République Algérienne Démocratique et Populaire

République Algérienne Démocratique et Populaire
Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Université des Sciences et de la Technologie d’Oran Mohamed Boudiaf
Faculté de Génie Électrique
Département d’Électronique
Thèse de Doctorat Es-Sciences
Spécialité : Électronique
Option : Systèmes Photovoltaïques
Présentée par
DAOUD Amine
Intitulée
Contrôle de la Puissance d’un Générateur
Photovoltaïque pour le Pompage Solaire
Soutenue le 17/09/2013, devant le jury composé de :
Mr FLAZI Samir
Président
Professeur
USTO-MB
Mr AHMED-FOITIH Zoubir
Rapporteur
Professeur
USTO-MB
Mr CHAKER Abdelkader
Examinateur
Professeur
ENSET-Oran
Mr MEROUFEL Abdelkader
Examinateur
Professeur
U. Djilali Liabes
de Sidi Bel-Abbès
Mr BENDAOUD Abdelber
Examinateur
Professeur
U. Djilali Liabes
de Sidi Bel-Abbès
Mr BENDIABDELLAH Azzedine Examinateur MC-A
USTO-MB
Table des Matières
INTRODUCTION GENERALE
1
Chapitre 1 : Systèmes Photovoltaïques
1-1 INTRODUCTION
3
1-2 POTENTIELS NATIONAL DES ENERGIES RENOUVELABLES
3
1-2-1 Potentiel de l’énergie éolien
3
1-2-2 Potentiel de l’énergie géothermique
4
1-2-3 Potentiel de l’hydroélectricité
4
1-2-4 Le potentiel de la biomasse
4
1-2-5 Le potentiel solaire
4
1-3 CONSTITUTION D’UN PANNEAU SOLAIRE
1-3-1 Les cellules solaires
5
5
1-3-2 Les modules solaires photovoltaïques
11
1-3-3 Rendement
13
1-4 EFFET DE L’ENSOLEILLEMENT ET DE LA TEMPERATURE
14
1-5 CLASSIFICATION DES SYSTEMES PHOTOVOLTAIQUES
15
1-6 AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES SYSTEMES PHOTOVOLTAIQUES
16
1-7 CONCLUSION
17
Chapitre 2 : Systèmes de Pompage Photovoltaïque
2-1 INTRODUCTION
18
2-2 CARACTERISTIQUES GENERALES
18
2-3 LES PERTES DE CHARGE
19
2-3-1 Pertes de charge linéaires
20
2-3-2 Pertes de charge singulières
20
2-4 LES TYPES DE POMPES
2-4-1 La pompe volumétrique
21
21
2-4-2 La pompe centrifuge
22
2-4-3 Choix d’une pompe
23
2-5 MOTEUR ELECTRIQUE
23
2-5-1 Moteur à courant continu
24
2-5-2 Moteur à courant alternatif
25
2-6 CONFIGURATIONS D’UN SYSTEME DE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE
26
2-7 RENDEMENT D’UN SYSTEME DE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE
27
2-8 CONVERTISSEUR STATIQUE CC/CC
28
2-8-1 Hacheur dévolteur
28
2-8-2 Hacheur survolteur
29
2-8-3 Hacheur dévolteur-survolteur
31
2-9 CONCLUSION
32
Chapitre 3 : Énergie Solaire
3-1 INTRODUCTION
33
3-2 RESSOURCE SOLAIRE
33
3-3 TRAJECTOIRE DU SOLEIL
34
3-4 ORIENTATION ET INCLINAISON
35
3-5 ROLE DE L’ATMOSPHERE
36
3-6 MESURE DU RAYONNEMENT SOLAIRE
37
3-7 INTERFACE D’ACQUISITION D’ENSOLEILLEMENT ET DE LA TEMPERATURE
38
3-8 CONCLUSION
41
Chapitre 4 : Poursuite du Point de Puissance Maximale
4-1 INTRODUCTION
42
4-2 LES METHODES INDIRECTES
42
4-2-1 Méthode d’ajustement de courbe
42
4-2-2 Méthode se basant sur la table des caractéristiques
42
4-2-3 Méthode se basant sur la tension de circuit ouvert
43
4-2-4 Méthode se basant sur le courant de court-circuit
44
4-2-5 Méthode de la cellule pilote
44
4-3 LES METHODES DIRECTES
44
4-3-1 Méthodes d’échantillonnage
44
4-3-2 Méthode de l’oscillation forcée
52
4-3-3 Méthodes basées sur l’intelligence artificielle
53
4-3-4 Méthode de commutation de modules photovoltaïques
56
4-4 CONCLUSION
56
Chapitre 5 : Simulation et Réalisation Pratique
5-1 INTRODUCTION
58
5-2 MODÉLISATION DU SYSTÈME DE POMPAGE D’EAU
58
5-2-1 Modélisation du générateur photovoltaïque
58
5-2-2 Modélisation du convertisseur statique
63
5-2-3 Mécanisme de poursuite du point de puissance maximale
65
5-2-4 Modélisation de la partie moteur-pompe
66
5-3 METHODES DE POURSUITE DU POINT DE PUISSANCE MAXIMALE
71
5-3-1 Méthode de poursuite basée sur la vitesse
71
5-3-2 Méthode de poursuite basée sur la pression
72
5-3-3 Méthode de poursuite basée sur la tension du générateur photovoltaïque
73
5-3-4 Structure de l’algorithme de pompage d’eau
76
5-4 RESULTATS DE SIMULATION
78
5-4-1 Couplage direct
78
5-4-2 Résultats de poursuite du point PPM
83
5-4-3 Comparaison entre les systèmes de pompage avec et sans poursuite du PPM
87
5-4-4 Résultats de poursuite avec une température variable
92
5-5 RESULTATS PRATIQUES
95
5-6 CONCLUSION
101
CONCLUSION GENERALE
103
ANNEXE 1: Caractéristiques du module photovoltaïque LA361K51
105
ANNEXE 2: Installation photovoltaïque
108
ANNEXE 3: Les capteurs et les différentes cartes électroniques
112
Liste des Figures
Fig.1.1 : Carte mondiale de la ressource solaire
5
Fig.1.2 : Vue en coupe d’une cellule photovoltaïque
6
Fig.1.3 : Caractéristiques I(V) d’une cellule photovoltaïque soumise à différents éclairement
7
Fig.1.4 : Coût et performance des différentes technologies photovoltaïques
8
Fig.1.5 : Schéma électrique équivalent d’une cellule photovoltaïque
10
Fig.1.6 : Caractéristique Icell(Vcell) d’une cellule photovoltaïque pour
10
un ensoleillement et une température donnés
Fig.1.7 : Caractéristiques résultantes d’une association de NS cellules en série
11
Fig.1.8 : Caractéristiques résultantes d’une association de NP cellules en parallèle
12
Fig.1.9 : (a) Architecture d’un panneau solaire photovoltaïque avec diodes de protections.
13
(b) Défaillance d’une des cellules du module PV et activation de la diode bypass
Fig.1.10 : Configuration série-parallèle avec des diodes d’isolation et de Bypass
13
Fig.1.11 : Influence de l’ensoleillement sur la courbe I(V)
14
Fig.1.12: Influence de la température sur la courbe I(V)
15
Fig.2.1 : Courbe Q-H d’une pompe centrifuge
18
Fig.2.2 : Courbes caractéristiques plate et raide
19
Fig.2.3 : Courbe de rendement d’une pompe
19
Fig.2.4 : Schéma de la transformation de puissances
19
Fig.2.5 : Pompe en aspiration
21
Fig.2.6 : Pompe à piston
22
Fig.2.7 : Pompe centrifuge
22
Fig.2.8 : Choix d’une pompe selon la hauteur et le débit demandés
23
Fig.2.9 : Moteur à courant continu avec balais
24
Fig.2.10 : Caractéristiques du couple en fonction de la vitesse et de la vitesse en
25
fonction du courant d’un moteur shunt et d’un moteur série
Fig.2.11 : Système de pompage utilisant le moteur à courant continu
26
Fig.2.12: Système de pompage utilisant le moteur à courant alternatif
26
Fig.2.13 : Hacheur dévolteur
28
Fig.2.14 : Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur dévolteur
29
Fig.2.15 : Courant traversant l’inductance du hacheur dévolteur
29
Fig.2.16 : Hacheur survolteur
29
Fig.2.17 : Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur survolteur
30
Fig.2.18 : Courant traversant l’inductance du hacheur survolteur
30
Fig.2.19 : Hacheur dévolteur-survolteur
31
Fig.2.20 : Courant traversant l’inductance du hacheur dévolteur-survolteur
32
Fig.2.21: Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur dévolteur-survolteur
32
Fig. 3.1 : Spectre du rayonnement solaire
33
Fig. 3.2 : Réponse spectrale des cellules solaires et sensibilité de l’œil humain
34
Fig. 3.3 : Orbite terrestre et les saisons
34
Fig. 3.4 : Définitions de la position du soleil (Hauteur et azimut)
35
Fig. 3.5 : Courbes d’ensoleillement typique par mois pour différentes latitudes
35
Fig. 3.6 : Inclinaison et orientation d’un panneau
36
Fig. 3.7 : Définition de l’Air Mass
37
Fig. 3.8 : Composantes du rayonnement solaire au sol
37
Fig.3.9 : Architecture du système d’acquisition
39
Fig.3.10 : Bloc d’alimentation
39
Fig. 3.11 : Interface de communication avec le port série du PC
40
Fig. 3.12 : Rayonnement solaire globale
40
Fig. 3.13 : Température
41
Fig.4.1 : Organigramme de la méthode de tension du circuit ouvert
43
Fig.4.2 : Schéma bloc de la méthode de boucle de retour de tension
45
46
46
47
48
49
50
51
Fig.4.3 : La caractéristique puissance-rapport cyclique
Fig.4.4 : Organigramme de la méthode de l’escalade de la colline
Fig.4.5 : La caractéristique puissance-tension
Fig.4.6 : Organigramme de la méthode de perturbation et observation
Fig.4.7 : Organigramme de la méthode de l’incrément de conductance
Fig.4.8 : Système de poursuite basé sur le courant du générateur photovoltaïque
Fig.4.9 : Courbes de la puissance fournie par le générateur photovoltaïque et de Ipv/D en
fonction du rapport cyclique
Fig.4.10 : Organigramme de la méthode basé sur seule capteur
Fig.4.11 : Courbe de puissance-tension d’un générateur photovoltaïque
Fig.4.12 : Structure d’un réseau de neurones
Fig.4.13 : Structure du réseau de neurones proposé
Fig.4.14 : Paramètres du processus d’apprentissage
Fig.4.15 : Évolution des puissances maximales pour une journée claire
Fig.4.16 : Évolution des puissances maximales pour une journée nuageuse
Fig.4.17 : Commutation de modules dans un champ photovoltaïque montrant les cinq
51
52
53
54
54
55
55
56
courbes courant-tension possibles pour douze modules photovoltaïques typiques
de 50Wc
Fig 5.1 : schéma du système de pompage d’eau photovoltaïque
Fig. 5.2 : Caractéristiques courant-tension pour une température constante
58
60
et un ensoleillement variable
Fig. 5.3 : Caractéristiques Puissance-tension pour une température constante
61
et un ensoleillement variable
Fig. 5.4 : Caractéristiques courant-tension pour un ensoleillement constant
61
et une température variable
Fig. 5.5 : Caractéristiques Puissance-tension pour un ensoleillement constant
62
et une température variable
Fig. 5.6 : Variation du rendement du module photovoltaïque en fonction
62
de l’ensoleillement et de la température
Fig. 5.7 : Caractéristiques puissance-tension du générateur photovoltaïque
63
pour un ensoleillement variable et une température constante
Fig. 5.8 : Caractéristiques courant-tension du générateur photovoltaïque
63
pour un ensoleillement variable et une température constante
Fig. 5.9 : Caractéristiques courant-tension du générateur photovoltaïque superposées
64
sur celle de la charge pour un ensoleillement et une température variables
Fig. 5.11 : Impédance vue par le générateur photovoltaïque
64
66
Fig. 5.12 : Régression polynomiale du 4ème ordre de la courbe de la charge
67
Fig 5.10 : Schéma bloc d’un étage d’adaptation
Fig. 5.13 : Régression polynomiale du 3
ème
ordre de la courbe de pression
68
Fig. 5.14 : Régression polynomiale du 4
ème
ordre de la courbe du débit
69
70
72
73
74
75
75
76
77
78
79
79
80
80
81
81
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83
Fig. 5.15 : Régression non linéaire de la courbe de vitesse
Fig. 5.16 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la vitesse
Fig. 5.17 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la pression
Fig. 5.18 : Éclairement reçu par le générateur photovoltaïque
Fig. 5.19 : Température de la cellule photovoltaïque
Fig. 5.20 : Courbes de puissance fournie et de VD
Fig. 5.21 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la tension
Fig. 5.22 : Organigramme adopté pour le pompage
Fig. 5.23: Ensoleillement pour une journée sans nuages
Fig. 5.24 : Courbes courant-tension du générateur photovoltaïque et de la charge
Fig. 5.25 : Courbes puissance-tension du générateur photovoltaïque et de la charge
Fig. 5.26 : Courbe de vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.27 : Courbe de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
Fig. 5.28 : Courbe du débit d’eau pompée en fonction du temps
Fig. 5.29 : Courbe du débit d’eau pompée en fonction de l’ensoleillement
Fig. 5.30 : courbe de pression en fonction du temps
Fig. 5.31 : Courbe des points de fonctionnement du générateur photovoltaïque superposée sur
les caractéristiques courant-tension
Fig. 5.32 : courbe de la puissance fournie superposée sur les caractéristiques puissance-tension
Fig. 5.33 : Courbe de vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.34 : Courbe de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
Fig.5.35 : Courbe du débit en fonction du temps
Fig.5.36 : Courbe du débit en fonction de l’ensoleillement
Fig. 5.37 : Courbe de pression en fonction du temps
Fig. 5.38 : Courbes de vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.39 : Courbes de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
Fig. 5.40 : Courbes du débit d’eau en fonction du temps
Fig. 5.41 : Courbes du débit d’eau en fonction du temps
Fig. 5.42 : Rapport cyclique du signal de contrôle du convertisseur statique
Fig. 5.43 : Courbes de pression en fonction du temps
Fig. 5.44: Puissance fournie par le générateur photovoltaïque en fonction du temps
Fig. 5.45: Vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.46: Débit d’eau en fonction du temps
Fig. 5.47: Rendement du générateur photovoltaïque
Fig. 5.48 : Schéma bloc de la carte de commande
Fig. 5.49 : Courbes de tension aux bornes du générateur photovoltaïque
Fig. 5.50 : Courbes du courant débité par générateur photovoltaïque
Fig. 5.51 : Courbes de puissance du générateur photovoltaïque
84
84
85
85
86
86
87
88
89
89
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90
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93
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97
97
Fig. 5.52 : Courbes de vitesse de rotation du moteur
Fig. 5.53 : Courbes de pression
Fig. 5.54 : Caractéristiques du débitmètre
Fig. 5.55 : Débit en fonction de la fréquence du signal délivré par le débitmètre
Fig. 5.56 : Tension aux bornes du générateur photovoltaïque
Fig. 5.57 : Courant fourni par le générateur photovoltaïque
Fig. 5.58 : Puissance fournie par le générateur photovoltaïque
Fig. 5.59 : Débit d’eau pompée en fonction du temps
98
99
99
99
100
100
101
101
Liste des Tableaux
Tableau 1.1 : Potentiel solaire en Algérie
Tableau 1.2 : Répartition de la Puissance Installée par Ressource
Tableau 1.3 : Rendement des différentes cellules photovoltaïques
Tableau 1.4 : Avantages et inconvénients de l’électricité solaire photovoltaïque
Tableau 5.1 : Caractéristiques du module photovoltaïque LA361K51
5
5
9
16
60
pour des conditions de tests standards (1kW/m2, AM=1.5, 25°C)
Tableau 5.2 : Caractéristiques du module photovoltaïque simulé (1kW/m2, 25°C)
Tableau 5.3 : Coefficients de régression polynomiale de la courbe de la charge
Tableau 5.4 : Coefficients régression polynomiale de la courbe de pression
Tableau 5.5 : Coefficients de régression polynomiale de la courbe de débit
Table 5.6 : Coefficients de régression non linéaire de la courbe de vitesse
Tableau 5.7 : Énergie électrique produite, rendement et volume d’eau pompée
Tableau 5.8 : Énergie électrique produite, rendement et volume d’eau pompée
Tableau 5.9 : Énergie électrique produite, rendement et volume d’eau pompée
Tableau 5.10 : volume d’eau pompée pour les différentes méthodes de poursuite
Tableau 5.11 : Rendement des différentes méthodes de poursuite du PPM
60
67
68
70
71
82
87
91
94
98
INTRODUCTION GENERALE
La consommation mondiale d’énergie observée durant ces dernières décennies est fortement
liée au développement de l’industrie. Cette consommation ne cesse de croître alors que les
ressources non renouvelables comme le charbon, les hydrocarbures et l’uranium, aisément
exploitables mais épuisables, ne cessent de diminuer car leur vitesse de régénération est
extrêmement lente à l’échelle humaine. D’autre part, cette consommation rapide des
combustibles fossiles engendre des effets secondaires (augmentation de la pollution,
dérèglement climatique …) pouvant hypothéquer l’avenir de l’humanité. Ce constat associé
au souci croissant de protection de notre environnement entraîne une montée en puissance des
énergies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes, justement pour la production
d’électricité renouvelables. En revanche, cette production se caractérise par un coût important,
un rendement relativement faible et une intermittence de la ressource ayant un comportement
aléatoire.
L’énergie photovoltaïque, basée sur la conversion du rayonnement électromagnétique solaire
en électricité, représente l’une des ressources énergétiques renouvelables à part entière. Ainsi,
nous pouvons considérer cette source d’énergie comme une des énergies renouvelables
capable de produire de l’électricité en grande quantité sur le long terme sans trop émettre de
gaz à effet de serre. Un système de pompage photovoltaïque est un système écologique ayant
une longue durée de fonctionnement. La configuration la plus simple de ce type de système
est composée d’un panneau photovoltaïque et d’une pompe représentant le couplage direct
entre une source et une charge. Malheureusement cette configuration ne permet pas toujours
d’extraire la puissance maximale dont un panneau peut fournir vu que les paramètres
météorologiques (ensoleillement et température) varient avec le temps. Cette perte de
puissance peut être réduite en utilisant un module de poursuite du point de puissance
maximale. Ce module peut être un convertisseur statique de type hacheur pour une pompe
composée d’un moteur à courant continu ou d’un onduleur dans le cas d’une pompe à courant
alternatif.
Dans la littérature, plusieurs méthodes ont été développées pour la poursuite du point de
puissance maximale d’un générateur photovoltaïque. Parmi les méthodes les plus utilisées
dans les applications photovoltaïques, nous citons la méthode de perturbation et observation,
la méthode d’incrémentation de conductance et la méthode de l’escalade de la colline. Cette
dernière se base sur un algorithme très simple ne nécessitant que la tension et le courant du
générateur photovoltaïque pour le calcul de la puissance produite. Après une opération de
comparaison de cette puissance avec celle stockée en mémoire, la poursuite du point de
puissance maximale peut s’effectuer en ajustant le rapport cyclique du convertisseur statique.
Donc, cet algorithme est caractérisé par une facilité d’implémentation sur un microprocesseur
ou un microcontrôleur avec un rendement qui peut atteindre 92%. De nouvelles techniques de
réduction du nombre de capteurs sont proposées dans la littérature permettant de faire la
poursuite du point de puissance maximale et peuvent être réalisable mais au détriment de la
simplicité de l’algorithme implémenté.
Les travaux effectués durant les années 2005-2010 ont permis de mettre au point un
algorithme de poursuite très simple basé sur la méthode classique citée ci-dessus avec une
structure qui ne nécessite qu’un seul capteur. Cette technique a été appliquée dans une
installation de pompage photovoltaïque contenant un générateur photovoltaïque et un
convertisseur statique de type hacheur permettant de contrôler le transfert d’énergie entre la
source et la charge. Cette dernière est composée d’un moteur à courant continu couplé à une
pompe centrifuge et l’eau aspirée à partir d’un réservoir est refoulée vers le même réservoir
permettant de simuler un système de pompage d’eau.
La partie commande du système de poursuite utilise un microcontrôleur bon marché dont la
programmation se base sur un langage proche du langage C. L’algorithme de base effectue
l’acquisition des grandeurs suivantes : la tension et le courant du générateur photovoltaïque, la
vitesse de rotation de la partie moteur-pompe, la pression au niveau du conduit de refoulement
de la pompe et le débit d’eau pompée. Ces grandeurs analogiques issues de capteurs sont
converties en données numériques pour être traitées par le microcontrôleur. Ce dernier
exécute le programme associé à une technique poursuite qui exploite seulement un seul
capteur. Cette poursuite du point de puissance maximale s’effectue en générant un signal MLI
qui est appliqué au commutateur du convertisseur statique afin de contrôler le transfert
d’énergie de la source vers la charge.
Le contenu de cette thèse est reparti sur cinq chapitres dont le premier chapitre est consacré à
la présentation générale des systèmes photovoltaïques. Une revue des différentes ressources
renouvelables disponibles sur le territoire national ainsi que les caractéristiques principales
des cellules et des panneaux solaires est exposée. Le second chapitre présente les différentes
caractéristiques des pompes et moteurs électriques employés dans un système de pompage
solaire. Les convertisseurs statiques cc/cc sont également décrits dans ce chapitre.
La variation de l’énergie solaire en fonction de la position géographique et des saisons est
détaillée au troisième chapitre. Nous présentons une interface d’acquisition des grandeurs
météorologiques à la fin de ce chapitre. Le quatrième chapitre est consacré aux différentes
techniques de poursuite du point de puissance maximale. Les principaux résultats de
simulation d’une méthode basée sur un réseau de neurones sont exposés en fin de ce chapitre.
Le dernier chapitre décrit la modélisation et la simulation du système de pompage
photovoltaïque avec et sans poursuite du point de puissance maximale. La fin de ce chapitre
se consacre aux résultats expérimentaux qui permettent d’évaluer les performances de chaque
technique.
Chapitre 1
Systèmes Photovoltaïques
1.1 INTRODUCTION
L’électricité est aujourd’hui produite dans le monde à près de 80.9%, grâce à la combustion
des carburants fossiles (pétrole, charbon et gaz naturel) ou de carburants nucléaires [1].
