Institut national polytechnique de Lorraine

RUER Alexandre
MASTER EE2
STAGE DE FIN D’ETUDES :
Simulation d’une installation solaire
Tuteur entreprise:
Tuteur école :
L. DECHAMBENOIT
Daniel HISSEL
Converteam SAS
90010 Belfort – France
24 Avenue du Maréchal Juin
90000 Belfort – France
UFR STGI
Faculté des Sciences Louis Néel
Rue Chantereine
90016 Belfort
Date : Mars - Août 2010
Remerciements
Je tiens en premier lieu à remercier la société Converteam Belfort et son personnel
pour m’avoir accueillit et m’avoir permit de réaliser ce stage de fin d’études qui s’est déroulé
de mars à août 2010.
Je remercie plus particulièrement, Mrs L.Dechambenoit pour m’avoir encadré dans
ce projet. Un grand merci également à Mrs O.Rudloff, M.Coulibaly, M.Amghirida et M.Saje
pour leurs connaissances techniques et leur aide précieuse.
Résumé
L’objectif de ce stage est de réaliser la simulation sous Matlab Simulink Plecs d’une
installation solaire avec AFE MV3000.
Il permettra de vérifier le bon fonctionnement théorique du système et de correctement dimensionner
les éléments qui le composent.
La simulation permettra également de vérifier la bonne mise au normes (harmoniques, niveau de
tension,…) vis-à-vis notamment d’EDF mais aussi des conditions d’utilisation en fonctionnement
normal des composants du système.
La simulation comprend la modélisation des panneaux photovoltaïques, et de l’onduleur MV3000
Le processus et les résultats des performances réseaux (TDH, réactif) seront présentés suite aux
différentes simulations.
Abstract
The purpose of this training period is to realize a simulation on Matlab Simulink Plecs of a
solar system with AFE MV3000
This simulation will verify the efficiency of the system in the different operating points of operation
and properly size the elements that compose it.
The simulation will also verify the proper standards in (harmonics, voltage level, ...) to be compliance
with EDF, but also conditions of use in normal operation of the system components.
The simulation includes modeling of photovoltaic panel, inverter MV3000 and grid.
The process and results of network performance (TDH, reactive) will be presented in response to
different simulations.
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Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
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Sommaire
Introduction ....................................................................................................................................... 5
I.
Présentation de l’entreprise ............................................................................................................. 6
1. CONVERTEAM ........................................................................................................................... 6
1.1.
Un peu d’histoire ................................................................................................................. 6
1.2.
Les marchés ......................................................................................................................... 8
1.3.
Un groupe mondial .............................................................................................................. 9
2. Le management de l’entreprise ................................................................................................... 10
2.1.
L’organisation générale ..................................................................................................... 10
2.2.
Les chiffres ........................................................................................................................ 11
3. Le secteur des énergies renouvelables......................................................................................... 11
II.
Simulation de l’installation solaire ................................................................................................ 12
1. Le logiciel Plecs .......................................................................................................................... 12
2. L’ensemble générateur PV .......................................................................................................... 13
2.1.
La cellule PV ..................................................................................................................... 13
2.1.1.
Principe........................................................................................................................ 13
2.1.2.
Technologies de cellules solaires ................................................................................ 14
2.1.3.
Modèle PV................................................................................................................... 15
2.1.4.
Caractéristiques d’une cellule PV ............................................................................... 16
2.2.
Module et champ PV ......................................................................................................... 20
2.3.
Modélisation de l’ensemble générateur photovoltaïque sous Matlab simulink Plecs: ...... 22
2.4.
Recherche du point maximum de fonctionnement (MPPT) .............................................. 24
2.4.1.
Algorithme de conductance progressive : ................................................................... 25
2.4.2.
Algorithme de la tension en boucle ouverte : .............................................................. 25
2.4.3.
Algorithme de courant de court-circuit : ..................................................................... 26
2.4.4.
Algorithme de Perturbation et Observation (P&O) : ................................................... 27
2.4.5.
Algorithme décrit sous matlab simulink(P&O) :......................................................... 28
3. Les Onduleurs solaires ................................................................................................................ 31
3.1
Description générale .......................................................................................................... 31
3.2
Modélisation de l’AFE ...................................................................................................... 33
3.3.1
La régulation de tension bus continue ......................................................................... 36
3.3.2
La régulation de courant .............................................................................................. 38
4. Les différentes configurations et architectures simulées ............................................................. 40
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5. Les harmoniques : Normes et performances relevées ................................................................. 41
5.1.
Origine et conséquences des harmoniques ........................................................................ 41
5.2.
Taux de Distorsion Harmonique (THD)............................................................................ 42
5.3.
Réglementation sur le raccordement au réseau électrique EDF ........................................ 43
5.4.
Etude harmonique ............................................................................................................. 45
5.4.1
Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et filtre sinus :............................................... 45
5.4.2
Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM avec imbrication de pulses ........................... 50
6. La compensation d’énergie réactive ............................................................................................ 53
6.1.
L’énergie réactive .............................................................................................................. 53
6.2.
Le facteur de puissance ..................................................................................................... 53
6.3.
Représentations graphiques ............................................................................................... 54
6.4.
La compensation de l’énergie réactive par l’AFE ............................................................. 54
7. Mise à la terre du bus DC ............................................................................................................ 55
8. Filtre EMC du bus DC ................................................................................................................ 55
Bibliographie ..................................................................................................................................... 60
Table des figures et tableaux ............................................................................................................. 61
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Glossaire, notations et définitions
Cellule PV : dispositif photovoltaïque (PV) fondamental pouvant générer de l’électricité lorsqu’il est
soumis à la lumière telle qu’un rayonnement solaire
Module PV : le plus petit ensemble de cellules solaires interconnectées complètement protégé contre
l’environnement
Chaîne PV : circuit dans lequel des modules PV sont connectés en série afin de former des ensembles
de façon à générer la tension de sortie spécifiée.
Groupe PV ou panneau PV : ensemble mécanique et électrique intégré de chaînes et autres
composants pour constituer une unité de production d’énergie électrique en courant continu.
Boite de jonction de groupe PV : enveloppe dans laquelle toutes les chaînes PV sont reliées
électriquement et où peuvent être placés les dispositifs de protection éventuels.
Champ PV : ensemble de groupe PV ou panneaux PV
Câble de chaîne PV : câble reliant les chaînes PV à la boite de jonction générateur ou à la boite de
jonction groupe PV
Câble principal continu PV : câble connectant la boite de jonction de générateur PV aux bornes
courant continu de l’équipement de conversion.
Onduleur : dispositif transformant la tension et le courant continu en tension et en courant alternatif.
Câble d’alimentation PV : câble connectant l’équipement de conversion à l’installation électrique.
Installation PV : ensemble de composants et matériels mis en œuvre dans l’installation PV.
Condition d’essai normalisées : conditions d’essai prescrites dans l’EN 60904-3 pour les cellules et
modules PV (Irradiation de 1000W/m² ; Tj :25°C ; AM1.5)
Tension en circuit ouvert : Uoc (stc) Tension aux bornes d’un module, chaîne ou groupe PV non
chargés (ouvert) ou aux bornes, partie courant continu, de l’équipement de conversion PV
Tension au point de puissance maximale : Umpp Tension aux bornes d’un module, chaîne ou groupe
PV ou aux bornes, partie courant continu, de l’équipement de conversion PV au point de puissance
maximale.
Courant au point de puissance maximale : Impp Courant d’un module, d’une chaîne ou d’un groupe
PV au point de puissance maximale.
Partie courant continu (DC) : parie d’une installation PV située entre les modules PV et les bornes en
courant continu de l’équipement de conversion PV.
Partie courant alternatif (AC) partie de l’installation située en aval des bornes à courant alternatif de
l’équipement de conversion.
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Introduction
Ce stage effectué au sein de CONVERTEAM du 1er Mars au 27 Août 2010 à Belfort, finalise
l’ensemble de ma formation de Master en génie électrique à la Faculté des Sciences Louis Néel de
Belfort.
Dans un premier temps, l’étude préliminaire du modèle électrique équivalent des panneaux solaires est
nécessaire permettant d’obtenir les caractéristiques tension courant.
L’étude se décomposera en plusieurs partie, chacune regroupant chaque sous système de l’installation
solaire en partant de la source d’énergie c'est-à-dire le champs de panneaux photovoltaïques, en
passant l’ensemble convertisseur à IGBT MV3000, pour aller jusqu’au réseau.
On abordera notamment :

La caractérisation et modélisation des panneaux photovoltaïques

La recherche du MPPT (Maximum power point tracker) des panneaux photovoltaïques

La modélisation de l’AFE avec les différentes configurations possible

L’étude des harmoniques (Normes et relevé pour différentes configurations)

Les solutions retenues pour la diminution du taux de distorsion harmonique sur le réseau

Les filtres EMC

La compensation d’énergie réactive
Avant toute chose, je vous présenterai l’entreprise, son évolution au cours du temps ainsi que ses
activités dans le détail.
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I. Présentation de l’entreprise
1. CONVERTEAM
1.1. Un peu d’histoire
Converteam en tant que société indépendante est toute jeune puisqu’elle a été créée le 30 mars
2006. Cependant, l’historique du groupe est assez complexe car c’est en fait l’ancienne branche
Alstom Power Conversion (APC) de la célèbre entité Alstom. Son savoir faire repose sur l’expérience
centenaire et le leadership des nombreux grands groupes industriels dont elle est le fruit.
Nous pouvons citer entre autres : General Electric Compagny – GEC fondée en 1889 au Royaume
Uni, Compagnie Générale d’électricité – CGE crée en France en 1889, Allgemeine Elektrizitats
Gesellschaft – AEG qui apparaît en Allemagne en 1883 et Westhinghouse Drive Systems née en 1886
au Etats-Unis.
Reprenons à présent l’historique du groupe depuis 1969 :
 1969 : CGE devient l’actionnaire principal d’Alsthom (Groupe née en 1928 de la fusion de
l’Alsacienne de Construction Mécanique et de la Compagnie Française Thomson-Houston). Cette
prise de contrôle est confirmée en 1976 après la fusion avec les chantiers de l’Atlantique.
 1971 : Le regroupement de la division d’ingénierie électrique avec les entreprises
de travaux
publics crée CGEE Alsthom dont la division des ensembles Industriels est située à Belfort
(Industries minières et Métallurgiques) et Massy (Industries de Manutention et Tertiaire)
 1984 : La Compagnie Electromécanique (dont l’usine de moteurs de Nancy) est
 1988 : Acquisition et démantèlement d’ACEC (Ateliers de constructions
Charleroi).
rachetée.
Electriques de
 1989 : Fusion d’Alsthom et de GEC (General Electric Compagny) qui apporte les unités anglaises à
l’entreprise qui est devenue CEGELEC entre temps.
 1993 : Achat des divisions Jeumont Schneider Industries (ensuite rayées de la carte) et Jeumont
Schneider Automation dont le personnel est muté à Massy.
 1995 : Rachat d’une partie d’AEG (Allgemeine Elektrizitats Gesellschaft qui avait acheté
Westhinghouse Drive system en 1989. Après une forte réduction de « voilure », les unités
allemandes sont regroupées à Berlin.
 1998 : A l’occasion de son entrée en Bourse Alstom perd son H imprononçable en anglais
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 1999 : CEGELEC devient une filiale à 100% d’Alstom et prend le nom d’Alstom Industries
 2000 : L’activité de puissance quitte Alstom Industries (A qui elle laisse sa trésorerie et son
immobilier) pour devenir Alstom Power Conversion (APC).
 2005 : Vente d’Alstom Power Conversion au groupe financier Barclay’s private Equity et à une
partie du management d’APC. La nouvelle entité ainsi créée prend le nom de Converteam le 30
mars 2006.
 2006 : Converteam reprend le groupe Américain Electric Machinery
Figure 1: La création de CONVERTEAM
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1.2. Les marchés
CONVERTEAM est une société d’ingénierie électrique de niveau international, avec un solide
savoir faire dans le domaine des machines tournantes, des entraînements à vitesse variable, de
l’automatisation et des commandes de procédés. La filiale française de CONVERTEAM a pour
vocation de vendre, concevoir, réaliser, mettre en oeuvre et maintenir des ensembles d’équipements
électriques et des systèmes de contrôle industriel essentiellement sur 4 marchés de pointe : La marine,
l’Oil&Gas, l’Industrie et l’Energie.
Elle réalise ses projets du début à la fin, de la conception jusqu’à la mise en service et la maintenance.

