RUER Alexandre MASTER EE2 STAGE DE FIN D’ETUDES : Simulation d’une installation solaire Tuteur entreprise: Tuteur école : L. DECHAMBENOIT Daniel HISSEL Converteam SAS 90010 Belfort – France 24 Avenue du Maréchal Juin 90000 Belfort – France UFR STGI Faculté des Sciences Louis Néel Rue Chantereine 90016 Belfort Date : Mars - Août 2010 Remerciements Je tiens en premier lieu à remercier la société Converteam Belfort et son personnel pour m’avoir accueillit et m’avoir permit de réaliser ce stage de fin d’études qui s’est déroulé de mars à août 2010. Je remercie plus particulièrement, Mrs L.Dechambenoit pour m’avoir encadré dans ce projet. Un grand merci également à Mrs O.Rudloff, M.Coulibaly, M.Amghirida et M.Saje pour leurs connaissances techniques et leur aide précieuse. Résumé L’objectif de ce stage est de réaliser la simulation sous Matlab Simulink Plecs d’une installation solaire avec AFE MV3000. Il permettra de vérifier le bon fonctionnement théorique du système et de correctement dimensionner les éléments qui le composent. La simulation permettra également de vérifier la bonne mise au normes (harmoniques, niveau de tension,…) vis-à-vis notamment d’EDF mais aussi des conditions d’utilisation en fonctionnement normal des composants du système. La simulation comprend la modélisation des panneaux photovoltaïques, et de l’onduleur MV3000 Le processus et les résultats des performances réseaux (TDH, réactif) seront présentés suite aux différentes simulations. Abstract The purpose of this training period is to realize a simulation on Matlab Simulink Plecs of a solar system with AFE MV3000 This simulation will verify the efficiency of the system in the different operating points of operation and properly size the elements that compose it. The simulation will also verify the proper standards in (harmonics, voltage level, ...) to be compliance with EDF, but also conditions of use in normal operation of the system components. The simulation includes modeling of photovoltaic panel, inverter MV3000 and grid. The process and results of network performance (TDH, reactive) will be presented in response to different simulations. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 1 Sommaire Introduction ....................................................................................................................................... 5 I. Présentation de l’entreprise ............................................................................................................. 6 1. CONVERTEAM ........................................................................................................................... 6 1.1. Un peu d’histoire ................................................................................................................. 6 1.2. Les marchés ......................................................................................................................... 8 1.3. Un groupe mondial .............................................................................................................. 9 2. Le management de l’entreprise ................................................................................................... 10 2.1. L’organisation générale ..................................................................................................... 10 2.2. Les chiffres ........................................................................................................................ 11 3. Le secteur des énergies renouvelables......................................................................................... 11 II. Simulation de l’installation solaire ................................................................................................ 12 1. Le logiciel Plecs .......................................................................................................................... 12 2. L’ensemble générateur PV .......................................................................................................... 13 2.1. La cellule PV ..................................................................................................................... 13 2.1.1. Principe........................................................................................................................ 13 2.1.2. Technologies de cellules solaires ................................................................................ 14 2.1.3. Modèle PV................................................................................................................... 15 2.1.4. Caractéristiques d’une cellule PV ............................................................................... 16 2.2. Module et champ PV ......................................................................................................... 20 2.3. Modélisation de l’ensemble générateur photovoltaïque sous Matlab simulink Plecs: ...... 22 2.4. Recherche du point maximum de fonctionnement (MPPT) .............................................. 24 2.4.1. Algorithme de conductance progressive : ................................................................... 25 2.4.2. Algorithme de la tension en boucle ouverte : .............................................................. 25 2.4.3. Algorithme de courant de court-circuit : ..................................................................... 26 2.4.4. Algorithme de Perturbation et Observation (P&O) : ................................................... 27 2.4.5. Algorithme décrit sous matlab simulink(P&O) :......................................................... 28 3. Les Onduleurs solaires ................................................................................................................ 31 3.1 Description générale .......................................................................................................... 31 3.2 Modélisation de l’AFE ...................................................................................................... 33 3.3.1 La régulation de tension bus continue ......................................................................... 36 3.3.2 La régulation de courant .............................................................................................. 38 4. Les différentes configurations et architectures simulées ............................................................. 40 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 2 5. Les harmoniques : Normes et performances relevées ................................................................. 41 5.1. Origine et conséquences des harmoniques ........................................................................ 41 5.2. Taux de Distorsion Harmonique (THD)............................................................................ 42 5.3. Réglementation sur le raccordement au réseau électrique EDF ........................................ 43 5.4. Etude harmonique ............................................................................................................. 45 5.4.1 Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et filtre sinus :............................................... 45 5.4.2 Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM avec imbrication de pulses ........................... 50 6. La compensation d’énergie réactive ............................................................................................ 53 6.1. L’énergie réactive .............................................................................................................. 53 6.2. Le facteur de puissance ..................................................................................................... 53 6.3. Représentations graphiques ............................................................................................... 54 6.4. La compensation de l’énergie réactive par l’AFE ............................................................. 54 7. Mise à la terre du bus DC ............................................................................................................ 55 8. Filtre EMC du bus DC ................................................................................................................ 55 Bibliographie ..................................................................................................................................... 60 Table des figures et tableaux ............................................................................................................. 61 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 3 Glossaire, notations et définitions Cellule PV : dispositif photovoltaïque (PV) fondamental pouvant générer de l’électricité lorsqu’il est soumis à la lumière telle qu’un rayonnement solaire Module PV : le plus petit ensemble de cellules solaires interconnectées complètement protégé contre l’environnement Chaîne PV : circuit dans lequel des modules PV sont connectés en série afin de former des ensembles de façon à générer la tension de sortie spécifiée. Groupe PV ou panneau PV : ensemble mécanique et électrique intégré de chaînes et autres composants pour constituer une unité de production d’énergie électrique en courant continu. Boite de jonction de groupe PV : enveloppe dans laquelle toutes les chaînes PV sont reliées électriquement et où peuvent être placés les dispositifs de protection éventuels. Champ PV : ensemble de groupe PV ou panneaux PV Câble de chaîne PV : câble reliant les chaînes PV à la boite de jonction générateur ou à la boite de jonction groupe PV Câble principal continu PV : câble connectant la boite de jonction de générateur PV aux bornes courant continu de l’équipement de conversion. Onduleur : dispositif transformant la tension et le courant continu en tension et en courant alternatif. Câble d’alimentation PV : câble connectant l’équipement de conversion à l’installation électrique. Installation PV : ensemble de composants et matériels mis en œuvre dans l’installation PV. Condition d’essai normalisées : conditions d’essai prescrites dans l’EN 60904-3 pour les cellules et modules PV (Irradiation de 1000W/m² ; Tj :25°C ; AM1.5) Tension en circuit ouvert : Uoc (stc) Tension aux bornes d’un module, chaîne ou groupe PV non chargés (ouvert) ou aux bornes, partie courant continu, de l’équipement de conversion PV Tension au point de puissance maximale : Umpp Tension aux bornes d’un module, chaîne ou groupe PV ou aux bornes, partie courant continu, de l’équipement de conversion PV au point de puissance maximale. Courant au point de puissance maximale : Impp Courant d’un module, d’une chaîne ou d’un groupe PV au point de puissance maximale. Partie courant continu (DC) : parie d’une installation PV située entre les modules PV et les bornes en courant continu de l’équipement de conversion PV. Partie courant alternatif (AC) partie de l’installation située en aval des bornes à courant alternatif de l’équipement de conversion. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 4 Introduction Ce stage effectué au sein de CONVERTEAM du 1er Mars au 27 Août 2010 à Belfort, finalise l’ensemble de ma formation de Master en génie électrique à la Faculté des Sciences Louis Néel de Belfort. Dans un premier temps, l’étude préliminaire du modèle électrique équivalent des panneaux solaires est nécessaire permettant d’obtenir les caractéristiques tension courant. L’étude se décomposera en plusieurs partie, chacune regroupant chaque sous système de l’installation solaire en partant de la source d’énergie c'est-à-dire le champs de panneaux photovoltaïques, en passant l’ensemble convertisseur à IGBT MV3000, pour aller jusqu’au réseau. On abordera notamment : La caractérisation et modélisation des panneaux photovoltaïques La recherche du MPPT (Maximum power point tracker) des panneaux photovoltaïques La modélisation de l’AFE avec les différentes configurations possible L’étude des harmoniques (Normes et relevé pour différentes configurations) Les solutions retenues pour la diminution du taux de distorsion harmonique sur le réseau Les filtres EMC La compensation d’énergie réactive Avant toute chose, je vous présenterai l’entreprise, son évolution au cours du temps ainsi que ses activités dans le détail. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 5 I. Présentation de l’entreprise 1. CONVERTEAM 1.1. Un peu d’histoire Converteam en tant que société indépendante est toute jeune puisqu’elle a été créée le 30 mars 2006. Cependant, l’historique du groupe est assez complexe car c’est en fait l’ancienne branche Alstom Power Conversion (APC) de la célèbre entité Alstom. Son savoir faire repose sur l’expérience centenaire et le leadership des nombreux grands groupes industriels dont elle est le fruit. Nous pouvons citer entre autres : General Electric Compagny – GEC fondée en 1889 au Royaume Uni, Compagnie Générale d’électricité – CGE crée en France en 1889, Allgemeine Elektrizitats Gesellschaft – AEG qui apparaît en Allemagne en 1883 et Westhinghouse Drive Systems née en 1886 au Etats-Unis. Reprenons à présent l’historique du groupe depuis 1969 : 1969 : CGE devient l’actionnaire principal d’Alsthom (Groupe née en 1928 de la fusion de l’Alsacienne de Construction Mécanique et de la Compagnie Française Thomson-Houston). Cette prise de contrôle est confirmée en 1976 après la fusion avec les chantiers de l’Atlantique. 1971 : Le regroupement de la division d’ingénierie électrique avec les entreprises de travaux publics crée CGEE Alsthom dont la division des ensembles Industriels est située à Belfort (Industries minières et Métallurgiques) et Massy (Industries de Manutention et Tertiaire) 1984 : La Compagnie Electromécanique (dont l’usine de moteurs de Nancy) est 1988 : Acquisition et démantèlement d’ACEC (Ateliers de constructions Charleroi). rachetée. Electriques de 1989 : Fusion d’Alsthom et de GEC (General Electric Compagny) qui apporte les unités anglaises à l’entreprise qui est devenue CEGELEC entre temps. 1993 : Achat des divisions Jeumont Schneider Industries (ensuite rayées de la carte) et Jeumont Schneider Automation dont le personnel est muté à Massy. 1995 : Rachat d’une partie d’AEG (Allgemeine Elektrizitats Gesellschaft qui avait acheté Westhinghouse Drive system en 1989. Après une forte réduction de « voilure », les unités allemandes sont regroupées à Berlin. 1998 : A l’occasion de son entrée en Bourse Alstom perd son H imprononçable en anglais RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 6 1999 : CEGELEC devient une filiale à 100% d’Alstom et prend le nom d’Alstom Industries 2000 : L’activité de puissance quitte Alstom Industries (A qui elle laisse sa trésorerie et son immobilier) pour devenir Alstom Power Conversion (APC). 2005 : Vente d’Alstom Power Conversion au groupe financier Barclay’s private Equity et à une partie du management d’APC. La nouvelle entité ainsi créée prend le nom de Converteam le 30 mars 2006. 2006 : Converteam reprend le groupe Américain Electric Machinery Figure 1: La création de CONVERTEAM RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 7 1.2. Les marchés CONVERTEAM est une société d’ingénierie électrique de niveau international, avec un solide savoir faire dans le domaine des machines tournantes, des entraînements à vitesse variable, de l’automatisation et des commandes de procédés. La filiale française de CONVERTEAM a pour vocation de vendre, concevoir, réaliser, mettre en oeuvre et maintenir des ensembles d’équipements électriques et des systèmes de contrôle industriel essentiellement sur 4 marchés de pointe : La marine, l’Oil&Gas, l’Industrie et l’Energie. Elle réalise ses projets du début à la fin, de la conception jusqu’à la mise en service et la maintenance. Marine : CONVERTEAM est le leader dans la fourniture d’équipements de propulsion et de systèmes de génération de puissance à bord. Le groupe est spécialisé dans les navires à haute valeur ajoutée, navires de croisière de luxe, méthanier et pétrolier, navires à grande vitesse, et navires militaires ou de recherches scientifiques. Figure 2 Les pétroliers L’Oil&Gas: CONVERTEAM est le numéro 3 mondial pour la fourniture de système de puissance dans ce business. Elle vend ses solutions techniques à toutes les principales compagnies pétrochimiques telles que : Total, BP, Shell… Figure 3 : les plates-formes offshore L’industrie : CONVERTEAM est numéro trois pour le process industriel. Elle opère particulièrement dans le secteur de la métallurgie. Dans ce domaine, elle assure l’ingénierie électrique, les systèmes de productions d’énergie, d’entraînement et de contrôle commande pour des installations sidérurgiques et métallurgiques, coulées continues, laminoirs, lignes de galvanisation. Figure 4: les laminoirs RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 8 Les énergies : Conscient des enjeux liés à la production d’énergie, CONVERTEAM s’est placé sur le segment des énergies renouvelables en offrant des solutions techniques pour les éoliennes ou les champs de capteurs solaires. Les bureaux d’études travaillent actuellement sur de nouvelles sources hydrauliques en utilisant les courants marins par le biais d’hydroliennes ou de systèmes récupérant l’énergie des vagues. Figure 5: les hydroliennes Enfin, l’entreprise complète ces 4 secteurs par un ensemble de services : on retrouve ainsi la maintenance, le support technique et l’assistance. 1.3. Un groupe mondial Figure 6: les implantations de CONVERTEAM dans le monde Elle possède quatre sites en France : Nancy, Ludres, Massy et Belfort. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 9 CONVERTEAM emploie près de 5300 personnes dont 51% d’ingénieurs dans près de 13 pays à travers le monde. Ceci lui permet d’assurer une certaine stabilité et une bonne diversité. 2. Le management de l’entreprise 2.1. L’organisation générale Figure 7: la direction de l’entreprise La figure ci-dessus montre l’organisation de la société. Comme CONVERTEAM est présent dans le monde entier, la direction est représentée par quatre grands secteurs : Northern Europe, Southern Europe Middle East and Africa, Central Eastern Europe and Russia et North America. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 10 2.2. Les chiffres Figure 8: la part de chaque secteur d’activité dans les commandes de 2008 En 2008, l’entreprise a reçu un montant total de 1 373 millions d’euros de commandes ; les secteurs ont progressé de la façon suivante par rapport à 2007 : +17% de commande pour le secteur énergétique +43% de commande pour le secteur oil&gas +27% de commande pour le secteur maritime 3. Le secteur des énergies renouvelables Dans le domaine des énergies renouvelables, CONVERTEAM a déjà mis en place des solutions adaptées à la branche éolienne, grâce à sa technologie propre mais aussi à l’expérience, l’enthousiasme et les nouvelles idées de ses ingénieurs, sur un marché toujours plus innovant. À la suite du développement actuel de l’électronique puissance dans le domaine de la production d'énergie respectueuse de l'environnement, Converteam présente maintenant ses onduleurs ProSolar. Le photovoltaïque se révèle être une solution très fiable et à faible coût, une technologie souple et flexible, qui peut être conçu pour répondre à pratiquement tous les besoins dans pratiquement n'importe quel endroit. Converteam travail uniquement sur des installations photovoltaïques de moyennes et grandes puissances pouvant aller de centaines de kW jusqu’à plusieurs MW. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 11 II. Simulation de l’installation solaire 1. Le logiciel Plecs Le module PLECS intégré a MATLAB/Simulink est un simulateur de circuits électroniques/électrotechniques qui permet de modéliser et simuler très simplement des systèmes électriques complexes avec leurs contrôles. L’éditeur de schémas est assez intuitif et facile à utiliser, ce qui permet réaliser de nouveaux modèles rapidement. Dans notre cas PLECS nous permettra d’intégrer à notre simulation les convertisseurs de puissances, l’interface réseau, les filtres, les éléments de mise à la terre ainsi que le modèle des panneaux photovoltaïques RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 12 2. L’ensemble générateur PV 2.1. La cellule PV 2.1.1. Principe Une cellule photovoltaïque est assimilable à une diode photosensible, son fonctionnement est basé sur les propriétés des matériaux semi-conducteurs. La cellule photovoltaïque permet la conversion directe de l'énergie lumineuse en énergie électrique. Son principe de fonctionnement repose sur l'effet photovoltaïque. En effet, une cellule est constituée de deux couches minces d'un semi-conducteur. Ces deux couches sont dopées différemment : • Pour la couche N, apport d'électrons périphériques • Pour la couche P, déficit d'électrons. Ces deux couches présentent ainsi une différence de potentiel. L'énergie des photons lumineux captés par les électrons périphériques (couche N) leur permet de franchir la barrière de potentiel et d'engendrer un courant électrique continu. Pour effectuer la collecte de ce courant, des électrodes sont déposées par sérigraphie sur les deux couches de semi-conducteur (cf. figure 9). L'électrode supérieure est une grille permettant le passage des rayons lumineux. Une couche anti-reflet est ensuite déposée sur cette électrode afin d'accroître la quantité de lumière absorbée. Figure 9: Schéma d'une cellule élémentaire RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 13 2.1.2. Technologies de cellules solaires Le matériau le plus répandu dans les photopiles ou cellules solaires est le silicium, semi-conducteur de type IV. Il est dit tétravalent, cela signifie qu'un atome de silicium peut se lier avec quatre autres atomes de même nature. On utilise également l'arséniure de gallium et des couches minces comme de CdTe (tellurure de cadmium) et le CIS (cuivre-indium-disélénium) et encore le CIGS. Il existe plusieurs types de cellules solaires : • Les cellules monocristallines • Les cellules polycristallines • Les cellules amorphes • Les cellules CdTe, CIS, CIGS Le tableau suivant présente les rendements typiques et théoriques que l'on peut obtenir avec ces différentes technologies. Tableau 1 : Rendements des différentes technologies Les cellules PV employées avec les installations solaires de Converteam sont de types poly cristallin. Même si les performances en terme de rendement sont moins élevés que les cellules de type Monocristallin, les cellules poly cristallin présente l’avantage d’être moins coûteux à l’achat car ils nécessitent moins de processus à la fabrication. Ces cellules de type poly cristallin sont d’ailleurs utilisées dans la plupart des fermes solaires RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 14 2.1.3. Modèle PV Figure 10 : Modèle équivalent d'une cellule PV Une cellule ou un module photovoltaïque peut être modéliser par un générateur de courant (IL), une diode, et une résistance (Rsh) en parallèle avec une résistance série (Rs) Le générateur de courant IL fournit une courant proportionnel à l’intensité lumineuse. La résistance Rsh modélise les fuites de courant aux bords de jonctions. La résistance Rs représente les pertes par contact et connexions Equation général : I = IL − ID − ISH Eq 2.1 Où : I : Courant en sortie de la cellule (A) IL : Courant générer par la photopile (A) ID : Courant traversant la diode (A) ISH : Courant traversant Rsh (A) G * Icc IL ascT (Tcell Tr ) Estc Eq 2.2 Où : G : L’ensoleillement (W/m²) Icc : Courant de court circuit de la cellule (A) Estc : Ensoleillement en condition standard de test =1000 w/m² ascT : Coefficient de température (A/°C) Tcell : Température de la cellule (K) Tr : Température de référence de la cellule =298 K RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 15 L’équation de la diode par Shockley nous donne le courant traversant la diode: q * Vd I D I 0 exp 1 n *k *T Eq 2.3 Où : I0 : Courant de saturation inverse de la diode (A) n : Facteur de qualité de la diode (=1 pour une diode idéal) q : Charge élémentaire=1,602.10 -19 C k : Constante de Boltzmann= 1,38.10 -23 T : Température absolu de la cellule (K) Vd : Tension aux bornes de la diode La loi d’ohm nous indique le courant traversant la résistance de shunt Rsh: ISH Vd R SH Eq 2.4 En substituant toutes ces dernières équations (2.2, 2.3 et 2.4) à la première équation générale 2.1, nous obtenons l’équation caractéristique d’une cellule PV : q * Vd Vd G * Icc I ascT (Tcell Tr ) I 0 exp 1 Estc n * k * T Rsh Eq 2.5 2.1.4. Caractéristiques d’une cellule PV La figure 11 ci-dessous représente la caractéristique I=f(V) pour différents points d’ensoleillement. Figure 11 : Caractéristiques I=f(V) d'une cellule PV Remarque : Le courant Icc varie proportionnellement avec l’ensoleillement Le courant Icc croit avec la température dIcc/dT= 0.04% /K à ensoleillement constant La tension à vide Vco décroit avec la température dVco/dT = -0.04% /K RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 16 Puissance crête et rendement de conversion : Figure 12 : Caractéristiques et I=f(V) et P=f(V) à différents points d'ensoleillements La puissance crête dépend de l’éclairement et de la température : A température donnée , la puissance maximale est proportionnelle à l’éclairement. Pour un éclairement donnée , la puissance maximale décroit avec la température: dP/dT= -0.04%/K pour le silicium. Carte de température de les mees Figure 13 : Ex de températures pour une journée au mois de décembre RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 17 La Température peut baisser sous les 25°C STC très souvent : A 3 °C, les cellules sont théoriquement capable de délivrer : -0.4%*(3-25)=8.8% plus de puissance (due à une surtension de 8.8% de la cellulle silicium) A -20 °C, les cellules sont théoriquement capable de délivrer : -0.4%*(-20-25)=18% plus de puissance (due à une surtension de 18% de la cellulle silicium) Carte ensoleillement : Ensoleillement, Surintensité et Puissance Figure 14 : Ex d’ensoleillement pour une journée L’ensoleillement (l’irradiance) peut dépasser les 1000 W/m2 d’environ 3% pendant plusieurs heures. Ce point thermique est à prendre en compte pour le dimensionnement. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 18 Caractéristique général d’une cellule PV Figure 15 : Courbe caractéristique d'une cellule PV Uco (Tension de circuit ouvert) : si on place une photopile sous une source lumineuse constante, sans récepteur, on obtient à ses borne une tension continu, dite tension circuit ouvert Icc (Courant de court-circuit ) : lorsqu’on place le photogénèrateur en court-circuit, il débite un courant maximal mais aucune tension. Association de cellulles photovoltaiques en série : Iscc= Icc et Usco=Ns*Vco Association de cellulles photovoltaiques en parallèles : Ipcc= Np*Icc et Upco=Vco Pm (Point optimum de fonctionnement) :Il faudra se placer a la tension Um afin d’obtenir la puissance maximale débité par les panneaux photovoltaïques (Cf 2.4 : Rechecrche du point maximum de fonctionnement) Voir ANNEXE A : résultats de simulations : Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à température constant, pour différentes valeurs d’ensoleillement Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à ensoleillement constant, pour différentes valeurs de température RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 19 2.2. Module et champ PV Pour produire plus de puissance, les cellules solaires sont assemblées pour former un module. Les connections en série de plusieurs cellules augmentent la tension pour un même courant, tandis que la mise en parallèle accroît le courant en conservant la tension. Ces cellules sont protégées de l’humidité par encapsulation dans un polymère EVA (éthyléne-vynil- acétate) et protégé sur la surface avant d’un verre, trempé à haute transmission et de bonne résistance mécanique, et sur la surface arrière d’une ou de polyéthylène. Les modules sont généralement entourés d’un cadre rigide en aluminium anodisé comprenant des trous de fixation. A l’arrière de chaque module se trouve une boite de jonction contenant 2 diodes Antiparallèles. Ces diodes antiparallèles permettent d’éviter qu’un module au soleil ne se décharge dans un module à l’ombre. Les modules photovoltaïques assurent les fonctions suivantes : Protection des cellules contre les agents atmosphériques Protection mécanique et support. Connexion électrique entre cellules et avec l’extérieur. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 20 Caractéristiques d’un module : La puissance de crête, Pc : Puissance électrique maximum que peut fournir le module dans les conditions standards (25°C et un éclairement de 1000 W/m²). La caractéristique I/V : Courbe représentant le courant I débité par le module en fonction de la tension aux bornes de celui-ci. Tension à vide, Vc0 : Tension aux bornes du module en l’absence de tout courant, pour un éclairement " plein soleil ". Courant de court-circuit, Icc : Courant débité par un module en court-circuit pour un éclairement " plein soleil ". Point de fonctionnement optimum, (Um, Im) : Lorsque la puissance de crête est maximum en plein soleil, Pm = Um * Im Rendement : Rapport de la puissance électrique optimale à la puissance de radiation incidente. Facteur de forme : Rapport entre la puissance optimale Pm et la puissance maximale que peut avoir la cellule : Vco * Icc. Le champ solaire se compose de modules photovoltaïques interconnectés en série et/ou en parallèle afin de produire la puissance requise. Ces modules sont montés sur une armature métallique qui permet de supporter le champ solaire avec un angle d’inclinaison spécifique. Pour chaque champ PV on peut avoir autant de sorties que de modules, ce que fait qu’on aura besoin de boite de dérivation qui regroupe le tous, comme l’illustre la figure 16 ci dessous. Figure 16 : Schéma de raccordement des panneaux et la photo du dispositif correspondant Cette boite de dérivation fixée sur une structure du montage a comme rôle d’effectuer les connections entre les modules pour obtenir une puissance optimale en sortie. De plus chacune des branches est équipée d’un fusible sectionneur RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 21 2.3. Modélisation de l’ensemble générateur photovoltaïque sous Matlab simulink Plecs: Modélisation du champ photovoltaïque sous Plecs Figure 17 : Modèle PV sous Plecs Rs = Ms/Mp*Ns/Np*cell.rs Rp = Ms/Mp*Ns/Np*cell.rp Cp= Mp/Ms*Np/Ns*cell.cp Avec Ms : Nombre de module en série Ns : Nombre de cellule en série Mp : Nombre de module en parrallèlle Np : Nombre de cellule en parrallèlle cell.rs : Résistance serie d’une cellule [Ohm] cell.rp : Résistance parallèle d’une cellule [Ohm] cell.cp : Capacité parallèle d’une cellule [F] I lum : Générateur de courant variant suivant l’irradiance et la températeure ambiant La partie suivante d’écrit le modèle permettant d’obtenir la valeur du courant suivant ces différantes variables d’entrée. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 22 Modélisation de la source de courant du générateur photovoltaïque sous Matlab simulink Ior*((u/Tr)^3)*exp((q*Eg/(B*k))*((1/Tr)-(1/u))) Ios Calcul du Io u*(NOCT-NOCTa)/NOCG temperature de la Cellulle Fcn Nominal condition de fonctionnement Sum1 Tc en Kelv in q/(A*k*u) 3 ascT*(u-Tr) T°ambiante Ta Fcn Charge electron/ Diode Qf*CoefBoltzman Mp*Np exp(u)-1 Product Fcn1 Id Id 3 Id Product1 Gain1 Coef de température de Court circuit 2 Mp*Np ensolleillement G 1 Sum2 Module parallele * Cellulle parallele IL module.Isc Courant de court-circiuit cellule Iscc Product2 STC.G Ensolleillement Standard test condition 1000 wm2 2 1 1/(Ms*Ns) m Mesure Vd Gain 4 I Figure 18 : Modèle de la source de courant du champ PV Ce modèle permet de modéliser le gènèrateur photovoltaique comme une source de courant en fonction de différents paramètres: l’ensolleillement la T° ambiante les données des cellulles le nombre de module et de cellule ( configuration série parrallele du système) less conditions de fonctionnement Mesure tension au borne des cellules Equations du modèle : Souce de courant : G Icc mod ule IL ascT Tcell Tr Mp Np Estc Eq 2.6 Courant de fuite dans la diode en parallèle : I D e q Vbus 1 A * K * Tcell Ms * Ns I Eq 2.7 0 Avec Io le courant de saturation de la diode: 3 q*Eg 1 1 Tcell B*K Tr Tcell I 0 I 0r e Tr RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Eq 2.8 Page 23 Tcell Tfctnormal Tamb G Tcell _ fn Tcell .amb _ fn Tamb G0 Eq 2.9 Où Donc : I0r : Courant de saturation inverse de la diode (A) B : Facteur de qualité de la diode (=1 pour une diode idéal) q : Charge élémentaire=1,602.10 -19 C K : Constante de Boltzmann= 1,38.10 -23 Tcell : Température absolu de la cellule (K) Tr : Température de référence de la cellule = 298.15K Eg : Constante Bandgap = 1,11 eV Tcell_fn=43°C Tcell.amb_fn=20°C Go Irradiance en fonctionnement normal =800W/m² Tamb : Température ambiante (K) Ilum = IL - ID 2.4. Recherche du point maximum de fonctionnement (MPPT) Dans un premier temps, afin de valider uniquement la partie des panneau photovoltaïque, l’onduleur est modélisé par une source de courant et son banc de capacité qui a pour fonction de décharge de la tension du bus continu en régulant la référence tension de bus afin de régénérer cette puissance sur le réseau. La simulation traite l’aspect contrôle de la Puissance active en recherchant le point de puissance maximal. Le but est d’optimiser les performances du système photovoltaïque et surtout le rendement du système. Ceci par régulation de la référence tension du bus continu par la recherche de la méthode donnant le rendement optimale, temps de réponse rapide et de réduire les oscillations de la régulation. Plusieurs méthodes peuvent être utiliser afin d’optimiser les performance du système PV : Conductance progressive Tension de circuit ouvert Courant de court-circuit Perturbation et Observation Les différents algorithmes sont décrits ci-dessous en présentant leurs avantages et inconvénients RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 24 2.4.1. Algorithme de conductance progressive : La figure 19 ci-dessous présente une autre méthode de recherche du point de fonctionnement de puissance. Figure 19 : Organigramme, mppt de conductance progressive méthode complexe à la réalisation méthode plus couteuse nécessitant un capteur de tension et un capteur courant résultat très bon malgré les condition climatiques Temps de réponse bon Fonctionnement au point de puissance maximum Rendement théorique : 98% 2.4.2. Algorithme de la tension en boucle ouverte : La figure suivante montre la séquence de recherche de la tension pour avoir la puissance maximum: Figure 20 : Organigramme mppt de la tension en boucle ouverte RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 25 avec Vmp = k1* Voc avec k1<1 Méthode simple à la réalisation Optimisation du gain k1 difficile Résultat très moyen suivant les condition climatiques Temps de réponse rapide Fonctionnement au point de puissance maximum très difficile Coefficient k1 varie suivant la température et l’ensoleillement ( en théorie 0.73<k1<0.8) Non possibilité de rechercher le point de puissance optimale lors de la défaillance d’une cellulle. Rendement théorique : 90% 2.4.3. Algorithme de courant de court-circuit : Figure 21 : Organigramme mppt de courant de court circuit avec Imp = k2 * Isc Méthode simple à la réalisation Rendement théorique : 90% Optimisation du gain k1 difficile Résultat très moyen suivant les conditions climatiques Temps de réponse rapide Fonctionnement au point de puissance maximum très difficile Coefficient k2 varie suivant la température et l’ensoleillement ( en théorie 0.85<k2<0.9) Non possibilité de rechercher le point de puissance optimale lors de la défaillance d’une cellule. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 26 2.4.4. Algorithme de Perturbation et Observation (P&O) : La figure 22 montre le séquentielle utilisé par cette méthode pour trouver le point optimale de fonctionnement. Figure 22 : Organigramme mppt (P&O) Méthode simple à la réalisation Méthode peu couteuse nécessitant qu’un capteur de tension Bon résultats mais difficultés de contrôle lors de variation de l’ensoleillement et de température. Temps de réponse assez long Oscillation autour du point optimal. Rendement théorique : 95% Le principe utilisé dans notre cas pour la recherche de point optimal de fonctionnement est décris ci-dessous : Si ∂ P / ∂ V = 0 , V = Vmp Si ∂ P/ ∂ V > 0 , V < Vmp Si ∂ P / ∂ V < 0 , V > Vmp Figure 23 : Courbes PV de la recherche du point de fonctionnement optimum RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 27 2.4.5. Algorithme décrit sous matlab simulink(P&O) : Courant débité par l’onduleur Figure 24 : Schéma simulink de l'algorithme mppt (P&O) RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 28 L’algorithme de calcul du point maximum de puissance est basé sur la puissance côté continu et la tension sur le bus DC. Calcul de la puissance : L’AFE ne possédant pas de mesure courant coté continu, la puissance sera obtenu par la puissance active mesuré depuis les courants alternatifs et donc par la puissance active. Active Power (%) = Supply Voltage (V) * Active Current (%) Unit Nom Voltage (V) DC power = Active power + AFE losses Echelle de la tension de bus DC : La tension de bus est mesuré par un capteur et est utilisé en % pour le calcul de maximum de puissance : DC-link %Voltage = DC-link Voltage * 10000 1.35 * Unit Nom Voltage Filtre : Un filtre du premier ordre est appliqué à la mesure Puissance et de la tension de bus avec comme constante de temps 5 ms. La condition Pi – Pi-1 = 0 permet d’éviter les oscillations autour du point maximum de puissance. Sur le schéma : Pk est la valeur entière de la puissance : E* Idc Dans notre cas le courant sera pris côté sortie onduleur et retranscris en courant sur le bus DC. Ce courant pourra être utilisé en tant que modèle pour le régulateur de tension de bus utile durant les transitoires d’évolution de température ou d’ensolleillement. Vk est la valeur entiére de la tension sur le bus établit par un capteur de mesure au borne des cellules. d est la sortie référence tension de bus régulée. Afin d’appliquer la tension de référence Vref donner par l’algorithme MPPT ci-dessous, on utilise un régulateur de tension de type PID. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 29 La figure suivante montre l’évolution P=f(U) du modèle PV en boucle ouverte pour une valeur d’ensoleillement de 1000 W/m2.(courbe P2) La courbe P1 donne la puissance régulée pour la même valeur d’ensoleillement, on constate que la régulation donne la puissance maximum de fonctionnement du système. La courbe P3 donne l’évolution du P=f(U) du modèle PV en boucle ouverte pour une valeur d’ensoleillement de 400 W/m2.(courbe P3) La courbe P4 en rouge donne la puissance régulée pour la même valeur d’ensoleillement, on constate le même résultat que précédemment. On peut dire que la recherche du point optimale par la régulation est convenable. Figure 25 : Evolution P=f(U) et Puissance régulée Les figures suivantes donnent l’évolution de la puissance avec un ensoleillement variable : Figure 26 : Evolution P=f(u) et Puissance régulé a ensoleillement variable RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 30 3. Les Onduleurs solaires 3.1 Description générale Les onduleurs solaires sont du type CONVERSOL. Cet onduleur appartient à la série de convertisseurs basse tension MV3000 vendu par CONVERTEAM à plusieurs milliers d’exemplaires pour des applications du type énergies renouvelables ou industrielles. D’une taille unitaire de 170 kW à 1700 kW et plus, ce convertisseur solaire est composé de trois éléments principaux : Une partie contrôle commande Une partie auxiliaire Une partie modules de puissance De manière générale, les onduleurs proposés sont basés sur une structure de type Active Front End (AFE) à IGBT. Ce type d’AFE est communément utilisé dans les applications de type éoliennes, mais intègre une régulation MPPT spécifique aux capteurs solaires pour optimiser les puissances extraites de ces capteurs. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 31 Ces onduleurs requièrent un système de refroidissement : Le refroidissement par eau permet un meilleur refroidissement des IGBTs comparé au refroidissement par air. S’ensuit des équipements plus performants, plus denses énergétiquement, résistants mieux à des environnements difficiles. Au-delà d’une puissance installée de 1000 kW, les convertisseurs refroidis par eau sont comparativement moins coûteux même en incluant l’aéroréfrigérant. Le refroidissement par air a l’avantage d’une plus grande flexibilité (nombre de MPPTs possibles supérieur pour une puissance équivalente) et d’un coût plus compétitif pour des postes de conversion inférieur à 1000 kW. Converteam offre indifféremment à ses clients/partenaires le choix du refroidissement par air ou par eau Ces onduleurs Conversol industriels offrent plusieurs avantages: Une architecture modulaire performante et aisée à maintenir Cette architecture permet des capacités de teaming/multi MPPT supérieures. Ceci permet d’améliorer les rendements de l’installation. Cette architecture offre plus de redondances. Sur une exploitation de plus de 20 ans, les opérations de maintenance du type remplacement en cas de défauts d’un module de puissance ou de cartes électroniques sont grandement facilitées. Une adaptation aux variations lentes et rapides du réseau (tension et fréquence) Une participation aux contributions réseau intégrée (fourniture ou consommation de réactif) Partie Module de puissance: L’architecture modulaire Conversol offre ainsi le meilleur compromis en terme de coût/performances. En effet, l’onduleur est composé de plusieurs modules (jusqu’à 6 modules) connectés en parallèle sur le même bus DC (mode teaming) ou sur des bus DC distincts (mode multi mppt). Nous verrons par la suite des différentes configurations possible afin d’optimiser au mieux la production suivant l’architecture de l’installation. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 32 Partie Contrôle commande : Basé sur le PECe (PEC : Power Electronic Controller) de Converteam qui collecte les informations principales venant des capteurs, il inclut : Les régulations MPPT et teaming Les séquences de pré charge L’allumage des IGBT pour l’élaboration des tensions et courants alternatifs pour le poste de livraison. Partie Auxiliaires : C’est l’ensemble des disjoncteurs de protection, des alimentations, des borniers de connexions et d’alimentation pour les onduleurs. Ils sont alimentés en 400V triphasés et 230V monophasés. 3.2 Modélisation de l’AFE Partie Puissance Partie Commande Régulation de courant Commande de l’onduleur Régulateur de tension Figure 27 : Schéma représentant les différents éléments constitutif de l'installation solaire RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 33 La figure 27 ci-dessus représente les différents éléments constitutifs d’un onduleur de tension. On remarquera la présence de deux parties, une partie puissance composée : D’un groupe PV D’un onduleur de tensions à base d’interrupteurs de puissance, commandable à l’amorçage et au blocage (IGBT) avec des diodes antiparallèle. D’un circuit de stockage de l’énergie. D’un filtre de sortie. Ainsi qu’une partie contrôle commande composée : De la régulation de tension appliquée aux éléments de stockage de l’énergie. De la régulation de courant injecté sur le réseau à partir de l’onduleur de tension. Afin de modéliser l’onduleur, il est nécessaire de déterminer les éléments du schéma équivalent du système dans le repère d-q en utilisant les transformations de Concordia et de Park pour passer d’un repère triphasé à un repère biphasé. Figure 28 : Onduleur de tension triphasé La figure 28 présente un onduleur triphasé à structure de tension composé: D’un condensateur Cdc à l’entrée de l’onduleur permettant le stockage de l’énergie du coté continu et fixant le potentiel du bus DC. De trois inductances et résistances connectées entre l’onduleur de tension et le transformateur D’un drive MV3000 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 34 Principe de fonctionnement du MV3000 : Un MV3000 est un convertisseur deux niveaux composé de trois bras à interrupteurs réversible en courant, commandés à la fermeture et à l’ouverture réalisés à partir d’un IGBT et d’une diode antiparallèle Selon la combinaison des commandes des IGBT, la tension entre phase du moteur peut être égal à +VCC, 0V ou -Vcc. La figure 29 illustre ce principe avec la tension U-W. 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 0.13 0.135 0.14 0.145 0.15 Figure 29 : Tension entre phase Les équations qui traduisent le schéma ci-dessus sont données par : U réseau jX totale I R I U convertisseur Eq 3.1 U réseau U convertisseur jX totale I R I Eq 3.2 V étant la différence entre la tension du réseau et la tension de l’onduleur. V jX totale I R I Eq 3.3 En utilisant la transformation de Concordia, et de Park, nous passerons d’un repère triphasé à un repère biphasé dq . Vd 0 L Vq 1 RUER Alexandre dId 1 Id Id L dt R 0 Iq dIq Iq dt Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Eq 3.4 Page 35 Les équations aux tensions deviennent : Vd (s Iq s Id )L R Id Vq (s Id s Iq )L R Iq Eq 3.5 D’après l’équation 3.5 on a : Vd (s L R )I d L s I q Vq (s L R )I q L s I d Eq 3.6 Jusqu’à présent nous avons exprimés les équations dans le repère dq, nous allons donc élaborer la commande de ce modèle. Afin de répondre aux contraintes de la régulation de la commande de l’onduleur de tension, nous nous intéresserons aux boucles de régulation de courant et de la tension continue (bus DC). Cette étude sur les boucles de régulation se décomposera en deux parties : la première sera consacrée au dimensionnement du régulateur de la tension continue, et la deuxième pour le dimensionnement du régulateur de courant. 3.3.1 La régulation de tension bus continue La tension moyenne Vdc aux bornes des condensateurs doit être maintenue à une valeur fixe déterminé par l’algorithme MPPT vu précédemment. La puissance active nécessaire pour maintenir la tension Vdc égale à la valeur de la tension référence souhaitée est : P d 1 ( C dcVdc ²) dt 2 Eq 3.7 Par linéarisation on obtient l’équation suivante : RUER Alexandre P C dc Vdc d (Vdc ) dt Eq 3.8 Vdc ( s ) I (s) C dc s Eq 3.9 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 36 À partir des équations 3.8 et 3.9, et en prenant en compte le régulateur Intégral Proportionnel (IP), la boucle de la régulation de la tension continue peut être représentée par le schéma de la figure 30 Figure 30 : Boucle de régulation de la tension continue À partir de la figure 30, la fonction de transfert en boucle fermée entre la tension mesurée et la tension de référence est : Vdcmes Vdcréf Ki Ki c Kp Ki Ki sKp s ²c s² s c c Eq 3.10 C’est une fonction de second ordre, par identification on trouve : Ki c Kp 2 n c n ² Avec n : la pulsation propre en rad/s. : Le facteur d’amortissement. Les gains du régulateur de la tension continue sont exprimés ci-dessous : K i c n ² Kp 2 c n Avec : c la capacité du bus DC. La pulsation propre n sera imposée : n RUER Alexandre e 13 . ( e étant la pulsation propre électrique). Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 37 3.3.2 La régulation de courant En considérant l’équation 3.6, nous pouvons séparer le courant dans le repère dq en deux composantes active et réactive : Vd Ls R Ls R Ls Vq Ls Iq R Ls R Ls Id Eq 3.11 A partir de l’équation 3.11, et en prenant en compte le régulateur Proportionnel Intégral (PI), les boucles de la régulation des courants actifs et réactifs sont représentées ci-dessous : Figure 31 : Boucle de régulation du courant actif Figure 32 : Boucle de régulation du courant réactif Les courants de référence sont calculés à partir des puissances actives et réactives. Nous avons : P Vd Q Vq Vq I d Vd I q P Vd I d Vq I q Q Vq I d Vd I q RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Eq 3.12 Eq 3.13 Page 38 La composante de tension est nulle sur l’axe q ce qui donne : P Vd I d Eq 3.14 Q Vd I q Eq 3.15 À partir des équations 3.15 et 3.16, les courants actifs et réactifs de référence sont donnés par : Id P Vd Eq 3.16 Iq Q Vd Eq 3.17 En utilisant la méthode de compensation des pôles, nous pouvons calculer les éléments du régulateur PI : Soit tout d’abord le système à commander : 1 R G (s) L 1 s R Les gains du régulateur sont calculés ci-dessous : Ki Kp 1 K n K n Avec : n le temps de réponse du système. La constante de temps du système à réguler égale à K le gain statique égal à L R 1 . R Pour conclure sur cette première partie, on a pu définir les différents éléments constitutifs d’une installation solaire type, sa structure générale peut être divisée en deux parties. Une première pour la parie puissance et une seconde pour la partie contrôle commande. Dans cette dernière partie nous avons pu définir les paramètres de régulation de courant et ainsi que la régulation de la tension continue. Par la suite, nous nous intéresserons à la partie puissance et notamment a la simulation des différentes configurations et architectures possible avec et sans l’utilisation de filtres RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 39 4. Les différentes configurations et architectures simulées On peut distinguées deux grandes architectures L’architecture en mode teaming : Dans cette configuration l’ensemble des ponts onduleurs sont connectés sur le même bus DC et n’offre qu’un seul MPPT mais permet de maximiser les possibilités en matière de teaming. Dans ce mode, on démarre chaque module séquentiellement en fonction de l’énergie lumineuse reçue par les panneaux augmentant au cours de la journée. De cette manière on peut passer progressivement de 1 à 2 puis 3 etc jusqu’à 6 ponts onduleurs Le système de teaming intègre en outre une logique tournante pour permettre d’avoir en moyenne la même durée de fonctionnement sur chaque onduleur. Ceci permet de faire fonctionner chaque module et donc l’onduleur de manière globale au plus près de son efficacité maximale pour un rendement annuel optimal. L’architecture en mode multi MPPT : Dans cette configuration chaque pont onduleur est connecté à un bus DC distincts ce qui permet d’offrir plusieurs MPPT. Ce type de configuration est idéal pour le raccordement de groupes de panneaux avec des caractéristiques électriques différentes et se présentant sous différentes orientations les un des autres par rapport au soleil. Elle permet de maximiser le rendement de l’installation au global en faisant fonctionner les panneaux au plus près de leur optimum. Par ailleurs elle permet en cas de défauts de limiter au maximum l’impact sur les pertes de production. Enfin en limitant le poids des modules individuellement, ceux-ci deviennent aisés à manipuler et à remplacer directement sur site en cas de maintenance/réparation. Le choix des filtres réseau est aussi à prendre en compte dans les différentes configurations et sera détaillé dans la prochaine partie Voir en annexes les schémas des différentes configurations simulées sous matlab simulink plecs RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 40 5. Les harmoniques : Normes et performances relevées 5.1. Origine et conséquences des harmoniques La hausse sensible du niveau de pollution harmonique des réseaux électriques est une des conséquences de l’augmentation des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques. Une charge est dite non linéaire lorsque le courant qu’elle absorbe n’a pas la même forme que la tension qui l’alimente et émettent des courants harmoniques dont les fréquences sont des multiples entiers de la fréquence fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques. Typiquement, les charges utilisant l’électronique de puissance sont non-linéaires. Or, elles sont de plus en plus nombreuses et leur part dans la consommation d’électricité ne cesse de croître. Exemples de charges non linéaires : les équipements industriels (machines à souder, fours à arc, fours à induction, redresseurs), les variateurs de vitesse pour moteurs asynchrones ou moteurs à courant continu, les appareils de bureautique (ordinateurs, photocopieurs, fax, …), les appareils domestiques (TV, fours micro-onde, éclairage néon, …), les onduleurs. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques aux points de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau électrique. Required parameters are missing or incorrect. Figure 33: schéma unifilaire représentant l'impédance du circuit d'alimentation "vu par" l'harmonique de rang h Les harmoniques générées dans le réseau électrique peuvent être à l’origine de multiples dysfonctionnements et dégâts. • • • • • surcharge des réseaux de distribution par l’augmentation du courant efficace surcharge des conducteurs de neutre en raison de la sommation des harmoniques de rang 3 créés par les charges monophasées surcharge, vibrations et vieillissement des alternateurs, transformateurs, moteurs, ronflement des transformateurs surcharge et vieillissement des condensateurs de compensation d’énergie réactive, déformation de la tension d’alimentation pouvant perturber des récepteurs sensibles. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 41 De plus les harmoniques ont un impact économique important en effet : • le vieillissement prématuré du matériel conduit à le remplacer plus tôt, à moins de l’avoir initialement surdimensionné • les surcharges du réseau obligent à augmenter la puissance souscrite, et impliquent, à moins d’un surdimensionnement des installations, des pertes supplémentaires • les déformations du courant provoquant des déclenchements intempestifs et l’arrêt des installations de production. Les harmoniques sont d’autant plus difficiles à combattre que les équipements vitaux pour l’entreprise sont souvent les responsables de la génération des perturbations. Les harmoniques les plus fréquemment rencontrés dans le cas des réseaux triphasés, donc en pratique les plus gênantes, sont les harmoniques de rangs impairs. Au-delà du rang 50, les courants harmoniques sont négligeables et leur mesure n’est plus significative. Ainsi, une bonne précision de mesure est obtenue en considérant les harmoniques jusqu’au rang 30. 5.2. Taux de Distorsion Harmonique (THD) Pour un signal y, le taux de distorsion harmonique THD est défini par la formule : Eq 5.1 Noter que sa valeur peut dépasser 1. Selon la norme, on peut généralement limiter h à 50. Cette grandeur permet d’évaluer à l’aide d’un nombre unique la déformation d’une tension ou d’un courant circulant en un point du réseau. Le taux de distorsion harmonique est habituellement exprimé en pourcentage. • Le THD en tension caractérise la déformation de l’onde de tension. Une valeur de THDu inférieure à 5 % est considérée comme normale. Aucun dysfonctionnement n’est à craindre Une valeur de THDu comprise entre 5 et 8 % révèle une pollution harmonique significative. Quelques dysfonctionnements sont possibles. Une valeur de THDu supérieure à 8 % révèle une pollution harmonique importante. Des dysfonctionnements sont probables. Une analyse approfondie et la mise en place de dispositifs d’atténuation sont nécessaires. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 42 • Le THD en courant caractérise la déformation de l’onde de courant. Une valeur de THDi inférieure à 10 % est considérée comme normale. Aucun dysfonctionnement n’est à craindre Une valeur de THDi comprise entre 10 et 50 % révèle une pollution harmonique significative. Il y a risque d’échauffements, ce qui implique le surdimensionnement des câbles et des sources. Une valeur de THDi supérieure à 50 % révèle une pollution harmonique importante. Des dysfonctionnements sont probables. Une analyse approfondie et la mise en place de dispositifs d’atténuation sont nécessaires. De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques peuvent être cités, les plus importants sont l’échauffement, les interférences avec les réseaux de télécommunication, les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques et risque d’excitation de résonance. 5.3. Réglementation sur le raccordement au réseau électrique EDF Dans l'ensemble des domaines intégrants des équipements électriques et électroniques, la compatibilité électromagnétique (CEM) est devenue une contrainte majeure dont l'étude et la compréhension ne cessent de se complexifier. Les niveaux de compatibilité sont indiqués pour les diverses perturbations et uniquement sur la base de perturbations considérées individuellement. Cependant l’environnement électromagnétique comporte généralement plusieurs perturbations simultanées et la performance de certains équipements peut être affectée par une combinaison particulière de perturbations. Limites en courant : Pour les courants nous appliquerons la norme CEI 61800-3. Dans cette approche, des limites de courant harmoniques sont appliquées à toute l'installation. Ces limites sont appliquées aux rapports de distorsion individuelle pour chaque rang, et au THD. Le tableau suivant représente les exigences d’émission de courant harmonique par rapport au courant total. Tableau 2 Exigences d'émission de courant harmonique RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 43 L’indice Rs i est le rapport de la puissance de court-circuit de la source avec la puissance apparente assignée de l’installation. Limites en tension : Les niveaux de compatibilité des composants harmoniques individuels de tensions doivent être compris comme relatifs aux états stationnaires ou quasi stationnaires. Ils sont donnés en tant que valeurs de références aussi bien pour les effets à long terme que pour les effets à très court terme. Les niveaux de compatibilité relatifs aux harmoniques individuels pour les effets à long terme sont donnés dans le tableau suivant, le niveau de compatibilité correspondant au taux de distorsion harmonique total est 8%. Tableau 3 : les niveaux de compatibilité des composants harmoniques En ce qui concerne les effets à très court terme, les niveaux de compatibilité relatifs aux composants harmoniques individuels de la tension sont égaux aux valeurs données par le tableau 2 , multipliés par un coefficient k calculé comme indiqué ci-dessous. K 1,3 0,7 (h 5) 45 Pour le taux de distorsion harmonique global, le niveau de compatibilité correspondant est de 11%. Les limites pour les émissions de grosses charges et d’installations sont coordonnées sur la base des niveaux de planification -CEI 61000-3-6. Le tableau suivant représente le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute tension. Tableau 4 : le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute tension RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 44 Le niveau de planification correspondant au taux de distorsion global est de : 6.5 % en moyenne tension et 3% en haute tension. Afin de compenser les perturbations de courant et de la tension, plusieurs techniques de dépollution seront présentées par la suite. 5.4. Etude harmonique Dans cette partie je vais présenter les résultats des différents relevés harmoniques suivant deux configurations : MLI H3PWM avec filtre sinus et MLI H3PWM avec imbrication de pulses, sous deux architectures différentes : Teaming et Multi MPPT. Nous allons alors résumer les différentes configurations des ponts réseaux en traitant deux cas avec des solutions harmoniques différentes : Un onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et un filtre sinus. 5.4.1 Un onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et imbrication des pulses. Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et filtre sinus : Ce premier cas simule le fonctionnement d’un MV3000 avec structure AFE à IGBT, avec et sans filtre sinus, le MV3000 est dédié surtout aux applications à moyenne tension adaptée aux projets solaire. Les harmoniques de courant sont centrés autour des fréquences multiples de la porteuse et donc repoussées vers les hautes fréquences. Ceci facilite le filtrage des harmoniques de courant et permet d’obtenir un courant quasi-sinusoïdal. La figure 34 représente la structure comportant les sources de tension d’un réseau triphasé, un transformateur, un filtre sinus et des panneaux solaires connectés sur le bus DC commun de l’AFE MV3000 composé de trois ponts en parallèle. Figure 34 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun et un filtre sinus RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 45 Dimensionnement du filtre sinus : Le filtre sinus est un circuit de trois branches RC introduit entre la self de découplage de l’afe et la self du réseau. Ainsi les harmoniques s’écouleront donc dans le filtre au lieu de remonter sur le réseau. Figure 35 : Schéma unifilaire du filtre sinus Pour dimensionner le filtre sinus, il est impératif de calculer l’impédance du réseau : Zsysteme = (Zreseau +Ztransformateur) // Zafe // (Rf + 1 ) jC Eq 5.2 À partir de l’Eq 5.2, on obtient : Zsysteme= Avec : Zeq jC Rf Zeq 1 jC Rf ( j)² Zeq C Zeq = (Zreseau Ztransformateur) Zdrive Zdrive Zreseau Ztransformateur Eq 5.3 Eq 5.4 Les expressions des éléments du filtre sinus sont exprimées ci-dessous : 1 Leq r ² Eq 5.5 (L réseau L transforma teur ) Ldrive L réseau L transforma teur Ldrive Eq 5.6 C Avec Leq La résistance du filtre peut être déterminée en tenant compte de l’amortissement du filtre, et les pertes dans la résistance. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 46 En accordant le filtre sinus sur le rang 15, l’impédance rencontrée par les courants est la suivante : Barre #BARRE1 /Configuration n°0 0.07 Impédance ( ) 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 60 70 80 90 100 Barre #BARRE1 /Configuration n°0 1.2 1.15 13.081.1 Amplification 1.1 1.05 1 0.95 0.9 0.85 0.8 0 10 20 30 40 50 Rang harmonique Figure 36 : impédance et le ratio d'impédance du réseau L’impédance non linéaire avec filtre (en bleu) est plus faible que l’impédance linéaire sans filtre (rouge) sauf pour l’antirésonance au rang 15. La deuxième figure représente le ratio de l’impédance qui montre la résonance du filtre sur le réseau. Résultats des simulations : Les valeurs des éléments caractéristiques de l’installation sont regroupées dans le tableau suivant: Réseau Tension 20 KV Puissance en court-circuit Fréquence nominale 116 MVA 50 HZ Transformateur DY11 Puissance apparente 1600 KVA Ucc 6% Tension secondaire 270 V Onduleur Nombre d’onduleur en parallèle Inductance à l’entrée du pont 3 100µH Puissance nominale 1500 KW Fréquence PWM 2.55 KZ Tableau 5 : Valeurs caractéristiques de la simulation RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 47 Les courants et les tensions réseau sont des signaux périodiques, qui peuvent être décomposés en série de Fourrier, en signaux sinusoïdaux à la fréquence du réseau, et à la somme de signaux sinusoïdaux, de fréquences 2, 3, 4 ,5…..n fois la fréquence du réseau, c’est ce nombre n qu’on nomme le rang de la composante harmonique. Nous rappelons que : u 2² u 3² u 4² u 5² u 6² ........ u1² THD tension = i 2² i 3² i 4² i 5² i 6² ........ i1² THD courant = Généralement, les harmoniques les plus gênants sont les harmoniques de rangs impairs. Les distributeurs d’énergie surveillent les harmoniques de rang 3, 5, 7, 9, 11,13, aussi la compensation des harmoniques jusqu’au rang 13 est impérative. Ils utilisent un appareil pour mesurer la distorsion, la mesure s’arrête au rang 50. Les figures suivantes présentent l’analyse temporelle et spectrale des courants et des tensions de la phase 1 sur le réseau, avant et après le filtrage. signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.044 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=39A 3 2.5 % 2 1.5 1 0.5 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 37 : Spectre du courant réseau sans filtre signal temporel I0 entre t=[0.3;0.4]s. THD= 0.009 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I1=38A 0.7 0.6 0.5 % 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 38 : Spectre du courant réseau avec filtre RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 48 4 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.051 x 10 3 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=19926V 3.5 3 2.5 % 2 1.5 1 0.5 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 39 : Spectre tension réseau sans filtre 4 3 signal temporel U4 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U4=19949V 0.25 0.2 % 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 40 : Spectre tension réseau avec filtre Le calcul de THD du courant et de tension sur le réseau avant et après filtrage est présenté dans le tableau ci-dessous. Rang Tension sans filtre V Tension sans filtre % Tension avec filtre V Tension avec filtre % courant sans filtre A Courant sans filtre % courant avec filtre A Courant avec filtre % 1,00 19926,00 100,00 19949,00 100,00 39,15 100,00 41,56 100,00 49,00 132.92 0,67 22,09 0,11 0,46 1,16 0,08 0,19 53,00 146,00 0,73 21,33 0,11 0,46 1,18 0,07 0,17 101,00 648,12 3,25 40,30 0,20 1,08 2,75 0,07 0,17 103,00 635,85 3,19 38,63 0,19 1,03 2,64 0,06 0,16 149,00 123,08 0,62 4,76 0,02 0,13 0,33 0,01 0,02 151,00 258,30 1,30 10,26 0,05 0,29 0,73 0,01 0,02 199,00 89,24 0,45 2,75 0,01 0,08 0,20 0,00 0,00 THD 5,10 0,30 4,40 0,9 Tableau 6 : Tableau de Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau Les harmoniques significatifs sont autour de la fréquence PWM et ses multiples, les valeurs de courants et de la tension sont trop élevées sur les rangs (49, 53, 101,103…). RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 49 Le filtre sinus accordé au rang 15 a donc fortement diminué des distorsions, baissant ainsi la valeur de THD en tension sur le réseau de 5.1 % à 0.3% et de 4.4% à 0.9% Les valeurs de THD tension et courant ont passées en dessous des limites de la norme. 5.4.2 Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM avec imbrication de pulses On s’intéresse dans ce deuxième cas à simuler le fonctionnement du MV3000 avec et sans imbrication de pulses. Ci-dessous, le Figure 41 représente la même structure que la configuration précédente sans le filtre sinus : Figure 41 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun sans filtre sinus Principe de l’imbrication des pulses : Pour réaliser l’imbrication de pulses, il faut effectuer des retards sur les porteuses qui doivent être décalées les unes des autres d’une période de Tmli . n Avec Tmli : la période de la porteuse n : le nombre de drives Dans notre cas, nous avons trois ponts en parallèle, les porteuses seront donc décalées de T mli . 3 La figure 42 ci-dessous montre le retard effectué sur les porteuses des trois drives RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 50 Porteuse drive 1 1 0.5 0 -0.5 -1 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 -3 x 10 Porteuse drive 2 1 0.5 0 -0.5 -1 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 -3 x 10 Porteuse drive 3 1 0.5 0 -0.5 -1 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 -3 x 10 Figure 42 : Principe de l'imbrication des pulses Le décalage des porteuses permet de réduire la distorsion harmonique, en effet le premier décalage permet de supprimer les harmoniques autour de la fréquence PWM, le deuxième supprime les harmoniques autour de 2 Fpwm , le troisième élimine celles qui sont autour de 3 Fpwm . Résultats des simulations : Les figures ci-dessous représentent l’analyse temporelle et l’analyse spectrale du courant et de la tension sur le réseau de la phase 1, sans et avec imbrication des pulses. signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.044 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=39A 3 2.5 % 2 1.5 1 0.5 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 43 : Spectre du courant généré sur le réseau sans imbrication de pulses signal temporel I0 entre t=[0.4;0.5]s. THD= 0.03 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.4 0.41 0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.47 0.48 0.49 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=41A 1.8 1.6 1.4 1.2 % 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 44 : Spectre du courant généré sur le réseau avec imbrication de pulses RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 51 4 3 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.051 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=19926V 3.5 3 2.5 % 2 1.5 1 0.5 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 45 : Spectre de la tension générée sur le réseau sans imbrication de pulses 4 3 signal temporel U0 entre t=[0.4;0.5]s. THD= 0.02 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.4 0.41 0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.47 0.48 0.49 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=19927V 1.4 1.2 1 % 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 46 : Spectre de la tension générée sur le réseau avec imbrication de pulses Le calcul de THD du courant et de tension sur le réseau avant et après filtrage est présenté dans le tableau ci-dessous. Rang Tension sans imbrication V Tension sans imbrication % Tension avec imbrication V Tension avec imbrication % Courant sans imbrication en A Courant sans imbrication en % Courant avec imbrication en A Courant avec imbrication en % 1 49 53 101 103 149 151 199 THD 19926 132,92 146,00 648,12 635,85 123,08 258,30 89,24 100,00 0,67 0,73 3,25 3,19 0,62 1,30 0,45 5,1 19926 48,84 58,34 1,35 6,23 108,67 243,5 3,325 100,00 0,24 0,29 0,007 0,031 0.54 1.22 0,02 2,00 39,15 0,46 0,46 1,08 1,03 0,13 0,29 0,08 100,00 1,16 1,18 2,75 2,64 0,33 0,73 0,20 4,40 40,67 0,17 0,18 0,001 0.01 0.12 0.27 0,025 100,00 0,41 0,45 0,003 0.03 0.30 0.67 0,06 3,00 Tableau 7 : Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau Sur la première figure, la forme d’onde du courant est déformée, en la comparant avec la norme, on trouve que certains rangs dépassent largement les limites. Le THD en courant sans imbrication des pulses est égal à 4,4%, c’est une valeur qui révèle une pollution harmonique significative. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 52 Avec imbrication, la distorsion en courant a diminué, pour passer d’un THD de 4.4% à 3,00%. La distorsion en tension, quant a elle, est passé d’un THD de 5.1% sans imbrication à 2% avec imbrication. Pour conclure sur cette partie, on a pu relever les harmoniques sur le réseau sous deux configurations avec deux solutions différentes. Dans un premier temps nous nous sommes intéressé à la solution hardware c'est-à-dire l’utilisation d’un filtre sinus (passif) puis dans un second temps à la solution software, l’imbrication de pulses. D’après les relevés d’harmoniques, on peut dire que les deux solutions sont efficaces et permettent de baisser fortement le niveau de distorsions harmoniques sur le réseau et de passer bien en dessous des normes prescrites par ERDF. Cependant chaque solution présente ses avantages et ses inconvénients. L’imbrication des pulses a l’avantage d’être simple d’utilisation et économique puisqu’il suffit de décaler les signaux de commande pour éliminer les harmoniques de certains rangs. L’inconvénient majeur de cette solution est que l’on peut avoir un courant de circulation entre les ponts en mode teaming. Le filtre sinus permet d’évacuer les harmoniques par la terre et ainsi ne pas polluer le réseau. Cette solution se révèle en effet très efficace et permet de baisser fortement le THD réseau. Il permet en même temps de compenser la puissance réactive. Cependant il faut prendre en compte les problèmes de résonance avec l’impédance du à l’utilisation des condensateurs. L’autre inconvénient majeur d’un tel dispositif est son prix. Il présente un réel coût et l’utilisation d’un tel dispositif est à étudier devant les autres solutions. 6. La compensation d’énergie réactive 6.1. L’énergie réactive Les réseaux électriques à courant alternatif fournissent l'énergie apparente qui correspond à la puissance apparente (ou puissance appelée). Cette énergie se décompose en deux formes d'énergie : - l'énergie active, transformée en énergie mécanique (travail) et en chaleur (pertes), - l'énergie réactive, utilisée pour créer des champs magnétiques. Les consommateurs d'énergie réactive sont les moteurs asynchrones, les transformateurs, les inductances (ballasts de tubes fluorescents) et les convertisseurs statiques (redresseurs). 6.2. Le facteur de puissance C'est le quotient de la puissance active consommée et de la puissance apparente fournie. Le cos est le facteur de puissance du fondamental et ne prend pas en compte la puissance véhiculée par les harmoniques. Un facteur de puissance proche de 1 indique une faible consommation d'énergie réactive et optimise le fonctionnement d'une installation. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 53 6.3. Représentations graphiques 6.4. La compensation de l’énergie réactive par l’AFE La compensation de l'énergie réactive est un élément important pour réduire la facture d’énergie et améliorer la qualité du réseau électrique. Pour améliorer le facteur de puissance, il faut installer des condensateurs (source d'énergie réactive). Cette opération est appelée " compensation ". L’AFE MV3000 utilisé dispose d’une consigne de courant réactif afin de compenser au mieux la puissance réactive à fournir ou consommer et permet ainsi de faire varier le facteur de puissance. Ainsi lorsque l’on consomme du réactif sur le réseau, la tension convertisseur et donc la tension réseau baisse et inversement lorsque l’on envoie du réactif sur le réseau la tension convertisseur et donc réseau augmente. Cela permet de rééquilibrer le réseau lors de grosse variation de tension. Voir ANNEXE D : La compensation de l’énergie réactive Cas 1 : On consomme du réactif, cos γ =0.95 Uconv=256V Cas 2 : On envoi du réactif, cos γ = 0.95 Uconv=298V Cas 3 : On consomme du réactif, cos γ =0.9 Uconv=247 V Cas 4 : On envoi du réactif, cos γ = 0.9 Uconv=308 V RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 54 7. Mise à la terre du bus DC Le régime de neutre retenu est IT avec mise à la terre du point milieu du bus DC à travers une résistance comme indiqué sur la figure ci-dessous Ce système permet la signalisation du 1er défaut et le déclenchement n'intervient qu'au 2ème défaut. 8. Filtre EMC du bus DC L’intégration de filtre EMC placé sur le bus continu c'est-à-dire entre l’onduleur et les panneaux solaires permet de respecter les normes en terme d’émission HF et contribue à une plus grande fiabilité du système. Converteam a choisi d’utiliser des filtres SHAFFNER de la gamme FN 2200. Ces filtres sont optimisés pour les systèmes PV et sont conçu pour être installés sur les alimentations en courant continu des onduleurs solaires L’utilisation de ces filtres permettrait d’être en conformité avec la norme CEM européenne EN 61000, qui fait fréquemment office de directive pour les systèmes PV. De plus ils permettent d’augmenter la durée de vie des panneaux solaires, de diminuer la sensibilité aux perturbations et de réduire le potentiel de dissipation en éloignant des panneaux solaires les courants perturbateurs et les courants de fuite à haute fréquence produits par l’onduleur. On peut souligner le fait que ces nouveaux filtres FN 2200 ont un encombrement réduit par rapport aux solutions traditionnelles , point a ne pas négliger lors de l’intégration du système de conversion dans un shelter. Leur puissance dissipé est inférieur à < 0,0008 % de la puissance nominale ce qui nuit nullement au rendement du système RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 55 Les caractéristiques techniques du filtre EMC Schaffner FN2200-1000-99 sont décrit ci dessous : Tension max supporté :1200 V dc Courant nominal : 1000A à 55°C Catégorie de protection : IP00 Capacité de surcharge : 4x le courant nominal a la mise sous tension 1.5x le courant nominal pendant une minute une fois par heure. Température en fonctionnement et stockage : -40°C à 100°C Figure 47 : Schéma interne du circuit électrique du filtre EMC FN2200 Le schéma électrique donnée par le constructeur ci-dessus m’a permit de modéliser son équivalent sous plecs que l’on peut voir sur la figure ci-dessous : Figure 48 : Modélisation sous plecs du filtre EMC FN2200 D’après les caractéristiques dimensionnant du filtre, j’ai placé un filtre à chaque entré des différents