D’après les données de British Petroleum, le charbon s’est accaparé 0.7% supplémentaire des
parts du marché de l’énergie, alors que les statistiques du département Américain de l’énergie
publiées en 2007 montrent qu’avec des émissions de 11.36 milliards de tonnes (Gt) de
dioxyde de carbone (CO2), ce charbon est devenu en 2005 la première source de pollution
devant le pétrole à 11Gt, alors que le gaz naturel émet 5.84Gt [2]. Donc, l’impact
environnemental de ces modes de production d’électricité est notable par l’émission des gaz à
effet de serre et la génération de déchets radioactifs.
L’utilisation de sources propres et renouvelables connaît une croissance significative dans le
monde. La quasi-totalité de la production d’électricité algérienne se base, presque
exclusivement, sur le pétrole et le gaz naturel du fait de la large disponibilité des
hydrocarbures et de leur faible coût de mise à disposition, par rapport aux énergies
renouvelables [1][3]. Ceci n’exclu pas l’intérêt des énergies renouvelables qui est sous-tendu
par les avantages de celles-ci :
Dispersion dans l’espace. Elles peuvent, par conséquent, être utilisées partout où elles se
trouvent.
Un potentiel important, particulièrement le solaire. L’Algérie est le premier gisement du
bassin méditerranéen.
Caractère non polluant.
Dans le cadre de la politique énergétique nationale et pour répondre à la demande énergétique
sur les sites isolés et loin des réseaux d’électricité et de gaz, différents textes réglementaires
ont été adoptés au cours des dernières années (loi sur la maîtrise de l’énergie, loi sur la
promotion des énergies renouvelables pour un développement durable, le décret sur les coûts
de diversification, …etc.) traduisant ainsi la volonté de l’état Algérienne de faire de ces
énergies d’avenir pour le pays, en favorisant une contribution plus conséquente de leur part
dans le bilan énergétique national.
Devant la demande croissante d’énergie électrique essentiellement pour les besoins des
régions éloignées, désertes et montagneuses; les systèmes photovoltaïques commencent à
trouver de grandes applications. Ce chapitre est donc consacré à la production de l’électricité
à partir de l’énergie solaire ainsi que les éléments liés à cette ressource et sa transformation en
énergie électrique.
1.2 POTENTIELS NATIONAL DES ENERGIES RENOUVELABLES
1.2.1 Potentiel de l’énergie éolien
L’Algérie se subdivise en deux grandes zones géographiques distinctes. Le nord
méditerranéen est caractérisé par un littoral de 1200 km et un relief montagneux alors que le
sud se caractérise par un climat saharien et des vitesses du vent plus élevées que le nord, plus
particulièrement dans le sud-ouest, avec des valeurs supérieures à 4 m/s et qui dépassent la
valeur de 6 m/s dans la région d’Adrar [2][4]. Concernant le nord, la vitesse moyenne du vent
est peu élevée. Cependant, l’existence de microclimats sur les hauts plateaux de Tiaret et
Kheiter ainsi que dans la région délimitée par Bejaïa au nord et Biskra au sud convient
parfaitement pour le pompage de l’eau. Selon le ministère algérien de l’énergie et des mines,
la puissance réellement installée est de 73.3 kW se qui reflète un faible taux exploitation du
gisement éolien.
1.2.2 Potentiel de l’énergie géothermique
La compilation des données géologiques, géochimiques et géophysique a permis de localiser
plus de deux cent (200) sources chaudes qui ont été inventoriées dans la partie Nord du Pays.
Un tiers environ (33%) d’entre elles ont des températures supérieures à 45°C. Plus au Sud, la
formation du continental intercalaire, constitue un vaste réservoir géothermique qui s’étant sur
plusieurs milliers de km2. Ce réservoir, appelé communément « nappe albienne », est exploité
à travers des forages à plus de 4 m3/s et l’eau de cette nappe se trouve à une température
moyenne de 57 °C. Si on associe le débit d’exploitation de la nappe albienne au débit total des
sources thermales, cela représenterait, en termes de puissance, plus de 900 MW [5].
1.2.3 Potentiel de l’hydroélectricité
En 2009, l’hydraulique est la seule ressource renouvelable exploitée pour la production
électrique en Algérie. En hausse annuelle moyenne de 5.1% depuis 1999, la production
hydroélectrique est de 269.2 MW, ce qui représente 5% de la production totale d’électricité
[1][3]. Cette faible puissance est due au nombre insuffisant des sites hydrauliques et à la nonexploitation des sites hydrauliques existants.
Schématiquement, les ressources de surface décroissent du nord au sud. On évalue
actuellement les ressources utiles et renouvelables de l’ordre de 25 milliards de m3, dont
environ 2/3 pour les ressources en surface. 103 sites de barrages ont été recensés. Plus de 50
barrages sont actuellement en exploitation.
1.2.4 Le potentiel de la biomasse
a. Potentiel de la forêt
Dans le nord du l’Algérie, qui représente 10% de la surface du pays, soit 2 500 000 hectares,
la forêt couvre 1 800 000 hectares et les formations forestières dégradées en maquis 1 900 000
hectares. Le pin maritime et l’eucalyptus sont des plantes particulièrement intéressantes pour
l’usage énergétique : actuellement elles n’occupent que 5% de la forêt algérienne. Cependant,
le potentiel actuel est évalué à environ 37 Millions de TEP (Tonnes équivalent pétrole).
b. Potentiel énergétique des déchets urbains et agricoles
5 millions de tonnes de déchets urbains et agricoles ne sont pas recyclés.
représente un gisement de l'ordre de 1.33 millions de TEP/an.
Ce potentiel
1.2.5 Le potentiel solaire
L’Algérie dispose d’un des gisements solaire les plus élevés au monde, grâce à sa situation
géographique (fig. 1.1). La durée d’insolation sur la quasi-totalité du territoire national
dépasse les 2000 heures annuellement et peut atteindre les 3900 heures (hauts plateaux et
Sahara). L’énergie reçue quotidiennement sur une surface horizontale de 1m2 est de l'ordre de
5 kWh sur la majeure partie du territoire national. Le tableau 1.1 indique le potentiel solaire
algérien.
Fig.1.1 : Carte mondiale de la ressource solaire [6]
Tableau 1.1 : Potentiel solaire en Algérie
Régions
Région côtière
Superficie (%)
Durée moyenne d’ensoleillement (Heures/an)
2
Energie moyenne reçue (kWh/m /an)
Hauts Plateaux Sahara
4
10
86
2650
3000
3500
1700
1900
2650
Avec un gisement solaire qui dépasse les 5 milliards de GWh,, notre pays a mis également en
œuvre des initiatives afin de promouvoir l’électricité solaire, notamment dans le cadre de
l’électrification décentralisée. Selon le ministère de l’énergie et des mines,
mi
une puissance de
2.3 MW aurait déjà été installée (Tableau 1.2) [7].
Tableau 1.2 : Répartition de la Puissance Installée par Ressource
RESSOURCE
SOLAIRE
EOLIEN
TOTAL
Puissance Installée (W)
2279960
73300
2353260
Pourcentage
97
3
100
1.3 CONSTITUTION D’UN PANNEAU SOLAIRE
Nous présentons dans cette section quelques rappels sur les principes de l’effet photovoltaïque
et de sa mise en œuvre technologique élémentaire dans la cellule solaire ainsi que le
développement des différents aspects concernant la
l constitution d’un panneau solaire.
1.3.1 Les cellules solaires
a. Historique
La cellule photovoltaïque plus communément appelée cellule solaire est un composant
électronique qui est la base des
de installations produisant l’électricité
ctricité solaire.
solaire La cellule
photovoltaïque est composée
sée d'un matériau semi-conducteur
semi conducteur qui absorbe l'énergie lumineuse
et la transforme directement en courant électrique. La conversion de la lumière en électricité,
appelée effet photovoltaïque, a été découverte par Antoine Becquerel en 1839, mais il faudra
attendre près d'un siècle pour que les scientifiques approfondissent et exploitent ce
phénomène de la physique. En 1954, les laboratoires BELL mettent au point une cellule au
silicium capable de convertir directement en électricité l’énergie solaire avec un rendement de
6%. Ce n’est qu’en 1958 que les cellules photovoltaïques trouvent une place dans l'industrie
avec l'industrie spatiale américaine qui utilisera des cellules ayant un rendement de 9% pour
alimenter ses satellites [8]. Pendant les années 70 et 80, des efforts ont été faits pour réduire
les coûts de sorte que l’énergie photovoltaïque soit également utilisable pour des applications
terrestres par la mise en place de plusieurs centrales de quelques mégawatts ainsi que de
nombreux produits de faible puissance tels que les montres, calculatrices, balises radio et
météorologiques, pompes et réfrigérateurs solaires. Mais la technologie photovoltaïque ne
connaît son véritable essor qu'à la fin des années 90 avec l'avènement de la connexion au
réseau.
b. Description
Un cristal semi-conducteur dopé P est recouvert d’une zone très mince dopée N et d’épaisseur
e égale à quelques millièmes de mm. Entre les deux zones se trouve une jonction J. La zone N
est couverte par une grille métallique qui sert de cathode k tandis qu’une plaque métallique a
recouvre l’autre face du cristal et joue le rôle d’anode. L’épaisseur totale du cristal est de
l’ordre du mm. Un rayon lumineux qui frappe le dispositif peut pénétrer dans le cristal au
travers de la grille et provoquer l’apparition d’une tension entre la cathode et l’anode [9].
Fig.1.2 : Vue en coupe d’une cellule photovoltaïque
La tension maximale d’une cellule photovoltaïque, nommée tension de circuit ouvert (VCO),
est d’environ 0.5 à 0.8V et peut être directement mesurée à ses bornes sans charge. Le courant
maximal produit par la cellule photovoltaïque est nommé courant de court-circuit (ICC). Ce
dernier est obtenu lorsque les bornes de la cellule sont court-circuitées. Ces valeurs peuvent
changer fortement en fonction de l’ensoleillement, de la température et du matériau utilisé. La
Figure 1.3 représente les caractéristiques typiques mesurables Icell=f(Vcell) d’une jonction PN
soumise à un flux lumineux constant et dans l’obscurité.
Fig.1.3 : Caractéristiques I(V) d’une cellule photovoltaïque soumise à différents éclairement
c. Principe de fonctionnement
La transformation de l'énergie solaire en énergie électrique met en jeu les trois phénomènes
physiques suivants:
- l’absorption de la lumière dans le matériau.
- le transfert d’énergie des photons aux particules chargées électriquement.
- la collecte des charges.
d. Les différentes technologies
Généralement, le silicium représente le matériau de base le plus utilisé pour fabriquer les
cellules photovoltaïques disponibles à un niveau industriel. Le silicium est obtenu par
réduction à partir de silice, composé le plus abondant dans la croûte terrestre et notamment
dans le sable ou le quartz. D'autres matériaux sont utilisés : arséniure de gallium, tellurure de
cadmium, Di-séléniure de cuivre et d'indium. Ces technologies sont encore très coûteuses
mais elles laissent espérer des rendements bien supérieurs au silicium et une durée de vie plus
grande. La production des cellules photovoltaïques nécessite de l'énergie, et on estime qu'un
module photovoltaïque doit fonctionner environ deux à trois ans suivant sa technique de
fabrication pour produire l'énergie qui a été nécessaire à sa fabrication [10].
Les modules photovoltaïques basés sur silicium cristallin dominent depuis toujours le marché
avec plus de 85% des ventes (Fig. 1.4). Les cellules à partir de plaquettes de silicium
cristallisé (c-Si) se divisent en deux catégories distinctes, celles à partir de silicium
monocristallin (Single crystalline (sc-Si)) et celles à partir de silicium poly-cristallin (multicrystalline(mc-Si)) [11].
Les couches minces ne représentent que 10 à 15% du marché global du photovoltaïque. Elles
se divisent en trois catégories :
-Amorphe (Amorphous (a-Si)) et le Silicium Micromorph ((a-Si/µc-Si));
-Tellurure de cadmium (Cadmium-Telluride (CdTe));
-Cuivre-Indium-Di-séléniure (Copper-Indium-Diselenide (CIS)) et Cuivre-Indium-GalliumDi-séléniure (Copper-Indium-Gallium-Diselenide (CIGS)).
Les nouvelles technologies émergentes telles que les cellules organiques et les couches
minces de haute technologie représentent un taux inférieur à 1% du marché global. La
technologie des concentrateurs utilise un system optique pour focaliser le rayonnement
solaire sur la surface d’une cellule solaire
solaire monocristalline afin d’augmenter son rendement.
Les paragraphes suivants décrivent les techniques de fabrication et les caractéristiques des
principaux types de cellule..
Fig.1.4 : Coût et performance des différentes technologies photovoltaïques
d.1 Cellule en silicium monocristallin
Lee silicium fondu se solidifie pendant son refroidissement et formee un cristal de grande
dimension. Ce cristal est découpé en fines tranches qui donneront les cellules qui sont en
général d'un bleu uniforme.
Avantage:
- Bon rendement Wc/m2 (~150 Wc/m2), ce qui permet un gain de place si nécessaire.
Inconvénients :
- Coût élevé.
- Rendement faible sous un faible éclairement.
d.2 Cellule en silicium polycristallin
Pendant le refroidissement du silicium, il se forme plusieurs cristaux. Ce genre de cellule est
également bleu, mais pas uniforme, on distingue des motifs créés par les différents cristaux.
Avantages :
- Bon rendement de conversion, environ 100 Wc/m2.
- Moins cher que le monocristallin.
Inconvénient :
- Rendement faible sous un faible éclairement.
d.3 Cellule en silicium amorphe
Lors de sa transformation, le silicium produit un gaz qui se dépose sur une feuille de verre. La
cellule est gris très foncé.
Avantages :
-Fonctionnement avec un éclairement faible.
- Moins chères que les autres.
- Possibilité d’intégration sur supports souples ou rigides.
Inconvénients :
-Rendement faible en plein soleil.
- Un rendement Wc/m² plus faible (~60 Wc/m2), ce qui nécessité de couvrir des surfaces plus
importantes.
Si la cellule photovoltaïque possède un rendement élevé alors la puissance générée par cm2
sera élevée. Les rendements des différentes cellules sont indiqués dans le tableau 1.3. Des
concentrateurs peuvent être utilisés via des miroirs et des lentilles incorporées dans le panneau
afin de focaliser le rayonnement sur la cellule photovoltaïque.
Tableau 1.3 : Rendement des différentes cellules photovoltaïques [12].
Matériau
Silicium monocristallin
Silicium polycristallin
Silicium amorphe
Cuivre Indium Gallium DiSelenide (CIGS)
Tellurure de Cadmium
(CdTe)
Cellules avec concentrateur
Rendement
max. d’une
cellule
(Laboratoire)
24.7%
20.3%
12.1%
20%
Rendement
typique d’un
module
Surface
requise
pour 1kWc
15%
14%
6%
10%
6.7 m2
7.2 m2
16.7 m2
10 m2
16.5%
7%
14.3 m2
41.1%
28%
3.6 m2
e. Circuit équivalent d’une cellule photovoltaïque
Une cellule photovoltaïque présente la particularité de pouvoir fonctionner en générateur
d’énergie lorsqu’elle est éclairée. Le régime électrique statique d’une cellule photovoltaïque
constituée d’une jonction PN en silicium peut être décrit via l’équation suivante [13][14]:
(1.1)
⁄
"
1$
(1.2)
avec
ICELL(A) : le courant fourni par la cellule,
VCELL(V) : la tension aux bornes de la cellule,
ISAT (A) : le courant de saturation de la diode (D),
IPH(A) : le photo-courant dépendant de l’ensoleillement et de la température,
RS(Ω) : la résistance série représentant les diverses résistances de contacts et de connexions,
RSH(Ω) : la résistance shunt caractérisant les courants de fuites de la jonction,
k(J.K-1) : la constante de Boltzmann,
T(K) : la température effective de la cellule,
q(C) : la charge de l’électron,
n : le coefficient d’idéalité de la diode.
La figure 1.5 représente le schéma équivalent de la cellule photovoltaïque déduit de l’équation
(1.1). Ce modèle très simplifié nous permet de modéliser le comportement d’une source
d’énergie électrique provenant de capteurs photovoltaïques. Ainsi, comme illustré sur la
figure 1.6, la cellule peut être assimilée à une source de tension, à droite du point de puissance
maximale, et à une source de courant à gauche de ce dernier point.
Fig.1.5 : Schéma électrique équivalent d’une cellule photovoltaïque
Fig.1.6 : Caractéristique Icell(Vcell) d’une cellule photovoltaïque pour
un ensoleillement et une température donnés
La tension de circuit ouvert d’une cellule photovoltaïque (Vco) est la tension qui correspond à
un courant nul.
Le courant de court-circuit d’une cellule photovoltaïque (Icc) est le courant qui correspond à
une tension nulle.
Le facteur de forme (ff ou fill factor) décrit la qualité de la cellule solaire. Ce facteur est
défini par :
%%
&'(
)*
))
+,)*
+,))
(1.3)
VOPT et IOPT sont représentés sur la figure 1.6 alors que Pmax correspond à la puissance générée
au point de puissance maximale. Pour une cellule en silicium monocristallin, ff varie de 0.75
jusqu’à 0.85 et pour une cellule en silicium amorphe ff varie de 0.5 à 0.7 [15].
Le rendement (ηCell) désigne le rendement de conversion en puissance et il est calculé d’après
l’expression suivante :
&'(
)* )) 11
η .//
(1.4)
2
0
avec Pe représente la puissance lumineuse incidente, G est l’ensoleillement et A est la surface
de la cellule solaire.
1.3.2 Les modules solaires photovoltaïques
Les cellules photovoltaïque sont connectées en série afin d’augmenter la tension d’utilisation.
La tension nominale du module est habituellement adaptée à la charge de 12 volts et les
modules auront donc généralement 36 cellules. De plus, la fragilité des cellules au bris et à la
corrosion exige une protection envers leur environnement et celles-ci sont généralement
encapsulées sous verre ou sous composé plastique. Le tout est appelé un module
photovoltaïque. Les modules peuvent également être connectés en série et en parallèle afin
d’augmenter la tension et l’intensité d’utilisation [16].
Pour augmenter la tension d’un générateur photovoltaïque, il faut un groupement de NS
cellules en série. Ces dernières sont alors traversées par le même courant et la caractéristique
résultant du groupement série est obtenue par addition des tensions élémentaires de chaque
cellule (fig. 1.7). L’équation (1.5) résume les caractéristiques électriques d’une association
série de NS cellules.
345 7 8 99:9 ;
7
345
(1.5)
avec
44
44
7 8 99:9 ;
(1.6)
Fig.1.7 : Caractéristiques résultantes d’une association de NS cellules en série
Pour accroître le courant de sortie d’un générateur photovoltaïque alors il est nécessaire
d’associer NP cellules en parallèle. Dans un groupement de cellules identiques connectées en
parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristique résultant du
groupement est obtenue par addition des courants (fig. 1.8). L’équation (1.6) résume à son
tour les caractéristiques électriques d’une association parallèle de NP cellules.
avec
44 <7= 8
99:9 ;>
345 7 8 99:9 ;
7
44
345
(1.6)
(1.7)
Fig.1.8 : Caractéristiques résultantes d’une association de NP cellules en parallèle
L’association d’un réseau de Ns×NP cellules photovoltaïque en série/parallèle permet la
représentation de la caractéristique I(V) d’un générateur. Cette caractéristique peut, en outre,
varier en fonction de l’ensoleillement, la température, du vieillissement des cellules et les
effets d’ombrage. De plus, il suffit d’une occultation ou d’une dégradation d’une des cellules
mises en série pour provoquer une forte diminution du courant solaire produit par le module
photovoltaïque. Ainsi, une cellule faiblement éclairée produira un courant inférieur au courant
débité et devient un élément récepteur. Celle-ci se retrouve à dissiper une quantité trop
importante de puissance électrique qui pourrait aboutir à sa destruction si le défaut persiste
trop longtemps.
Des protections électriques doivent être ajoutées aux modules commerciaux pour éviter des
pannes destructrices liées à l’association de cellules en séries et de panneaux en parallèles.
Ainsi, plusieurs types de protections sont utilisés dans les installations actuelles afin de
garantir une durée de vie importante d’une installation photovoltaïque destinée à produire de
l’énergie électrique sur des années. Ces types sont les suivants [13][17]:
- Lorsque l’éclairement n’est pas homogène et pour éviter l’apparition de points chauds, il
faut des diodes by-pass pour isoler le sous-réseau de cellules défectueux (fig. 1.9).
- Bien que la cellule puisse dissiper un courant important, il est préférable de disposer d’une
diode anti-retour. Celle-ci empêche aussi de gaspiller dans un module occulté une partie de la
puissance produite par les modules fonctionnant normalement, ou bien quand une charge en
connexion directe peut basculer du mode récepteur au mode générateur, par exemple une
batterie durant la nuit.
- Afin d’éviter la circulation du courant d’une branche de modules vers une autre défaillante,
il est nécessaire d’utiliser des diodes d’isolation (fig. 1.10). Dans ce cas, il inutile d’utiliser
une diode anti-retour.
(a)
(b)
Fig.1.9 : (a) Architecture d’un panneau solaire photovoltaïque avec diodes de protections. (b) Défaillance
d’une des cellules du module PV et activation de la diode bypass
Fig.1.10 : Configuration série-parallèle avec des diodes d’isolation et de Bypass
1.3.3 Rendement
L’ensemble des sources de pertes réparties sur une chaîne photovoltaïque sont représentées
par le rendement global de la chaîne de conversion. L’éclairement ou bien l’ensoleillement G
(W/m²) est défini comme la quantité d'énergie électromagnétique solaire incidente sur une
surface par unité de temps et de surface. La puissance reçue par un générateur de surface A
(m²) est donc égale à G*Aeff avec Aeff représentant la surface du générateur correspondant à la
partie active et susceptible de pouvoir effectuer la conversion photovoltaïque et non la surface
totale occupée par le générateur photovoltaïque. Nous prendrons comme définition du
rendement traduisant la qualité de la conversion photons-électrons d’un générateur
photovoltaïque noté ηpv, le rendement défini selon l’équation (1.8).
η
2
&'(
0??
(1.8)
où Pmax est le maximum de puissance potentiellement disponible à la sortie du générateur
photovoltaïque dépendant du matériau photovoltaïque, de l’instant et de l’endroit des mesures,
des conditions météorologiques et de la température.