Marine :
CONVERTEAM est le leader dans la fourniture
d’équipements de propulsion et de systèmes de génération
de puissance à bord.
Le groupe est spécialisé dans les navires à haute valeur
ajoutée, navires de croisière de luxe, méthanier et pétrolier,
navires à grande vitesse, et navires militaires ou de
recherches scientifiques.
Figure 2 Les pétroliers

L’Oil&Gas:
CONVERTEAM est le numéro 3 mondial pour la
fourniture de système de puissance dans ce business.
Elle vend ses solutions techniques à toutes les principales
compagnies pétrochimiques telles que : Total, BP, Shell…
Figure 3 : les plates-formes offshore

L’industrie :
CONVERTEAM est numéro trois pour le process
industriel.
Elle opère particulièrement dans le secteur de la
métallurgie.
Dans ce domaine, elle assure l’ingénierie électrique, les
systèmes de productions d’énergie, d’entraînement et de
contrôle commande pour des installations sidérurgiques et
métallurgiques, coulées continues, laminoirs, lignes de
galvanisation.
Figure 4: les laminoirs
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
Les énergies :
Conscient des enjeux liés à la production d’énergie,
CONVERTEAM s’est placé sur le segment des
énergies renouvelables en offrant des solutions
techniques pour les éoliennes ou les champs de capteurs
solaires. Les bureaux d’études travaillent actuellement
sur de nouvelles sources hydrauliques en utilisant les
courants marins par le biais d’hydroliennes ou de
systèmes récupérant l’énergie des vagues.
Figure 5: les hydroliennes
Enfin, l’entreprise complète ces 4 secteurs par un ensemble de services : on retrouve ainsi la
maintenance, le support technique et l’assistance.
1.3. Un groupe mondial
Figure 6: les implantations de CONVERTEAM dans le monde
Elle possède quatre sites en France : Nancy, Ludres, Massy et Belfort.
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CONVERTEAM emploie près de 5300 personnes dont 51% d’ingénieurs dans près de 13 pays à
travers le monde. Ceci lui permet d’assurer une certaine stabilité et une bonne diversité.
2. Le management de l’entreprise
2.1. L’organisation générale
Figure 7: la direction de l’entreprise
La figure ci-dessus montre l’organisation de la société.
Comme CONVERTEAM est présent dans le monde entier, la direction est représentée par quatre
grands secteurs : Northern Europe, Southern Europe Middle East and Africa, Central Eastern Europe
and Russia et North America.
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2.2. Les chiffres
Figure 8: la part de chaque secteur d’activité dans les commandes de 2008
En 2008, l’entreprise a reçu un montant total de 1 373 millions d’euros de commandes ; les secteurs
ont progressé de la façon suivante par rapport à 2007 :
 +17% de commande pour le secteur énergétique
 +43% de commande pour le secteur oil&gas
 +27% de commande pour le secteur maritime
3. Le secteur des énergies renouvelables
Dans le domaine des énergies renouvelables, CONVERTEAM a déjà mis en place des
solutions adaptées à la branche éolienne, grâce à sa technologie propre mais aussi à l’expérience,
l’enthousiasme et les nouvelles idées de ses ingénieurs, sur un marché toujours plus innovant.
À la suite du développement actuel de l’électronique puissance dans le domaine de la production
d'énergie respectueuse de l'environnement, Converteam présente maintenant ses onduleurs ProSolar.
Le photovoltaïque se révèle être une solution très fiable et à faible coût, une technologie souple et
flexible, qui peut être conçu pour répondre à pratiquement tous les besoins dans pratiquement
n'importe quel endroit.
Converteam travail uniquement sur des installations photovoltaïques de moyennes et grandes
puissances pouvant aller de centaines de kW jusqu’à plusieurs MW.
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II. Simulation de l’installation solaire
1. Le logiciel Plecs
Le module PLECS intégré a MATLAB/Simulink est un simulateur de circuits
électroniques/électrotechniques qui permet de modéliser et simuler très simplement des systèmes
électriques complexes avec leurs contrôles.
L’éditeur de schémas est assez intuitif et facile à utiliser, ce qui permet réaliser de nouveaux modèles
rapidement.
Dans notre cas PLECS nous permettra d’intégrer à notre simulation les convertisseurs de puissances,
l’interface réseau, les filtres, les éléments de mise à la terre ainsi que le modèle des panneaux
photovoltaïques
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2. L’ensemble générateur PV
2.1. La cellule PV
2.1.1. Principe
Une cellule photovoltaïque est assimilable à une diode photosensible, son fonctionnement est basé sur
les propriétés des matériaux semi-conducteurs.
La cellule photovoltaïque permet la conversion directe de l'énergie lumineuse en énergie électrique.
Son principe de fonctionnement repose sur l'effet photovoltaïque.
En effet, une cellule est constituée de deux couches minces d'un semi-conducteur.
Ces deux couches sont dopées différemment :
• Pour la couche N, apport d'électrons périphériques
• Pour la couche P, déficit d'électrons.
Ces deux couches présentent ainsi une différence de potentiel. L'énergie des photons lumineux captés
par les électrons périphériques (couche N) leur permet de franchir la barrière de potentiel et
d'engendrer un courant électrique continu.
Pour effectuer la collecte de ce courant, des électrodes sont déposées par sérigraphie sur les deux
couches de semi-conducteur (cf. figure 9).
L'électrode supérieure est une grille permettant le passage des rayons lumineux.
Une couche anti-reflet est ensuite déposée sur cette électrode afin d'accroître la quantité de lumière
absorbée.
Figure 9: Schéma d'une cellule élémentaire
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2.1.2. Technologies de cellules solaires
Le matériau le plus répandu dans les photopiles ou cellules solaires est le silicium, semi-conducteur de
type IV.
Il est dit tétravalent, cela signifie qu'un atome de silicium peut se lier avec quatre autres atomes de
même nature.
On utilise également l'arséniure de gallium et des couches minces comme de CdTe (tellurure de
cadmium) et le CIS (cuivre-indium-disélénium) et encore le CIGS.
Il existe plusieurs types de cellules solaires :
• Les cellules monocristallines
• Les cellules polycristallines
• Les cellules amorphes
• Les cellules CdTe, CIS, CIGS
Le tableau suivant présente les rendements typiques et théoriques que l'on peut obtenir avec ces
différentes technologies.
Tableau 1 : Rendements des différentes technologies
Les cellules PV employées avec les installations solaires de Converteam sont de types poly cristallin.
Même si les performances en terme de rendement sont moins élevés que les cellules de type
Monocristallin, les cellules poly cristallin présente l’avantage d’être moins coûteux à l’achat car ils
nécessitent moins de processus à la fabrication.
Ces cellules de type poly cristallin sont d’ailleurs utilisées dans la plupart des fermes solaires
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2.1.3. Modèle PV
Figure 10 : Modèle équivalent d'une cellule PV
Une cellule ou un module photovoltaïque peut être modéliser par un générateur de courant (IL), une
diode, et une résistance (Rsh) en parallèle avec une résistance série (Rs)
Le générateur de courant IL fournit une courant proportionnel à l’intensité lumineuse.
La résistance Rsh modélise les fuites de courant aux bords de jonctions.
La résistance Rs représente les pertes par contact et connexions
Equation général :
I = IL − ID − ISH
Eq 2.1
Où :




I : Courant en sortie de la cellule (A)
IL : Courant générer par la photopile (A)
ID : Courant traversant la diode (A)
ISH : Courant traversant Rsh (A)
 G * Icc

IL  
 ascT (Tcell  Tr ) 
 Estc

Eq 2.2
Où :






G : L’ensoleillement (W/m²)
Icc : Courant de court circuit de la cellule (A)
Estc : Ensoleillement en condition standard de test =1000 w/m²
ascT : Coefficient de température (A/°C)
Tcell : Température de la cellule (K)
Tr : Température de référence de la cellule =298 K
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L’équation de la diode par Shockley nous donne le courant traversant la diode:
  q * Vd  
I D  I 0 exp 
  1
  n *k *T  
Eq 2.3
Où :






I0 : Courant de saturation inverse de la diode (A)
n : Facteur de qualité de la diode (=1 pour une diode idéal)
q : Charge élémentaire=1,602.10 -19 C
k : Constante de Boltzmann= 1,38.10 -23
T : Température absolu de la cellule (K)
Vd : Tension aux bornes de la diode
La loi d’ohm nous indique le courant traversant la résistance de shunt Rsh:
ISH 
Vd
R SH
Eq 2.4
En substituant toutes ces dernières équations (2.2, 2.3 et 2.4) à la première équation générale 2.1, nous
obtenons l’équation caractéristique d’une cellule PV :
  q * Vd   Vd
 G * Icc

I
 ascT (Tcell  Tr )   I 0 exp 
  1 
 Estc

  n * k * T   Rsh
Eq 2.5
2.1.4. Caractéristiques d’une cellule PV
La figure 11 ci-dessous représente la caractéristique I=f(V) pour différents points d’ensoleillement.
Figure 11 : Caractéristiques I=f(V) d'une cellule PV
Remarque :

Le courant Icc varie proportionnellement avec l’ensoleillement

Le courant Icc croit avec la température dIcc/dT= 0.04% /K à ensoleillement constant

La tension à vide Vco décroit avec la température dVco/dT = -0.04% /K
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Puissance crête et rendement de conversion :
Figure 12 : Caractéristiques et I=f(V) et P=f(V) à différents points d'ensoleillements
La puissance crête dépend de l’éclairement et de la température :

A température donnée , la puissance maximale est proportionnelle à l’éclairement.

Pour un éclairement donnée , la puissance maximale décroit avec la température:
dP/dT= -0.04%/K pour le silicium.
Carte de température de les mees
Figure 13 : Ex de températures pour une journée au mois de décembre
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La Température peut baisser sous les 25°C STC très souvent :

A 3 °C, les cellules sont théoriquement capable de délivrer : -0.4%*(3-25)=8.8% plus
de puissance (due à une surtension de 8.8% de la cellulle silicium)

A -20 °C, les cellules sont théoriquement capable de délivrer : -0.4%*(-20-25)=18%
plus de puissance (due à une surtension de 18% de la cellulle silicium)
Carte ensoleillement : Ensoleillement, Surintensité et Puissance
Figure 14 : Ex d’ensoleillement pour une journée
L’ensoleillement (l’irradiance) peut dépasser les 1000 W/m2 d’environ 3% pendant plusieurs
heures.
Ce point thermique est à prendre en compte pour le dimensionnement.
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Caractéristique général d’une cellule PV
Figure 15 : Courbe caractéristique d'une cellule PV

Uco (Tension de circuit ouvert) : si on place une photopile sous une source lumineuse
constante, sans récepteur, on obtient à ses borne une tension continu, dite tension circuit
ouvert

Icc (Courant de court-circuit ) : lorsqu’on place le photogénèrateur en court-circuit, il débite
un courant maximal mais aucune tension.