drives de l’onduleur supportant une charge de 1000A chacun. Dans un même temps, j’ai ajouté les capas de fuite et résistances d’isolement des câbles du bus DC et celles des câbles du coté triphasé reliant le transformateur à l’onduleur afin de faire apparaître les courants de fuite RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 56 Figure 49 : Schéma de l’installation avec filtres EMC et capas de fuite des câbles Ne connaissant pas exactement la valeurs des capas de fuites, j’ai réalisé plusieurs simulations pour différentes valeurs. Les résultats restant globalement identiques, je donnerai comme exemple les résultats d’une simulation afin de mettre en évidence les effets du filtre sinus sur la tension phase terre sur le bus DC. Valeur des capas de fuite : Capas du réseau triphasé :2nF Capas du bus DC : 20nF Ci-dessous les relevés de tension et courant obtenu sans le filtre EMC : signal temporel I0 entre t=[0;0.02]s. THD= 21.737 1500 1000 500 0 -500 -1000 0 0.002 0.004 0.006 0.008 0.01 0.012 0.014 0.016 0.018 0.02 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I1=3A 1200 1000 % 800 600 400 200 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 50 : Tension phase terre du bus DC RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 57 Figure 51 : Courant au point milieu du pont diviseur résistif : Le zoom de la figure 50 permet de mettre en évidence les perturbations liées à la fréquence de hachage de l’onduleur. La pseudo période mesuré étant de 0.4ms, on retrouve bien la fréquence de hachage égale a 2,5kHz Le courant de fuite reste toutefois très faible de l’ordre de 0.5 A crête. Avec un filtre EMC à l’entrée de chaque drive, nous obtenons les relevés de tension et courant suivant : signal temporel I0 entre t=[0;0.02]s. THD= 0.826 1000 950 900 850 800 750 700 650 600 0 0.002 0.004 0.006 0.008 0.01 0.012 0.014 0.016 0.018 0.02 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I1=59A 50 40 % 30 20 10 0 0 20 40 60 80 100 x50 Figure 52 : Tension phase terre avec filtre EMC Figure 53 : Courant au point milieu du pont diviseur à la terre Le filtre EMC a permit de supprimer les hautes fréquences pour ne laisser que la partie continue La tension phase terre suit l’image de la tension de bus DC. Le courant de fuite diminue progressivement jusqu'à 200mA environ ce qui donne une ordre de grandeur et reste négligeable. Le filtre EMC joue donc bien son rôle et a permit d’éliminer les perturbations HF. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 58 Conclusion Ce projet a nécessité de reprendre deux simulations existantes : La première reprenant la partie allant du réseau au bus DC de l’onduleur dans une configuration minime ayant comme charge une unique source de courant constant. La seconde quant à elle modélisant un champ PV et sa régulation MPPT. Le but a donc été de reprendre ces deux simulations afin de n’en former qu’une, permettant de simuler l’installation solaire dans sa globalité puis de l’optimiser en ajoutant des filtres et en créant plusieurs configurations (teaming / Multi MPPT) et suite à cela de donner les résultats des performances réseaux (TDH, réactif) à comparer aux normes prescrites par EDF. Cela à nécessité des études préliminaires afin de comprendre au mieux le fonctionnement de l’onduleur, sa régulation de courant et tension de bus DC, avec sa partie réseau d’une part et d’autre part, de connaître la composition d’un champ PV avec ses modules et cellules PV ainsi que le modèle associé, puis de connaître les différents algorithmes de régulation MPPT existant. L’objectif du stage est atteint puisque l’ensemble des simulations de chacune des configuration possible à été réalisé et permettent de simuler une installation solaire à différents points de fonctionnement , suivant différentes configurations (teaming ou multi mppt) avec plusieurs solutions de filtrage harmoniques (imbrication ou filtre sinus). La réalisation des différentes simulations a permis de faire des relevés d’harmoniques tension, courant à différents points de l’installation et de définir les solutions de filtrage harmoniques suivant les configurations utilisées. Le travail réalisé va permettre de valider le dimensionnement de chaque élément de l’installation (self de découplage, transformateur, drive, filtre…) A noter que ces simulations ne sont pas représentatifs d’une installation solaire type et peuvent êtres modifiées suivant l’architecture des futures installations solaires qui peuvent dérivés suivant la puissance du champ PV , le nombre de pont onduleur utilisé et les caractéristiques du réseau. Ce stage en entreprise a été pour moi très enrichissant tant au point de vue relationnelle en entreprise avec le partage de leurs expériences et le travail au sein d’une équipe d’ingénieur que par les connaissances techniques acquises. Il m’a permit de confronter mes connaissances théoriques aux méthodes employées dans l’industrie ainsi que d’acquérir des connaissances supplémentaires dans le domaine de l’électrotechnique et de la mise en place d’architecture électrique complète allant du réseau électrique jusqu’aux panneaux solaires . J’ai pu approfondir mes connaissances sur le logiciel Matlab/Simulink et utiliser de nouveaux modules tel que Plecs pour la modélisation des éléments de puissance (IGBT, Transformateur, réseau, PV…) et Caviar pour le calcul des impédances réseau et relevé d’harmoniques. Réaliser un stage sur les énergies renouvelables et participer à un projet d’installation de ferme solaire est pour moi une expérience très valorisante dans un domaine en plein expansion. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 59 Bibliographie [1] Norme internationale 2004. CEI 61800-3:2004 : Association Française de normalisation, Août [2] Norme internationale CEI 61000-2-4, deuxième édition 2002-06. [3] Norme internationale CEI 61000-3-6 :2008, Association Française de normalisation, Février 2008. [4] Les perturbations électromagnétiques basse et haute fréquence : Schneider Electric [5] La compensation de l’énergie réactive : Schneider Electric [6] Spécifications techniques relatives à la protection des personnes et des biens dans les installations photovoltaïques raccordées au réseau ADEME [7] Présentation de l’énergie solaire, Modélisation d’une cellule PV, MPPT : http://sites.uclouvain.be/e-lee/FR/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/solaire.htm [8] Thèse : « Etude de l’intégration de la production décentralisée dans un réseau Basse tension. Application au générateur photovoltaïque » Yann PANKOW [9] Rapport de stage Converteam S.EL-Jorti « simulateur pour le calcul d’harmoniques sur le réseau » [10] Converteam. The power conversion company . www.converteam.fr. [11] The mathworks. www. mathworks.fr. RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 60 Table des figures et tableaux Figure 1: La création de CONVERTEAM ................................................................................................... 7 Figure 2 Les pétroliers ............................................................................................................................. 8 Figure 3 : les plates-formes offshore....................................................................................................... 8 Figure 4: les laminoirs.............................................................................................................................. 8 Figure 5: les hydroliennes ....................................................................................................................... 9 Figure 6: les implantations de CONVERTEAM dans le monde ................................................................ 9 Figure 7: la direction de l’entreprise ..................................................................................................... 10 Figure 8: la part de chaque secteur d’activité dans les commandes de 2008 ...................................... 11 Figure 9: Schéma d'une cellule élémentaire ......................................................................................... 13 Figure 10 : Modèle équivalent d'une cellule PV ................................................................................... 15 Figure 11 : Caractéristiques I=f(V) d'une cellule PV ............................................................................. 16 Figure 12 : Caractéristiques et I=f(V) et P=f(V) à différents points d'ensoleillements .......................... 17 Figure 13 : Ex de températures pour une journée au mois de décembre ............................................ 17 Figure 14 : Ex d’ensoleillement pour une journée ................................................................................ 18 Figure 15 : Courbe caractéristique d'une cellule PV ............................................................................. 19 Figure 16 : Schéma de raccordement des panneaux et la photo du dispositif correspondant ............ 21 Figure 17 : Modèle PV sous Plecs .......................................................................................................... 22 Figure 18 : Modèle de la source de courant du champ PV ................................................................... 23 Figure 19 : Organigramme, mppt de conductance progressive ............................................................ 25 Figure 20 : Organigramme mppt de la tension en boucle ouverte ....................................................... 25 Figure 21 : Organigramme mppt de courant de court circuit ............................................................... 26 Figure 22 : Organigramme mppt (P&O) ................................................................................................ 27 Figure 23 : Courbes PV de la recherche du point de fonctionnement optimum .................................. 27 Figure 24 : Schéma simulink de l'algorithme mppt (P&O) .................................................................... 28 Figure 25 : Evolution P=f(U) et Puissance régulée ................................................................................ 30 Figure 26 : Evolution P=f(u) et Puissance régulé a ensoleillement variable ......................................... 30 Figure 27 : Schéma représentant les différents éléments constitutif de l'installation solaire ............. 33 Figure 28 : Onduleur de tension triphasé ............................................................................................. 34 Figure 29 : Tension entre phase ............................................................................................................ 35 Figure 30 : Boucle de régulation de la tension continue....................................................................... 37 Figure 31 : Boucle de régulation du courant actif ................................................................................. 38 Figure 32 : Boucle de régulation du courant réactif.............................................................................. 38 Figure 33: schéma unifilaire représentant l'impédance du circuit d'alimentation "vu par" l'harmonique de rang h ......................................................................................................................... 41 Figure 34 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun et un filtre sinus .......... 45 Figure 35 : Schéma unifilaire du filtre sinus .......................................................................................... 46 Figure 36 : impédance et le ratio d'impédance du réseau .................................................................... 47 Figure 37 : Spectre du courant réseau sans filtre.................................................................................. 48 Figure 38 : Spectre du courant réseau avec filtre ................................................................................. 48 Figure 39 : Spectre tension réseau sans filtre ....................................................................................... 49 Figure 40 : Spectre tension réseau avec filtre ....................................................................................... 49 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 61 Figure 41 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun sans filtre sinus ........... 50 Figure 42 : Principe de l'imbrication des pulses .................................................................................... 51 Figure 43 : Spectre du courant généré sur le réseau sans imbrication de pulses ................................. 51 Figure 44 : Spectre du courant généré sur le réseau avec imbrication de pulses ................................ 