1.4 EFFET DE L’ENSOLEILLEMENT ET DE LA TEMPERATURE
Le courant produit par une cellule solaire est pratiquement proportionnel au flux lumineux. La
tension de circuit ouvert augmente avec le logarithme de IPH, donc avec l’ensoleillement
(équation (1.9)). La puissance optimale de la cellule est pratiquement proportionnelle à
l’ensoleillement (fig. 1.11).
@45 A
log
,
(1.9)
E-
Courant (A)
1000 W/m2
Points de puissance
maximale
750 W/m2
500 W/m2
250 W/m2
100 W/m2
Tension (V)
Fig.1.11 : Influence de l’ensoleillement sur la courbe I(V)
L’influence de la température est non négligeable sur la caractéristique I(V) d’une cellule
solaire (fig. 1.12). Pour le silicium, lorsque la température augmente, le courant augmente
d’environ 0,025 mA/cm2/°C alors que la tension décroît de 2,2 mV/°C/cellule. Cela se traduit
par une baisse de puissance d’environ 0,4%/°C. Cette influence devra être prise en compte
lors du dimensionnement du générateur photovoltaïque.
Courant (A)
Points de puissance
maximale
0 °C
25°C
60°C
Tension (V)
Fig.1.12: Influence de la température sur la courbe I(V)
1.5 CLASSIFICATION DES SYSTEMES PHOTOVOLTAIQUES
Les systèmes photovoltaïques sont classés en trois types : autonomes, hybrides et reliés au
réseau. Le type de systèmes dépend des besoins, de l’emplacement et du budget [18]. Les
systèmes autonomes sont complètement indépendants d’autres sources d’énergie. Ils servent
habituellement à alimenter les maisons, les chalets ou les camps dans les régions éloignées
ainsi qu’à des applications comme la surveillance à distance et le pompage de l’eau. Dans la
majorité des cas, un système autonome exigera des batteries d’accumulateurs pour stocker
l’énergie. Les puissances photovoltaïques installées dans ce type de systèmes électriques
s’étendent de 50 Wc à 1 kWc pour une maison solaire ou un relais de télécommunications, de
1 à quelques kWc pour les phares et balises ou les stations de pompage d’eau.
Le deuxième type est représenté par les systèmes hybrides qui reçoivent une partie de leur
énergie d’une ou de plusieurs sources supplémentaires. En pratique, les modules de systèmes
photovoltaïques sont souvent alliés à une éolienne ou à une génératrice à combustible. Ces
systèmes sont destinés à alimenter un unique usager ou une petite communauté dans le cas
d’un village isolé et peuvent même atteindre en terme de puissance installée quelques dizaines
de kWc. De tels systèmes ont habituellement des accumulateurs de stockage d’énergie.
Le troisième type représente les systèmes raccordés au réseau permettent de réduire la
consommation d’électricité provenant du service public et, dans certains cas, de lui renvoyer
l’énergie excédentaire. Étant donné que l’énergie est normalement emmagasinée dans le
réseau même, les accumulateurs ne sont pas nécessaires. Les systèmes raccordés au réseau
sont rarement économiques, surtout parce que le coût actuel de la technologie PV est
beaucoup plus élevé que celui de l’énergie traditionnelle.
1.6 AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES SYSTEMES PHOTOVOLTAIQUES
Au moment de choisir le système, il faut peser les avantages et les inconvénients à la lumière
des contraintes, besoins et spécifications du projet.
Tableau 1.4 : Avantages et inconvénients de l’électricité solaire photovoltaïque [19]
Avantages
-Conversion directe de l’énergie solaire gratuite et
inépuisable en électricité.
-Absence de bruit, de pollution et d’émissions.
-Maintenance réduite (pas de pièces en mouvement ;
durée de vie des modules =
20 ans).
-Rentabilité assurée pour les applications de
faible puissance (moins de 3–5 kWh/jour).
-Possibilité d’adaptation de la taille de
l’installation aux besoins existants, avec
possibilité d’extension à la demande, au fur
et à mesure que le besoin énergétique
augmente.
-Le risque de choc électrique est réduit en 12
ou 24 Vcc et le risque d’incendie est moindre
qu’avec les groupes électrogènes alimentés au
kérosène ou au fuel.
Inconvénients
-Le coût initial des systèmes photovoltaïques est
élevé, même si la rentabilité à long terme est assurée.
Ils sont donc parfois hors de portée des personnes à
faibles revenus.
-Dans la plupart des installations, l’électricité doit être
stockée dans des batteries. Or, les batteries :
(i) requièrent une maintenance régulière,
(ii) doivent être remplacées périodiquement et (iii)
peuvent avoir un impact sur la performance du
système (lorsque les produits locaux sont de mauvaise
qualité ou ne peuvent pas être remplacés)
-Les systèmes photovoltaïques de faible puissance
requièrent souvent des équipements à courant continu
dont l’efficacité énergétique est supérieure à celle des
équipements à courant alternatif, mais dont le coût est
souvent plus élevé.
-Les systèmes photovoltaïques doivent être conçus et
installés par des techniciens car toute erreur de
conception ou de réalisation conduirait à créer une
installation d’un rendement inférieur à celui des
solutions alternatives.
-Les systèmes photovoltaïques de forte puissance
nécessitent souvent un système de secours (éolien ou
au fuel) pour les périodes de forte demande ou de fort
ennuagement
- L’électricité solaire photovoltaïque n’est pas
économiquement viable pour les charges
thermiques de type cuisson, chauffage, ou repassage.
1.7 CONCLUSION
Dans ce chapitre, nous avons détaillé le principe de la cellule et la conversion photovoltaïque
ainsi que les différentes technologies utilisées afin de mieux comprendre l’ensemble du
mécanisme de conversion. Les systèmes photovoltaïques permettent d’exploiter l’énergie du
soleil à diverses fins. Ils sont très fiables, silencieux et rentables dans les régions éloignées.
Ces systèmes peuvent être élargis à n’importe quel moment pour répondre aux besoins en
matière d’électricité et constituent une source non polluante qui peut convenir à toute une
gamme d’applications telle que le pompage solaire qui est utilisé efficacement dans le monde
entier afin de pomper de l’eau pour le bétail, les plantes ou les êtres humains.
Chapitre 2
Systèmes de Pompage Photovoltaïque
2.1 INTRODUCTION
L’un des plus urgents problèmes auquel ont à faire face plusieurs pays en voie de
développement est l’accès à l’eau potable. Le pompage de l’eau à l’aide de l’énergie solaire
photovoltaïque est une solution bien adaptée pour l’alimentation en eau potable et l’irrigation
en milieu rurale, éloignée des grands réseaux de distribution d’électricité. De plus, la majorité
de ces régions sont très ensoleillées et l’eau est disponible dans des nappes souterraines peu
profondes.
Plusieurs systèmes de pompage ont été installés en Algérie surtout pour l’alimentation en eau
potable afin de contribuer au développement socio-économique de ces régions. Ces
installations ont été effectuées par les opérateurs publics ou privés et la puissance installée est
de l’ordre de 288.4 kW avec un taux de 13% de la puissance globale qui est de 2353.26 kW
représentant les différentes applications telles que l’électrification, l’éclairage public,
télécommunication et autres [20].
Ce chapitre permet de décrire les éléments d’un système de pompage photovoltaïque. On y
explique les différents types de pompes à courant alternatif ou continu avec leurs parties
entrainantes.
2.2 CARACTERISTIQUES GENERALES
Dans le cadre des pompes et du pompage, il est d’usage, par convention et par commodité,
d’exprimer la quantité transportée et la distance du déplacement au moyen de deux
paramètres [21] [22]:
- Le débit fourni (Q) par une pompe (ou une station de pompage) est le volume d’eau qu’elle
refoule par unité de temps. Il s’exprime en litres par minute (l/min) ou, plus pratiquement, en
mètres cubes par heure (m3/h).
- La hauteur manométrique (H) qui tient compte des pertes de charge du circuit hydraulique
ainsi que la différence entre le niveau d’aspiration et le niveau de refoulement. Ce paramètre
est exprimé en mètres de fluide (mètres de colonne d’eau) et diminue généralement en
fonction du débit pompé. La caractéristiques Q-H d’une pompe se présente sous la forme
montrée à la figure 2.1.
H
Q
Fig.2.1 : Courbe Q-H d’une pompe centrifuge
La courbe caractéristique peut être "plate" ou "raide", suivant la réalisation du projet de la
pompe et l'installation dans laquelle elle doit être intégrée. Comme le note la figure 2.2, les
pompes qui présentent une courbe caractéristique plate donnent lieu à des variations faibles de
hauteur manométrique pour des fortes amplitudes de débit, tandis que les pompes qui
présentent une courbe caractéristique raide donnent lieu à des variations de débit faibles pour
des variations de hauteur manométrique élevées. Par conséquent, les pompes du premier type
seront préférées quand on désirera une hauteur manométrique plus ou moins constante avec
un débit variable dans des marges étendues (pompes destinées aux installations contre les
incendies). Les pompes du deuxième type devront être choisies quand on voudra un débit
presque constant avec une hauteur manométrique variable dans une aire relativement vaste
(pompage de puits).
H
H
Petite variation
en hauteur
Importante variation
en hauteur
Importante
variation
en débit
Petite variation
en débit
Q
Q
Fig.2.2 : Courbes caractéristiques plate et raide
Le rendement (η) d’une pompe se calcule comme le rapport entre la puissance hydraulique
fournie au liquide et la puissance absorbée par la pompe. La courbe de rendement d’une
pompe se présente généralement telle que montrée sur la figure 2.3. Pour une pompe, Pabsorbée
est puissance cédée du moteur électrique à l'axe de la pompe. Il y a enfin la puissance Pélectrique
absorbée par le moteur électrique d'entraînement du réseau d'alimentation (fig. 2.4).
η(%)
50
40
30
20
10
0
Qoptimal
Q
Fig.2.3 : Courbe de rendement d’une pompe
Puissance
mécanique
Puissance
hydraulique
Puissance
électrique
Réseau
électrique
Fig.2.4 : Schéma de la transformation de puissances
2.3 LES PERTES DE CHARGE
Les pertes de charge correspondent à l’énergie dissipée par frottement, changement de
direction et variation de vitesse du liquide à l’intérieur de la tuyauterie et des accessoires.
Elles s’expriment en mètres de colonne d’eau et varient sensiblement comme le carré de la
vitesse d’écoulement (V2) [22][23]. Ces pertes généralement dépendent des éléments
suivants :
- Elles sont directement proportionnelles à la longueur de la canalisation puisqu’elles
augmentent quand la longueur de canalisation augmente.
- Quand le diamètre diminue, les pertes de charge augmentent considérablement. Le liquide a
plus de difficultés à s’écouler donc les frottements augmentent pour un débit identique.
- Plus le débit augmente, plus les forces de frottements augmentent pour un diamètre
identique.
2.3.1 Pertes de charge linéaires
Ces pertes se produisent tout le long d’une canalisation. Elles sont données par la formule
générale suivante [23][24]:
F
λ
G
(2.1)
HI
avec L est longueur de la canalisation, D est le diamètre de la canalisation et λ est le
coefficient qui dépend de la rugosité des parois et de la viscosité du liquide. Elles sont
données en mètres de perte de charge par mètre de canalisation dans des tableaux ou abaques
prenant en compte les matériaux, le diamètre et le débit.
2.3.2 Pertes de charge singulières
Elles sont essentiellement dues aux accidents de parcours dans les réseaux hydrauliques (tés,
coudes, vannes, élargissement ou rétrécissement de tuyauterie, etc.) et sont exprimées par la
relation suivante [23][24]:
F
J
G
(2.2)
HI
avec k représente le coefficient caractéristique de la singularité. Ces pertes, de charge sont
données par le constructeur et exprimées soit directement en mètres de colonne d’eau en
fonction du débit et de la singularité.
Par conséquent, la hauteur manométrique est égale à la somme des hauteurs géométriques
d’aspiration et de refoulement (ha,hr), des pertes de charge dans les conduites (Ja,Jr), et des
pressions dans les bassins d’alimentation et de refoulement (P1,P2) converties en mètres d’eau.
La figure 2.5 représente une pompe qui est au-dessus de la surface d’eau, utilisée en aspiration
et la hauteur manométrique correspondante se calcul selon la relation suivante :
K
LM N LO N FM N FO N PH
PQ
10.2
(2.3)
P2
Utilisation
hr
Jr
Ja
ha
P1
ha+hr
Hauteur
géométrique
d’élévation
Source
Fig.2.5 : Pompe en aspiration
2.4 LES TYPES DE POMPES
Les pompes véhiculant des liquides se divisent en deux catégories principales : les pompes
volumétriques et centrifuges. En fonction de l’emplacement physique de la pompe par rapport
à l’eau pompée, nous pouvons aussi distinguer deux autres types de pompes: la pompe à
aspiration et la pompe à refoulement. La hauteur d’aspiration de n’importe quelle pompe est
limitée à une valeur théorique de 10 mètres. Les pompes à aspiration sont donc toujours
installées à une hauteur inférieure à celle-ci. Ces pompes doivent également être amorcées,
c’est-à-dire que la section en amont de la pompe doit être remplie d’eau pour amorcer
l’aspiration d’eau. Les pompes à refoulement sont immergées dans l’eau et ont soit leur
moteur immergé avec la pompe (pompe monobloc), soit le moteur en surface et la
transmission de puissance se fait alors par un long arbre reliant la pompe au moteur. Dans les
deux cas, une conduite de refoulement après la pompe permet des élévations de plusieurs
dizaines de mètres, selon la puissance du moteur [25].
2.4.1 La pompe volumétrique
Les pompes volumétriques fonctionnent en deux temps : remplissage puis vidange d’un
volume de liquide, d’où leur appellation. Elles permettent des pressions importantes pour des
débits relativement faibles et nécessitent un moteur qui a un couple de démarrage important.
Une pompe volumétrique permet en général d’aspirer l’air contenu dans la tuyauterie, on dit
alors qu’elle est auto-amorçante [26].
La multitude des différents modes de fonctionnement les classe en deux catégories : les
pompes alternatives et les pompes rotatives. La plus connue des pompes alternatives est la
pompe à piston (fig.2.6). Elle comporte une soupape d’admission et une soupape
d’échappement, le pompage se fait en deux temps : aspiration puis refoulement, et le débit
n’est pas régulier. Dans les pompes rotatives, le débit est régulier (pompes à engrenages, à
lobes, à palettes). Cette deuxième catégorie de pompes a aussi l’avantage de ne comporter, en
général, ni soupape ni clapet.
Fig.2.6 : Pompe à piston
2.4.2 La pompe centrifuge
Les pompes centrifuges ont beaucoup d’avantages par rapport aux précédentes. Leur
construction est également plus simple : deux parties principales, pas de clapet. Dans ces
pompes, l’énergie mécanique est tout d’abord transformée en énergie cinétique, le liquide est
mis en vitesse dans un impulseur (roue
(
et aube). L’énergie cinétique est ensuite transformée
en énergie potentielle (de pression) par ralentissement de la vitesse du liquide dans une volute.
La pression que peut donner une pompe centrifuge est liée à la vitesse de rotation de son axe
et au diamètre de son impulseur [27].
Les caractéristiques des pompes centrifuges sont très différentes des précédentes :
Le couple de démarrage est faible, principalement lié à l’inertie des éléments mobiles,
mobiles
Laa pompe offre, pour une vitesse donnée, différentes possibilités de débit et de pression.
Une pompe centrifuge est mal adaptée pour de faibles débits et de grandes hauteurs
contrairement à sa cousine volumétrique. Signalons enfin que la
l pompe centrifuge ne peut pas
aspirer l’air et donc elle n’est pas auto-amorçante.
Refoulement
Roue
Arbre
Aube
Aspiration
Fig.2.7 : Pompe centrifuge
2.4.3 Choix d’une pompe
Les pompes volumétriques à main peuvent s’avérer plus intéressantes pour de petites hauteurs
et de faibles débits journaliers (H×Q<25 m4). L’utilisation de pompes mécaniques sur cette
plage d’utilisation se limitera principalement aux pompes volumétriques de faible puissance
[25]. Il est conseillé d’utiliser des pompes à aspiration pour les hauteurs de moins de 7 mètres
ce qui correspond généralement au type centrifuge à ailettes. Pour de faibles débits et une
puissance disponible variable (par exemple, couplage éolien), l’emploi d’une pompe
volumétrique permet un débit plus constant.
Pour une hauteur moyenne, comprise entre 10 et 50 mètres, la pompe immergée centrifuge
est généralement la plus efficace. Mais son rendement est très étroitement lié à la hauteur et
son dimensionnement est critique. Pour les hauteurs supérieures à 35 mètres et de faibles
débits journaliers (<20m3), la pompe volumétrique sera la plus utilisée. Pour des débits plus
élevés, l’emploi d’une pompe centrifuge est souvent le seul choix possible (Fig.2.8).
Fig.2.8 : Choix d’une pompe selon la hauteur et le débit demandés
2.5 MOTEUR ELECTRIQUE
Le moteur électrique d’une électropompe, que se soit en courant continu (cc) ou alternatif (ca),
permet de convertir l’énergie électrique en énergie mécanique. Pour une installation de
pompage solaire photovoltaïque, le choix d’un moteur cc est en premier lieu une solution
économique puisque le générateur photovoltaïque fournit une puissance cc et ainsi on peut
éviter le recours à l’utilisation d’un convertisseur statique. L’évolution des convertisseurs
statiques efficaces permet également de choisir des moteurs efficaces, disponibles, et surtout,
mois coûteux.
Les convertisseurs statiques peuvent être à fréquence variable afin de contrôler le transfert de
puissance entre la source et la pompe. Un système de pompage utilisant un moteur ca peut
aussi nécessiter des batteries de stockage électrochimique et ces dernières requirent un
entretien ce qui signifie un coût supplémentaire qui s’ajoutera au coût global et en même
temps diminuera le rendement de l’installation [25].
2.5.1 Moteur à courant continu
En variant le sens du courant circulant dans un rotor soumis à un champ magnétique produit
par le stator, alors l’énergie électrique appliquée sera transformée en énergie mécanique. Les
balais d’un moteur cc sont composés de charbon et de graphite assurent la commutation du
courant dans le rotor (fig.2.9). Ces balais doivent être changés périodiquement et ceci
constitue un problème dans le cas des pompes à moteur immergé où l’isolation du moteur ne
doit pas être compromise afin de ne pas la fragiliser aux infiltrations d’eau, ce qui n’est pas
évident sur le site. Certains constructeurs offrent des moteurs à balais de longue durée,
réduisant cet entretien à toutes les 5000 heures de fonctionnement.
Fig.2.9 : Moteur à courant continu avec balais
Les moteurs sans balais (Brushless DC motor) ne requièrent pas autant de maintenance, mais
le circuit électronique peut être une cause de problèmes et doit être conçu pour un
environnement difficile.
Dans un moteur à courant continu, le champ magnétique de l’inducteur est produit soit par des
aimants permanents, soit par un bobinage électromagnétique. Dans ce dernier cas, les moteurs
peuvent être de type série, de type parallèle (moteur shunt) ou de type à excitation composée
(moteur compound) selon la manière dont l’induit et l’inducteur sont alimentés.
L’enroulement inducteur d’un moteur série à bobinage électromagnétique est en série avec
l’induit et le couple moteur est relativement grand à faible vitesse et décroît à mesure que la
vitesse augmente (Fig.2.10). Lorsque le courant décroît rapidement, la vitesse augmente et
peut prendre des valeurs dangereuses. En régime de démarrage, à faible vitesse, le couple
moteur est important et permet de fournir l’énergie cinétique suffisante pour la mise en route
d’un équipement présentant une grande inertie. À vitesse normale, le couple décroît, mais le
moteur n’a plus qu’à vaincre les divers frottements. Ce type de moteur est donc bien adapté à
un pompage variable au fil du soleil.
Les enroulements induits et les inducteurs d’un moteur shunt sont alimentés en dérivation par
la même source, sous tension constante. La vitesse d’un moteur shunt sera sensiblement
constante, peu importe le couple résistant. Le moteur shunt est utilisé surtout dans les
machines-outils pour lesquelles il est nécessaire que la vitesse varie peu, quelle que soit la
charge. Ce type de moteur est peu adapté au pompage où le couple de démarrage est
important.
Pour des applications de pompage solaire photovoltaïque, seuls les moteurs DC à aimants
permanents (3 HP et moins) et les moteurs série sont utilisés. Eux seuls arrivent à avoir un
couple de démarrage suffisant pour vaincre la résistance de démarrage d’une pompe.
Moteur
shunt
Vitesse nominale (%)
Couple
Moteur
série
Moteur
shunt
110
Moteur
série
100
50
0
50
100
0
50
100
Vitesse nominale (%)
Courant (charge) (%)
Fig.2.10 : Caractéristiques du couple en fonction de la vitesse et de la vitesse en
fonction du courant d’un moteur shunt et d’un moteur série
2.5.2 Moteur à courant alternatif
L’utilisation du moteur à courant alternatif pour les applications de pompage photovoltaïques
est de plus en plus croissante puisque le coût peu élevé du moteur, son faible besoin de
maintenance et l’efficacité accrue des onduleurs solaires le rendent particulièrement attrayant
pour ce type de système. De dimension compacte, il est utilisé particulièrement pour le
pompage immergé dans les forages et les puits ouverts. De plus, l’utilisation d’onduleurs
efficaces permet un contrôle de la vitesse du moteur et ce dernier point est recommandé pour
des applications de pompage solaire.
Le moteur alternatif pour le pompage solaire est habituellement de type asynchrone, triphasé
et à rotor en court-circuit (rotor à cage d’écureuil). Le rendement moyen d’un moteur
asynchrone est de 85%. À ceci il faut ajouter le rendement de l’onduleur qui est de 90%-95%
sur une plage de fonctionnement importante. Le rendement moyen du moteur/onduleur sera
donc de 80% sur une plage de fonctionnement relativement importante. De plus, ces
onduleurs sont équipés pour suivre le point de puissance maximale du champ photovoltaïque.
2.6 CONFIGURATIONS D’UN SYSTEME DE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE
Le pompage solaire photovoltaïque au fil du soleil représente la solution idéale pour
l’approvisionnement en eau partout ou le réseau électrique est absent. Ce type de système est
très simple car il est composé d’un couplage direct entre le générateur photovoltaïque et la
pompe et il est destiné pour une durée de pompage tout au long de la journée [28]. Dans ce
cas, le stockage d'énergie peut se faire de deux façons: stockage d'énergie électrique ou
stockage d'eau. Cette dernière solution est souvent adoptée car il est plus pratique de stocker
l'eau dans des réservoirs que l'énergie électrique dans des accumulateurs lourds, coûteux,
fragiles, et nécessitant un entretien. Les batteries introduisent également un certain degré de
perte de rendement d’environ 20 % à 30 % de la production d’énergie.