Association de cellulles photovoltaiques en série : Iscc= Icc et Usco=Ns*Vco

Association de cellulles photovoltaiques en parallèles : Ipcc= Np*Icc et Upco=Vco

Pm (Point optimum de fonctionnement) :Il faudra se placer a la tension Um afin d’obtenir la
puissance maximale débité par les panneaux photovoltaïques (Cf 2.4 : Rechecrche du point
maximum de fonctionnement)
Voir ANNEXE A : résultats de simulations :
 Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à température constant, pour
différentes valeurs d’ensoleillement
 Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à ensoleillement constant, pour
différentes valeurs de température
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2.2.
Module et champ PV
Pour produire plus de puissance, les cellules solaires sont assemblées pour
former un module.
Les connections en série de plusieurs cellules augmentent la tension pour
un même courant, tandis que la mise en parallèle accroît le courant en
conservant la tension.
Ces cellules sont protégées de l’humidité par encapsulation dans
un polymère EVA (éthyléne-vynil- acétate) et protégé sur la
surface avant d’un verre, trempé à haute transmission et de bonne
résistance mécanique, et sur la surface arrière d’une ou de
polyéthylène.
Les modules sont généralement entourés d’un cadre rigide
en aluminium anodisé comprenant des trous de fixation.
A l’arrière de chaque module se trouve une boite
de jonction contenant 2 diodes Antiparallèles.
Ces diodes antiparallèles permettent d’éviter
qu’un module au soleil ne se décharge dans un
module à l’ombre.
Les modules photovoltaïques assurent les fonctions suivantes :



Protection des cellules contre les agents atmosphériques
Protection mécanique et support.
Connexion électrique entre cellules et avec l’extérieur.
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Caractéristiques d’un module :
La puissance de crête, Pc : Puissance électrique maximum que peut fournir le module dans les
conditions standards (25°C et un éclairement de 1000 W/m²).
La caractéristique I/V : Courbe représentant le courant I débité par le module en fonction de la tension
aux bornes de celui-ci.
Tension à vide, Vc0 : Tension aux bornes du module en l’absence de tout courant, pour un éclairement
" plein soleil ".
Courant de court-circuit, Icc : Courant débité par un module en court-circuit pour un éclairement "
plein soleil ".
Point de fonctionnement optimum, (Um, Im) : Lorsque la puissance de crête est maximum en plein
soleil, Pm = Um * Im
Rendement : Rapport de la puissance électrique optimale à la puissance de radiation incidente.
Facteur de forme : Rapport entre la puissance optimale Pm et la puissance maximale que peut avoir la
cellule : Vco * Icc.
Le champ solaire se compose de modules photovoltaïques
interconnectés en série et/ou en parallèle afin de produire la
puissance requise. Ces modules sont montés sur une armature
métallique qui permet de supporter le champ solaire avec un angle
d’inclinaison spécifique.
Pour chaque champ PV on peut avoir autant de sorties que de modules, ce que fait qu’on aura besoin
de boite de dérivation qui regroupe le tous, comme l’illustre la figure 16 ci dessous.
Figure 16 : Schéma de raccordement des panneaux et la photo du dispositif correspondant
Cette boite de dérivation fixée sur une structure du montage a comme rôle d’effectuer les connections
entre les modules pour obtenir une puissance optimale en sortie.
De plus chacune des branches est équipée d’un fusible sectionneur
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Page 21
2.3.
Modélisation de l’ensemble générateur photovoltaïque sous Matlab simulink Plecs:
Modélisation du champ photovoltaïque sous Plecs
Figure 17 : Modèle PV sous Plecs

Rs = Ms/Mp*Ns/Np*cell.rs

Rp = Ms/Mp*Ns/Np*cell.rp

Cp= Mp/Ms*Np/Ns*cell.cp
Avec
Ms : Nombre de module en série
Ns : Nombre de cellule en série
Mp : Nombre de module en parrallèlle
Np : Nombre de cellule en parrallèlle
cell.rs : Résistance serie d’une cellule [Ohm]
cell.rp : Résistance parallèle d’une cellule [Ohm]
cell.cp : Capacité parallèle d’une cellule [F]
I lum : Générateur de courant variant suivant l’irradiance et la températeure ambiant
La partie suivante d’écrit le modèle permettant d’obtenir la valeur du courant suivant ces
différantes variables d’entrée.
RUER Alexandre
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Page 22
Modélisation de la source de courant du générateur photovoltaïque sous Matlab simulink
Ior*((u/Tr)^3)*exp((q*Eg/(B*k))*((1/Tr)-(1/u)))
Ios
Calcul du Io
u*(NOCT-NOCTa)/NOCG
temperature de la Cellulle
Fcn
Nominal condition de fonctionnement
Sum1 Tc en Kelv in
q/(A*k*u)
3
ascT*(u-Tr)
T°ambiante
Ta
Fcn
Charge electron/
Diode Qf*CoefBoltzman
Mp*Np
exp(u)-1
Product
Fcn1
Id
Id
3
Id
Product1
Gain1
Coef de température
de Court circuit
2
Mp*Np
ensolleillement
G
1
Sum2
Module parallele * Cellulle parallele
IL
module.Isc
Courant de court-circiuit cellule
Iscc
Product2
STC.G
Ensolleillement
Standard test condition 1000 wm2
2
1
1/(Ms*Ns)
m
Mesure
Vd
Gain
4
I
Figure 18 : Modèle de la source de courant du champ PV
Ce modèle permet de modéliser le gènèrateur photovoltaique comme une source de courant en
fonction de différents paramètres:

l’ensolleillement





la T° ambiante
les données des cellulles
le nombre de module et de cellule ( configuration série parrallele du système)
less conditions de fonctionnement
Mesure tension au borne des cellules
Equations du modèle :
Souce de courant :
 G  Icc mod ule

IL  
 ascT Tcell  Tr   Mp  Np
Estc


Eq 2.6
Courant de fuite dans la diode en parallèle :
I
D
e






q
Vbus


 1
A * K * Tcell Ms * Ns 
I
Eq 2.7
0
Avec Io le courant de saturation de la diode:
3
q*Eg  1
1 
 

 Tcell 
B*K  Tr Tcell 
I 0  I 0r  
 e
 Tr 
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Eq 2.8
Page 23
Tcell  Tfctnormal  Tamb  G
Tcell _ fn  Tcell .amb _ fn
 Tamb
G0
Eq 2.9
Où











Donc :
I0r : Courant de saturation inverse de la diode (A)
B : Facteur de qualité de la diode (=1 pour une diode idéal)
q : Charge élémentaire=1,602.10 -19 C
K : Constante de Boltzmann= 1,38.10 -23
Tcell : Température absolu de la cellule (K)
Tr : Température de référence de la cellule = 298.15K
Eg : Constante Bandgap = 1,11 eV
Tcell_fn=43°C
Tcell.amb_fn=20°C
Go Irradiance en fonctionnement normal =800W/m²
Tamb : Température ambiante (K)
Ilum = IL - ID
2.4. Recherche du point maximum de fonctionnement (MPPT)
Dans un premier temps, afin de valider uniquement la partie des panneau photovoltaïque,
l’onduleur est modélisé par une source de courant et son banc de capacité qui a pour fonction de
décharge de la tension du bus continu en régulant la référence tension de bus afin de régénérer cette
puissance sur le réseau.
La simulation traite l’aspect contrôle de la Puissance active en recherchant le point de puissance
maximal.
Le but est d’optimiser les performances du système photovoltaïque et surtout le rendement du
système.
Ceci par régulation de la référence tension du bus continu par la recherche de la méthode donnant
le rendement optimale, temps de réponse rapide et de réduire les oscillations de la régulation.
Plusieurs méthodes peuvent être utiliser afin d’optimiser les performance du système PV :




Conductance progressive
Tension de circuit ouvert
Courant de court-circuit
Perturbation et Observation
Les différents algorithmes sont décrits ci-dessous en présentant leurs avantages et inconvénients
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 24
2.4.1. Algorithme de conductance progressive :
La figure 19 ci-dessous présente une autre méthode de recherche du point de fonctionnement de
puissance.
Figure 19 : Organigramme, mppt de conductance progressive






méthode complexe à la réalisation
méthode plus couteuse nécessitant un capteur de tension et un capteur courant
résultat très bon malgré les condition climatiques
Temps de réponse bon
Fonctionnement au point de puissance maximum
Rendement théorique : 98%
2.4.2. Algorithme de la tension en boucle ouverte :
La figure suivante montre la séquence de recherche de la tension pour avoir la puissance
maximum:
Figure 20 : Organigramme mppt de la tension en boucle ouverte
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Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 25
avec Vmp = k1* Voc avec k1<1






Méthode simple à la réalisation
Optimisation du gain k1 difficile
Résultat très moyen suivant les condition climatiques
Temps de réponse rapide
Fonctionnement au point de puissance maximum très difficile
Coefficient k1 varie suivant la température et l’ensoleillement ( en théorie
0.73<k1<0.8)

Non possibilité de rechercher le point de puissance optimale lors de la défaillance
d’une cellulle.

Rendement théorique : 90%
2.4.3. Algorithme de courant de court-circuit :
Figure 21 : Organigramme mppt de courant de court circuit
avec Imp = k2 * Isc







Méthode simple à la réalisation

Rendement théorique : 90%
Optimisation du gain k1 difficile
Résultat très moyen suivant les conditions climatiques
Temps de réponse rapide
Fonctionnement au point de puissance maximum très difficile
Coefficient k2 varie suivant la température et l’ensoleillement ( en théorie 0.85<k2<0.9)
Non possibilité de rechercher le point de puissance optimale lors de la défaillance d’une
cellule.
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Page 26
2.4.4. Algorithme de Perturbation et Observation (P&O) :
La figure 22 montre le séquentielle utilisé par cette méthode pour trouver le point optimale de
fonctionnement.
Figure 22 : Organigramme mppt (P&O)






Méthode simple à la réalisation
Méthode peu couteuse nécessitant qu’un capteur de tension
Bon résultats mais difficultés de contrôle lors de variation de l’ensoleillement et de
température.
Temps de réponse assez long
Oscillation autour du point optimal.
Rendement théorique : 95%
Le principe utilisé dans notre cas pour la recherche de point optimal de fonctionnement est
décris ci-dessous :



Si ∂ P / ∂ V = 0 , V = Vmp
Si ∂ P/ ∂ V > 0 , V < Vmp
Si ∂ P / ∂ V < 0 , V > Vmp
Figure 23 : Courbes PV de la recherche du point de fonctionnement optimum
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Page 27
2.4.5. Algorithme décrit sous matlab simulink(P&O) :
Courant débité
par l’onduleur
Figure 24 : Schéma simulink de l'algorithme mppt (P&O)
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Page 28
L’algorithme de calcul du point maximum de puissance est basé sur la puissance côté continu et la
tension sur le bus DC.
Calcul de la puissance :
L’AFE ne possédant pas de mesure courant coté continu, la puissance sera obtenu par la puissance
active mesuré depuis les courants alternatifs et donc par la puissance active.
Active Power (%)
=
Supply Voltage (V) * Active Current (%)
Unit Nom Voltage (V)
DC power
=
Active power + AFE losses
Echelle de la tension de bus DC :
La tension de bus est mesuré par un capteur et est utilisé en % pour le calcul de maximum de
puissance :
DC-link %Voltage =
DC-link Voltage * 10000
1.35 * Unit Nom Voltage
Filtre :
Un filtre du premier ordre est appliqué à la mesure Puissance et de la tension de bus avec comme
constante de temps 5 ms.
La condition Pi – Pi-1 = 0 permet d’éviter les oscillations autour du point maximum de puissance.
Sur le schéma :

Pk est la valeur entière de la puissance : E* Idc
Dans notre cas le courant sera pris côté sortie onduleur et retranscris en courant sur le
bus DC.
Ce courant pourra être utilisé en tant que modèle pour le régulateur de tension de bus
utile durant les transitoires d’évolution de température ou d’ensolleillement.