51 Figure 45 : Spectre de la tension générée sur le réseau sans imbrication de pulses ............................ 52 Figure 46 : Spectre de la tension générée sur le réseau avec imbrication de pulses ........................... 52 Figure 47 : Schéma interne du circuit électrique du filtre EMC FN2200 ............................................. 56 Figure 48 : Modélisation sous plecs du filtre EMC FN2200 ................................................................... 56 Figure 49 : Schéma de l’installation avec filtres EMC et capas de fuite des câbles .............................. 57 Figure 50 : Tension phase terre du bus DC............................................................................................ 57 Figure 51 : Courant au point milieu du pont diviseur résistif :.............................................................. 58 Figure 52 : Tension phase terre avec filtre EMC ................................................................................... 58 Figure 53 : Courant point milieu du pont diviseur à la terre ................................................................ 58 Tableau 1 : Rendements des différentes technologies ......................................................................... 14 Tableau 2 Exigences d'émission de courant harmonique ..................................................................... 43 Tableau 3 : les niveaux de compatibilité des composants harmoniques .............................................. 44 Tableau 4 : le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute tension ............... 44 Tableau 5 : Valeurs caractéristiques de la simulation ........................................................................... 47 Tableau 6 : Tableau de Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau ..................................... 49 Tableau 7 : Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau........................................................ 52 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 62 Annexes ANNEXE A : Résultats de simulations sur la caractérisation des panneaux solaires Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à température constant, pour différentes valeurs d’ensoleillement 10 1000W/m² 800W/m² 600W/m² 400W/m² 9 8 7 Courant(A) 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Tension(V) 250 1000W/m² 800W/m² 600W/m² 400W/m² 200 Puissance (W) 150 100 50 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Tension (V) RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 63 Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à ensoleillement constant, pour différentes valeurs de température 9 T1=0°C T2=15°C T3=25°C T4=40°C 8 7 Courant (A) 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 Tension (V) 30 35 40 45 50 300 T1=0°C T2=15°C T3=25°C T4=40°C 250 Puissance(W) 200 150 100 50 0 0 RUER Alexandre 5 10 15 20 25 Tension(V) 30 35 40 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire 45 50 Page 64 ANNEXE B : résultats de simulation à différents points de fonctionnement 1000W/m² T=-10°C Umpp =773V (788V dans le cahier des charges) P=1433kW 1000W/m² T=25°C Umpp =650V P=1200kW RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 65 1000W/m² T=70°C Umpp =620V (596V dans le cahier des charges) P=1150kW Ensoleillement variable entre 0 et 1000W/m² RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 66 Tcell : -10°C Vbus=820V G=950w/m² P=1300kw Tension réseau: 4 Ureseau(V) 4 Tension x 10 2 0 -2 -4 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 Temps(s) 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 Uconv1(V) 1000 500 0 -500 -1000 Uconv2(V) 1000 500 0 -500 -1000 Uconv3(V) 1000 500 0 -500 -1000 Courant réseau : Courant Ireseau(A) 100 50 0 -50 -100 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 Temps(s) 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 Iconv1(A) 2000 1000 0 -1000 -2000 Iconv2(A) 2000 1000 0 -1000 -2000 Iconv3(A) 2000 1000 0 -1000 -2000 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 67 Régulation de la tension de bus DC : Tension de bus dc 1000 900 800 700 Vdc(V) 600 500 400 300 200 100 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Puissance régulée a ensoleillement constant : Puissance 1200 Puissance(kW) 1000 800 600 400 200 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Temps(s) 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Puissance active et réactive sur chaque pont onduleur: Puissance drive 1 0.05 Puissance active(pu) 0 -0.05 -0.1 -0.15 -0.2 -0.25 -0.3 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Temps(s) 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0.02 0.015 0.01 Réactif(pu) 0.005 0 -0.005 -0.01 -0.015 -0.02 -0.025 RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 68 ANNEXE C : Les différentes configurations : Multi mppt imbrication au secondaire du transformateur : Multi mppt avec imbrication des 3 ponts : Multi mppt avec filtre sinus RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 69 Un bus (teaming) avec imbrication des 3 ponts : Un bus (teaming) avec filtre sinus : RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 70 ANNEXE D : La compensation de l’énergie réactive Cas 1 : On consomme du réactif, cos γ =0.95 Uconv=256V Tension réseau : 4 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003 x 10 3 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=19875V 0.2 % 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 x50 Courant réseau : signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.009 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=43A 0.7 0.6 0.5 % 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 20 RUER Alexandre 40 60 80 100 x50 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 71 Cas 2 : On envoi du réactif, cos γ = 0.95 U=298V Tension réseau : 4 3 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.004 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=20022V 0.25 0.2 % 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 x50 Courant réseau : signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.01 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 Spectre multiples Fn,I0=37A 0.7 0.6 0.5 % 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 20 RUER Alexandre 40 60 80 100 x50 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 72 Cas 3 : On consomme du réactif, cos γ =0.9 U=247 V Tension réseau : 4 3 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=19841V 0.2 % 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 x50 Courant réseau : signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.008 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=46A 0.5 0.4 % 0.3 0.2 0.1 0 0 20 RUER Alexandre 40 60 80 100 x50 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 73 Cas 4 : On envoi du réactif, cos γ = 0.9 U=308 V Tension réseau : 4 3 signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.004 x 10 2 1 0 -1 -2 -3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,U0=20056V 0.25 0.2 % 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 x50 Courant réseau : signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.012 60 40 20 0 -20 -40 -60 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4 0.42 0.44 0.46 0.48 0.5 120 140 160 180 200 Spectre multiples Fn,I0=38A 0.7 0.6 0.5 % 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 20 RUER Alexandre 40 60 80 100 x50 Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 74 Paramètres utilisés pour les simulations %%Paramètre réseau Pcc=116; %MVA Ures=20e3; ucc=0.06; Fpwm=2550; te=1/(2*Fpwm); f=50; %% fréquence réseau imbric=0; %% active & désactive l’imbrication de pulses SimTd=1; %% active & désactive les temps mort td=5e-6; Vdc=820; mppt=0; %choix de l'algorithme mppt/ 1: P&O (précis mais temps de reponse mauvais)/0: conductance progressive (moins précis mais meilleur temps de réponse) Teaming=0;%Active & desactive l'option teaming H3=1; % Active ² desactive l'homopolaire TEnfiltre=1; % Active & desactive filtre sinus if SimTd==1 Tsim=td/4; else Tsim=te/10; end %% ton=0.05; %temps à partir duquel on a tension nom tCB=0; tCBF=0; %% %............transfo............... stf=1600e3; %% puissance nominale transformateur up=20e3; us=270; Intran=stf/(sqrt(3)*us); r=up/us; k=0.5; Zb=us/(sqrt(3)*Intran); Ldec2=100e-6; Rsv=0.02*2*pi*f*Ldec2; Xres= (Ures^2)/(Pcc*1e6); Lres=Xres/(r^2)/(2*pi*f); Xtran=ucc*(us^2)/stf; Ltran=Xtran/(2*pi*f); Ls= ucc*(us^2)*k/(stf*2*pi*f); Lp= 3*ucc*(up^2)*(1-k)/(stf*2*pi*f); Rs=0.06*Ls*2*pi*f; Rp=0.06*Lp*2*pi*f; Vdcn= sqrt(2)*us ; In=Intran; Imax=sqrt(2)*In; Pn=sqrt(3)*us*In; %% %param_regul courant.......... Rtot2=(((Rp/3)/(r^2))+Rs+Rsv); % Rtot2=Rsv; Ltot2=Ltran+Ldec2; % Ltot2=Ldec2; Tsys2=Ltot2/Rtot2; Kr2=1/(Rtot2/Zb); RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 75 Tr2=0.5*Tsys2/Kr2; Tn2=Tr2/5; Kp2=Tsys2/(Kr2*Tn2); Ki2=1/(Kr2*Tn2); %% %param_regul_tension_busDC Cdc=3*11.6e-3; Cdc_pu=Cdc*2*pi*f*Zb; Tn1=0.005; psi=1; wn=1/Tn1; Ki1=Cdc_pu/3/(2*pi*f)*(wn^2); Kp1=(2*psi*wn*Cdc_pu/3/(2*pi*f)); Ti=Kp1/Ki1; %% %param_filtre_sinus% Cf=5.52e-3; Rf=1.44e-2; %% Array data Tamb1=-40; array.Mp = 240; % nombre de module en parrallèle array.Ms = 20; % nombre de module en série %% Module data module.Np = 1; %number of cells in parallel nombre de cellule en parrallèle module.Ns = 6*12; %number of cells in series nombre de cellule en serie Np=1; Ns=6*12; module.type = 'poly-cristallins'; %module type module.Pmpp = 280; %nominal power [Wp]puissance nominale module.Umpp = 35.2; %maximum power voltage [V]tension à puissance maximum module.Impp = 7.95; %maximum power current [A]courant à puissance maximum module.Uoc = 44.8; %open circuit voltage [V]tension de circuit ouvert module.Isc = 8.33; %short circuit current [A]courant de court-circuit module.gmppT = -0.96; %temperature coefficient du Pmpp [W/deg C] module.bocT = -0.138; %temperature coefficient du Uoc [V/deg C] module.ascT = 3.7e-3; %temperature coefficient du Isc [A/deg C] %PV.module.eta = 13.03; %module efficiency [%]rendement du module module.FF = 0.05; %fill factor tenesol:=0.72 module.len = 1956; %module length [mm]longueur du module module.wid = 992; %module width [mm]largeur du module %% Cell data cell.type = 'Polycrystalline'; %cellule type cell.len = 156; %cell length [mm]longueur de la cellule cell.wid = 156; %cell width [mm]largeur de la cellule cell.Tr = 298.15; %cellule reference temperature [K] cell.Ior = 3.047e-7; %diode inverse saturation courant à Tr [A] cell.A = 1.3913; %diode quality facteur cell.B = 1.7471; %diode quality facteur cell.rs = 3.909e-3; %series resistance [Ohm](pour peugeot nous avons ajuster rs afin d'obtenir Iccsimu=Icccalcul) ancienne valeur:3.909e-3 cell.rp = inf; %parallel resistance [Ohm] cell.cp = 1e-7; %parallel capacitance [F] cell.tau = 0.05; %constante de temps thermique [s] RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 76 cell.incRd = 9.137e-3; %diode incremental resistence [Ohm] %% Standard test conditions STC.AM = 1.5; %air mass STC.G = 1000; %irradiance ( ensolleillement) [W/m2] STC.Tc = 25; % temperature de la cellule [deg C] %% Normal operating conditions NOC.G = 800; %irradiance [W/m2] NOC.Tc = 45; %temperature de la cellule [degC] NOC.Ta = 20; % temperature ambiant[deg C] NOC.ws = 1; %vitesse du vent [m/s] %% Fundamental constants fund.q = 1.6021e-19; %charge on an electron [C] fund.Eg = 1.11; % bandgap for Silicon [eV] fund.k = 1.3854e-23; %Boltzmann's constant [J/K] fund.T0 = -273.15; %Absolute zero temperature [deg C] %% LV Grid LV.Vn = 410; %tension réseau [V] LV.fn = 50; %fréquence du réseau [Hz] %% Active Front End AFE.Vn = 410; %AFE line voltage [Vrms] AFE.Ib = 1443; %AFE courant nominale[Arms] AFE.Pn = 1000e3; %AFE puissance nominal [W] AFE.QF = 25; %quality factor for inductors AFE.L1 = 451e-6; %line side inductor [H] AFE.L2 = 903e-6; %AFE side inductor [H] AFE.C1 = 63e-6; %star-equivalent of delta capacitors [F] AFE.C2 = 12.5e-6; %common mode capacitor, line side [F] AFE.C3 = 12.5e-6; %common mode capacitor [F] AFE.R1 = 2*pi*LV.fn*AFE.L1/AFE.QF; %line side inductor resistance [ohm] AFE.R2 = 2*pi*LV.fn*AFE.L2/AFE.QF; %AFE side inductor resistance [ohm] AFE.C21 = AFE.C1+AFE.C2; %shunt capacitance between L1 and L2 [F] %% DC link DC.Vdo = 3*sqrt(2)/pi*AFE.Vn*array.Ms/array.Ms; %base DC link voltage [V] DC.Ib = AFE.Pn*array.Ms/array.Ms*array.Mp/array.Mp/DC.Vdo; %base DC link current [A] DC.Vmax = (1.35-(0.3/90)*Tamb1)*DC.Vdo; %maximum controllable DC link voltage [V] %DC.Vmax=1.3*DC.Vdo; DC.Vdc=(1.35-(0.3/90)*Tamb1)*DC.Vdo+50; DC.control.upper =array.Mp*10; DC.control.lower =array.Mp*(-0.01); DC.control.Ts = 1e-3; %DC link voltage controller sample time [s] RUER Alexandre Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire Page 77