La simplicité d’un système de pompage photovoltaïque au fil du soleil se heurte au problème
d’adaptation de charge puisque le couplage direct ne permet pas au générateur de délivrer sa
puissance maximale durant une journée complète. Il est donc nécessaire de faire fonctionner
ces générateurs à leur puissance optimale car l'énergie fournie par le générateur
photovoltaïque est une énergie chère malgré l'abaissement du coût du watt-crête. L'approche
du problème consiste à intercaler entre le générateur et le récepteur un convertisseur statique
(hacheur ou onduleur) pour effectuer le transfert optimal de puissance. Par conséquent, le
système de pompage solaire sera généralement composé d’un générateur photovoltaïque, d’un
groupe moteur-pompe, d’un dispositif électronique de commande et de contrôle, et d’une
partie de stockage.
La figure 2.11 montre le schéma simplifié d'un système de pompage utilisant le moteur à
courant continu avec optimisation du générateur par un hacheur adaptateur de puissance
commandé par son rapport cyclique. L'installation ainsi définie nécessite une électronique
relativement simple.
Générateur
photovoltaïque
Convertisseur
CC/CC
Moteur
pompe
Fig.2.11 : Système de pompage utilisant le moteur à courant continu
De ce fait l'utilisation d'un moteur asynchrone (à courant alternatif triphasé) plus robuste
moins cher et sans entretien devient une solution plus économique et plus pratique même au
prix d'un circuit électronique de commande plus complexe. L'utilisation d'un moteur
asynchrone augmente ainsi l'autonomie et la fiabilité de l'installation. Le moteur est alimenté
par un onduleur (convertisseur DC/AC) qui assure l’optimisation du générateur (Fig.2.12).
Générateur
photovoltaïque
Convertisseur
CC/CA
Moteur
pompe
Fig.2.12: Système de pompage utilisant le moteur à courant alternatif
2.7 RENDEMENT D’UN SYSTEME DE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE
Le rendement d’un système de pompage photovoltaïque ne dépasse pas 3% en 1981, s’est
amélioré au fil des années pour atteindre une valeur de 5% [29]. Indépendamment de la
configuration choisie, le volume d’eau pompée dépendra toujours de cinq facteurs, qui sont
les suivants :
-Le niveau de l’ensoleillement,
-La température,
-Le rendement du générateur photovoltaïque,
-La surface du générateur photovoltaïque,
-Les caractéristiques du système hydraulique (moteur-pompe).
La pompe peut être caractérisée par les équations suivantes [30][31] :
P
2,725
X
KYZ
,
η
(2.5)
&0)[
avec
PP : la puissance hydraulique en W,
Q : le débit en m3/h,
HMT : la hauteur manométrique en m,
Pmech : la puissance mécanique,
ηP : le rendement de la pompe.
(2.4)
Le rendement du moteur électrique est le suivant :
η\
&0)[
(2.6)
0
avec Pe représente la puissance électrique fournie au moteur.
Le rendement du convertisseur statique est défini par l’équation suivante :
η4
0
(2.7)
])
avec Pdc représente la puissance fournie par le générateur photovoltaïque.
Le rendement du générateur photovoltaïque est le suivant :
])
η
2
(2.8)
avec A représente la surface du générateur m2 et G représente l’ensoleillement en W/m2.
Le rendement global du système de pompage photovoltaïque est égal au produit des
rendements de chaque composant : pompe, moteur, convertisseur statique et générateur
photovoltaïque, qui, tous, évoluent au cours de la journée.
η2
η
η4
η\
η
(2.9)
2.8 CONVERTISSEURS STATIQUES CC/CC
L’impédance d’entrée d’un convertisseur statique du type cc/cc doit être adaptée afin de
forcer le générateur photovoltaïque à travailler au point de puissance maximale. Ce
convertisseur peut fournir une tension continue variable à partir d’une tension continue fixe
[32]. En fonction des caractéristiques de la charge, la tension de sortie (VS) peut être
supérieure ou inférieure à la tension d’alimentation (VO). Les convertisseurs statiques du type
cc/cc se divisent généralement en trois catégories : abaisseur de tension (hacheur dévolteur),
élévateur de tension (hacheur survolteur) et abaisseur-élévateur de tension (hacheur dévolteursurvolteur).
2.8.1 Hacheur dévolteur
La figure 2.13 représente le circuit de base d’un hacheur dévolteur. Le commutateur connecte
et déconnecte l’entrée du circuit et ainsi une tension de forme rectangulaire va apparaitre au
niveau de la diode. Cette tension est filtrée par un filtre passe bas (LC) fournissant une tension
quasi continue en sortie du circuit. Ce type de convertisseur est généralement utilisé dans les
applications photovoltaïques comme une alimentation cc ou VS varie en fonction de
l’ensoleillement et la température alors que VO reste presque constante. La valeur moyenne de
la tension de sortie est ajustée en contrôlant les états ON et OFF (ton et toff) du commutateur.
Fig.2.13 : Hacheur dévolteur
a. Analyse du circuit du hacheur dévolteur
Dans cette partie, on suppose que le hacheur de la figure 2.13 est idéal avec une chute de
tension négligeable aux bornes de la diode. Un signal MLI de période T et de rapport cyclique
D permet de contrôler la durée d’ouverture et de fermeture du commutateur. La figure 2.14
représente la tension aux bornes de l’inductance avec un courant de forme triangulaire (Fig.
2.15) [33][34].
- Pour 0 <t< DT, interrupteur est fermé:
`a
^
_ `b 3 3c
(2.10)
f
On obtient :
+
d e
e N \a
d e gZ
\Mh
∆d
\Mh
\a
- Pour DT <t< T, interrupteur est ouvert:
^
d e
_
f +
d e
`a
`b
e
Z
f +
gZ
3c
gZ N
\a
(2.11)
(2.12)
(2.13)
(2.14)
\Mh
(2.15)
(2.16)
On obtient :
∆d
\Mh
Les équations (2.13) et (2.17) permettent d’obtenir :
\a
+
Z
gZ
(2.17)
f +
+
gZ
1 g
Z
(2.18)
On déduit :
3c g 3
(2.19)
b*i
avec
g
(2.20)
Ainsi, la tension VO du hacheur dévolteur est toujours inférieure à VS pour D appartenant à
l’intervalle] 0,1[.
En utilisant les équations (2.13) et (2.19), on obtient:
f +
f +
Qf
∆d
gZ
"g 3
(2.21)
1
1
La valeur de la self d’inductance peut être calculée en utilisant l’équation suivante :
Qf
_
∆a 1
(2.22)
avec f représente la fréquence du signal MLI.
Fig.2.14 : Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur dévolteur
Fig.2.15 : Courant traversant l’inductance du hacheur dévolteur
2.8.2 Hacheur survolteur
Le hacheur élévateur ou survolteur est généralement utilisé dans les applications
photovoltaïques spécialement pour la charge des batteries. Le schéma de la figure 2.16
représente le circuit de base d’un élévateur ayant les mêmes composants que l’abaisseur de
tension avec une disposition différente. Les états de commutation sont contrôlés avec une
période constante et un rapport cyclique variable. La figure 2.17 représente la tension aux
bornes de l’inductance avec un courant de forme triangulaire (Fig.2.18) [33][34].
Fig.2.16 : Hacheur survolteur
a. Analyse du circuit du hacheur survolteur
- Pour 0 <t< DT, interrupteur est fermé:
^
On obtient :
3
`a
_
d e
eN
d e gZ
∆d
\Mh
- Pour DT <t< T, interrupteur est ouvert:
^
3
d e
f +
d e
\Mh
On déduit :
_
e
`a
(2.27)
`b
gZ N
\a
+f
+f
3c
gZ
\a
3c
Z
(2.24)
(2.25)
(2.26)
\a
On obtient :
∆d
\Mh
\a
Les équations (2.26) et (2.30) permettent d’obtenir :
gZ
(2.23)
`b
\Mh
Z
Z
gZ
gZ
(2.28)
(2.29)
(2.30)
(2.31)
(2.32)
Qf
Ainsi, la tension VO du hacheur survolteur est toujours supérieure à VS pour D appartenant à
l’intervalle] 0,1[.
En utilisant l’équation (2.26), on obtient:
∆d
gZ 3
(2.33)
1
La valeur de la self d’inductance peut être calculée en utilisant l’équation suivante :
_ ∆a 1
Fig.2.17 : Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur survolteur
Fig.2.18 : Courant traversant l’inductance du hacheur survolteur
(2.34)
2.8.3 Hacheur dévolteur-survolteur
Le hacheur dévolteur-survolteur peut travailler comme abaisseur ou élévateur de tension, ce
qui permet de l’utiliser dans les différentes applications photovoltaïques [35]. Le schéma de la
figure 2.19 représente le circuit de base d’un hacheur dévolteur-survolteur. Les états de
commutation sont contrôlés avec une période constante et un rapport cyclique variable. Les
figures 2.20 et 2.21 représentent le courant traversant l’inductance ainsi que la tension a ces
bornes.
Fig.2.19 : Hacheur dévolteur-survolteur
a. Analyse du circuit du hacheur dévolteur-survolteur
- Pour 0 <t< DT, interrupteur est fermé:
^
On obtient :
3
_
d e
eN
d e gZ
∆d
\Mh
- Pour DT <t< T, interrupteur est ouvert:
^
3c
_
`a
(2.35)
`b
\Mh
gZ
\a
`a
(2.39)
`b
+
d e
e gZ N
d e Z
\a
f +
On obtient :
∆d
\Mh
\a
Les équations (2.38) et (2.42) permettent d’obtenir :
+f
gZ
On déduit :
3c
3
(2.36)
(2.37)
(2.38)
\a
Z
Qf
\Mh
Z
gZ
gZ
(2.40)
(2.41)
(2.42)
(2.43)
(2.44)
Ainsi, la tension VO du hacheur dévolteur-survolteur est :
- inférieure à VS pour D appartenant à l’intervalle ]0, 0.5[ (mode de fonctionnement
dévolteur) ,
-supérieure à VS pour D appartenant à l’intervalle ]0.5, 1[ (mode de fonctionnement
survolteur).
En utilisant l’équation (2.38), on obtient :
∆d
gZ
3
1
La valeur de la self d’inductance peut être calculée en utilisant l’équation suivante :
_
∆a
1
(2.45)
(2.46)
Fig.2.20 : Courant traversant l’inductance du hacheur dévolteur-survolteur
Fig.2.21: Tensions aux bornes de l’inductance du hacheur dévolteur-survolteur
2.9 CONCLUSION
Il est souvent plus économique de construire un réservoir pour stocker l’eau plutôt que de
stocker l’électricité dans les batteries. Le moteur d’une pompe solaire fonctionne
habituellement au fil du soleil, c’est-à- dire qu’il sera couplé directement au générateur
photovoltaïque, sans batterie. Dans ce cas, la puissance fournie par générateur photovoltaïque
va dépendre de l’ensoleillement et de la température des cellules solaires. Pour maximiser
l’efficacité du dispositif de conversion d’énergie et ainsi permettre une utilisation optimale du
générateur, il convient de se placer en permanence au plus prés du point où la puissance en
fonction de la tension du générateur présente un maximum. Les différents types de moteurs et
de pompes engendrent des caractéristiques de fonctionnement différentes et le choix d’un
convertisseur statique dépendra étroitement de ces caractéristiques.
Chapitre 3
Énergie Solaire
3.1 INTRODUCTION
L’énergie solaire est l’énergie transmise par le soleil sous la forme de lumière et de chaleur.
Cette énergie est virtuellement inépuisable
inépuisable à l’échelle des temps humains, ce qui lui vaut
d’être classée parmi les énergies renouvelables.
renouvelables. Ce chapitre décrit le fonctionnement de
l’énergie solaire. On y explique comment l’énergie solaire varie selon l’endroit et la saison et
comment mesurer rayonnement solaire disponible à un endroit donné.
3.2 RESSOURCE SOLAIRE
Le soleil
oleil émet un rayonnement électromagnétique compris dans une bande de longueur
d’onde variant de 0,22 à 10 microns (µm). La figure 3.1 représente le spectre du rayonnement
solaire. L’énergie associée à ce rayonnement solaire se décompose approximativement ainsi :
– 9% dans la bande des ultraviolets (<400 nm),
– 47% dans la bande visible (400 à 800 nm),
– 44% dans la bande des infrarouges (>800 nm).
Puisque les cellules solaires ont pour vocation de fournir de l’électricité dans le monde où
nous vivons, elles sont conçues pour convertir les longueurs d’onde disponibles dans notre
environnement, et propres au développement de la vie.
Les cellules solaires
aires au silicium amorphe ont une sensibilité spectrale très proche de celle de
l’œil (Fig. 3.2). Ainsi, le silicium amorphe est particulièrement bien adapté en éclairement
intérieur car les tubes néon et fluorescents ont un spectre d’émission qui est prévu
prév pour l’œil
humain. Les cellules solaires au silicium cristallin sont destinées à un usage extérieur sous
fort ensoleillement, à cause de leur sensibilité plus grande au proche infrarouge et de leur
médiocre comportement dans le bleu [36].
Fig. 3.1 : Spectre du rayonnement solaire
Fig. 3.2 : Réponse spectrale des cellules solaires et sensibilité de l’œil humain
3.3 TRAJECTOIRE DU SOLEIL
Le soleil est une étoile de forme pseudo-sphérique dont le diamètre atteint 1391000km. Il est
situé à une distance moyenne de 1449598000km de la Terre [37]. Composé de matière
gazeuse, essentiellement de l'hydrogène et de l'hélium, il est le siège de réactions de fusion
nucléaire permanentes et sa température de cœur atteint 107K. La terre décrit autour du soleil
une trajectoire légèrement elliptique dont le soleil occupe un foyer (Fig. 3.3). L'axe de
rotation de la terre sur elle-même est incliné de 23°27' par rapport au plan de l'orbite terrestre.
Fig. 3.3 : Orbite terrestre et les saisons
La position du Soleil est définie par deux angles : sa hauteur angulaire h (angle entre la
direction du Soleil et le plan horizontal du lieu) et son azimut α (angle entre le méridien du
lieu et le plan vertical passant par le Soleil) compté négativement vers l’est (Fig. 3.4). Pour un
observateur situé sur la surface de la terre, le soleil décrit une trajectoire apparente qui dépend
de la latitude et de la longitude du lieu où il se trouve. Rappelons que la latitude est la distance
angulaire d’un point quelconque du globe par rapport à l’équateur (de 0 à 90° dans
l’hémisphère nord). Quant à la longitude, c’est également un angle, donné par rapport au
méridien de Greenwhich en se déplaçant vers l’est.
Fig. 3.4 : Définitions de la position du soleil (Hauteur et azimut)
La latitude a aussi un effet important : les journées estivales allongent à mesure qu’on
s’éloigne de l’équateur, et le soleil est plus bas au midi solaire. Les journées d’hiver sont
également plus courtes, et le soleil encore plus bas qu’à l’équateur. Autrement dit, l’intensité
maximale (à midi) et la quantité totale de rayonnement solaire (G) sur un plan horizontal
diminuent à mesure qu’augmente la latitude (Fig. 3.5) [38].
Inversement, le rayonnement atteint son intensité maximale lorsque le plan est
perpendiculaire aux rayons du Soleil, donc l’intensité du rayonnement solaire sur un plan
quelconque augmente quand on l’incline vers le Soleil.
Fig. 3.5 : Courbes d’ensoleillement typique par mois pour différentes latitudes
3.4 ORIENTATION ET INCLINAISON
Afin de récupérer le maximum de rayonnement solaire, On doit se préoccuper à la fois de
l’orientation et de l’inclinaison (Fig. 3.6). L’orientation indique tout simplement vers quel
point cardinal un panneau est exposé : il peut faire face au Sud, au Nord, à l’Est, à l’Ouest…
tout comme la façade d’une maison. L’inclinaison, quant à elle, est l’angle que fait le panneau
avec le plan horizontal
L’inclinaison idéale des panneaux, elle, dépend bien entendu de la hauteur du soleil pendant
la période d’utilisation : plus le soleil est bas sur l’horizon, plus on aura intérêt à relever les
panneaux vers la verticale pour les placer face au soleil.
De façon générale, on distingue trois types de structures [36]:
-Les panneaux fixes qui sont installés dans une position fixe tout au long de l’année. Le
rendement optimum est obtenu pour une orientation et une inclinaison données.
-Les panneaux orientables ont une inclinaison qui peut être modifiée tous les mois, mais par
facilité, on peut également choisir une inclinaison pour l’été, une autre pour l’hiver. On utilise
généralement ce genre de structure pour des applications au sol ou sur des toits plats.
-Les panneaux mobiles ou suiveur solaire ont une structure qui possède deux degrés de
liberté (une rotation horizontale pour régler l’azimut et une rotation verticale pour
l’inclinaison). Ce système permet aux panneaux photovoltaïques de suivre continuellement la
position du soleil pour assurer une production électrique maximum.
Fig. 3.6 : Inclinaison et orientation d’un panneau
3.5 ROLE DE L’ATMOSPHERE
L’atmosphère contient, une majorité d’azote et d’oxygène (respectivement 78 et 21%), mais
aussi de l’argon, du CO2, de la vapeur d’eau, et la fameuse couche d’ozone de la stratosphère,
dont le rôle de filtrage des UV les plus durs est si important [37]. Les poussières et les nuages
(formés de minuscules gouttelettes d’eau) ont aussi leur importance dans la diffusion du
rayonnement solaire.
Plus le soleil est bas sur l’horizon, plus il va traverser une épaisseur importante d’atmosphère
et plus il va subir de transformations. On appelle masse d’air ou air mass en anglais, le rapport
entre l’épaisseur d’atmosphère traversée par le rayonnement direct pour atteindre le sol et
l’épaisseur traversée à la verticale du lieu (Fig. 3.7). Sur cette dernière, nous avons
Soleil au zénith AM1 pour m = 1 si le soleil entre dans l’atmosphère au point A
Soleil à 30°, AM2 pour m = 2 s’il y entre en M,
Par convention, AM0 désigne le rayonnement solaire hors atmosphère. Donc l’expression de
l’air mass est la suivante :
ck
Q
j c
(3.1)
lmn
Quant aux conditions normalisées de test des panneaux solaires, elles sont caractérisées par un
rayonnement instantané de 1000 W/m2, un spectre solaire AM 1,5 et 25°C de température
ambiante. Ces conditions sont appelées STC (Standard Test Conditions).
Fig. 3.7 : Définition de l’Air Mass
3.6 MESURE DU RAYONNEMENT SOLAIRE
L’ensoleillement correspond à l’intensité du rayonnement solaire reçu sur un plan à un
moment donné. Il s’exprime habituellement en watts par mètre carré (W/m2).
L’ensoleillement varie de zéro, au lever du Soleil, à sa valeur maximale, typiquement au midi
solaire. En traversant l’atmosphère, le rayonnement solaire est absorbé et diffusé. Au sol, on
distingue plusieurs composantes :
-Le rayonnement direct est reçu directement du soleil, sans diffusion par l’atmosphère. Ses
rayons sont parallèles entre eux et peuvent être concentrés par des miroirs. Le rayonnement
direct peut être mesuré par un pyrhéliomètre. Ce dernier est un appareil muni d’un mécanisme
d’orientation qui permet de diriger constamment une thermopile en direction du soleil.
-Le rayonnement diffus est constitué par la lumière diffusée par l’atmosphère (air, nébulosité,
aérosols). La diffusion est le phénomène qui répartit un faisceau parallèle en une multitude de
faisceau partant dans toutes les directions. Dans le ciel, ce sont à la fois les molécules d’air,
les gouttelettes d’eau (nuages) et les poussières qui produisent cet éclatement des rayons du
soleil. Cela dépend donc avant tout des conditions météorologiques. Le rayonnement diffus
peut être mesuré par un pyranomètre avec écran masquant le soleil.
-L’albédo est la partie réfléchie par le sol. Il dépend de l’environnement du site. La neige, par
exemple, renvoie énormément de rayons lumineux alors qu’un asphalte n’en renvoie
pratiquement pas. Les albédomètres conviennent pour mesurer le rayonnement global et/ou
l’albédo sur un grand nombre de types de surfaces.
Le rayonnement global est tout simplement la somme de ces diverses contributions comme le
montre la figure 3.8.
Fig. 3.8 : Composantes du rayonnement solaire au sol
L’héliographe est l’instrument dont l’origine est la plus ancienne. Il donne la durée
d’insolation ou plus exactement la période du jour pendant laquelle le rayonnement solaire à
dépassé un certain seuil. C’est sur un papier qui se déplace que le rayonnement solaire,
concentré à l’aide d’un dispositif optique, laisse son empreinte en le brûlant sur une longueur
qui donne la durée du jour. Pour le photovoltaïque, cet appareil n’est pas très intéressant car il
ne renseigne pas sur l’intensité du rayonnement.
Ces appareils sont mis en œuvre par des professionnels dans des stations de mesure
météorologiques ou des centres de recherche. Ils sont onéreux et un peu difficiles à manier.
Pour les mesures courantes, mais précises, les professionnels de l’énergie solaire utilisent
quant à eux des cellules solaires de référence, étalonnées par les laboratoires compétents. Cela
permet notamment aux fabricants de calibrer leurs appareils de mesure électrique des modules
photovoltaïques.
Encore plus économique pour l’installateur, un simple solarimètre équipé d’une petite cellule
en silicium cristallin peut suffire pour une évaluation si l’on ne cherche pas une mesure à
moins de 5% de précision. Leur réponse spectrale est plus étroite que la thermopile (de 400 à
1100 nm seulement) mais par définition similaire à celle des modules au silicium.