Vk est la valeur entiére de la tension sur le bus établit par un capteur de mesure au
borne des cellules.

d est la sortie référence tension de bus régulée.
Afin d’appliquer la tension de référence Vref donner par l’algorithme MPPT ci-dessous, on utilise un
régulateur de tension de type PID.
RUER Alexandre
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Page 29
La figure suivante montre l’évolution P=f(U) du modèle PV en boucle ouverte pour une valeur
d’ensoleillement de 1000 W/m2.(courbe P2)
La courbe P1 donne la puissance régulée pour la même valeur d’ensoleillement, on constate que la
régulation donne la puissance maximum de fonctionnement du système.
La courbe P3 donne l’évolution du P=f(U) du modèle PV en boucle ouverte pour une valeur
d’ensoleillement de 400 W/m2.(courbe P3)
La courbe P4 en rouge donne la puissance régulée pour la même valeur d’ensoleillement, on constate
le même résultat que précédemment.
On peut dire que la recherche du point optimale par la régulation est convenable.
Figure 25 : Evolution P=f(U) et Puissance régulée
Les figures suivantes donnent l’évolution de la puissance avec un ensoleillement variable :
Figure 26 : Evolution P=f(u) et Puissance régulé a ensoleillement variable
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Page 30
3. Les Onduleurs solaires
3.1 Description générale
Les onduleurs solaires sont du type CONVERSOL.
Cet onduleur appartient à la série de convertisseurs basse
tension MV3000 vendu par CONVERTEAM à plusieurs
milliers d’exemplaires pour des applications du type
énergies renouvelables ou industrielles.
D’une taille unitaire de 170 kW à 1700 kW et plus, ce
convertisseur solaire est composé de trois éléments
principaux :

Une partie contrôle commande

Une partie auxiliaire

Une partie modules de puissance
De manière générale, les onduleurs proposés sont basés
sur une structure de type Active Front End (AFE) à IGBT.
Ce type d’AFE est communément utilisé dans les
applications de type éoliennes, mais intègre une régulation
MPPT spécifique aux capteurs solaires pour optimiser les
puissances extraites de ces capteurs.
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Page 31
Ces onduleurs requièrent un système de refroidissement :

Le refroidissement par eau permet un meilleur refroidissement des IGBTs comparé au
refroidissement par air. S’ensuit des équipements plus performants, plus denses
énergétiquement, résistants mieux à des environnements difficiles.

Au-delà d’une puissance installée de 1000 kW, les convertisseurs refroidis par eau sont
comparativement moins coûteux même en incluant l’aéroréfrigérant.

Le refroidissement par air a l’avantage d’une plus grande flexibilité (nombre de MPPTs
possibles supérieur pour une puissance équivalente) et d’un coût plus compétitif pour des
postes de conversion inférieur à 1000 kW. Converteam offre indifféremment à ses
clients/partenaires le choix du refroidissement par air ou par eau
Ces onduleurs Conversol industriels offrent plusieurs avantages:
Une architecture modulaire performante et aisée à maintenir
Cette architecture permet des capacités de teaming/multi MPPT supérieures.
Ceci permet d’améliorer les rendements de l’installation.
Cette architecture offre plus de redondances. Sur une exploitation de plus de 20 ans, les opérations de
maintenance du type remplacement en cas de défauts d’un module de puissance ou de cartes
électroniques sont grandement facilitées.
Une adaptation aux variations lentes et rapides du réseau (tension et fréquence)
Une participation aux contributions réseau intégrée (fourniture ou consommation de réactif)
Partie Module de puissance:
L’architecture modulaire Conversol offre ainsi le meilleur compromis en terme de coût/performances.
En effet, l’onduleur est composé de plusieurs modules (jusqu’à 6 modules) connectés en parallèle sur
le même bus DC (mode teaming) ou sur des bus DC distincts (mode multi mppt).
Nous verrons par la suite des différentes configurations possible afin d’optimiser au mieux la
production suivant l’architecture de l’installation.
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Page 32
Partie Contrôle commande :
Basé sur le PECe (PEC : Power Electronic Controller) de Converteam qui collecte les informations
principales venant des capteurs, il inclut :

Les régulations MPPT et teaming

Les séquences de pré charge

L’allumage des IGBT pour l’élaboration des tensions et courants alternatifs pour le poste de
livraison.
Partie Auxiliaires :
C’est l’ensemble des disjoncteurs de protection, des alimentations, des borniers de connexions et
d’alimentation pour les onduleurs.
Ils sont alimentés en 400V triphasés et 230V monophasés.
3.2 Modélisation de l’AFE
Partie Puissance
Partie Commande
Régulation de
courant
Commande de
l’onduleur
Régulateur de tension
Figure 27 : Schéma représentant les différents éléments constitutif de l'installation solaire
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Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 33
La figure 27 ci-dessus représente les différents éléments constitutifs d’un onduleur de tension.
On remarquera la présence de deux parties, une partie puissance composée :

D’un groupe PV

D’un onduleur de tensions à base d’interrupteurs de puissance, commandable à l’amorçage et au
blocage (IGBT) avec des diodes antiparallèle.

D’un circuit de stockage de l’énergie.

D’un filtre de sortie.
Ainsi qu’une partie contrôle commande composée :

De la régulation de tension appliquée aux éléments de stockage de l’énergie.

De la régulation de courant injecté sur le réseau à partir de l’onduleur de tension.
Afin de modéliser l’onduleur, il est nécessaire de déterminer les éléments du schéma équivalent du
système dans le repère d-q en utilisant les transformations de Concordia et de Park pour passer d’un
repère triphasé à un repère biphasé.
Figure 28 : Onduleur de tension triphasé
La figure 28 présente un onduleur triphasé à structure de tension composé:

D’un condensateur Cdc à l’entrée de l’onduleur permettant le stockage de l’énergie du coté
continu et fixant le potentiel du bus DC.

De trois inductances et résistances connectées entre l’onduleur de tension et le transformateur

D’un drive MV3000
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Page 34
Principe de fonctionnement du MV3000 :
Un MV3000 est un convertisseur deux niveaux composé de trois bras à interrupteurs
réversible en courant, commandés à la fermeture et à l’ouverture réalisés à partir d’un IGBT et
d’une diode antiparallèle
Selon la combinaison des commandes des IGBT, la tension entre phase du moteur peut
être égal à +VCC, 0V ou -Vcc.
La figure 29 illustre ce principe avec la tension U-W.
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
0.13
0.135
0.14
0.145
0.15
Figure 29 : Tension entre phase
Les équations qui traduisent le schéma ci-dessus sont données par :
U réseau  jX totale  I  R  I  U convertisseur
Eq 3.1
U réseau  U convertisseur  jX totale  I  R  I
Eq 3.2
V étant la différence entre la tension du réseau et la tension de l’onduleur.
V  jX totale  I  R  I
Eq 3.3
En utilisant la transformation de Concordia, et de Park, nous passerons d’un repère triphasé à un
repère biphasé dq .
 Vd 
0

  L
 Vq 
1
RUER Alexandre
 dId 


 1 Id 
 Id 
   L dt   R  
0  Iq 
 dIq 
 Iq 


 dt 
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Eq 3.4
Page 35
Les équations aux tensions deviennent :
Vd  (s  Iq  s  Id )L  R  Id
Vq  (s  Id  s  Iq )L  R  Iq
Eq 3.5
D’après l’équation 3.5 on a :
Vd  (s  L  R )I d  L  s  I q
Vq  (s  L  R )I q  L  s  I d
Eq 3.6
Jusqu’à présent nous avons exprimés les équations dans le repère dq, nous allons donc élaborer la
commande de ce modèle.
Afin de répondre aux contraintes de la régulation de la commande de l’onduleur de tension, nous
nous intéresserons aux boucles de régulation de courant et de la tension continue (bus DC).
Cette étude sur les boucles de régulation se décomposera en deux parties : la première sera consacrée
au dimensionnement du régulateur de la tension continue, et la deuxième pour le dimensionnement du
régulateur de courant.
3.3.1
La régulation de tension bus continue
La tension moyenne Vdc aux bornes des condensateurs doit être maintenue à une valeur fixe déterminé
par l’algorithme MPPT vu précédemment. La puissance active nécessaire pour maintenir la tension
Vdc égale à la valeur de la tension référence souhaitée est :
P
d 1
( C dcVdc ²)
dt 2
Eq 3.7
Par linéarisation on obtient l’équation suivante :
RUER Alexandre
P  C dc  Vdc 
d
(Vdc )
dt
Eq 3.8
Vdc ( s ) 
I (s)
C dc  s
Eq 3.9
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 36
À partir des équations 3.8 et 3.9, et en prenant en compte le régulateur Intégral Proportionnel (IP), la
boucle de la régulation de la tension continue peut être représentée par le schéma de la figure 30
Figure 30 : Boucle de régulation de la tension continue
À partir de la figure 30, la fonction de transfert en boucle fermée entre la tension mesurée et la tension
de référence est :
Vdcmes
Vdcréf
Ki
Ki
c


Kp
Ki
Ki  sKp  s ²c
s² 
s
c
c
Eq 3.10
C’est une fonction de second ordre, par identification on trouve :
Ki
c
Kp
2 n 
c
n ² 
Avec  n : la pulsation propre en rad/s.
 : Le facteur d’amortissement.
Les gains du régulateur de la tension continue sont exprimés ci-dessous :
K i  c  n ²
Kp  2  c    n
Avec : c la capacité du bus DC.
La pulsation propre  n sera imposée : n 
RUER Alexandre
e
13
. ( e étant la pulsation propre électrique).
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 37
3.3.2
La régulation de courant
En considérant l’équation 3.6, nous pouvons séparer le courant dans le repère dq en deux composantes
active et réactive :
Vd
Ls

R  Ls R  Ls
Vq
Ls
Iq 

R  Ls R  Ls
Id 
Eq 3.11
A partir de l’équation 3.11, et en prenant en compte le régulateur Proportionnel Intégral (PI), les
boucles de la régulation des courants actifs et réactifs sont représentées ci-dessous :
Figure 31 : Boucle de régulation du courant actif
Figure 32 : Boucle de régulation du courant réactif
Les courants de référence sont calculés à partir des puissances actives et réactives.
Nous avons :
 P  Vd
   
 Q   Vq
Vq   I d 
 
 Vd   I q 
P  Vd  I d  Vq  I q
Q  Vq  I d  Vd  I q
RUER Alexandre
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Eq 3.12
Eq 3.13
Page 38
La composante de tension est nulle sur l’axe q ce qui donne :
P  Vd  I d
Eq 3.14
Q  Vd  I q
Eq 3.15
À partir des équations 3.15 et 3.16, les courants actifs et réactifs de référence sont donnés par :
Id 
P
Vd
Eq 3.16
Iq  
Q
Vd
Eq 3.17
En utilisant la méthode de compensation des pôles, nous pouvons calculer les éléments du régulateur
PI :
Soit tout d’abord le système à commander :
1
R
G (s) 
L
1 s
R
Les gains du régulateur sont calculés ci-dessous :
Ki 
Kp 
1
K  n

K  n
Avec :  n le temps de réponse du système.

La constante de temps du système à réguler égale à
K le gain statique égal à
L
R
1
.
R
Pour conclure sur cette première partie, on a pu définir les différents éléments constitutifs d’une
installation solaire type, sa structure générale peut être divisée en deux parties.
Une première pour la parie puissance et une seconde pour la partie contrôle commande.
Dans cette dernière partie nous avons pu définir les paramètres de régulation de courant et ainsi que la
régulation de la tension continue.
Par la suite, nous nous intéresserons à la partie puissance et notamment a la simulation des
différentes configurations et architectures possible avec et sans l’utilisation de filtres
RUER Alexandre
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Page 39
4. Les différentes configurations et architectures simulées
On peut distinguées deux grandes architectures
L’architecture en mode teaming :
Dans cette configuration l’ensemble des ponts onduleurs sont connectés sur le même bus DC et n’offre
qu’un seul MPPT mais permet de maximiser les possibilités en matière de teaming.
Dans ce mode, on démarre chaque module séquentiellement en fonction de l’énergie lumineuse reçue
par les panneaux augmentant au cours de la journée. De cette manière on peut passer progressivement
de 1 à 2 puis 3 etc jusqu’à 6 ponts onduleurs
Le système de teaming intègre en outre une logique tournante pour permettre d’avoir en moyenne la
même durée de fonctionnement sur chaque onduleur.
Ceci permet de faire fonctionner chaque module et donc l’onduleur de manière globale au plus près de
son efficacité maximale pour un rendement annuel optimal.
L’architecture en mode multi MPPT :
Dans cette configuration chaque pont onduleur est connecté à un bus DC distincts ce qui permet
d’offrir plusieurs MPPT.
Ce type de configuration est idéal pour le raccordement de groupes de panneaux avec des
caractéristiques électriques différentes et se présentant sous différentes orientations les un des autres
par rapport au soleil.
Elle permet de maximiser le rendement de l’installation au global en faisant fonctionner les panneaux
au plus près de leur optimum.
Par ailleurs elle permet en cas de défauts de limiter au maximum l’impact sur les pertes de production.
Enfin en limitant le poids des modules individuellement, ceux-ci deviennent aisés à manipuler et à
remplacer directement sur site en cas de maintenance/réparation.
Le choix des filtres réseau est aussi à prendre en compte dans les différentes configurations et sera
détaillé dans la prochaine partie
Voir en annexes les schémas des différentes configurations simulées sous matlab simulink plecs
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 40
5. Les harmoniques : Normes et performances relevées
5.1. Origine et conséquences des harmoniques
La hausse sensible du niveau de pollution harmonique des réseaux électriques est une des
conséquences de l’augmentation des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques.
Une charge est dite non linéaire lorsque le courant qu’elle absorbe n’a pas la même forme que la
tension qui l’alimente et émettent des courants harmoniques dont les fréquences sont des multiples
entiers de la fréquence fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques.
Typiquement, les charges utilisant l’électronique de puissance sont non-linéaires.
Or, elles sont de plus en plus nombreuses et leur part dans la consommation d’électricité ne cesse de
croître.
Exemples de charges non linéaires :

