants avec une légère perte de puissance de 2% (50 W). Cependant, au niveau du point de connexion au réseau, il y a une présence d'harmoniques dont le taux de distorsion harmonique en courant THDi s'élève à 2.33%. Pour s'assurer du bon fonctionnement de notre réseau, nous avons connecté une charge non linéaire dont le taux de distorsion harmonique en courant est de 10.68 %. Ce taux est supérieur à celui fixé par la réglementation (5 %). Ce taux d'harmoniques nous a poussés à dépolluer le réseau à travers l'utilisation d'un filtre actif parallèle qui n'est autre que l'onduleur de la chaine PV. Cet onduleur est contrôlé par une commande bien appropriée où nous avons utilisé une nouvelle méthode d'identification des courants perturbateurs basée sur les composantes symétriques. Les résultats donnés dans le chapitre quatre confirment la performance de la méthode. Elle a permis de réduire le THDi à 3.21%, taux inférieur à celui exigé par la réglementation (5 %). Enfin, après dépollution du réseau, nous avons remarqué qu'aucune puissance réactive n'y est injectée.

Nous pouvons conclure que quel que soit le type de charge qui sera connecté à notre réseau, le taux de distorsion harmonique ne dépassera guère les 5%. Par conséquent, notre réseau ne

Pour finir, étant donné que le domaine du solaire est très vaste et passionnant, d'autres pistes peuvent être explorées afin d'apporter une meilleure réponse à la qualité d'énergie PV injectée au réseau de distribution.

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1] A.Ould Mohamed Yahya, A.Ould Mahmoud, I. Youm, `Etude et modélisation d'un générateur photovoltaïque,' Revue des Energies Renouvelables,Vol. 11 N°3 473 - 483, 2008

Annexe

I. Structure utilisant uniquement un onduleur

Utilisés pendant longtemps par des systèmes photovoltaïques connectés au réseau, les onduleurs centraux (cf. Figure 1.a) sont synchronisés au réseau électrique. En effet, ils incorporent des caractéristiques permettant de surveiller la tension, la fréquence et d'isoler le système photovoltaïque en cas d'absence du réseau. Pour sa conception, certains fabricants utilisent un transformateur (cf. Figure I.2) pour assurer la séparation galvanique avec le réseau électrique, ce qui permet l'isolation des panneaux photovoltaïque du réseau. D'autres, pour des raisons d'amélioration du rendement (~2%), n'utilisent pas un transformateur pour la séparation galvanique (figure I.3) [13]. Cependant, ils veillent à ce que le câblage des panneaux soit fait avec munitie pour éviter tout problème de contact direct avec le réseau.

Figure 1 : Configurations des systèmes PV utilisant uniquement un onduleur [15]

Figure 2 : Onduleur en pont sans convertisseur DC/DC - avec transformateur BF [16]

Figure 3 : Onduleur en pont sans convertisseur DC/DC - sans transformateur [16]

Dans ce type de structure, les modules PV sont raccordés en entrée de l'onduler central qui, constitué d'un pont des transistors IGBT, convertit la tension continue en tension alternative en utilisant une commande appropriée. L'inconvénient majeur de cette configuration est l'arrêt de production d'énergie immédiat en cas de problème survenant en amont de l'onduleur. Aussi, serait-il avantageux d'insérer un filtre à la sortie de l'onduleur pour éliminer les harmoniques de haute fréquence en vue d'obtenir une onde qui s'approche plus d'une sinusoïde [5].

Les systèmes PV à bus continu intermédiaire comportent trois (3) structures :

Dans ce cas, le système comporte deux convertisseurs. Un convertisseur continu/continu (hacheur) placé à la sortie des modules PV dont le rôle consiste à contrôler le point de fonctionnement maximal du générateur PV mais aussi, d'élever sa tension délivrée au bus continu. Capable d'augmenter la tension en sortie des modules photovoltaïques jusqu'à 350 V (tension désirée), le convertisseur forward est présenté à la figure 4 [5]. L'usage donc d'un

transformateur pour la connexion au réseau n'est pas nécessaire. Pour la conversion continu-alternatif, un onduleur central réalise cette fonction.

y' La capacité doit être relativement grande, en raison des ondulations du courant en sortie du module,

y' Le bus continu supportera un signal en créneau qui induira une grande émission d'ondes électromagnétiques et éventuellement des pertes de fuites ; l'induction du transformateur compris dans le convertisseur générera des pertes de fuites.

y' La tension élevée qui traverse le bus continu réduit la sécurité du personnel d'entretien.

Ici, La tension du générateur PV passe par un convertisseur DC/DC composé [5]:

? D'un convertisseur flyback qui convertit le courant continu (DC) fournit par les panneaux PV en courant continu avec un niveau de tension désiré en utilisant la technique de modulation de largeur d'impulsion avec la fréquence de découpage de 16 à 20 kHz.

? D'un transformateur HF qui augmente la tension à un niveau de tension nécessaire pour l'onduleur et assure une isolation galvanique.

? Enfin, d'un pont redresseur qui transforme le courant alternatif HF en courant continue.

Après filtrage, un pont des IGBT convertit ensuite le courant continu (DC) fournit par le convertisseur DC/DC en courant alternatif (AC).

La particularité fondamentale d'un convertisseur flyback (cf. Figure 5) se situe au niveau du transformateur qui agit comme l'inducteur principal. Cependant, l'inconvénient du transformateur est qu'il génère des pertes et augmente le coût de l'installation.

La figure 6 représente la structure avec hacheur-onduleur. Le hacheur a pour rôle d'élever la tension en sortie du panneau photovoltaïque jusqu'à 100 V délivrée sur le bus continu. A cause de la résistance de l'inductance, il est difficile pour le hacheur d'élever plus de 4 à 5 fois la tension en sortie des modules photovoltaïques pour avoir une tension suffisamment grande. Un onduleur et un transformateur sont adjoints pour, respectivement, rendre sinusoïdale la tension de sortie puis, élever la tension à un niveau désiré (selon le réseau) mais aussi pour assurer l'isolation galvanique [6].

L'avantage de ce système est qu'on peut raccorder des batteries au bus continu pour avoir un système autonome.