3.7 INTERFACE D’ACQUISITION D’ENSOLEILLEMENT ET DE LA
TEMPERATURE
L’ensoleillement et la température sont deux paramètres requis dans beaucoup d’études telles
que la météorologie et le dimensionnement des systèmes photovoltaïques. La puissance
maximale délivrée par un panneau solaire dépend principalement du rayonnement solaire
global et de la température. Ces grandeurs sont habituellement mesurées à l’aide d’un
pyranomètre et d’un capteur de température. Par conséquent, un système d’acquisition a été
conçu autour du microcontrôleur PIC18F458 de 8 bits dont la taille de la mémoire
programme est de 16k mots [39]. Ce système utilise un pyranomètre (surface inclinée de 35°,
Site : Département d’Électronique (USTO-MB)) et un capteur de température numérique
(DS1820, température codée sur 9 bits)[40]. Les caractéristiques du système de la figure 3.9
sont les suivantes [41][42][43]:
-Étage de conditionnement du signal fourni par le pyranomètre (filtre passe bas et
amplificateur d’instrumention (INA114)),
-Horloge interne du microcontrôleur de l’ordre de 1MHz,
-Convertisseur analogique /numérique de 10 bits,
-Stockage des données sur une EEPROM série de 8k octets (24LC64) (format de 2 octets
pour chaque donnée),
-Affichage sur LCD (2 lignes de 16caractèrs),
-Communication série avec un PC,
-Horloge temps réelle permettant de fournir la date et l’heure (DS1307)[44],
-Intervalle d’échantillonnage de données variable de 1 à 60 secondes,
-Alimentation avec une batterie ou une source cc de 12V,
-Protection des entrées analogiques/numériques contre les tensions inférieures à -0.3V et
supérieures à 5.3V,
-Protection contre l’inversion de polarité de l’alimentation,
- PIC-C représente l’environnement de programmation du microcontrôleur.
Fig.3.9 : Architecture du système d’acquisition
Le bloc d’alimentation utilise des régulateurs fournissant des tensions de 9V et de 5V (Fig.
3.10). L’amplificateur d’instrumentation utilisé est alimenté en mode bipolaire. La tension 9V est générée à travers un oscillateur à base des portes 74LS14 et des cellules diode
Schottky-condensateur qui permettent une inversion de polarité de la tension en sortie. Cette
dernière est appliquée à un régulateur 7909 pour fournir une tension régulée de -9V. La
communication avec un PC nécessite une interface qui a été développé sous l’environnement
C++ Builder V5. L’interface de la figure 3.11 utilise la librairie ComPort pour la gestion de la
communication série au niveau d’un PC [45]. Le format de la donnée envoyée inclus un bit de
start, un bit de stop, 8 bits de donnée et aucun bit de parité. Les résultats de l’opération
d’acquisition de l’ensoleillement et de la température des cellules solaires sont représentés
par les figures 4.12 et 4.13 pour une durée de 7 heures.
Fig.3.10 : Bloc d’alimentation
Fig. 3.11 : Interface de communication avec le port série du PC
Fig. 3.12 : Rayonnement solaire globale
Fig. 3.13 : Température
3.8 CONCLUSION
La conception d’un système photovoltaïque nécessite la connaissance du rayonnement solaire
et de la température. Ces deux paramètres sont essentiels pour une étude préalable d’un
système photovoltaïque afin de connaître le besoin électrique et ainsi réduire le nombre de
panneaux solaires à installer. Il est possible de traiter ces données acquises avec un système
d’acquisition ou un datalogger dans le but de déterminer le point de puissance optimale d’un
panneau solaire et ceci est expliqué dans le prochain chapitre.
Chapitre 4
Poursuite du Point de Puissance Maximale
4.1 INTRODUCTION
Pour améliorer le rendement d’un système photovoltaïque, il faut faire travailler les modules
photovoltaïques dans la zone de fonctionnement ou la puissance débitée est maximale, ce qui
permet d'avoir un transfert optimal de l'énergie de la source vers la charge. Une adaptation
d'impédance doit être réalisée en insérant entre les modules photovoltaïques et la charge
électrique un convertisseur statique afin de rechercher et d’atteindre le point de puissance
maximale (PPM). Les techniques utilisées classiquement consistent à associer à l’étage
d’adaptation une commande appelée MPPT (Maximum Power Point Tracking) qui effectue
une recherche permanente du PPM. Diverses publications sur les techniques MPPT
apparaissent régulièrement dans la littérature depuis 1968, date de publication de la première
loi de commande de ce genre, adaptée à une source d’énergie renouvelable de type
photovoltaïque. Ainsi, il existe un vaste éventail de solutions permettant de trouver le
maximum de puissance se qui permet de classer les différentes techniques en deux
catégories : méthodes directes et indirectes [46]. Ce chapitre a donc pour but de lister
quelques méthodes de poursuite du PPM.
4.2 LES METHODES INDIRECTES
Les méthodes indirectes effectuent la recherche du PPM en utilisant des bases de données
regroupant les caractéristiques des panneaux photovoltaïques pour différentes conditions
météorologiques. Elles peuvent aussi utiliser des équations mathématiques permettant de
déterminer PPM. Ces méthodes sont souvent propres à chaque type de panneau et donc
difficile à généraliser.
4.2.1 Méthode d’ajustement de courbe
La caractéristique Ppv-Vpv d’un générateur photovoltaïque peut être représentée par l’équation
(4.1) obtenue par échantillonnage de m valeurs des grandeurs suivantes : la puissance, la
tension et le courant du générateur utilisé. La tension au point de puissance maximale est
donnée par l’équation (4.2) avec a, b, c et d sont les coefficients de l’équation (4.1) [47].
q
H
P=o p3=o
N r 3=o
N s3=o N t
H
3\==
r√r
3ps/3p
(4.1)
(4.2)
Ce processus d’ajustement est répété plusieurs fois par seconde afin de localiser le point
optimal. La précision de cette méthode dépondra du nombre d’échantillons permettant de
représenté l’équation (4.1). Donc, Cette méthode nécessitera une base de données précise et
large se qui implique une mémoire de travail de grande capacité pour le calcul des formules
mathématiques.
4.2.2 Méthode se basant sur la table des caractéristiques
Cette méthode consiste à mesurer et comparer la tension et le courant d’un panneau
photovoltaïque avec ceux qui sont déjà stockés en mémoire afin de localiser le point de
puissance maximale [48]. L’inconvénient de cette méthode est la nécessité d’une mémoire de
grande capacité de stockage car on doit stocker toutes les données relatives aux différentes
conditions météorologiques. De plus, l’algorithme peut s’avérer inefficace dans certains cas
puisqu’il est très difficile de stocker toutes les caractéristiques pour les différentes conditions
météorologiques.
4.2.3 Méthode se basant sur la tension de circuit ouvert
La mesure de la tension de circuit ouvert d’un générateur photovoltaïque (Vco) est utilisée par
cette méthode afin de calculer la tension optimale (Vmpp) à partir de l’approximation suivante :
JQ
&xx
)*
y sz{;ep{e | 1
(4.3)
L’organigramme de la figure 4.1 représente les différentes étapes de mise en œuvre de cette
méthode [49].
Mise en circuit ouvert du
générateur photovoltaïque
Acquisition de la tension Vco
Calcul de la tension Vmpp
à partir de Vco
Attente
Fig.4.1 : Organigramme de la méthode de tension du circuit ouvert
Le générateur photovoltaïque est déconnecté pour la mesure de Vco à une certaine fréquence
d’interruption du fonctionnement normal du système. En suite, la tension Vmpp est calculée en
utilisant l’équation (4.3) et ainsi la tension de fonctionnement du générateur peut être ajustée
pour atteindre le point optimal. Bien que cette méthode soit simple à mettre en œuvre, il est
difficile de choisir une valeur optimale de la constante k1 (k1∈[0.73, 0.8] pour les modules
polycristallins) qui dépend de l’ensoleillement, température et du vieillissement des modules
photovoltaïques [46].
4.2.4 Méthode se basant sur le courant de court-circuit
Cette méthode est similaire à la procédure de la méthode précédente. Selon l’équation (4.4), il
y a une dépendance linéaire entre le courant optimal (Impp) et le courant de court-circuit (Icc)
du générateur photovoltaïque [50] [51]. Pour les modules de type polycristallins, la constante
k2 est proche de 0.85.
JH
&xx
))
y sz{;ep{e | 1
(4.4)
Cette méthode présente les mêmes avantages et inconvénients que ceux de la méthode basée
sur la tension de circuit ouvert.
4.2.5 Méthode de la cellule pilote
Afin d’éviter les problèmes éventuels liés à l’interruption du fonctionnement normal du
système photovoltaïque, une cellule pilote est utilisée par le processus de poursuite au lieu du
générateur photovoltaïque [52].
Jq
&xx
)* )0}}~}0
y sz{;ep{e | 1
(4.5)
Les valeurs de k3 seront appliquées au générateur photovoltaïque. Cette solution est donc
simple et économique. Il est supposé dans ce cas, que la cellule pilote à des propriétés
identiques à chaque cellule du générateur photovoltaïque principal.
4.3 LES METHODES DIRECTES
Les méthodes de poursuite directes ne nécessitent pas une connaissance préalable des
caractéristiques du panneau photovoltaïque. Elles utilisent directement les mesures de tension
et/ou du courant d’un panneau photovoltaïque pour la poursuite du PPM.
4.3.1 Méthodes d’échantillonnage
Ces procédures sont basées sur les échantillons du courant et de la tension du générateur
photovoltaïque afin de calculer la puissance fournie Ppv(t). L’échantillonnage a comme
objectif la détermination de l’évolution temporelle de la puissance. Après avoir obtenu
l’échantillon actuel Ppv(t) et le suivant Ppv(t+∆t), le système de poursuite génère une
commande en fonction de l’emplacement du point de fonctionnement du générateur
photovoltaïque. Ce processus de poursuite se répète indéfiniment jusqu'à ce que le point de
puissance maximale soit atteint. Conformément à ce principe, les méthodes suivantes sont
dites directes.
a. Méthode de la dérivée
La méthode de la dérivée est basée sur la propriété de la dérivée d’une fonction qui s’annule
en un de ses extrema. La résolution de l’équation (4.6) permet d’obtenir le point de puissance
maximale [53].
` x•
`b
3=o
` x•
`b
N
` x•
=o `b
0
(4.6)
Cependant, afin d’atteindre réellement le point de puissance maximale, cette équation doit
être résolue en temps réel. Cette opération est longue et complexe puisqu’elle requiert
plusieurs mesures et calculs. Si la variation de la puissance n’est pas nulle, son signe
permettra de déterminer la direction de la recherche du point de puissance maximale.
b. Méthode de boucle de retour de tension (courant)
La mesure de la tension Vpv (courant Ipv) et sa comparaison avec une tension constante (Vref)
sont utilisées pour ajuster continuellement le rapport cyclique d’un convertisseur cc/cc afin
de faire fonctionner le générateur photovoltaïque au point de puissance maximale [54][55]. La
tension Vref est supposée être proche de Vmpp. Le signal d’erreur résultant de la soustraction
(Vpv-Vref) est utilisé pour contrôler le convertisseur cc/cc (fig.4.2). Cette technique est simple
puisqu’elle utilise une seule boucle de retour, mais elle ne parvient pas toujours à atteindre
l’objectif proposé car elle ne prend pas en compte les effets de la variation de l’ensoleillement
et de la température.
Convertisseur
+
DC/DC
Vpv
Générateur
Charge
-
photovoltaïque
Vref
+
K
MLI
Fig.4.2 : Schéma bloc de la méthode de boucle de retour de tension
c. Méthode de l’escalade de la colline (Hill Climbing)
Cette très simple technique est largement utilisée dans les systèmes photovoltaïques
puisqu’elle n’exige pas une connaissance au préalable ou un modèle des caractéristiques de la
source. Cette technique consiste à faire monter le point de fonctionnement le long de la
caractéristique du générateur présentant un maximum (Fig.4.3). Pour cela, deux pentes sont
possibles. La recherche s’arrête théoriquement quand le point de puissance maximale est
atteint. Cette méthode est basée sur la relation entre la puissance du panneau et la valeur du
rapport cyclique appliqué au convertisseur statique cc/cc. Lorsque dPPV/dD est forcé à zéro
par la commande alors le point de puissance maximale sera atteint [56][57].
L’algorithme de cette méthode est illustré sur la figure 4.4. La variable S correspond à une
variable qui prend la valeur « 1 » ou « -1 » suivant la direction que l’on doit donner à la
recherche pour augmenter la puissance en sortie du panneau. Périodiquement, la puissance
PPV(k) est comparée à la valeur déterminée précédemment PPV(k-1), en fonction du résultat de
la comparaison, le signe de la valeur S change ou reste identique. Ce qui a pour effet
d’incrémenter ou de décrémenter la valeur du rapport cyclique. Une fois le point de puissance
maximale atteint, le système oscille autour de ce dernier indéfiniment. L’amplitude des
oscillations dépend de la valeur du pas choisi. Donc, pour des oscillations de forte amplitude,
une perte occasionnelle de la recherche se produira lors d’un changement brusque des
conditions météorologiques.
Puissance (W)
dPPV/dD=0
dPPV/dD>0
Point de
puissance
maximale
dPPV/dD<0
0
100 rapport cyclique [%]
Fig.4.3 : La caractéristique puissance-rapport cyclique
Début
Mesure de Vpv(k) , Ipv(k)
Calcul de Ppv(k)
Oui
Ppv(k)=Ppv(k-1)
Non
Non
S ← S * (-1)
Ppv(k)>Ppv(k-1)
Oui
Rapport cyclique(k)= rapport cyclique (k-1) + S * pas
Fig.4.4 : Organigramme de la méthode de l’escalade de la colline
d. Méthode de perturbation et observation
Cet algorithme se base sur la recherche du point de fonctionnement optimal par la
perturbation du point de fonctionnement et l’observation de l'effet de cette perturbation sur la
puissance débitée par le générateur photovoltaïque. Donc, l’algorithme de poursuite consiste à
perturber la tension VPV d’une faible amplitude autour de sa valeur initiale et d’analyser le
comportement de la variation de puissance PPV qui en résulte [58][59]. Nous pouvons ainsi
déduire de la figure 4.5 que si une incrémentation positive de la tension VPV engendre un
accroissement de la puissance PPV, cela signifie que le point de fonctionnement se trouve à
gauche du point optimal. Si au contraire, la puissance décroît, cela implique que le système a
dépassé le point optimal. Un raisonnement similaire peut être effectué lorsque la tension
décroît. A partir de ces diverses analyses sur les conséquences d’une variation de tension sur
la caractéristique PPV(VPV), il est alors facile de situer le point de fonctionnement par rapport
au point optimal, et de faire converger ce dernier vers le maximum de puissance à travers un
ordre de commande approprié.
Puissance (W)
dPPV/dVPV=0
Popt
dPPV/dVPV>0
Point de
puissance
maximale
Vopt
PPV/dVPV<0
Tension (V)
Fig.4.5 : La caractéristique puissance-tension
En résumé, si suite à une perturbation de tension, la puissance augmente, la direction de
perturbation est maintenue. Dans le cas contraire, elle est inversée pour reprendre la
convergence vers le nouveau point de puissance maximale. La figure 4.6 représente
l’algorithme classique associé à une commande de type perturbation et observation, où
l’évolution de la puissance est analysée après chaque perturbation de tension. Pour ce type de
commande, deux capteurs sont nécessaires pour déterminer la puissance de la source à chaque
instant.
La méthode de perturbation et observation présente lors des variations de l’ensoleillement et
de la température des oscillations de poursuite qui peuvent orienter la recherche du point de
puissance maximale dans le mauvais sens de la poursuite.
Début
Mesure de Vpv(k), Ipv(k)
Calcul de Ppv(k)
Oui
Ppv(k)-Ppv(k-1)=0
Non
Non
Ppv(k)-Ppv(k-1)>0
Oui
Oui
Vpv(k)-Vpv(k-1)>0
Vpv(k)-Vpv(k-1)>0
Oui
Non
Vref(k)=Vref(k-1)-∆V
Vref(k)=Vref(k-1)+∆V
Non
Vref(k)=Vref(k-1)-∆V
Vref(k)=Vref(k-1)+∆V
Fig.4.6 : Organigramme de la méthode de perturbation et observation
e. Méthode d’incrémentation de conductance
Une alternative au problème de la méthode de perturbation et observation à été proposé par la
référence [60]. La méthode est basée sur la dérivée de la puissance produite par le générateur
photovoltaïque qui s’annule au sommet (dPPV/dVPV=0) de la courbe de la figure 4.5 et par
conséquent :
∆Ipv / ∆Vpv = -Ipv / Vpv
∆Ipv / ∆Vpv > -Ipv / Vpv
∆Ipv / ∆Vpv < -Ipv / Vpv
au point de puissance optimale ;
à gauche du point de puissance optimale ;
à droite du point de puissance optimale.
(4.7)
(4.8)
(4.9)
Le maximum de puissance peut être alors suivi en effectuant des comparaisons à chaque
instant de la valeur de la conductance (IPV/VPV) avec celle de l’incrément de conductance
(∆IPV/∆VPV), comme l’illustre l’algorithme de la figure 4.7. Vref correspond à la tension de
référence et force le générateur photovoltaïque à fonctionner à cette valeur. Si on est au point
de puissance maximale, alors la tension Vref correspond bien à la tension optimale VOPT. Une
fois le point optimal atteint, le point de fonctionnement peut être maintenu sur cette position
jusqu’à la détection d’une variation de ∆IPV. Cela indique alors un changement de conditions
météorologiques, donc un nouveau point de puissance maximale à rechercher. Pour cela,
l’algorithme incrémente ou décrémente la valeur de Vref jusqu’à atteindre le point optimal
[61].
Début
Mesure de Vpv(k), Ipv(k)
Oui
Vpv(k)-Vpv(k-1)=0
Non
Oui
Oui
Ipv(k)-Ipv(k-1)=0
∆Ipv/∆Vpv = -Ipv/Vpv
Non
Non
∆Ipv/∆Vpv > -Ipv/Vpv
Oui
Ipv(k)-Ipv(k-1)>0
Non
Vref(k)=Vref(k-1)+∆V
Vref(k)=Vref(k-1)-∆V
Oui
Non
Vref(k)=Vref(k-1)-∆V
Vref(k)=Vref(k-1)+∆V
Fig.4.7 : Organigramme de la méthode de l’incrément de conductance
f. Méthode directe se basant sur le courant du générateur photovoltaïque
Les méthodes directes mesurent la tension et le courant du générateur photovoltaïque pour la
poursuite du point de puissance maximale. Toutefois, il possible d’utiliser un seul capteur qui
est celui de la mesure du courant du générateur afin d’assurer le suivi du point optimal.
Capteur de courant
Ipv
L
+
Générateur
Vbat
D
Vpv
Charge
-
photovoltaïque
MLI
Fig.4.8 : Système de poursuite basé sur le courant du générateur photovoltaïque
Cette méthode utilise la un convertisseur statique cc/cc de type dévolteur et se base sur les
équations (4.10) (4.11) et (4.12) avec une batterie comme charge. Donc, la tension de la
batterie (Vbat) est considérée comme constante pour chaque ∆t [62].
3€Mb
P=o
b*i
3=o
3
=o
P•
g3
3€Mb
x•
(4.10)
x•
3€Mb P•
(4.11)
(4.12)
avec D représente le rapport cyclique du signal MLI appliqué au transistor de la figure 4.8.
La figure 4.9 démontre que la courbe PPV=f(D) présente le même maximum que la courbe
IPV=f(D). Le processus de poursuite est initialisé avec un rapport cyclique donnée et le
courant IPV(t) est mesuré afin de calculer P*(t). Ensuite le rapport cyclique est incrémenté avec
un pas ∆D ce qui permet de mesurer IPV(t+∆t) et de calculer P*(t+∆t) à nouveau. Après avoir
obtenu le P*(t) et P*(t+∆t), le système de poursuite génère une commande qui permet
d’augmenter ou de diminuer la valeur de D en fonction de l’emplacement du point de
fonctionnement par rapport au point optimal. Ce processus de poursuite se répète indéfiniment
jusqu’à ce que le point de puissance maximale soit atteint.
Fig.4.9 : Courbes de la puissance fournie par le générateur photovoltaïque et de Ipv/D en
fonction du rapport cyclique
Début
Initialisation de D (Dmin : Vpv max)
Mesure de Ipv(t)
P*(t)=Ipv(t)/D
D = D + ∆D
Mesure de Ipv(t+∆t)
P*(t+∆t)=Ipv(t+ ∆t)/D
P*(t+∆t)>P*(t)
D = D + ∆D
D = D - ∆D
Fig.4.10 : Organigramme de la méthode basé sur un seul capteur
g. Méthode de commutation
La méthode suivante est appliquée sur les deux types de convertisseurs cc/cc (dévolteur et
survolteur). La fonction de commutation ON/OFF du convertisseur statique est basée sur le
fait que dPPV/dVPV >0 à gauche du point optimal et dPPV/dVPV<0 à droite de ce dernier. Ainsi
µ est exprimée de la façon suivante [64]:
µ = 0 commutateur ouvert
1 commutateur fermé
S≥0
S<0
où
‚
N3
` ,ƒ
` ,ƒ
` ,ƒ
` ,ƒ
(4.13)
Le commutateur représente ici le transistor de la figure 4.8. Cette méthode nécessite donc
deux capteurs (tension et courant) pour son implémentation sur un microcontrôleur.
4.3.2 Méthode de l’oscillation forcée
Cette méthode consiste à ajouter une tension sinusoïdale de faible amplitude et de fréquence
de 100Hz, à la tension de fonctionnement du générateur photovoltaïque [63]. Ceci conduit à la
génération d’une ondulation de la puissance produite dont la phase et l’amplitude dépendent
de la position du point de fonctionnement par rapport au point de puissance optimale (Fig.
4.11). Si cette modulation se produit dans la zone « A », alors les ondulations de tension et de
puissance seront en phase. Cependant, si la modulation aura lieu dans la zone « B », alors les
ondulations de tension et de puissance seront déphasées de 180°. Dans le cas d’un
fonctionnement au point optimal, la fréquence de l’ondulation de la puissance sera égale au
double de la fréquence de celle de la tension avec une diminution de la valeur de l’amplitude.
L’avantage de cette méthode se limite à l’analyse d’amplitude et de phase dont le but est de
fournir des informations sur la position du point optimal et permet ainsi d’éviter les
oscillations continues autour de ce point. La grande complexité de mise en œuvre ainsi que
l’évolution des signaux de faible amplitude représentent les inconvénients de cette méthode.
Fig.4.11 : Courbe de puissance-tension d’un générateur photovoltaïque
4.3.3 Méthodes basées sur l’intelligence artificielle
Ces dernières années, les contrôleurs flous ont reçu une grande attention et leur utilisation a
eu beaucoup de succès dans le domaine du photovoltaïque [64]. Ces contrôleurs offrent
beaucoup d’avantages qui peuvent être résumés comme suit:
-ils non pas besoin de modèle mathématique de grande précision;
-ils peuvent traiter des non-linéarités;
-ils sont adaptés pour l’implémentation sur microcontrôleurs ;
-ils peuvent travailler avec des valeurs d’entrées peu précises.