les équipements industriels (machines à souder, fours à arc, fours à induction, redresseurs), les
variateurs de vitesse pour moteurs asynchrones ou moteurs à courant continu,

les appareils de bureautique (ordinateurs, photocopieurs, fax, …),

les appareils domestiques (TV, fours micro-onde, éclairage néon, …),

les onduleurs.
Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des
tensions harmoniques aux points de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le
même réseau électrique.
Required parameters are missing or incorrect.
Figure 33: schéma unifilaire représentant l'impédance du circuit d'alimentation "vu par" l'harmonique de rang h
Les harmoniques générées dans le réseau électrique peuvent être à l’origine de multiples
dysfonctionnements et dégâts.
•
•
•
•
•
surcharge des réseaux de distribution par l’augmentation du courant efficace
surcharge des conducteurs de neutre en raison de la sommation des harmoniques de rang 3
créés par les charges monophasées
surcharge, vibrations et vieillissement des alternateurs, transformateurs, moteurs, ronflement
des transformateurs
surcharge et vieillissement des condensateurs de compensation d’énergie réactive,
déformation de la tension d’alimentation pouvant perturber des récepteurs sensibles.
RUER Alexandre
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Page 41
De plus les harmoniques ont un impact économique important en effet :
•
le vieillissement prématuré du matériel conduit à le remplacer plus tôt, à moins de l’avoir
initialement surdimensionné
•
les surcharges du réseau obligent à augmenter la puissance souscrite, et impliquent, à moins
d’un surdimensionnement des installations, des pertes supplémentaires
•
les déformations du courant provoquant des déclenchements intempestifs et l’arrêt des
installations de production.
Les harmoniques sont d’autant plus difficiles à combattre que les équipements vitaux pour l’entreprise
sont souvent les responsables de la génération des perturbations.
Les harmoniques les plus fréquemment rencontrés dans le cas des réseaux triphasés, donc en pratique
les plus gênantes, sont les harmoniques de rangs impairs.
Au-delà du rang 50, les courants harmoniques sont négligeables et leur mesure n’est plus significative.
Ainsi, une bonne précision de mesure est obtenue en considérant les harmoniques jusqu’au rang 30.
5.2. Taux de Distorsion Harmonique (THD)
Pour un signal y, le taux de distorsion harmonique THD est défini par la formule :
Eq 5.1
Noter que sa valeur peut dépasser 1.
Selon la norme, on peut généralement limiter h à 50.
Cette grandeur permet d’évaluer à l’aide d’un nombre unique la déformation d’une tension ou d’un
courant circulant en un point du réseau.
Le taux de distorsion harmonique est habituellement exprimé en pourcentage.
•
Le THD en tension caractérise la déformation de l’onde de tension.
Une valeur de THDu inférieure à 5 % est considérée comme normale. Aucun dysfonctionnement n’est
à craindre
Une valeur de THDu comprise entre 5 et 8 % révèle une pollution harmonique significative. Quelques
dysfonctionnements sont possibles.
Une valeur de THDu supérieure à 8 % révèle une pollution harmonique importante. Des
dysfonctionnements sont probables. Une analyse approfondie et la mise en place de dispositifs
d’atténuation sont nécessaires.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 42
•
Le THD en courant caractérise la déformation de l’onde de courant.
Une valeur de THDi inférieure à 10 % est considérée comme normale. Aucun dysfonctionnement
n’est à craindre
Une valeur de THDi comprise entre 10 et 50 % révèle une pollution harmonique significative. Il y a
risque d’échauffements, ce qui implique le surdimensionnement des câbles et des sources.
Une valeur de THDi supérieure à 50 % révèle une pollution harmonique importante. Des
dysfonctionnements sont probables. Une analyse approfondie et la mise en place de dispositifs
d’atténuation sont nécessaires.
De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques peuvent être
cités, les plus importants sont l’échauffement, les interférences avec les réseaux de
télécommunication, les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques et risque
d’excitation de résonance.
5.3. Réglementation sur le raccordement au réseau électrique EDF
Dans l'ensemble des domaines intégrants des équipements électriques et électroniques, la compatibilité
électromagnétique (CEM) est devenue une contrainte majeure dont l'étude et la compréhension ne
cessent de se complexifier.
Les niveaux de compatibilité sont indiqués pour les diverses perturbations et uniquement sur la base
de perturbations considérées individuellement. Cependant l’environnement électromagnétique
comporte généralement plusieurs perturbations simultanées et la performance de certains équipements
peut être affectée par une combinaison particulière de perturbations.
Limites en courant :
Pour les courants nous appliquerons la norme CEI 61800-3.
Dans cette approche, des limites de courant harmoniques sont appliquées à toute l'installation.
Ces limites sont appliquées aux rapports de distorsion individuelle pour chaque rang, et au THD.
Le tableau suivant représente les exigences d’émission de courant harmonique par rapport au courant
total.
Tableau 2 Exigences d'émission de courant harmonique
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 43
L’indice Rs i est le rapport de la puissance de court-circuit de la source avec la puissance apparente
assignée de l’installation.
Limites en tension :
Les niveaux de compatibilité des composants harmoniques individuels de tensions doivent être
compris comme relatifs aux états stationnaires ou quasi stationnaires.
Ils sont donnés en tant que valeurs de références aussi bien pour les effets à long terme que pour les
effets à très court terme.
Les niveaux de compatibilité relatifs aux harmoniques individuels pour les effets à long terme sont
donnés dans le tableau suivant, le niveau de compatibilité correspondant au taux de distorsion
harmonique total est 8%.
Tableau 3 : les niveaux de compatibilité des composants harmoniques
En ce qui concerne les effets à très court terme, les niveaux de compatibilité relatifs aux composants
harmoniques individuels de la tension sont égaux aux valeurs données par le tableau 2 , multipliés par
un coefficient k calculé comme indiqué ci-dessous.
K  1,3 
0,7
 (h  5)
45
Pour le taux de distorsion harmonique global, le niveau de compatibilité correspondant est de 11%.
Les limites pour les émissions de grosses charges et d’installations sont coordonnées sur la base des
niveaux de planification -CEI 61000-3-6.
Le tableau suivant représente le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute
tension.
Tableau 4 : le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute tension
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 44
Le niveau de planification correspondant au taux de distorsion global est de : 6.5 % en moyenne
tension et 3% en haute tension. Afin de compenser les perturbations de courant et de la tension,
plusieurs
techniques
de
dépollution
seront
présentées
par
la
suite.
5.4. Etude harmonique
Dans cette partie je vais présenter les résultats des différents relevés harmoniques suivant deux
configurations : MLI H3PWM avec filtre sinus et MLI H3PWM avec imbrication de pulses, sous
deux architectures différentes : Teaming et Multi MPPT.
Nous allons alors résumer les différentes configurations des ponts réseaux en traitant deux cas avec
des solutions harmoniques différentes :
 Un onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et un filtre sinus.