Ces contrôleurs flous sont basés sur des tables de règles, fuzzification, inférence floue et
defuzzification pour prédire la puissance de sortie maximale [46]. Ces contrôleurs ont
démontré leur performance même avec des conditions météorologiques variantes. Cependant
l’efficacité de ces contrôleurs dépend fortement de la base de règles floues établie par
l’utilisateur [65]. D’autres techniques basées sur les réseaux de neurones sont également
utilisées pour assurer la poursuite du point optimal. Ces réseaux sont généralement constitués
de trois couches : la couche d’entrée, la couche cachée, et la couche de sortie (Fig. 4.12). Les
variables d’entrée peuvent être les paramètres du générateur photovoltaïque tels que la
tension de circuit ouvert et le courant de court-circuit, l’ensoleillement et la température, ou
n’importe quelle combinaison de ces derniers. L’amélioration du rendement dépend de
l’algorithme utilisé pour l’apprentissage.
La plupart des générateurs photovoltaïques ont des caractéristiques différentes et ainsi un
réseau de neurones doit être spécifiquement formé pour le générateur utilisé. Cependant les
caractéristiques d’un générateur photovoltaïque changent également avec le temps impliquant
que le réseau de neurones doit être périodiquement soumis à un apprentissage afin de garantir
une poursuite du point optimal assez précise. Ceci rend cette commande fastidieuse en
entretien.
Couche d’entrée
Couche cachée Couche de sortie
Les Entrées
Fig.4.12 : Structure d’un réseau de neurones
La sortie
a. Estimation de la puissance maximale en utilisant un réseau de neurones
La structure du réseau de neurones de la figure 4.13 est composée de trois couches :
- couche d’entrée : Elle est composée de deux neurones et représente la couche qui reçoit les
données correspondantes au courant de court-circuit et la température des cellules solaires.
Le courant de court-circuit est proportionnel à l’ensoleillement. Il est donc plus judicieux de
mesurer le courant avec un shunt (1Ω) que d’utiliser un pyranomètre pour la mesure de
l’ensoleillement.
- Couche cachée : Elle composée de cinq neurones. La fonction tangente hyperbolique
sigmoïde (Tansig) représente la fonction d’activation de cette couche.
-Couche de sortie : Elle composée d’un seul neurone dont la sortie représente l’estimée de la
puissance maximale que peut délivrer le module photovoltaïque LA361K51 de Kyocera. Ce
neurone possède un biais et des poids synaptiques et la fonction d’activation de cette couche
est la fonction linéaire Purelin de Matlab.
Pour le processus d’apprentissage supervisé du réseau de neurones, on exploite les fonctions
Matlab qui permettent de modéliser les caractéristiques électriques du module utilisé et de
générer la base de données pour l’apprentissage. Cette base de données est composée des
paramètres suivants : courant de court-circuit, température et puissance maximale. Cette base
sera utilisée par le processus d’apprentissage du réseau de neurones en se basant sur
l’algorithme de rétro-propagation du gradient du type Levenberg-Marquardt.
Fig.4.13 : Structure du réseau de neurones proposé
Fig.4.14 : Paramètres du processus d’apprentissage
La figure 4.15 indique la courbe de l’estimée de la puissance maximale sur laquelle sont
superposées les données correspondantes à la puissance maximale calculée en utilisant le
logiciel PVSYST. Pour une journée nuageuse, la figure 4.16 confirme que le réseau de
neurones adopté génère des valeurs de puissance maximale proches de celles fournies par
PVSYST.
Fig.4.15 : Évolution des puissances maximales pour une journée claire
Fig.4.16 : Évolution des puissances maximales pour une journée nuageuse
4.3.4 Méthode de commutation de modules photovoltaïques
20
Série
a
30
Parallèle
Courant (A)
Configuration
Cette technique permet de modifier la configuration série-parallèle des modules en fonction
de la charge ou de l’ensoleillement [66]. Dans le cas d’une pompe à eau, par exemple, elle
permet de fournir la forte intensité de courant de départ nécessaire au moteur, tôt le matin
lorsque l’ensoleillement est plus faible. Ainsi, elle peut, par exemple, commuter un champ
normalement composé de deux branches de six modules chacune en un champ à trois
branches de quatre modules chacune. La figure 4.17 montre comment ce dispositif augmente
la production d’énergie quotidienne.
a
b
c
d
e
12
6
4
3
2
1
2
3
4
6
b
10
c
d
e
0
0
50
100
Tension (V)
Fig.4.17 : Commutation de modules dans un champ photovoltaïque montrant les cinq courbes
courant-tension possibles pour douze modules photovoltaïques typiques de 50Wc
4.4 CONCLUSION
Avec la disponibilité de plusieurs techniques de poursuite du point de puissance maximale, le
choix dépendra des aspects suivants : implémentation, nombre de capteurs, le coût et
l’application.
La facilité d’implémentation de la méthode de poursuite est un facteur important dans la
sélection de la technique adoptée. Certaines techniques (méthode du courant de court-circuit
et de la tension de circuit ouvert) peuvent être implémentées en utilisant des circuits
analogiques alors que d’autres peuvent être implémentées avec des circuits numériques
exigeant l’utilisation des logiciels et de la programmation. Ce choix devrait inclure les
méthodes de l’escalade de colline, perturbation et observation et de l’incrément de
conductance.
Le nombre de capteur requis pour mettre en œuvre la technique de poursuite affecte
considérablement le choix. Le plus souvent, c’est plus facile et fiable de mesurer la tension
que le courant. D’ailleurs les capteurs de courants sont habituellement chers et encombrants
représentant des inconvénients pour les systèmes incluant plusieurs générateurs
photovoltaïque avec des dispositifs de poursuite séparés. Dans ce cas, il est commode
d’employer des méthodes de poursuite exigeant un seul capteur même s’il peut qu’estimer le
courant à partir de la tension.
Une comparaison du coût de chaque technique peut être faite en sachant si cette dernière est
analogique ou numérique, si elle exige de la programmation et le nombre de capteurs utilisés
pour la poursuite. L’implémentation analogique est généralement meilleur que le numérique
puisque elle est moins coûteuse car le numérique utilise des circuits programmables
(microcontrôleurs, DSP, FPGA). L’élimination des capteurs de courant du processus de
poursuite peut diminuer considérablement le coût.
Chapitre 5
Simulation et Réalisation Pratique
5.1 INTRODUCTION
Le couplage direct entre une pompe et un générateur photovoltaïque présente un problème
significatif de fonctionnement au point de puissance optimale puisque l’ensoleillement et la
température varient durant le jour. Ce problème peut être surmonté en utilisant un
convertisseur statique entre le générateur et la pompe pouvant assurer la poursuite du point
optimal sans interruption.
Beaucoup de techniques de poursuite ont été proposées dans la littérature. Les techniques de
l’escalade de la colline et de la perturbation et observation sont les plus utilisées dans les
applications photovoltaïques en raison de leur simplicité et facilité d’implémentation. D’autre
part, les techniques de réduction du nombre de capteurs impliqués dans le processus de
poursuite sont soit à application spécifique soit elles remplacent la mesure du courant par des
calculs plus complexes basés sur la mesure de tension afin d’améliorer le rendement global.
Ce chapitre est donc dédié aux tests des différentes techniques de poursuite du point de
puissance maximale basées sur un seul capteur ainsi que la modélisation et la simulation des
différentes composantes d’un système de pompage d’eau photovoltaïque composé d’un
générateur photovoltaïque, d’un convertisseur statique cc/cc et d’une pompe couplée à un
moteur à courant continu.
5.2 MODELISATION DU SYSTEME DE POMPAGE D’EAU
Le système de pompage étudié est constitué d’un moteur à courant continu couplé à une
pompe centrifuge de surface. Le générateur photovoltaïque alimente le moteur par
l’intermédiaire d’un convertisseur statique cc/cc qui joue le rôle de module de poursuite du
point de puissance maximale (Annexe 2). Les capteurs des grandeurs suivantes : tension,
courant, pression, débit et vitesse sont utilisés pour la collecte des données afin de pouvoir
modéliser le système de pompage et de contrôler le transfert de puissance de la source vers la
charge (Fig. 5.1).
Carte de Contrôle
MLI
Convertisseur
Statique cc/cc
Générateur
Photovoltaïque
Tension
Courant
Pompe
Centrifuge
Moteur cc
Tension
Courant
Débit
Pression
Vitesse
Fig 5.1 : schéma synoptique du système de pompage d’eau solaire proposé
5.2.1 Modélisation du générateur photovoltaïque
Le schéma équivalent le plus simple de la cellule photovoltaïque comprend une source de
courant, qui modélise le courant photoélectrique, associée à une diode en parallèle qui
modélise la jonction P-N. Afin de compléter le schéma précédent, nous introduisons une
résistance série (RS) qui modélise un défaut de la cellule. La source de courant génère le
photocourant qui a une valeur constante pour un ensoleillement et une température constants.
Dans le but de simplifier le modèle proposé, nous supposons que la valeur de la résistance
parallèle (RSH) est nettement supérieure à la valeur de la résistance série. Ainsi, la partie
((V+RS×I)/RSH) de l’équation (1.1) peut être négligée. Le courant débité par la cellule
photovoltaïque [67] équivaut à:
" 1$
(5.1)
⁄
avec
n : le facteur d’idéalité (1,35),
k : la constante de boltzmann (1,38 10-23J/K),
q : la charge de l’électron (1,6 10-19C),
IPH : le photocourant,
ISAT : le courant de saturation de la diode,
I: le courant fourni par le module photovoltaïque,
V: la tension aux bornes du module photovoltaïque,
RS : la résistance série.
D’après les équations ci-dessous, ce modèle à la particularité d’être de complexité modérée
car il inclut la température comme paramètre dans le calcul des courants IPH et ISAT [68].
„
‡
„
…†
„,
<
G
„
„
„
‰
<1 N …† Z
t3Š
t
„
q/
„
+
5\a M/
ZQ >
/‡
>/ ZH
5\a M/
(5.3)
ZQ
(5.4)
ˆ
+ -„
/
1/
„
„
(5.2)
1/Z
"
1/ZQ
(5.5)
1
‹
• Š{JZ •
Q
(5.6)
+ -„
„
"
(5.7)
avec
T1 : la température ambiante (25°C),
T2 : une température égale 75°C,
G : l’ensoleillement (W/m2),
Vg : la tension de la bande de gap (1.12eV),
VCO : la tension de circuit ouvert du module,
ICC : le courant de court circuit du module.
Les équations (5.1, 5.2,…,5.7) ont été évaluées sous Matlab en faisant appel à une fonction
qui permet de simuler les caractéristiques d’un module photovoltaïque. Cette fonction se base
sur la méthode itérative de Newton-Raphson pour la résolution de l’équation (5.1) afin de
déterminer le courant débité par le module photovoltaïque. Les paramètres de cette fonction
sont : la tension aux bornes du module photovoltaïque, l’ensoleillement et la température. Le
tableau 5.1 liste quelques caractéristiques du module utilisé.
Tableau 5.1 : Caractéristiques du module photovoltaïque LA361K51
pour des conditions de tests standards (1kW/m2, AM=1.5, 25°C)
Tension en circuit ouvert
Courant en court circuit
Tension optimale
Courant optimal
Puissance optimale
Nombre de cellules
Surface
Type de semi-conducteur
21,2 V
3,25 A
16.9 V
3.02 A
51 W
36
0.44 m2
Silicium polycrystallin
La figure 5.2 représente les caractéristiques courant-tension obtenues par simulation du
modèle précédent avec un ensoleillement variable et une température constante. Ainsi, la
valeur de la tension VCO augmente légèrement alors que le courant ICC est proportionnel à
l’ensoleillement. Pour les mêmes conditions météorologiques, les caractéristiques puissancetension de la figure 5.3 indiquent que la puissance optimale du module photovoltaïque varie
en fonction de l’éclairement reçu. La figure 5.4 représente l’effet de la température sur le
fonctionnement du module photovoltaïque pour ensoleillement constant. Nous remarquons
que la tension VCO diminue rapidement si la température augmente alors que le courant de
court-circuit ne change pas beaucoup. Dans ce cas, la température n’a pas d’effet majeur sur
le courant de court-circuit. A partir de la figure 5.5, nous pouvons voir l’effet de la
température sur la puissance produite par le module photovoltaïque. Si la valeur de la
température augmente alors la puissance générée et la tension de circuit ouvert du générateur
vont diminuer. Le tableau 5.2 indique les caractéristiques électriques obtenues par simulation
dont les valeurs sont quasiment proches de celles du tableau 5.1.
Tableau 5.2 : Caractéristiques du module photovoltaïque simulé (1kW/m2, 25°C)
Tension en circuit ouvert
Courant en court circuit
Puissance optimale
Tension optimale
Courant optimal
21,2V
3,25 A
50,9 W
16.9V
3.01A
4
1000 W/m2
3.5
Courant(A)
3
800 W/m2
′
Temperature
= 25°C
50.9W
40.5W
2.5
600 W/m2
2
30.1W
1.5
400 W/m2
19.7W
1
200 W/m2
9.4W
0.5
0
0
5
10
15
Tension (V)
20
25
Fig. 5.2 : Caractéristiques courant-tension pour une température
constante et un ensoleillement variable
60
Puissance(W)
50
50.9W
′
Temperature
= 25°C
1000 W/m2
40.5W
40
800 W/m2
30.1W
30
600 W/m
20
400 W/m2
2
200 W/m2
10
0
0
5
19.7W
9.4W
10
15
Tension (V)
20
25
Fig. 5.3 : Caractéristiques puissance-tension pour une température
constante et un ensoleillement variable
4
Ensoleillement = 1kW/m2
3.5
44.4W47.7W
50.9W
54.1W
41.1W
3
Courant(A)
10 °C
2.5
25 °C
2
40 °C
1.5
55 °C
1
70 °C
0.5
0
0
5
10
15
Tension (V)
20
25
Fig. 5.4 : Caractéristiques courant-tension pour un ensoleillement
constant et une température variable
60
54.1W
Puissance(W)
50 Ensoleillement = 1kW/m2
40
50.9W 10 °C
47.7W
25 °C
44.4W
41.1W
40 °C
55 °C
30
70 °C
20
10
0
0
5
10
15
Tension (V)
20
25
Fig. 5.5 : Caractéristiques puissance-tension pour un ensoleillement
constant et une température variable
La figure 5.6 représente le résultat de simulation du rendement du module photovoltaïque
utilisé. Quand l’ensoleillement varie de 200 à 1000W/m2 alors la valeur du rendement
augmente légèrement. Cependant, la température à une influence remarquable sur le
rendement. Si la température augmente alors le rendement diminuera.
La comparaison des caractéristiques obtenues par simulation avec les caractéristiques fournies
par le modèle du logiciel PVSYST V5.01 [69] (Annexe 1) a permis de valider le modèle du
module photovoltaïque décrit dans cette section. Le générateur photovoltaïque utilisé se
compose de deux branches 10 modules connectés en parallèle. Les figures 5.7 et 5.8
représentent les caractéristiques puissance-tension et courant-tension du générateur
photovoltaïque en se basant sur les formules (1.4) et (1.5) de la section 1.3.2.
Fig. 5.6 : Variation du rendement du module photovoltaïque en fonction
de l’ensoleillement et de la température
1018W
1000
′
Temperature
= 25°C
1000 W/m2
810W
Puissance(W)
800
800 W/m2
602W
600 W/m2
600
200 W/m2
200
0
0
394W
400 W/m2
400
50
188W
100
150
Tension (V)
200
Fig. 5.7 : Caractéristiques puissance-tension du générateur photovoltaïque
pour un ensoleillement variable et une température constante
7
′
Temperature
= 25°C 1000 W/m2
6
1018W
800 W/m2
810W
Courant(A)
5
600 W/m2
602W
4
400 W/m2
3
2
200 W/m2
394W
188W
1
0
0
50
100
150
Tension (V)
200
Fig. 5.8 : Caractéristiques courant-tension du générateur photovoltaïque pour
un ensoleillement variable et une température constante
5.2.2 Modélisation du convertisseur statique
Les caractéristiques courant-tension d’un générateur photovoltaïque sont non linaires et
dépendent
de l’ensoleillement et la température des cellules solaires. Les points
d’intersections entre les caractéristiques courant-tension du générateur photovoltaïque et la
caractéristique de la charge représente les points de fonctionnement. Comme on le constate
sur la figure 5.9, ces points sont écartés des points optimaux (Fig. 5.9).
L’utilisation d’un étage d’adaptation entre le générateur photovoltaïque et la charge permet
d’extraire à chaque instant le maximum de puissance disponible. L’interface entre la source et
la charge est représentée par cet étage qui assure à travers une action de contrôle, le transfert
de puissance optimale (Fig. 5.10). Pour que le générateur photovoltaïque fonctionne le plus
souvent possible dans son régime optimal, la solution communément adoptée est alors
d’introduire un convertisseur statique cc/cc entre la source et la charge. Le convertisseur peut
être un hacheur dévolteur et/ou survolteur en fonction de la caractéristique de la charge.
7
6
40°C 1000 W/m2
2
50°C 900 W/m
Moteur-pompe
25°C
800 W/m2
Courant(A)
5
4
3
2
25°C 600 W/m2
2
40°C 450 W/m
2
15°C 300 W/m
1
0
0
50
100
150
Tension (V)
200
250
Fig. 5.9 : Caractéristiques courant-tension du générateur photovoltaïque superposées sur
celle de la charge pour un ensoleillement et une température variables
Convertisseur
statique CC/CC
Générateur
photovoltaïque
Signal de contrôle
Ie
Ve
Circuit
de contrôle
La charge
Is
Vs
Fig 5.10 : Schéma bloc d’un étage d’adaptation
Les structures de conversion continu/continu assurent une tension de sortie qui peut être
inférieure ou supérieure à la tension d’entrée. Le transfert de puissance de la source vers la
charge est contrôlé en ajustant le rapport cyclique d’un signal MLI appliqué au commutateur
du convertisseur cc/cc. La puissance fournie par générateur photovoltaïque est donnée par la
formule suivante [70] :
P. 3.
(5.9)
.
avec Ve la tension aux bornes du générateur. Le courant débité par ce générateur est noté Ie.
La puissance délivrée par le convertisseur est la suivante :
PŒ 3Œ
(5.10)
Œ
avec Vs la tension aux bornes de la charge. Le courant traversant la charge est noté Is.
La relation entre la puissance d’entrée et celle de sortie définie le rendement du convertisseur
statique.
{
PΠ/P.
(5.11)
On suppose que le convertisseur statique est idéal (nc=1). Ainsi, la puissance fournie par la
source est égale à la puissance consommée par la charge. La valeur moyenne de la tension de
sortie est déterminée à partir des équations suivantes :
b*i
Hacheur dévolteur :
g
0
Hacheur survolteur :
0
b*??
0
b*??
Q
Qf
b*i
Hacheur dévolteur-survolteur :
(5.12)
Qf
(5.13)
(5.14)
avec
T : la période du signal de contrôle du convertisseur statique,
ton : la durée du niveau haut du signal de contrôle du convertisseur statique,
toff : la durée du niveau bas du signal de contrôle du convertisseur statique.
Ainsi D peut être varié pour que la tension d’entrée soit toujours égale à la tension optimale
correspondant à la puissance optimale.
5.2.3 Mécanisme de poursuite du point de puissance maximale
Quand un générateur photovoltaïque est directement connecté à une charge, cette dernière fixe
son point de fonctionnement. A partir des équations ci-dessous [71], la résistance d’entrée
d’un hacheur dévolteur idéal représentera la résistance vue par le générateur photovoltaïque
(Fig. 5.11).
‰.
bOé.
‰.
bOé.
‰.
bOé.
‰.
bOé.
0
(5.15)
0
Š
(5.16)
Q
(5.17)
G
Q
G
‰4ŽMOI.
(5.18)
Pour un hacheur survolteur idéal, nous avons les équations suivantes [72]:
‰.
bOé.
Qf
(5.19)
Š Qf
‰.
bOé.
1
g
H
‰.
bOé.
1
g
H
(5.20)
‰4ŽMOI.
(5.21)
Dans le cas d’un hacheur dévolteur-survolteur idéal, nous obtenons les équations
suivantes [73]:
Qf
‰.
bOé.
‰.
bOé.
‰.
bOé.
Qf
Š "
Š Qf
G
(5.22)
"
(5.23)
G
Qf
G
G
‰4ŽMOI.
(5.24)
En variant rapport cyclique du signal de contrôle, alors la valeur de la résistance d’entrée du
hacheur peut atteindre la valeur de la résistance optimale du générateur et ainsi ce dernier
générera sa puissance maximale.
Générateur
Rentrée
Convertisseur
statique
Rcharge
CC/CC
La charge
photovoltaïque
Fig. 5.11 : Impédance vue par le générateur photovoltaïque
5.2.4 Modélisation de la partie moteur-pompe
Les modèles mathématiques du convertisseur statique et de l’ensemble moteur-pompe sont
décrits dans plusieurs recherches. Ainsi, nous pouvons citer les références
[74][75][76][77][78]. Ces modèles décrivent les caractéristiques de chaque partie du système
de pompage mais ne donnent pas une relation directe entre la puissance fournie par le
générateur photovoltaïque et le débit d’eau pompée [79]. Dans cette section, nous proposons
des modèles qui lient directement la puissance produite par le générateur photovoltaïque aux
paramètres suivants : le débit d’eau, la pression de refoulement et la vitesse de rotation de
partie moteur-pompe. Ce dernier est constitué d’une pompe centrifuge de surface (220V, 6A,
50Hz, 750W, 2800 min-1,4.8m3/h, 31m) et d’un moteur à courant continu à excitation série
(220 V, 6.1 A, 1kW, 3100 min-1). Afin de modéliser la pompe avec son moteur, une
alimentation à courant continu a été utilisée pour extraire la relation de la résistance de la
charge en fonction de la tension appliquée à ses bornes [80][81].
A partir de la figure 5.12, la résistance de la charge peut être modélisée par la fonction
polynomiale suivante :
‰4ŽMOI.
p N r3Œ N s3ŒH N t3Œq N 3Œ•
(5.25)
L’équation précédente permet de caractériser la partie moteur-pompe avec Vs représentant la
tension aux bornes de la charge. Les constantes a, b, c, d et e sont les coefficients de
l’équation (5.25) dont les valeurs sont reportées dans le tableau 5.3 avec un coefficient de
corrélation égal à 0,99661.
40
RCharge(Ohm)
30
RR
Charge
Charge
Régression
Courbe de regression
polynomiale
linéaire
20
10
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
Tension (V)
Fig.5.12: Régression polynomiale du 4ème ordre de la courbe de la charge
Tableau 5.3: Coefficients de régression polynomiale de la courbe de la charge
Coefficient
a
Valeur du meilleur
ajustement
4,07797
Erreur
0,34965
b
1,24048
0,03208
c
-0,01723
7,98792 10-4
d
9,87914 10-5
7,02151 10-6
e
-2,0391 10-7
1,98899 10-8
Pour la mesure de la pression de refoulement, nous utilisons un manomètre numérique. La
pression de refoulement peut être modélisée par la fonction polynomiale suivante (Fig. 5.13) :
P• ;;dz{
p N rPŒ N sPŒH N tPŒq
(4.26)
avec Ps la puissance consommée par la charge et a, b, c et d représentent les coefficients de
l’équation (5.26) dont les valeurs sont reportées dans le tableau 5.4 avec un coefficient de
corrélation égal à 0,98305. L’équation (5.11) est utilisée dans le cas d’un système de pompage
qui inclut un convertisseur statique cc/cc. Ainsi, l’équation (5.27) permet de représenter la
pression de refoulement en fonction de la puissance du générateur photovoltaïque.
P• ;;dz{
p N r { P. N s {H P.H N t {q P.q
(5.27)
Fig. 5.13 : Régression polynomiale du 3ème ordre de la courbe de pression
Tableau 5.4 : Coefficients de régression polynomiale de la courbe de pression
Coefficient
Valeur
Erreur
a
0,05487
0,03073
b
0,00382
5,40634 10-4
c
-1,02429 10-5 2,46055 10-6
d
1,05582 10-8
3,11208 10-9
Afin de modéliser le débit d’eau, un débitmètre numérique à été utilisé (Annexe 2). Ainsi,
nous obtenons la figure 5.14 qui représente le débit d’eau pompée en fonction de la puissance
consommée par la charge.
Débit
60
Débit (l/min)
Régression polynomiale
40
20
0
0
200
400
600
800
1000
Puissance (W)
Fig. 5.14 : Régression polynomiale du 4ème ordre de la courbe du débit
On utilise une régression polynomiale du 4ème ordre pour modéliser le débit avec un
coefficient de corrélation égal à 0,99728. Donc, nous obtenons l’équation
suivante [82][83][84]:
gérde
p N rPŒ N sPŒH N tPŒq N PŒ•
(5.28)
ou a, b, c, d et e représentent les coefficients de l’équation du débit en fonction de la puissance
consommée par la partie moteur-pompe (Tableau 5.5).
L’équation permettant d’obtenir le débit en fonction de la puissance du générateur est la
suivante :
gérde
p N r { P. N s {H P.H N t {q P.q N {• P.•
(5.29)
Tableau 5.5 : Coefficients de régression polynomiale de la courbe du débit
Coefficient Valeur du meilleur ajustement
Erreur
a
-8,15803
1,42648
b
0,21193
0,01915
c
-4,05778 10-4
6,90552 10-5
d
4,08461 10-7
9,09644 10-8
e
-1,47106 10-10
3,93433 10-11
La vitesse de rotation de la partie moteur-pompe à été mesurée en utilisant un
tachogénérateur permettant d’obtenir de la vitesse en fonction de la puissance consommée par
la charge (fig.5.15).
Fig. 5.15 : Régression non linéaire de la courbe de vitesse
En utilisant la régression non linéaire de la courbe de la vitesse de rotation, nous obtenons
l’équation suivante :
3de ;;
p N rPŒ N s •
‘
(5.30)
Les coefficients a, b, c et r sont les constantes de l’équation de la vitesse en fonction de la
puissance dont les valeurs sont reportées dans le tableau 5.6 avec un coefficient de corrélation
égal à 0.99322.
L’équation de la vitesse de rotation en fonction de la puissance du générateur photovoltaïque
est la suivante :
3de ;;
p N r { P. N s •
0
(5.31)
Table 5.6 : Coefficients de régression non linéaire de la courbe de vitesse
Coefficient
Valeur
Erreur
a
1228.66942
42.05701
b
1.3465
0.07139
c
r
5.3 METHODES
MAXIMALE
DE
-1164.89486 47.97633
0.97905
POURSUITE
0.00214
DU
POINT
DE
PUISSANCE
Cette partie est consacrée aux méthodes de poursuite dans le but de réduire le nombre de
capteurs impliqués dans le processus de poursuite du point de puissance maximale. Les
différentes méthodes proposées sont basées sur : la vitesse de rotation, la pression de
refoulement, la tension aux bornes du générateur photovoltaïque. La comparaison se fait par
rapport à la méthode de l’escalade de la colline (Hill Climbing).
5.3.1 Méthode de poursuite basée sur la vitesse
Cette méthode a une simple structure de poursuite puisqu’elle fait intervenir un tachymètre
analogique (tachogénérateur) afin d’extraire la puissance maximale du générateur
photovoltaïque. Elle consiste à perturber le rapport cyclique et voir son effet sur la vitesse de
rotation (Fig. 5.16). Si ce changement augmente (diminue) la valeur de la vitesse de rotation
alors la valeur de la puissance générée va augmenter (diminuer). Ainsi la mise à jour du
rapport cyclique consistera à ajouter un pas positif ou négatif. La recherche s’arrête
théoriquement quand le point de puissance maximale est atteint [85].
Début
Signe ← 1
Mesure de la vitesse (VT(k))
Oui
VT(k) = VT(k-1)
Non
Non
VT(k) > VT(k-1)
Oui
Signe ← -1× Signe
Rapport cyclique ← Rapport cyclique + PAS × Signe
Fig. 5.16 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la vitesse
5.3.2 Méthode de poursuite basée sur la pression
La pression au niveau du conduit de refoulement peut être exploitée afin d’assurer la
poursuite du point de puissance maximale. La pression actuelle (PR(k)) est comparée à sa
valeur stockée en mémoire (PR(k-1)) pour décider du signe de la variation du rapport cyclique.
L’algorithme de cette méthode est donné par l’organigramme de la figure 5.17.
Début
Signe ← 1
Mesure de la pression PR(k)
Oui
PR(k) = PR (k-1)
Non
Oui
Non
PR (k) > PR (k-1)
Signe ← -1× Signe
Rapport cyclique ← Rapport cyclique + PAS × Signe
Fig. 5.17 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la pression
5.3.3 Méthode de poursuite basée sur la tension du générateur photovoltaïque
Le rendement d’un convertisseur cc/cc peut être défini de la manière suivante [86][87] :
{
0
0
G/
(5.32)
0i’“é0
A partir des équations (5.32), (5.12), (5.13) et (5.14), la résistance d’entrée du convertisseur
statique cc/cc donnée par les équations ci-dessous.
['“ˆ0
-Pour un hacheur dévolteur :
‰. bOé.
(5.33)
G
‰.
bOé.
{ ‰
ŽMOI.
-Pour un hacheur dévolteur-survolteur: ‰.
bOé.
{ ‰
ŽMOI.
-Pour un hacheur survolteur :
1
g
Qf
G
G
H
(5.34)
(5.35)
Ainsi la puissance fournie par le générateur photovoltaïque peut être écrite de la forme
suivante [75]:
-Pour un hacheur dévolteur :
P.
-Pour un hacheur survolteur :
P.
0
G G
(5.36)
)['“ˆ0
0
)['“ˆ0
G
Qf
G
(5.37)
-Pour un hacheur dévolteur-survolteur : P.
0
G G
(5.38)
G
Qf
)['“ˆ0
Entre deux échantillons consécutifs, on considère que nC est constant. Donc, la simplification
des équations (5.36), (5.37) et (5.38) donne les formules suivantes :
-Pour un hacheur dévolteur :
3g
”P. ≅ D Ve
(5.39)
-Pour un hacheur survolteur :
3g
”P. ≅
Ve
1 D
(5.40)
-Pour un hacheur survolteur-dévolteur :
3g
”P ≅
0
(5.41)
Qf
La figure 5.18 représente l’éclairement reçu par le générateur photovoltaïque de 6 heures du
matin jusqu'à 20 heures du soir. La température des cellules photovoltaïques est donnée par la
figure 5.19. En utilisant un hacheur dévolteur-survolteur, les points optimaux des courbes Pe
et VD de la figure 5.20 coïncident si les constantes sont éliminées de l’équation (5.38) [88].
Par conséquent, la poursuite du point de puissance maximale peut s’effectuer en se basant sur
VD [86]. L’algorithme de base de cette méthode est représenté par l’organigramme de la
figure 5.21.
1000
Ensoleillement (W/m2)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.18 : Éclairement reçu par le générateur photovoltaïque
14
50
45
Température (°C)
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.19 : Température des cellules photovoltaïques
Fig. 5.20 : Courbes de puissance fournie et de VD
14
Début
Signe ← 1
Mesure de la tension du générateur
photovoltaïque V(k)
VD(k) ← V(k)×D(k)/(1-D(k))
Oui
VD(k) = VD(k-1)
Non
Non
VD(k) > VD(k-1)
Signe ← -1× Signe
Oui
Rapport cyclique ← Rapport cyclique + PAS × Signe
Fig. 5.21 : Organigramme de la méthode de poursuite basée sur la tension
5.3.4 Structure de l’algorithme de pompage d’eau
Le système simulé est constitué d’un générateur photovoltaïque connecté à un convertisseur
statique cc/cc qui alimente la partie moteur-pompe. La fonction Matlab de la section 5.2.1
permet de calculer le courant débité par le module photovoltaïque. Le point de
fonctionnement du générateur photovoltaïque est localisé en utilisant l’équation (5.15). Ainsi,
nous obtenons les relations suivantes :
3.
3.
‰.
‰.
bOé.
bOé.
.
% 3.
0
(5.42)
0
(5.43)
La valeur de Rentrée est déterminée à partir des équations (5.33), (5.34) et (5.35) en fonction de
Rcharge. Par conséquent, la résolution de l’équation (5.43) s’effectuera en utilisant la fonction
Matlab fzero qui permet de trouver le zéro d’une fonction à une seule variable.
L’organigramme de la figure 5.22 résume les différentes étapes du programme de simulation.
Début
Rcharge ← Rcharge initiale
Ensoleillement ← Ensoleillement initiale
Température ← Température initiale
Rapport cyclique ← Rapport cyclique initial
Calcul de Rentrée
Résolution de l’équation
Ve - Rentrée×f(Ve)=0
Calcul du courant du débité par le générateur
Ie = f (Ve, Ensoleillement, Température)
Calcul de la puissance du
générateur Pe
Calcul de :
Vitesse = f(Pe)
Pression = f(Pe)
Débit=f(Pe)
Application de l’algorithme
de recherche du PPM
Mise à jour de :
Rapport cyclique, Rcharge
Lecture des données
(Ensoleillement, Température)
Non
Fin de l’opération de
lecture des données
Oui
Affichage des résultats
Fig. 5.22 : Organigramme adopté pour le pompage
d’eau
5.4 RESULTATS DE SIMULATION
5.4.1 Couplage direct
Dans cette section, la partie moteur-pompe est connectée au générateur photovoltaïque.
L’ensoleillement est représenté par la figure 5.23 pour une journée sans nuages. Cette courbe
possède une forme d’une cloche pour une durée de 12 heures.
1000
Ensoleillement (W/m2)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.23: Ensoleillement pour une journée sans nuages
La figure 5.24 représente la courbe de la charge superposée sur les caractéristiques couranttension du générateur photovoltaïque. Nous voyons clairement que la courbe de la charge est
éloignée des PPM pour les valeurs d’ensoleillement faibles et moyennes. Le générateur
photovoltaïque fournie approximativement sa puissance maximale pour tout ensoleillement
supérieur à 800 W/m2.
La figure 5.25 représente les caractéristiques puissance-tension du générateur photovoltaïque
et de la charge. Pour tout ensoleillement supérieur à 800W/m2, la puissance consommée par
la charge est presque proche de la puissance maximale du générateur photovoltaïque.
Fig. 5.24 : Courbes courant-tension du générateur photovoltaïque et de la charge
Fig. 5.25 : Courbes puissance-tension du générateur photovoltaïque et de la charge
La vitesse de rotation atteint sa valeur maximale quand la puissance fournie s’approche la
puissance optimale avec un ensoleillement maximal (Fig.5.26). D’après la figure 5.27, le
moteur à courant continu ne commence à tourner que si la valeur de l’ensoleillement dépasse
80 W/m2.
Vitesse de rotation (rpm)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.26 : Courbe de vitesse de rotation en fonction du temps
Vitesse de rotation (rpm)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2
Ensoleillement (W/m )
Fig. 5.27 : Courbe de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
Quand la vitesse du moteur atteint une valeur suffisante pour pomper de l’eau, la pompe
commence à refouler l’eau aspirée à partir du réservoir. La courbe du débit possède presque la
même allure que la courbe de la figure 5.26. Le pompage d’eau ne débute que pour un
ensoleillement supérieur à 200 W/m2 (Fig. 5.29).
80
70
Débit (l/min)
60
50
40
30
20
10
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.28 : Courbe du débit d’eau pompée en fonction du temps
60
Débit (l/min)
50
40
30
20
10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Ensoleillement (W/m2)
Fig. 5.29 : Courbe du débit d’eau pompée en fonction de l’ensoleillement
La courbe de pression au niveau du conduit de refoulement augmente en fonction de
l’ensoleillement pour atteindre sa valeur maximale (1.2 bar) quand la courbe de la charge
s’approche des PPM (Fig. 5.30).
1.2
Pression (bar)
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.30 : courbe de pression en fonction du temps
Dans le tableau ci-dessous, on reporte la valeur de l’énergie électrique totale et le volume
d’eau pompée pour une durée de pompage de 12 heures.
Tableau 5.7 : Énergie électrique fournie, rendement et volume d’eau pompée
Énergie totale
Énergie totale maximale
Rendement
Volume d’eau pompée
6.462 kWh
7.278 kWh
88%
25.4 m3
5.4.2 Résultats de poursuite du point PPM
Nous présentons dans cette partie le même système de pompage utilisé dans la section
précédente avec un module de poursuite du PPM représenté par un hacheur dévolteursurvolteur. La méthode adoptée pour la poursuite du PPM est celle de l’escalade de la colline
qui se base sur la mesure de la tension et du courant du générateur.
Sous les mêmes conditions météorologiques de la section précédente, les caractéristiques
courant-tension du générateur photovoltaïque et celles des PPM sont représentés sur la figure
5.31. Cette dernière montre que la courbe représentant les points de fonctionnement du
générateur photovoltaïque et des PPM sont superposés. Donc, en ajustant le rapport cyclique
du convertisseur, le générateur débitera sa puissance maximale indépendamment de
l’ensoleillement et de la température et ceci est confirmé par la figure 5.32 de la puissance en
fonction de la tension.
7
6
Courant (A)
5
1000 W/m2
PPM
Poursuite du PPM 800 W/m2
Température = 25°C
4
600 W/m2
3
400 W/m2
2
200 W/m2
1
0
0
50
100
150
200
Tension (V)
Fig. 5.31 : Courbe des points de fonctionnement du générateur photovoltaïque superposée sur
les caractéristiques courant-tension
1100
1000
Puissance (W)
900
800
700
1000 W/m2
PPM
Poursuite du PPM
800 W/m2
Température = 25°C
600 W/m2
600
500
400 W/m2
400
300
200 W/m2
200
100
0
0
50
100
150
200
Tension (V)
Fig. 5.32 : courbe de la puissance fournie superposée sur les caractéristiques puissance-tension
D’après la figure 5.33 ou le module de poursuite du PPM permet au moteur à courant continu
de tourner pour de faibles valeurs de l’ensoleillement alors que le système avec couplage
direct marque un temps de retard par rapport au système avec poursuite. La vitesse de
rotation atteint sa valeur maximale quand l’ensoleillement est maximal. La valeur de la
vitesse de rotation maximale dépasse légèrement celle obtenue avec couplage direct (Fig.
5.34).
Vitesse de rotation (rpm)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.33 : Courbe de vitesse de rotation en fonction du temps
Vitesse de rotation (rpm)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900 1000
2
Ensoleillement (W/m )
Fig. 5.34 : Courbe de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
La courbe du débit d’eau de la figure 5.35 ressemble à la courbe de vitesse de rotation avec un
retard puisque le moteur cc doit atteindre une certaine vitesse pour que la pompe commence à
refouler de l’eau. On note que le retard dans le cas du système sans poursuite est légèrement
supérieur à celui obtenu avec poursuite. Le pompage ne débute que pour un ensoleillement
supérieur à 58 W/m2 (Fig. 5.36).
80
70
Débit (l/min)
60
50
40
30
20
10
0
0
2
4
6
8
10
Temps (Heure)
Fig.5.35 : Courbe du débit en fonction du temps
12
60
Débit (l/min)
50
40
30
20
10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Ensoleillement (W/m2)
Fig.5.36 : Courbe du débit en fonction de l’ensoleillement
La courbe de pression au niveau du conduit de refoulement de la figure 5.37 à la même allure
que celles de la vitesse et du débit. La pression maximale obtenue est légèrement supérieure à
celle obtenue avec couplage direct se qui signifie un débit légèrement supérieur.
1.2
Pression (bar)
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
2
4
6
8
10
Temps (Heure)
Fig. 5.37 : Courbe de pression en fonction du temps
12
L’énergie électrique produite ainsi que le volume d’eau pompée pour une durée de 12 heures
sont indiqués sur le tableau ci-dessous.
Tableau 5.8: Énergie électrique produite, rendement et volume d’eau pompée
7.275 kWh
7.278 kWh
99%
28.6 m3
Énergie totale
Énergie totale maximale
Rendement
Volume d’eau pompée
5.4.3 Comparaison entre les systèmes de pompage avec et sans poursuite du PPM
Cette section traite la comparaison entre les systèmes de pompage avec et sans module de
poursuite du PPM. Nous supposons que le convertisseur statique, qui assure le rôle du
module de poursuite, à un rendement de 95% ce qui permet de représenter les courbes de
débit, de vitesse de rotation et de pression pour trois cas. La vitesse de rotation du moteur à
courant continu entrainant la pompe centrifuge est représentée sur la figure 5.38. Nous
remarquons que le moteur commence à tourner pour de faibles niveaux d’ensoleillement
grâce au système de poursuite malgré que le convertisseur à un rendement inférieur à 100%.
Le système sans poursuite a un retard puisque l’ensoleillement doit atteindre un niveau relatif
à la puissance minimale pour que le moteur puisse tourner. Quand l’ensoleillement atteint sa
valeur maximale, alors la vitesse de rotation du système sans poursuite est proche de la vitesse
maximale obtenue avec poursuite (Fig. 5.39) et ceci est dû à la caractéristique de la charge
(Fig. 5.24) qui s’approche de la courbe du PPM pour de fortes valeurs d’ensoleillement. Dans
le cas du convertisseur statique avec un rendement de 95%, la valeur de la vitesse maximale
est légèrement inférieure à celle obtenue avec un couplage direct.
Vitesse de rotation (rpm)
3000
2500
2000
1500
Poursuite du PPM
Poursuite du PPM avec nc=95%
Couplage direct
1000
500
0
0
2
4
6
8
10
12
Temps (Heure)
Fig. 5.38 : Courbes de vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.39 : Courbes de vitesse de rotation en fonction de l’ensoleillement
La figure 5.40 représente les courbes du débit d’eau pompée pour les trois cas cités
précédemment. Le débit est proportionnel à la vitesse de rotation se qui explique que la valeur
maximale obtenue dans le cas d’un système sans poursuite est légèrement supérieure à celle
obtenue avec un système dont le convertisseur statique à un rendement inférieur à 100%. La
pompe ne commence à pomper que si la valeur de la vitesse de rotation est suffisante pour
faire déplacer de l’eau. Ainsi, le système avec couplage direct tarde à pomper de l’eau par
rapport au système avec poursuite (Fig. 5.41).
80
Poursuite du PPM
Poursuite du PPM avec nc=95%
Couplage direct
70
Débit (l/min)
60
50
40
30
20
10
0
0
2
4
6
8
10
Temps (Heure)
Fig. 5.40 : Courbes du débit d’eau en fonction du temps
Fig. 5.41 : Courbes du débit d’eau en fonction du temps
12
Le rapport cyclique du signal de contrôle du convertisseur statique est représenté par la figure
5.42. Ce dernier varie de 0 à 0.53 signifiant que le convertisseur travaille dans les deux modes
(dévolteur : rapport cyclique∈]0, 0.5[, survolteur : rapport cyclique∈]0.5, 1[). Les courbes de
pression de la figure 5.43 confirment les résultats obtenus car si la valeur de la vitesse
augmente alors le débit et la pression vont augmenter. La pression atteint sa valeur maximale
quand l’ensoleillement est maximal pour les trois cas.
1
0.9
Rapport cyclique
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2
Ensoleillement (W/m )
Fig. 5.42 : Rapport cyclique du signal de contrôle du convertisseur statique
Fig. 5.43: Courbes de pression en fonction du temps
Dans le cas d’un système avec un convertisseur statique qui n’est pas idéal, l’énergie
électrique fournie ainsi que le volume d’eau pompée pour une durée de 12 heures sont
indiqués sur le tableau 5.9. Ce dernier indique un volume d’eau supérieur à celui obtenu avec
couplage direct. Une différence de 2.2 m3 est obtenue grâce au module de poursuite du PPM
se qui améliore l’énergie électrique fournie de 7% par rapport à un système avec couplage
direct malgré que la caractéristique de la charge donne de bons résultats seulement pour des
niveaux d’ensoleillement élevés.
Tableau 5.9 : Énergie électrique fournie, rendement et volume d’eau pompée
Énergie totale
Énergie totale maximale
Rendement
Volume d’eau pompée
6.911 kWh
7.278 kWh
95%
27.6 m3
5.4.4 Résultats de poursuite avec une température variable
Cette section présente les résultats de simulation de poursuite du PPM pour les données
météorologiques de la section 3.7. La figure 5.44 montre que le système avec poursuite
permet d’extraire du générateur photovoltaïque une puissance supérieure à celle obtenue avec
un couplage direct pour une durée de pompage de 7 heures. Pour le système avec un
convertisseur statique dont le rendement est inférieur à 100%, la vitesse de rotation de la
partie moteur-pompe (Fig. 5.45) est nettement supérieure à celle obtenue avec un couplage
direct. Ainsi, le débit d’eau obtenu est largement supérieur à celui obtenu avec un couplage
direct (Fig.5.46).