5.4.1
Un onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et imbrication des pulses.
Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM et filtre sinus :
Ce premier cas simule le fonctionnement d’un MV3000 avec structure AFE à IGBT, avec et sans
filtre sinus, le MV3000 est dédié surtout aux applications à moyenne tension adaptée aux projets
solaire.
Les harmoniques de courant sont centrés autour des fréquences multiples de la porteuse et donc
repoussées vers les hautes fréquences. Ceci facilite le filtrage des harmoniques de courant et permet
d’obtenir un courant quasi-sinusoïdal.
La figure 34 représente la structure comportant les sources de tension d’un réseau triphasé, un
transformateur, un filtre sinus et des panneaux solaires connectés sur le bus DC commun de l’AFE
MV3000 composé de trois ponts en parallèle.
Figure 34 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun et un filtre sinus
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 45
Dimensionnement du filtre sinus :
Le filtre sinus est un circuit de trois branches RC introduit entre la self de découplage de l’afe et la self
du réseau.
Ainsi les harmoniques s’écouleront donc dans le filtre au lieu de remonter sur le réseau.
Figure 35 : Schéma unifilaire du filtre sinus
Pour dimensionner le filtre sinus, il est impératif de calculer l’impédance du réseau :
Zsysteme = (Zreseau +Ztransformateur) // Zafe // (Rf +
1
)
jC
Eq 5.2
À partir de l’Eq 5.2, on obtient :
Zsysteme=
Avec :
Zeq  jC   Rf  Zeq
1  jC   Rf  ( j)²  Zeq  C
Zeq =
(Zreseau  Ztransformateur)  Zdrive
Zdrive  Zreseau  Ztransformateur
Eq 5.3
Eq 5.4
Les expressions des éléments du filtre sinus sont exprimées ci-dessous :
1
Leq  r ²
Eq 5.5
(L réseau  L transforma teur ) Ldrive
L réseau  L transforma teur  Ldrive
Eq 5.6
C
Avec
Leq 
La résistance du filtre peut être déterminée en tenant compte de l’amortissement du filtre, et les pertes
dans la résistance.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 46
En accordant le filtre sinus sur le rang 15, l’impédance rencontrée par les courants est la suivante :
Barre #BARRE1 /Configuration n°0
0.07
Impédance ( ) 
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
60
70
80
90
100
Barre #BARRE1 /Configuration n°0
1.2
1.15
13.081.1
Amplification 
1.1
1.05
1
0.95
0.9
0.85
0.8
0
10
20
30
40
50
Rang harmonique 
Figure 36 : impédance et le ratio d'impédance du réseau
L’impédance non linéaire avec filtre (en bleu) est plus faible que l’impédance linéaire sans filtre
(rouge) sauf pour l’antirésonance au rang 15.
La deuxième figure représente le ratio de l’impédance qui montre la résonance du filtre sur le réseau.
Résultats des simulations :
Les valeurs des éléments caractéristiques de l’installation sont regroupées dans le tableau suivant:
Réseau
Tension
20 KV
Puissance en court-circuit
Fréquence nominale
116 MVA
50 HZ
Transformateur DY11
Puissance apparente
1600 KVA
Ucc
6%
Tension secondaire
270 V
Onduleur
Nombre d’onduleur en parallèle
Inductance à l’entrée du pont
3
100µH
Puissance nominale
1500 KW
Fréquence PWM
2.55 KZ
Tableau 5 : Valeurs caractéristiques de la simulation
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 47
Les courants et les tensions réseau sont des signaux périodiques, qui peuvent être décomposés en série
de Fourrier, en signaux sinusoïdaux à la fréquence du réseau, et à la somme de signaux sinusoïdaux,
de fréquences 2, 3, 4 ,5…..n fois la fréquence du réseau, c’est ce nombre n qu’on nomme le rang de la
composante harmonique.
Nous rappelons que :
u 2²  u 3²  u 4²  u 5²  u 6²  ........
u1²
THD tension =
i 2²  i 3²  i 4²  i 5²  i 6²  ........
i1²
THD courant =
Généralement, les harmoniques les plus gênants sont les harmoniques de rangs impairs.
Les distributeurs d’énergie surveillent les harmoniques de rang 3, 5, 7, 9, 11,13, aussi la compensation
des harmoniques jusqu’au rang 13 est impérative.
Ils utilisent un appareil pour mesurer la distorsion, la mesure s’arrête au rang 50.
Les figures suivantes présentent l’analyse temporelle et spectrale des courants et des tensions de la
phase 1 sur le réseau, avant et après le filtrage.
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.044
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=39A
3
2.5
%
2
1.5
1
0.5
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 37 : Spectre du courant réseau sans filtre
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.4]s. THD= 0.009
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.31
0.32
0.33
0.34
0.35
0.36
0.37
0.38
0.39
0.4
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I1=38A
0.7
0.6
0.5
%
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 38 : Spectre du courant réseau avec filtre
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 48
4
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.051
x 10
3
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=19926V
3.5
3
2.5
%
2
1.5
1
0.5
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 39 : Spectre tension réseau sans filtre
4
3
signal temporel U4 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U4=19949V
0.25
0.2
%
0.15
0.1
0.05
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 40 : Spectre tension réseau avec filtre
Le calcul de THD du courant et de tension sur le réseau avant et après filtrage est présenté dans le
tableau ci-dessous.
Rang
Tension
sans filtre
V
Tension
sans filtre
%
Tension
avec filtre
V
Tension
avec filtre
%
courant
sans filtre
A
Courant
sans filtre
%
courant
avec filtre
A
Courant
avec filtre
%
1,00
19926,00
100,00
19949,00
100,00
39,15
100,00
41,56
100,00
49,00
132.92
0,67
22,09
0,11
0,46
1,16
0,08
0,19
53,00
146,00
0,73
21,33
0,11
0,46
1,18
0,07
0,17
101,00
648,12
3,25
40,30
0,20
1,08
2,75
0,07
0,17
103,00
635,85
3,19
38,63
0,19
1,03
2,64
0,06
0,16
149,00
123,08
0,62
4,76
0,02
0,13
0,33
0,01
0,02
151,00
258,30
1,30
10,26
0,05
0,29
0,73
0,01
0,02
199,00
89,24
0,45
2,75
0,01
0,08
0,20
0,00
0,00
THD
5,10
0,30
4,40
0,9
Tableau 6 : Tableau de Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau
Les harmoniques significatifs sont autour de la fréquence PWM et ses multiples, les valeurs de
courants et de la tension sont trop élevées sur les rangs (49, 53, 101,103…).
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 49
Le filtre sinus accordé au rang 15 a donc fortement diminué des distorsions, baissant ainsi la valeur de
THD en tension sur le réseau de 5.1 % à 0.3% et de 4.4% à 0.9%
Les valeurs de THD tension et courant ont passées en dessous des limites de la norme.
5.4.2
Onduleur MV3000 avec MLI H3PWM avec imbrication de pulses
On s’intéresse dans ce deuxième cas à simuler le fonctionnement du MV3000 avec et sans imbrication
de pulses.
Ci-dessous, le Figure 41 représente la même structure que la configuration précédente sans le filtre
sinus :
Figure 41 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun sans filtre sinus
Principe de l’imbrication des pulses :
Pour réaliser l’imbrication de pulses, il faut effectuer des retards sur les porteuses qui doivent être
décalées les unes des autres d’une période de
Tmli
.
n
Avec Tmli : la période de la porteuse
n : le nombre de drives
Dans notre cas, nous avons trois ponts en parallèle, les porteuses seront donc décalées de
T mli
.
3
La figure 42 ci-dessous montre le retard effectué sur les porteuses des trois drives
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 50
Porteuse drive 1
1
0.5
0
-0.5
-1
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
-3
x 10
Porteuse drive 2
1
0.5
0
-0.5
-1
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
-3
x 10
Porteuse drive 3
1
0.5
0
-0.5
-1
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
-3
x 10
Figure 42 : Principe de l'imbrication des pulses
Le décalage des porteuses permet de réduire la distorsion harmonique, en effet le premier décalage
permet de supprimer les harmoniques autour de la fréquence PWM, le deuxième supprime les
harmoniques autour de 2  Fpwm , le troisième élimine celles qui sont autour de 3  Fpwm .
Résultats des simulations :
Les figures ci-dessous représentent l’analyse temporelle et l’analyse spectrale du courant et de la
tension sur le réseau de la phase 1, sans et avec imbrication des pulses.
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.044
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=39A
3
2.5
%
2
1.5
1
0.5
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 43 : Spectre du courant généré sur le réseau sans imbrication de pulses
signal temporel I0 entre t=[0.4;0.5]s. THD= 0.03
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.4
0.41
0.42
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.49
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=41A
1.8
1.6
1.4
1.2
%
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 44 : Spectre du courant généré sur le réseau avec imbrication de pulses
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 51
4
3
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.051
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=19926V
3.5
3
2.5
%
2
1.5
1
0.5
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 45 : Spectre de la tension générée sur le réseau sans imbrication de pulses
4
3
signal temporel U0 entre t=[0.4;0.5]s. THD= 0.02
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.4
0.41
0.42
0.43
0.44
0.45
0.46
0.47
0.48
0.49
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=19927V
1.4
1.2
1
%
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 46 : Spectre de la tension générée sur le réseau avec imbrication de pulses
Le calcul de THD du courant et de tension sur le réseau avant et après filtrage est présenté dans le
tableau ci-dessous.
Rang
Tension sans
imbrication
V
Tension sans
imbrication
%
Tension avec
imbrication V
Tension
avec
imbrication
%
Courant
sans
imbrication
en A
Courant
sans
imbrication
en %
Courant
avec
imbrication
en A
Courant
avec
imbrication
en %
1
49
53
101
103
149
151
199
THD
19926
132,92
146,00
648,12
635,85
123,08
258,30
89,24
100,00
0,67
0,73
3,25
3,19
0,62
1,30
0,45
5,1
19926
48,84
58,34
1,35
6,23
108,67
243,5
3,325
100,00
0,24
0,29
0,007
0,031
0.54
1.22
0,02
2,00
39,15
0,46
0,46
1,08
1,03
0,13
0,29
0,08
100,00
1,16
1,18
2,75
2,64
0,33
0,73
0,20
4,40
40,67
0,17
0,18
0,001
0.01
0.12
0.27
0,025
100,00
0,41
0,45
0,003
0.03
0.30
0.67
0,06
3,00
Tableau 7 : Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau
Sur la première figure, la forme d’onde du courant est déformée, en la comparant avec la norme, on
trouve que certains rangs dépassent largement les limites.
Le THD en courant sans imbrication des pulses est égal à 4,4%, c’est une valeur qui révèle une
pollution harmonique significative.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 52
Avec imbrication, la distorsion en courant a diminué, pour passer d’un THD de 4.4% à 3,00%.
La distorsion en tension, quant a elle, est passé d’un THD de 5.1% sans imbrication à 2% avec
imbrication.
Pour conclure sur cette partie, on a pu relever les harmoniques sur le réseau sous deux configurations
avec deux solutions différentes.
Dans un premier temps nous nous sommes intéressé à la solution hardware c'est-à-dire l’utilisation
d’un filtre sinus (passif) puis dans un second temps à la solution software, l’imbrication de pulses.
D’après les relevés d’harmoniques, on peut dire que les deux solutions sont efficaces et permettent de
baisser fortement le niveau de distorsions harmoniques sur le réseau et de passer bien en dessous des
normes prescrites par ERDF.
Cependant chaque solution présente ses avantages et ses inconvénients.
L’imbrication des pulses a l’avantage d’être simple d’utilisation et économique puisqu’il suffit de
décaler les signaux de commande pour éliminer les harmoniques de certains rangs.
L’inconvénient majeur de cette solution est que l’on peut avoir un courant de circulation entre les
ponts en mode teaming.
Le filtre sinus permet d’évacuer les harmoniques par la terre et ainsi ne pas polluer le réseau.
Cette solution se révèle en effet très efficace et permet de baisser fortement le THD réseau.
Il permet en même temps de compenser la puissance réactive.
Cependant il faut prendre en compte les problèmes de résonance avec l’impédance du à l’utilisation
des condensateurs.
L’autre inconvénient majeur d’un tel dispositif est son prix. Il présente un réel coût et l’utilisation d’un
tel dispositif est à étudier devant les autres solutions.
6. La compensation d’énergie réactive
6.1. L’énergie réactive
Les réseaux électriques à courant alternatif fournissent l'énergie apparente qui correspond à la
puissance apparente (ou puissance appelée).
Cette énergie se décompose en deux formes d'énergie :
- l'énergie active, transformée en énergie mécanique (travail) et en chaleur (pertes),
- l'énergie réactive, utilisée pour créer des champs magnétiques.
Les consommateurs d'énergie réactive sont les moteurs asynchrones, les transformateurs, les
inductances (ballasts de tubes fluorescents) et les convertisseurs statiques (redresseurs).
6.2. Le facteur de puissance
C'est le quotient de la puissance active consommée et de la puissance apparente fournie.
Le cos est le facteur de puissance du fondamental et ne prend pas en compte la puissance
véhiculée par les harmoniques. Un facteur de puissance proche de 1 indique une faible consommation
d'énergie réactive et optimise le fonctionnement d'une installation.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 53
6.3. Représentations graphiques
6.4. La compensation de l’énergie réactive par l’AFE
La compensation de l'énergie réactive est un élément important pour réduire la facture d’énergie et
améliorer la qualité du réseau électrique.
Pour améliorer le facteur de puissance, il faut installer des condensateurs (source d'énergie réactive).
Cette opération est appelée " compensation ".
L’AFE MV3000 utilisé dispose d’une consigne de courant réactif afin de compenser au mieux la
puissance réactive à fournir ou consommer et permet ainsi de faire varier le facteur de puissance.
Ainsi lorsque l’on consomme du réactif sur le réseau, la tension convertisseur et donc la tension réseau
baisse et inversement lorsque l’on envoie du réactif sur le réseau la tension convertisseur et donc
réseau augmente.
Cela permet de rééquilibrer le réseau lors de grosse variation de tension.
Voir ANNEXE D : La compensation de l’énergie réactive
Cas 1 : On consomme du réactif, cos γ =0.95 Uconv=256V
Cas 2 : On envoi du réactif, cos γ = 0.95 Uconv=298V
Cas 3 : On consomme du réactif, cos γ =0.9 Uconv=247 V
Cas 4 : On envoi du réactif, cos γ = 0.9 Uconv=308 V
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 54
7. Mise à la terre du bus DC
Le régime de neutre retenu est IT avec mise à la terre du point milieu du bus DC à travers une
résistance comme indiqué sur la figure ci-dessous
Ce système permet la signalisation du 1er défaut et le déclenchement n'intervient qu'au 2ème défaut.
8. Filtre EMC du bus DC
L’intégration de filtre EMC placé sur le bus continu c'est-à-dire entre l’onduleur et les panneaux
solaires permet de respecter les normes en terme d’émission HF et contribue à une plus grande fiabilité
du système.
Converteam a choisi d’utiliser des filtres SHAFFNER de la gamme FN 2200.
Ces filtres sont optimisés pour les systèmes PV et sont conçu pour être installés sur les alimentations
en courant continu des onduleurs solaires
L’utilisation de ces filtres permettrait d’être en conformité avec la norme CEM européenne EN 61000,
qui fait fréquemment office de directive pour les systèmes PV.
De plus ils permettent d’augmenter la durée de vie des panneaux solaires, de diminuer la sensibilité
aux perturbations et de réduire le potentiel de dissipation en éloignant des panneaux solaires les
courants perturbateurs et les courants de fuite à haute fréquence produits par
l’onduleur.
On peut souligner le fait que ces nouveaux filtres FN 2200 ont un encombrement
réduit par rapport aux solutions traditionnelles , point a ne pas négliger lors de
l’intégration du système de conversion dans un shelter.
Leur puissance dissipé est inférieur à < 0,0008 % de la puissance nominale ce
qui nuit nullement au rendement du système
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 55
Les caractéristiques techniques du filtre EMC Schaffner FN2200-1000-99 sont décrit ci dessous :