Fig. 5.44: Puissance fournie par le générateur photovoltaïque en fonction du temps
Fig. 5.45: Vitesse de rotation en fonction du temps
Fig. 5.46: Débit d’eau en fonction du temps
Dans le tableau ci-dessous, on indique la valeur du volume d’eau pompée pour les différentes
méthodes de poursuite du PPM. Ces dernières permettent d’obtenir un volume d’eau
nettement supérieur à celui obtenu avec le couplage direct.
Tableau 5.10 : volume d’eau pompée pour les différentes méthodes de poursuite
Méthode de
poursuite
Volume d’eau
pompée en m3
Couplage
direct
Hill Climbing
avec nc=95%
Hill Climbing
avec nc=100%
Tension
avec
nc=100%
Pression
avec
nc=100%
Vitesse de
rotation
avec
nc=100%
Débit
avec
nc=100%
7.357
11.863
12.253
12. 252
12. 251
12.251
12. 249
Les différents algorithmiques de poursuite proposés ont été testés avec un ensoleillement et
une température variables. Ces méthodes de poursuite donnent presque le même résultat que
celui obtenu avec la méthode de référence de l’escalade de la colline. Les différents méthodes
proposées sont basées sur le même algorithme se qui explique que les résultats obtenus sont
presque les mêmes. Le rendement du générateur photovoltaïque est représenté par les courbes
de la figure 5.47 ou le système avec poursuite du PPM permet d’améliorer considérablement
le rendement par rapport à un système composé d’un générateur photovoltaïque alimentant
directement une charge.
0.2
0.18
Poursuite du PPM
Couplage direct
0.16
Rendement
0.14
0.12
0.1
0.08
0.06
0.04
0.02
0
0
1
2
3
4
5
6
Temps (Heure)
Fig. 5.47: Rendement du générateur photovoltaïque
7
5.5 Résultats pratiques
L’installation de pompage d’eau photovoltaïque à été expliquée dans la section précédente. La
partie commande du convertisseur statique cc/cc ainsi que le test des différentes méthodes
simulées sont l’objet de cette section.
Selon le schéma de la figure 5.48, la carte de commande comporte un microcontrôleur de 8
bits de la firme Microchip (PIC16F877) dont les principales caractéristiques sont les
suivantes : Horloge 4MHz, Mémoire programme 8M mots/14bits, Mémoire données 256
Octets, 5 ports d’entrée/sortie, un convertisseur analogique/numérique de résolution de 10 bits,
2 sorties MLI [89].
Le microcontrôleur est alimenté par une tension de 5V issue d’une chaine de redressement
monophasée double alternances avec un filtrage (Annexe 3). Les sorties des capteurs de
tension et de courant du générateur photovoltaïque ainsi que manomètre et le tachogénérateur
sont connectées aux entrées analogiques/numériques du microcontrôleur. La poursuite du
PPM s’effectue en traitant les données acquises après des opérations de conversion A/N.
Ensuite, le microcontrôleur calcule le rapport cyclique en fonction de la technique adoptée et
génère le signal MLI qui sera appliqué au convertisseur statique cc/cc de la figure 5.48. La
mise en forme du signal MLI passe par des portes CMOS (Tampon (HEF4049) et un
optocoupleur (6N135) assurera l’isolation de cette partie de celle du convertisseur statique
(Annexe 2). Les différentes méthodes de poursuite du PPM sont testées les unes après les
autres avec une durée de 60 secondes affectée à chaque algorithme. En suppose que
l’ensoleillement et la température ne changent pas trop durant les différents tests. Pour un
ensoleillement moyen de 622 W/m2 et une température moyenne de 26.9 °C, les résultats
suivants ont été obtenus en utilisant les différentes méthodes de poursuite proposées.
Fig. 5.48 : Schéma bloc de la carte de commande
La tension du générateur photovoltaïque (Fig. 5.49) à tendance à décroitre pour atteindre la
tension correspondant à celle du PPM. Les courbes obtenues par les méthodes de l’escalade
de la colline et celle basée sur la tension du générateur photovoltaïque sont presque
confondues.
Fig. 5.49 : Courbes de tension aux bornes du générateur photovoltaïque
Le courant débité par le générateur est représenté par la figure 5.50. Sa valeur croît pour
atteindre la valeur optimale pour les différentes méthodes. La méthode basée sur la pression
permet au générateur photovoltaïque de fournir un courant dont la valeur est la plus faible.
Les courbes obtenues par les méthodes de l’escalade de la colline et celle basée sur la tension
sont de valeurs proches se qui signifie que la méthode proposée permet de reproduire
l’algorithme de base avec un seul capteur [90]. D’après la figure 5.5, les courbes de puissance
obtenues par application des méthodes de l’escalade de la colline et celle basée sur la tension
sont presque superposées. La méthode basée sur la vitesse permet d’extraire plus d’énergie
avec une vitesse de rotation assez élevée se qui signifie un volume d’eau supérieur à celui
obtenu avec le reste des méthodes de poursuite (Fig.5.51). La méthode basée sur la pression
ne permet pas de fournir une puissance assez élevée avec une vitesse de rotation inférieure à
toutes les vitesses obtenues (Fig.5.52).
Fig. 5.50 : Courbes du courant débité par générateur photovoltaïque
Fig. 5.51 : Courbes de puissance du générateur photovoltaïque
Fig. 5.52 : Courbes de vitesse de rotation du moteur
Les courbes de pression au niveau du conduit de refoulement sont représentées sur la figure
5.53 ou la valeur autour de laquelle oscillent les courbes des différentes méthodes est de 0.85
bar. Le rendement du système de poursuite du PPM est défini par [91]:
’
ηk
˜™ 0 b `b
’
˜™ &'( b `b
(5.44)
avec t représente la durée de poursuite du PPM. La puissance fournie par le générateur
photovoltaïque est notée Pe(t) alors que la puissance maximale théorique que peut fournir le
même générateur est notée Pmax(t). D’près le tableau 5.11, le meilleur rendement à été
enregistré par la méthode basée sur la vitesse alors que celle basée sur la pression enregistre la
plus basse valeur parmi les méthodes de poursuite.
Tableau 5.11 : Rendement des différentes méthodes de poursuite du PPM
Méthode de poursuite du PPM
Méthode de l’escalade de la colline
Méthode basée sur la tension
Méthode basée sur la vitesse
Méthode basée sur la pression
Rendement
91.6%
90.9%
92.3%
84.1%
Fig. 5.53 : Courbes de pression
Cette partie concerne le test de la méthode de poursuite du PPM en se basant sur le débit
comme paramètre. Le débitmètre délivre à travers une sortie à transistor collecteur ouvert
(Fig. 5.54) un signal carré de fréquence proportionnelle au débit (Fig. 5.55). Ce signal doit
passer par un optocoupleur (4N25) pour éviter de perturber le module de traitement et
d’affichage (Annexe
exe 2). Une mise en forme du même signal est effectuée par l’intermédiaire
des portes 74LS14 avant d’être injecté dans l’entrée du timer1 du microcontrôleur. Ce dernier
compte le nombre d’impulsions par seconde afin de déterminer la fréquence et ainsi le débit.
Fig. 5.54 : Caractéristiques du débitmètre
Fig. 5.55 : Débit en fonction de la fréquence du signal
délivré par le débitmètre
Un moteur cc à aimant permanent a été utilisé pour ces testes. Ce moteur possède les
caractéristiques suivantes : Tension =180V, Courant = 4.9A, Vitesse = 1750 rpm avec une
puissance = 750W. Le tachogénérateur ne peut pas être couplé au moteur puisque son arbre se
termine par un ventilateur et un capot de ventilation. Les tensions des figures 5.56 obtenues
par application des méthodes basées sur le débit et la puissance sont presque superposées. La
même remarque est valable pour les courants de la figure 5.57. Donc, la méthode proposée
permet de reproduire l’algorithme de la méthode de référence (Hill Climbing) en utilisant un
seul capteur [92]. La figure 5.58 représente la puissance fournie par le générateur
photovoltaïque pour les deux méthodes de poursuite précédentes. Cette figure confirme que la
méthode de poursuite basée sur le débit permet fournir plus de puissance avec une différence
de débit égale 5 l/min par rapport au couplage direct (fig. 5.59).
200
Tension (V)
150
Méthode basée sur le débit
Méthode basée sur la puissance
Couplage direct
100
50
0
0
20
40
60
80
100
Temps (S)
Fig. 5.56 : Tension aux bornes du générateur photovoltaïque
6
Méthode basée sur le débit
Méthode basée sur la puissance
Couplage direct
Courant (A)
5
4
3
2
1
0
0
20
40
60
80
100
Temps (S)
Fig. 5.57 : Courant fourni par le générateur photovoltaïque
500
Puissance (W)
400
300
Méthode basée sur le débit
Méthode basée sur la puissance
Couplage direct
200
100
0
0
20
40
60
80
100
Temps (S)
Fig. 5.58 : Puissance fournie par le générateur photovoltaïque
40
35
Débit (l/min)
30
25
20
Méthode basée sur le débit
Méthode basée sur la puissance
Couplage direct
15
10
5
0
0
20
40
60
80
100
Temps (S)
Fig. 5.59 : Débit d’eau pompée en fonction du temps
5.6 CONCLUSION
D’après les courbes obtenues par application des méthodes de poursuite du PPM basées sur la
mesure de vitesse de rotation, débit, pression et tension, nous pouvons dire que ces dernières
assure le suivi puisque la puissance générée par la source suit approximativement celle de la
méthode de référence. La sélection de la technique de poursuite dépend essentiellement du
coût du capteur impliqué dans la poursuite ainsi que le rendement de cette dernière.
Le coût des capteurs numériques de pression, de débit et de vitesse est élevé en comparaison
avec à un capteur de tension qui peut être facilement remplacé par un pont diviseur résistive
suivi d’un filtrage passe bas actif avec un rendement de poursuite du PPM proche de celui de
la méthode de référence. La méthode basée sur le débit à été appliqué avec succès,
malheureusement le prix du capteur fait obstacle à l’utilisation de ce type de méthode. De plus
le capteur de débit est tombé en panne et sa réparation à échouée rendant la mesure et
l’exploitation du débit d’eau pompée impossible.
CONCLUSION GENERALE
Parmi les techniques de poursuite du PPM les plus utilisées dans les applications
photovoltaïques, celle fondée sur la comparaison des puissances générées mieux connue sous
le nom de Hill Climbing (l’escalade de la colline). Cette dernière est très facile à implémenter
et permet d’obtenir un rendement de poursuite acceptable. Dans le but de réduire le nombre
de capteurs impliqués dans le processus de poursuite et en gardant les mêmes atouts de la
méthode précédente, plusieurs techniques ont été proposées afin de maximiser la puissance
fournie par le générateur photovoltaïque. La charge est composée d’un moteur à courant
continu couplé à une pompe centrifuge de surface qui aspire l’eau d’un réservoir et le refoule
vers le même système dans circuit hydraulique presque fermé permettant ainsi de simuler le
fonctionnement d’un système de pompage photovoltaïque. Les algorithmes de poursuite font
intervenir un seul capteur tels que :
-le débitmètre qui est connecté directement au niveau du conduit de refoulement de la pompe,
-le manomètre qui connecté au conduit de refoulement de la pompe,
-le tachogénérateur qui est couplé à l’arbre du moteur à courant continu,
-le capteur de tension qui est connecté aux bornes du générateur photovoltaïque.
La modélisation des différentes parties du système de pompage étudié ainsi que la simulation
par application des techniques basées sur un seul capteur ont permis d’expliquer la différence
entre le système de pompage solaire avec et sans module de poursuite. Quand le couplage
direct est adopté alors une perte de puissance est remarquée pour des niveaux
d’ensoleillement faibles et moyens se qui engendre un retard, durant lequel la pompe est à
l’arrêt ou bien elle tourne mais n’arrive pas à pomper de l’eau. Pour les fortes valeurs de
l’ensoleillement, la puissance fournie par le générateur photovoltaïque est presque maximale
puisque les caractéristiques courant-tension et puissance-tension démontrent que la partie
moteur-pompe ne nécessite pas dans ce cas un module de poursuite du PPM. Par conséquent,
la charge permet d’extraire une puissance proche de la puissance maximale du générateur
photovoltaïque avec un débit d’eau légèrement supérieur à celui obtenu en utilisant un module
de poursuite avec un rendement de conversion de 95%. Malheureusement, ce cas ne peut être
généralisé car il ne dure que quelques heures. Ceci implique une quantité d’eau nettement
inférieure à celle obtenue avec la poursuite du PPM malgré que le convertisseur à un
rendement de 95%. Ce dernier améliore l’énergie totale produite de 7% impliquant une
différence du volume d’eau pompée supérieure à 2 m3 par rapport au couplage direct. En
utilisant des données météorologiques réelles acquises avec le système de mesure proposé, la
différence du volume d’eau pompée dépasse 4 m3 se qui justifie le recours à l’utilisation d’un
module de poursuite du PPM malgré que son rendement est inférieur à 100%.
L’utilisation des différentes méthodes de poursuite du PPM donne des résultats semblables
puisque ces dernières sont basées sur le même algorithme et la différence réside au niveau du
capteur utilisé. Ainsi, les techniques proposées assurent la poursuite du PPM en reproduisant
la même commande que celle de la méthode de l’escalade de colline. Les tests pratiques
montrent que la méthode basée sur le débitmètre assure la poursuite du PPM avec les
contraintes suivantes :
-Il faut au moins une seconde pour le calcul du débit qui nécessite un circuit d’adaptation des
impulsions fournies par le capteur,
-Le capteur est couteux,
-En cas de panne du capteur, la maintenance est quasi-impossible.
Ce dernier point s’est réellement passé rendant l’accès à la mesure du débit impossible. La
méthode basée sur la pression au niveau du conduit de refoulement du système de pompage
enregistre un rendement de poursuite le plus bas parmi toutes les techniques proposées. Ce
problème est dû au capteur dont la sortie nécessite un conditionnement. Malheureusement, les
mêmes problèmes rencontrés dans le cas du capteur de débit sont vrais pour le cas du
manomètre numérique utilisé. Dans le cas du tachogénérateur, la poursuite a été assurée
puisque les courbes de la puissance fournie sont proches de celles obtenues avec la méthode
de référence. Malheureusement le couplage entre le tachogénératreur et l’arbre de la partie
moteur-pompe n’est pas toujours possible et l’utilisation d’un capteur optique compliquera la
tache et augmentera le coût. La technique basée sur tension aux bornes du générateur
photovoltaïque est la plus simple puisque le capteur de tension peut être remplacé par un pont
résistive avec un filtre actif représentant la phase conditionnement du signal mesuré. De plus
le rendement de cette méthode est proche de celui obtenu avec la méthode de référence.
Le pas constant est un atout dans le cas d’un passage d’une implémentation numérique vers
une version analogique qui est rapide et moins coûteuse. Le choix d’un pas (incrément)
constant pour la mise à jour du rapport cyclique du signal MLI représente un inconvénient.
Un pas assez large accélère la convergence avec des oscillations autour du point optimale.
Dans le cas contraire, on minimise l’amplitude des oscillations et la convergence vers le point
optimale sera lente. De plus, la méthode de poursuite basée sur la tension est limitée aux
applications photovoltaïques à base d’un convertisseur statique cc/cc. La méthode de
poursuite basée sur la vitesse de rotation de la partie moteur-pompe peut être utilisée dans le
cas des pompes monophasée et triphasée de l’installation de pompage étudiée. Le hacheur et
l’onduleur peuvent être associés en cascade pour contrôler la puissance fournie par le
générateur photovoltaïque et alimenter les pompes ca avec une tension alternative.
Annexes
Annexe 1
Caractéristiques du module photovoltaïque LA361K51
PVSYST V5.01
Fig. A1.1 : Caractéristiques courant-tension du module photovoltaïque pour une
température constante et un ensoleillement variable
Fig. A1.2 : Caractéristiques puissance-tension du module photovoltaïque pour une
température constante et un ensoleillement variable
Fig. A1.3 : Caractéristiques courant-tension du module photovoltaïque pour une
température variable et un ensoleillement constant
Fig. A1.4 : Caractéristiques courant-tension du module photovoltaïque pour une
température variable et un ensoleillement constant
Fig. A1.5 : Les courbes du rendement du module photovoltaïque
Annexe 2
Installation photovoltaïque
Fig. A2.1 : Générateur photovoltaïque orienté vers le sud
Fig. A2.3 : Caractéristiques d’un module photovoltaïque
Fig. A2.2 : Inclinaison des modules de 35°
Fig. A2.4 : Connexion des modules
Panneau de
connexion des
modules
photovoltaïque
Modules
de traitement
et d’affichage
du débit et
de pression
Carte
d’acquisition
et de contrôle
Moteur-pompe
Fig. A2.5 : Banc d’essai du système de pompage photovoltaique
Débitmètre à turbine
Conduit d’aspiration principal
Pompe triphasée
Pompe monophasée
Conduit de
refoulement
principal
Conduit de
refoulement
secondaire
Moteur-pompe
Capteurs de
tension et
de courant
Fig. A2.6 : Les différentes pompes du système de pompage
Pompe
monophasée
dont les
connexions
du moteur ne
sont pas
reliées aux
réseau
électrique
Capteur de
pression
Conduit
d’aspiration
secondaire
Tachogénérateur
manomètre
Moteur
à courant
continu
Fig. A2.7 : Couplage entre le moteur et la pompe centrifuge monophasée
Conduit de refoulement
principal
Réservoir de 2 m3
Conduit de refoulement
du circuit court
Conduit d’aspiration
principal
Conduit de retour du
circuit long
Fig. A2.8 : Réservoir de stockage d’eau avec une hauteur statique de 0.8 m
PC (Pentium III – 800Mhz – RAM (128Mo))
Carte
d’acquistion
et de contrôle
Convertisseur
Statique cc/cc
Fig. A2.9 : Carte d’acquistion et de contrôle reliée à un PC
Carte d’acquistion et de contrôle à
Alimentations :
base de PIC16F877 - 20Mhz
+5V : pour la carte à base de PIC
Entrées A/N
+6V : pour le driver de la carte de puissance
Convertisseur
statique cc/cc
Câble blindé
pour le signal
MLI
Fig. A2.10 : Système de poursuite du PPM
Annexe 3
Les capteurs et les différentes cartes électroniques
Fig. A3.1 : débitmètre à turbine
Fig. A3.2 : Capteur de pression
Fig. A3.3 : Pyranomètre CM11
Fig. A3.4 : Tachogénérateur
Paramètre
Débit
Pression
Ensoleillement
Température
Tension
Courant
Vitesse
Tableau A3.1
A : Les différents capteurs
utilisés
Capteur
Kobold DF Sensor with frequency output
(Turbine flowmeter
Siemens SISTRANS P Series Z 7MF
1563 (Pressure transmitter)
Kipp & Zonen CM11 (Pyranometer)
DS1820
LV 25-P
25 (Module LEM)
LAP 50 (Module LEM)
Tachogenerator (LEYBOLD)
Fig. A3.
3.5 : Capteurs de tension
et de courant
Précision globale
±2.5%
2.5%
±2.5%
2.5%
±3%
3%
±0.5°C
0.5°C
±0.9%
0.9%
±1%
1%
/
Fig. A3.6 : schéma du circuit du convertisseur statique cc/cc du type survolteur
Fig. A3.7 : schéma du circuit du convertisseur statique cc/cc du type dévolteur-survolteur
dévolteur
Fig. A3.8 : schéma du circuit du convertisseur statique cc/cc du type dévolteur
Fig. A3.9 : schéma du circuit d’adaptation du débitmètre
Fig. A3.10 : schéma de la carte de commande
Fig. A3.11 : Les alimentations des cartes de commande et de puissance
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PEAK POWER TRACKING FOR SOLAR PV WATER PUMPING SYSTEMS
DAOUD A.
Abstract
PV technology has advanced markedly over the last two decades, leading to significantly reduced prices of PV
modules, and applications have increased especially due to the availability of incentives in many parts of the
world.
PV systems are used to pump water for livestock, plants or humans. Pumping water using PV technology is
reliable, low maintenance, clean, and has no fuel cost. A direct-coupled solar-powered pumping system is a type
of stand-alone system where the PV array is directly connected to a DC motor-pump. This system is designed to
pump water only during the day. The water is used either as it is pumped or is stored in water reservoir tank that
provides a gravity feed, so energy storage is not needed for this system. While direct-coupled systems are the
best and simplest form of any PV system in term of equipment, they are perhaps the most complex to design
properly due to the lack of energy storage or system control.
Matching the impedance of the motor-pump to the maximum power output of the array is a critical part of
designing well-performing direct-coupled system. The PV array output is a nonlinear and time-dependent power
supply that changes with temperature and irradiance, so the motor-pump does not always keep the array at its
maximum power. With manual tracking (i.e., changing the orientation of PV array, three times a day to face the
sun), the PV based motor-pump system will give 20% more output compared to fixed tilted PV array.
Other techniques include array reconfiguration whereby PV modules are arranged in different series and parallel
connections in order to match the MPP to the load line. However, situation under which array reconfiguration is
recommended are as yet undefined. Thus, to improve the matching of PV array with motor-pump system, a MPP
tracker can be used to help better utilize the available array maximum power output.
Various MPPT techniques have been proposed in the literatures. These techniques of MPPT differ in terms of
complexity, convergence speed, cost, range of effectiveness, number and types of sensors required, and hardware
implementation. In several applications, reduction in the number of sensors becomes desirable as it decreases the
cost and bulk of the system while improving reliability of the overall system. Therefore, many MPPT techniques
have been proposed to achieve the above-mentioned goal, including feedback voltage, constant voltage and
current, open-circuit voltage of a pilot PV cell. A high performance MPPT techniques based on empirical
observations are proposed in. These techniques use only voltage sensor to find and track the MPP with
considerable accuracy. Other sensor reduction techniques are application-specific while the generalized solutions
typically involve complicated computations.
In this thesis, a comparaison between single-sensor-based MPPT techniques for PV water pumping systems has
is presented. Analytical models for determining PV array output power, motor-pump flow rate and rotational
speed are detailed and explained. Simulation results showed that the proposed sensor reduction techniques
improve clearly the total volume of water pumped compared with the direct-coupled PV water pumping system.
Thus, the produced energy increases even if the converter efficiency is less than 100%. The proposed technique
is simple, cost-effective and easy to implement on low cost microcontroller in order to seek the MPP of PV
array.