Tension max supporté :1200 V dc
Courant nominal : 1000A à 55°C
Catégorie de protection : IP00
Capacité de surcharge : 4x le courant nominal a la mise sous tension
1.5x le courant nominal pendant une minute une fois par heure.
Température en fonctionnement et stockage : -40°C à 100°C
Figure 47 : Schéma interne du circuit électrique du filtre EMC FN2200
Le schéma électrique donnée par le constructeur ci-dessus m’a permit de modéliser son équivalent
sous plecs que l’on peut voir sur la figure ci-dessous :
Figure 48 : Modélisation sous plecs du filtre EMC FN2200
D’après les caractéristiques dimensionnant du filtre, j’ai placé un filtre à chaque entré des différents
drives de l’onduleur supportant une charge de 1000A chacun.
Dans un même temps, j’ai ajouté les capas de fuite et résistances d’isolement des câbles du bus DC et
celles des câbles du coté triphasé reliant le transformateur à l’onduleur afin de faire apparaître les
courants de fuite
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 56
Figure 49 : Schéma de l’installation avec filtres EMC et capas de fuite des câbles
Ne connaissant pas exactement la valeurs des capas de fuites, j’ai réalisé plusieurs simulations pour
différentes valeurs. Les résultats restant globalement identiques, je donnerai comme exemple les
résultats d’une simulation afin de mettre en évidence les effets du filtre sinus sur la tension phase terre
sur le bus DC.
Valeur des capas de fuite :
 Capas du réseau triphasé :2nF
 Capas du bus DC : 20nF
Ci-dessous les relevés de tension et courant obtenu sans le filtre EMC :
signal temporel I0 entre t=[0;0.02]s. THD= 21.737
1500
1000
500
0
-500
-1000
0
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
0.012
0.014
0.016
0.018
0.02
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I1=3A
1200
1000
%
800
600
400
200
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 50 : Tension phase terre du bus DC
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 57
Figure 51 : Courant au point milieu du pont diviseur résistif :
Le zoom de la figure 50 permet de mettre en évidence les perturbations liées à la fréquence de hachage
de l’onduleur.
La pseudo période mesuré étant de 0.4ms, on retrouve bien la fréquence de hachage égale a 2,5kHz
Le courant de fuite reste toutefois très faible de l’ordre de 0.5 A crête.
Avec un filtre EMC à l’entrée de chaque drive, nous obtenons les relevés de tension et courant
suivant :
signal temporel I0 entre t=[0;0.02]s. THD= 0.826
1000
950
900
850
800
750
700
650
600
0
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
0.012
0.014
0.016
0.018
0.02
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I1=59A
50
40
%
30
20
10
0
0
20
40
60
80
100
x50
Figure 52 : Tension phase terre avec filtre EMC
Figure 53 : Courant au point milieu du pont diviseur à la terre
Le filtre EMC a permit de supprimer les hautes fréquences pour ne laisser que la partie continue
La tension phase terre suit l’image de la tension de bus DC.
Le courant de fuite diminue progressivement jusqu'à 200mA environ ce qui donne une ordre de
grandeur et reste négligeable.
Le filtre EMC joue donc bien son rôle et a permit d’éliminer les perturbations HF.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 58
Conclusion
Ce projet a nécessité de reprendre deux simulations existantes :
La première reprenant la partie allant du réseau au bus DC de l’onduleur dans une configuration
minime ayant comme charge une unique source de courant constant.
La seconde quant à elle modélisant un champ PV et sa régulation MPPT.
Le but a donc été de reprendre ces deux simulations afin de n’en former qu’une, permettant de simuler
l’installation solaire dans sa globalité puis de l’optimiser en ajoutant des filtres et en créant plusieurs
configurations (teaming / Multi MPPT) et suite à cela de donner les résultats des performances
réseaux (TDH, réactif) à comparer aux normes prescrites par EDF.
Cela à nécessité des études préliminaires afin de comprendre au mieux le fonctionnement de
l’onduleur, sa régulation de courant et tension de bus DC, avec sa partie réseau d’une part et d’autre
part, de connaître la composition d’un champ PV avec ses modules et cellules PV ainsi que le modèle
associé, puis de connaître les différents algorithmes de régulation MPPT existant.
L’objectif du stage est atteint puisque l’ensemble des simulations de chacune des configuration
possible à été réalisé et permettent de simuler une installation solaire à différents points de
fonctionnement , suivant différentes configurations (teaming ou multi mppt) avec plusieurs solutions
de filtrage harmoniques (imbrication ou filtre sinus).
La réalisation des différentes simulations a permis de faire des relevés d’harmoniques tension, courant
à différents points de l’installation et de définir les solutions de filtrage harmoniques suivant les
configurations utilisées.
Le travail réalisé va permettre de valider le dimensionnement de chaque élément de l’installation (self
de découplage, transformateur, drive, filtre…)
A noter que ces simulations ne sont pas représentatifs d’une installation solaire type et peuvent êtres
modifiées suivant l’architecture des futures installations solaires qui peuvent dérivés suivant la
puissance du champ PV , le nombre de pont onduleur utilisé et les caractéristiques du réseau.
Ce stage en entreprise a été pour moi très enrichissant tant au point de vue relationnelle en entreprise
avec le partage de leurs expériences et le travail au sein d’une équipe d’ingénieur que par les
connaissances techniques acquises. Il m’a permit de confronter mes connaissances théoriques aux
méthodes employées dans l’industrie ainsi que d’acquérir des connaissances supplémentaires dans le
domaine de l’électrotechnique et de la mise en place d’architecture électrique complète allant du
réseau électrique jusqu’aux panneaux solaires .
J’ai pu approfondir mes connaissances sur le logiciel Matlab/Simulink et utiliser de nouveaux modules
tel que Plecs pour la modélisation des éléments de puissance (IGBT, Transformateur, réseau, PV…) et
Caviar pour le calcul des impédances réseau et relevé d’harmoniques.
Réaliser un stage sur les énergies renouvelables et participer à un projet d’installation de ferme solaire
est pour moi une expérience très valorisante dans un domaine en plein expansion.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 59
Bibliographie
[1]
Norme internationale
2004.
CEI 61800-3:2004 : Association Française de normalisation, Août
[2]
Norme internationale CEI 61000-2-4, deuxième édition 2002-06.
[3]
Norme internationale CEI 61000-3-6 :2008, Association Française de normalisation, Février
2008.
[4]
Les perturbations électromagnétiques basse et haute fréquence : Schneider Electric
[5]
La compensation de l’énergie réactive : Schneider Electric
[6]
Spécifications techniques relatives à la protection des personnes et des biens dans les
installations photovoltaïques raccordées au réseau ADEME
[7]
Présentation de l’énergie solaire, Modélisation d’une cellule PV, MPPT :
http://sites.uclouvain.be/e-lee/FR/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/solaire.htm
[8]
Thèse : « Etude de l’intégration de la production décentralisée dans un réseau Basse tension.
Application au générateur photovoltaïque » Yann PANKOW
[9]
Rapport de stage Converteam S.EL-Jorti « simulateur pour le calcul d’harmoniques sur le
réseau »
[10]
Converteam. The power conversion company . www.converteam.fr.
[11]
The mathworks. www. mathworks.fr.
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 60
Table des figures et tableaux
Figure 1: La création de CONVERTEAM ................................................................................................... 7
Figure 2 Les pétroliers ............................................................................................................................. 8
Figure 3 : les plates-formes offshore....................................................................................................... 8
Figure 4: les laminoirs.............................................................................................................................. 8
Figure 5: les hydroliennes ....................................................................................................................... 9
Figure 6: les implantations de CONVERTEAM dans le monde ................................................................ 9
Figure 7: la direction de l’entreprise ..................................................................................................... 10
Figure 8: la part de chaque secteur d’activité dans les commandes de 2008 ...................................... 11
Figure 9: Schéma d'une cellule élémentaire ......................................................................................... 13
Figure 10 : Modèle équivalent d'une cellule PV ................................................................................... 15
Figure 11 : Caractéristiques I=f(V) d'une cellule PV ............................................................................. 16
Figure 12 : Caractéristiques et I=f(V) et P=f(V) à différents points d'ensoleillements .......................... 17
Figure 13 : Ex de températures pour une journée au mois de décembre ............................................ 17
Figure 14 : Ex d’ensoleillement pour une journée ................................................................................ 18
Figure 15 : Courbe caractéristique d'une cellule PV ............................................................................. 19
Figure 16 : Schéma de raccordement des panneaux et la photo du dispositif correspondant ............ 21
Figure 17 : Modèle PV sous Plecs .......................................................................................................... 22
Figure 18 : Modèle de la source de courant du champ PV ................................................................... 23
Figure 19 : Organigramme, mppt de conductance progressive ............................................................ 25
Figure 20 : Organigramme mppt de la tension en boucle ouverte ....................................................... 25
Figure 21 : Organigramme mppt de courant de court circuit ............................................................... 26
Figure 22 : Organigramme mppt (P&O) ................................................................................................ 27
Figure 23 : Courbes PV de la recherche du point de fonctionnement optimum .................................. 27
Figure 24 : Schéma simulink de l'algorithme mppt (P&O) .................................................................... 28
Figure 25 : Evolution P=f(U) et Puissance régulée ................................................................................ 30
Figure 26 : Evolution P=f(u) et Puissance régulé a ensoleillement variable ......................................... 30
Figure 27 : Schéma représentant les différents éléments constitutif de l'installation solaire ............. 33
Figure 28 : Onduleur de tension triphasé ............................................................................................. 34
Figure 29 : Tension entre phase ............................................................................................................ 35
Figure 30 : Boucle de régulation de la tension continue....................................................................... 37
Figure 31 : Boucle de régulation du courant actif ................................................................................. 38
Figure 32 : Boucle de régulation du courant réactif.............................................................................. 38
Figure 33: schéma unifilaire représentant l'impédance du circuit d'alimentation "vu par"
l'harmonique de rang h ......................................................................................................................... 41
Figure 34 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun et un filtre sinus .......... 45
Figure 35 : Schéma unifilaire du filtre sinus .......................................................................................... 46
Figure 36 : impédance et le ratio d'impédance du réseau .................................................................... 47
Figure 37 : Spectre du courant réseau sans filtre.................................................................................. 48
Figure 38 : Spectre du courant réseau avec filtre ................................................................................. 48
Figure 39 : Spectre tension réseau sans filtre ....................................................................................... 49
Figure 40 : Spectre tension réseau avec filtre ....................................................................................... 49
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 61
Figure 41 : Onduleur MV3000 avec 3 ponts en parallèles à bus DC commun sans filtre sinus ........... 50
Figure 42 : Principe de l'imbrication des pulses .................................................................................... 51
Figure 43 : Spectre du courant généré sur le réseau sans imbrication de pulses ................................. 51
Figure 44 : Spectre du courant généré sur le réseau avec imbrication de pulses ................................ 51
Figure 45 : Spectre de la tension générée sur le réseau sans imbrication de pulses ............................ 52
Figure 46 : Spectre de la tension générée sur le réseau avec imbrication de pulses ........................... 52
Figure 47 : Schéma interne du circuit électrique du filtre EMC FN2200 ............................................. 56
Figure 48 : Modélisation sous plecs du filtre EMC FN2200 ................................................................... 56
Figure 49 : Schéma de l’installation avec filtres EMC et capas de fuite des câbles .............................. 57
Figure 50 : Tension phase terre du bus DC............................................................................................ 57
Figure 51 : Courant au point milieu du pont diviseur résistif :.............................................................. 58
Figure 52 : Tension phase terre avec filtre EMC ................................................................................... 58
Figure 53 : Courant point milieu du pont diviseur à la terre ................................................................ 58
Tableau 1 : Rendements des différentes technologies ......................................................................... 14
Tableau 2 Exigences d'émission de courant harmonique ..................................................................... 43
Tableau 3 : les niveaux de compatibilité des composants harmoniques .............................................. 44
Tableau 4 : le niveau de planification pour les harmoniques en moyenne et haute tension ............... 44
Tableau 5 : Valeurs caractéristiques de la simulation ........................................................................... 47
Tableau 6 : Tableau de Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau ..................................... 49
Tableau 7 : Calcul de THD en courant et en tension sur le réseau........................................................ 52
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 62
Annexes
ANNEXE A : Résultats de simulations sur la caractérisation des panneaux solaires
Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à température constant, pour différentes
valeurs d’ensoleillement
10
1000W/m²
800W/m²
600W/m²
400W/m²
9
8
7
Courant(A)
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Tension(V)
250
1000W/m²
800W/m²
600W/m²
400W/m²
200
Puissance (W)
150
100
50
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Tension (V)
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 63
 Courbes caractéristiques I=f(U) et P=f(U) d’un module à ensoleillement constant, pour
différentes valeurs de température
9
T1=0°C
T2=15°C
T3=25°C
T4=40°C
8
7
Courant (A)
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
Tension (V)
30
35
40
45
50
300
T1=0°C
T2=15°C
T3=25°C
T4=40°C
250
Puissance(W)
200
150
100
50
0
0
RUER Alexandre
5
10
15
20
25
Tension(V)
30
35
40
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
45
50
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ANNEXE B : résultats de simulation à différents points de fonctionnement
1000W/m² T=-10°C Umpp =773V (788V dans le cahier des charges) P=1433kW
1000W/m² T=25°C Umpp =650V P=1200kW
RUER Alexandre
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1000W/m² T=70°C Umpp =620V (596V dans le cahier des charges) P=1150kW
Ensoleillement variable entre 0 et 1000W/m²
RUER Alexandre
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Tcell : -10°C
Vbus=820V
G=950w/m²
P=1300kw
Tension réseau:
4
Ureseau(V)
4
Tension
x 10
2
0
-2
-4
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Temps(s)
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
Uconv1(V)
1000
500
0
-500
-1000
Uconv2(V)
1000
500
0
-500
-1000
Uconv3(V)
1000
500
0
-500
-1000
Courant réseau :
Courant
Ireseau(A)
100
50
0
-50
-100
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Temps(s)
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
Iconv1(A)
2000
1000
0
-1000
-2000
Iconv2(A)
2000
1000
0
-1000
-2000
Iconv3(A)
2000
1000
0
-1000
-2000
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 67
Régulation de la tension de bus DC :
Tension de bus dc
1000
900
800
700
Vdc(V)
600
500
400
300
200
100
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Puissance régulée a ensoleillement constant :
Puissance
1200
Puissance(kW)
1000
800
600
400
200
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Temps(s)
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Puissance active et réactive sur chaque pont onduleur:
Puissance drive 1
0.05
Puissance active(pu)
0
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Temps(s)
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.02
0.015
0.01
Réactif(pu)
0.005
0
-0.005
-0.01
-0.015
-0.02
-0.025
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 68
ANNEXE C : Les différentes configurations :
Multi mppt imbrication au secondaire du transformateur :
Multi mppt avec imbrication des 3 ponts :
Multi mppt avec filtre sinus
RUER Alexandre
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Page 69
Un bus (teaming) avec imbrication des 3 ponts :
Un bus (teaming) avec filtre sinus :
RUER Alexandre
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ANNEXE D : La compensation de l’énergie réactive
Cas 1 : On consomme du réactif, cos γ =0.95 Uconv=256V
Tension réseau :
4
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003
x 10
3
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=19875V
0.2
%
0.15
0.1
0.05
0
0
20
40
60
80
100
x50
Courant réseau :
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.009
80
60
40
20
0
-20
-40
-60
-80
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=43A
0.7
0.6
0.5
%
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
20
RUER Alexandre
40
60
80
100
x50
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
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Cas 2 : On envoi du réactif, cos γ = 0.95 U=298V
Tension réseau :
4
3
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.004
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=20022V
0.25
0.2
%
0.15
0.1
0.05
0
0
20
40
60
80
100
x50
Courant réseau :
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.01
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
Spectre multiples Fn,I0=37A
0.7
0.6
0.5
%
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
20
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40
60
80
100
x50
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 72
Cas 3 : On consomme du réactif, cos γ =0.9 U=247 V
Tension réseau :
4
3
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.003
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=19841V
0.2
%
0.15
0.1
0.05
0
0
20
40
60
80
100
x50
Courant réseau :
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.008
80
60
40
20
0
-20
-40
-60
-80
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=46A
0.5
0.4
%
0.3
0.2
0.1
0
0
20
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40
60
80
100
x50
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 73
Cas 4 : On envoi du réactif, cos γ = 0.9 U=308 V
Tension réseau :
4
3
signal temporel U0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.004
x 10
2
1
0
-1
-2
-3
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,U0=20056V
0.25
0.2
%
0.15
0.1
0.05
0
0
20
40
60
80
100
x50
Courant réseau :
signal temporel I0 entre t=[0.3;0.5]s. THD= 0.012
60
40
20
0
-20
-40
-60
0.32
0.34
0.36
0.38
0.4
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
120
140
160
180
200
Spectre multiples Fn,I0=38A
0.7
0.6
0.5
%
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
20
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40
60
80
100
x50
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 74
Paramètres utilisés pour les simulations
%%Paramètre réseau
Pcc=116; %MVA
Ures=20e3;
ucc=0.06;
Fpwm=2550;
te=1/(2*Fpwm);
f=50; %% fréquence réseau
imbric=0; %% active & désactive l’imbrication de pulses
SimTd=1; %% active & désactive les temps mort
td=5e-6;
Vdc=820;
mppt=0; %choix de l'algorithme mppt/ 1: P&O (précis mais temps de reponse
mauvais)/0: conductance progressive (moins précis mais meilleur temps de
réponse)
Teaming=0;%Active & desactive l'option teaming
H3=1; % Active ² desactive l'homopolaire
TEnfiltre=1; % Active & desactive filtre sinus
if SimTd==1
Tsim=td/4;
else
Tsim=te/10;
end
%%
ton=0.05; %temps à partir duquel on a tension nom
tCB=0;
tCBF=0;
%%
%............transfo...............
stf=1600e3; %% puissance nominale transformateur
up=20e3;
us=270;
Intran=stf/(sqrt(3)*us);
r=up/us;
k=0.5;
Zb=us/(sqrt(3)*Intran);
Ldec2=100e-6;
Rsv=0.02*2*pi*f*Ldec2;
Xres= (Ures^2)/(Pcc*1e6);
Lres=Xres/(r^2)/(2*pi*f);
Xtran=ucc*(us^2)/stf;
Ltran=Xtran/(2*pi*f);
Ls= ucc*(us^2)*k/(stf*2*pi*f);
Lp= 3*ucc*(up^2)*(1-k)/(stf*2*pi*f);
Rs=0.06*Ls*2*pi*f;
Rp=0.06*Lp*2*pi*f;
Vdcn= sqrt(2)*us ;
In=Intran;
Imax=sqrt(2)*In;
Pn=sqrt(3)*us*In;
%%
%param_regul courant..........
Rtot2=(((Rp/3)/(r^2))+Rs+Rsv);
% Rtot2=Rsv;
Ltot2=Ltran+Ldec2;
% Ltot2=Ldec2;
Tsys2=Ltot2/Rtot2;
Kr2=1/(Rtot2/Zb);
RUER Alexandre
Rapport de stage : Simulation d’une installation solaire
Page 75
Tr2=0.5*Tsys2/Kr2;
Tn2=Tr2/5;
Kp2=Tsys2/(Kr2*Tn2);
Ki2=1/(Kr2*Tn2);
%%
%param_regul_tension_busDC
Cdc=3*11.6e-3;
Cdc_pu=Cdc*2*pi*f*Zb;
Tn1=0.005;
psi=1;
wn=1/Tn1;
Ki1=Cdc_pu/3/(2*pi*f)*(wn^2);
Kp1=(2*psi*wn*Cdc_pu/3/(2*pi*f));
Ti=Kp1/Ki1;
%%
%param_filtre_sinus%
Cf=5.52e-3;
Rf=1.44e-2;
%% Array data
Tamb1=-40;
array.Mp = 240; % nombre de module en parrallèle
array.Ms = 20; % nombre de module en série
%% Module data
module.Np = 1; %number of cells in parallel nombre de cellule en parrallèle
module.Ns = 6*12; %number of cells in series nombre de cellule en serie
Np=1;
Ns=6*12;
module.type = 'poly-cristallins'; %module type
module.Pmpp = 280; %nominal power [Wp]puissance nominale
module.Umpp = 35.2; %maximum power voltage [V]tension à puissance maximum
module.Impp = 7.95; %maximum power current [A]courant à puissance maximum
module.Uoc = 44.8; %open circuit voltage [V]tension de circuit ouvert
module.Isc = 8.33; %short circuit current [A]courant de court-circuit
module.gmppT = -0.96; %temperature coefficient du Pmpp [W/deg C]
module.bocT = -0.138; %temperature coefficient du Uoc [V/deg C]
module.ascT = 3.7e-3; %temperature coefficient du Isc [A/deg C]
%PV.module.eta = 13.03; %module efficiency [%]rendement du module
module.FF = 0.05; %fill factor tenesol:=0.72
module.len = 1956; %module length [mm]longueur du module
module.wid = 992; %module width [mm]largeur du module
%% Cell data
cell.type = 'Polycrystalline'; %cellule type
cell.len = 156; %cell length [mm]longueur de la cellule
cell.wid = 156; %cell width [mm]largeur de la cellule
cell.Tr = 298.15; %cellule reference temperature [K]
cell.Ior = 3.047e-7; %diode inverse saturation courant à Tr [A]
cell.A = 1.3913; %diode quality facteur
cell.B = 1.7471; %diode quality facteur
cell.rs = 3.909e-3; %series resistance [Ohm](pour peugeot nous avons
ajuster rs afin d'obtenir Iccsimu=Icccalcul) ancienne valeur:3.909e-3
cell.rp = inf; %parallel resistance [Ohm]
cell.cp = 1e-7; %parallel capacitance [F]
cell.tau = 0.05; %constante de temps thermique [s]
RUER Alexandre
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Page 76
cell.incRd = 9.137e-3; %diode incremental resistence [Ohm]
%% Standard test conditions
STC.AM = 1.5; %air mass
STC.G = 1000; %irradiance ( ensolleillement) [W/m2]
STC.Tc = 25; % temperature de la cellule [deg C]
%% Normal operating conditions
NOC.G = 800; %irradiance [W/m2]
NOC.Tc = 45; %temperature de la cellule [degC]
NOC.Ta = 20; % temperature ambiant[deg C]
NOC.ws = 1; %vitesse du vent [m/s]
%% Fundamental constants
fund.q = 1.6021e-19; %charge on an electron [C]
fund.Eg = 1.11; % bandgap for Silicon [eV]
fund.k = 1.3854e-23; %Boltzmann's constant [J/K]
fund.T0 = -273.15; %Absolute zero temperature [deg C]
%% LV Grid
LV.Vn = 410; %tension réseau [V]
LV.fn = 50; %fréquence du réseau [Hz]
%% Active Front End
AFE.Vn = 410; %AFE line voltage [Vrms]
AFE.Ib = 1443; %AFE courant nominale[Arms]
AFE.Pn = 1000e3; %AFE puissance nominal [W]
AFE.QF = 25; %quality factor for inductors
AFE.L1 = 451e-6; %line side inductor [H]
AFE.L2 = 903e-6; %AFE side inductor [H]
AFE.C1 = 63e-6; %star-equivalent of delta capacitors [F]
AFE.C2 = 12.5e-6; %common mode capacitor, line side [F]
AFE.C3 = 12.5e-6; %common mode capacitor [F]
AFE.R1 = 2*pi*LV.fn*AFE.L1/AFE.QF; %line side inductor resistance [ohm]
AFE.R2 = 2*pi*LV.fn*AFE.L2/AFE.QF; %AFE side inductor resistance [ohm]
AFE.C21 = AFE.C1+AFE.C2; %shunt capacitance between L1 and L2 [F]
%% DC link
DC.Vdo = 3*sqrt(2)/pi*AFE.Vn*array.Ms/array.Ms; %base DC link voltage [V]
DC.Ib = AFE.Pn*array.Ms/array.Ms*array.Mp/array.Mp/DC.Vdo; %base DC link
current [A]
DC.Vmax = (1.35-(0.3/90)*Tamb1)*DC.Vdo; %maximum controllable DC link
voltage [V]
%DC.Vmax=1.3*DC.Vdo;
DC.Vdc=(1.35-(0.3/90)*Tamb1)*DC.Vdo+50;
DC.control.upper =array.Mp*10;
DC.control.lower =array.Mp*(-0.01);
DC.control.Ts = 1e-3; %DC link voltage controller sample time [s]
RUER Alexandre
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