KHENFER Amar - Université Ferhat Abbas

‫وزارة التعليــــــم العالــــي و البحــث العلمـــــــي‬
MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE
SCIENTIFIQUE
1 ‫جامعـة سطيــف‬
UNIVERSITE SETIF 1
Mémoire de Magister
Présenté au Département d’Electrotechnique
Faculté de Technologie
pour obtenir le diplôme de
Magister en Automatique
Par
KHENFER Amar
Thème
Etude et conception d’une architecture en vue de
la détection de défauts dans une installation
photovoltaïque
Soutenu le 09/12/2014 devant la commission d’examen composée de :
HARMAS Mohamed Naguib
Prof. à l’Université Ferhat ABBAS Sétif 1
Président
KHEMLICHE Mabrouk
Prof. à l’Université Ferhat ABBAS Sétif 1
Rapporteur
LAMAMRA Athmane
M.C.A. à l’Université Ferhat ABBAS Sétif 1
Examinateur
SAIT Belkacem
M.C.A. à l’Université Ferhat ABBAS Sétif 1
Examinateur
DÉDICACES
Dédicaces
Je dédie ce modeste travail :
A la mémoire de mon père
A ma chère mère
A ma femme
A mes chers enfants (Anfal, Isrra et Abderrahmene)
A ma sœur et ses enfants (Alla, Ayoub, Amina et Zineb)
A mon frère Soufiane, sa femme et ses enfants
(Abdelkader, Djouhiana et Akram)
A mon oncle Ladjel Mahmoud
A toute ma famille et mes amis
KHENFER Amar
i
REMERCEMENTS
REMERCIEMENTS
Avant tout, je remercie Allah, le tout puissant, de m’avoir donné la force d'atteindre mon but
et d'accomplir mon travail.
Ce travail a été réalisé au niveau du Laboratoire d’Automatique de Sétif (L.A.S).Que mes
remerciements les plus sincères s’adressent à mon encadreur Monsieur KHEMLICHE Mabrouk,
Professeur au Département d’Électrotechnique de l’Université Ferhat Abbas - Sétif 1 et Directeur
du L.A.S, pour sa présence et son pragmatisme exemplaire qui a donné un véritable sens à notre
travail.
Mes remerciements vont également à Mr. HARMAS Mohamed Naguib Professeur au
Département d’Électrotechnique de l’Université Ferhat Abbas - Sétif 1, d’accepter de présider ce
jury.
Mes remerciements vont également à Mr. LAMAMRA Athmane, Maître de Conférences à
l’Université Ferhat Abbas - Sétif 1, et Mr. SAIT Belkacem, Maître de Conférences à l’Université
Ferhat Abbas - Sétif 1, qui m’ont fait l’honneur de faire partie de ce jury et d’examiner ce travail.
Mes remerciements vont également à Mr. KHENFER Riad Maître assistant à l'université
de Bordj-Bou Arreridj, pour ses conseils scientifiques et sa disponibilité sans limite. Mes
remerciements vont également à toutes les personnes non citées et qui ont participé de près ou de
loin à la réalisation de ce travail.
ii
TABLES DES MATIERS
TABLE DES MATIERES
iii
TABLES DES MATIERS
TABLE DES MATIERS
Introduction générale.........................................................................................................................1
Chapitre 1............................................................................................................................................4
1.1.Introduction....................................................................................................................................5
1.2.Objectif du mémoire.......................................................................................................................5
1.3.Systèmes d'énergie hybride............................................................................................................5
1.3.1.Classification des systèmes hybride............................................................................................6
1.3.1.1.Le régime de fonctionnement...................................................................................................6
1.3.1.2.Le contenu du système hybride................................................................................................6
1.3.2.Principales composantes d’un système d’énergie hybride..........................................................7
1.3.2.1.Système générateur (source d’énergie)....................................................................................7
1.3.2.2.Système de stockage d’énergie.................................................................................................7
1.3.2.3.Système de supervision............................................................................................................7
1.3.2.4.Convertisseur ...........................................................................................................................8
1.3.2.5.Charge.......................................................................................................................................9
1.3.3. Configuration de bus dans les installations hybrides................................................................9
1.3.3.1.Couplage CC............................................................................................................................9
1.3.3.2.Couplage CA..........................................................................................................................10
1.3.3.3.Couplage CC-CA...................................................................................................................10
1.4.Description du système hybride Éolien - PV...............................................................................12
1.5.Système PV..................................................................................................................................13
1.6.Description du système PV..........................................................................................................13
1.7.Conclusion....................................................................................................................................27
Chapitre 2..........................................................................................................................................28
2.1.Introduction..................................................................................................................................29
2.2.Modélisation de la chaine de conversion photovoltaïque.............................................................29
2.2.1.Modélisation d’une cellule PV..................................................................................................29
2.2.1.1.Caractéristique électrique d’une cellule PV...........................................................................29
2.2.1.2.Modèles de cellules PV..........................................................................................................31
2.2.2. Modélisation d’une cellule PV en utilisant le modèle de Bishop...........................................33
2.2.3. Simulation d’une cellule PV..................................................................................................36
iv
TABLES DES MATIERS
2.2.3.1.Influence des paramètres d’une cellule photovoltaïque.........................................................37
2.2.3.1.1.Influence de la variation de l’ensoleillement......................................................................37
2.2.3.1.2.Influence de la variation du courant de saturation inverse de la diode...............................38
2.2.3.1.3.Influence de la variation de la résistance série...................................................................39
2.2.3.1.4.Influence de la variation de la résistance shunt...................................................................40
2.2.3.1.5.Influence de la variation du facteur d’idéalité de diode......................................................40
2.2.3.1.6.Mise en série de cellule PV .................................................................................................41
2.2.3.1.7.Mise en parallèle de cellules PV.........................................................................................41
2.2.4. Modélisation d’un champ PV en fonctionnement sain..........................................................42
2.2.5. Simulation d’un champ PV en fonctionnement sain..............................................................44
2.3.Conclusion....................................................................................................................................44
Chapitre 3.........................................................................................................................................46
3.1.Introduction..................................................................................................................................47
3.2.Défauts rencontrés dans un champ PV.........................................................................................47
3.3.Modélisation en fonctionnement défaillant d’un champ PV........................................................49
3.3.1.Classification des défauts pour la modélisation........................................................................50
3.4.Modélisation des défauts..............................................................................................................51
3.4.1. Défaut Mismatch et d’ombrage..............................................................................................51
3.4.1.1.Modélisation du défaut Mismatch et d’ombrage...................................................................52
3.4.1.2.Simulation du défaut Mismatch et d’ombrage.......................................................................54
a.Ombrage..........................................................................................................................................54
b.Mismatch type « Rs »......................................................................................................................55
c.Mismatch type « Rsh »....................................................................................................................56
d.Mismatch type « T »........................................................................................................................57
3.4.2.Défaut de diodes By-pass..........................................................................................................57
3.4.2.1.Modélisation de défaut de diodes By-pass.............................................................................57
a.Diode By-pass court-circuit.............................................................................................................57
b.Diode By-pass déconnectée.............................................................................................................58
c.Diode By-pass claquée....................................................................................................................58
d.Diode By-pass inversée...................................................................................................................59
3.4.2.2.Simulation de défaut de diodes By-pass.................................................................................59
v
TABLES DES MATIERS
a.Diode By-pass court-circuitée.........................................................................................................60
b.Diode By-pass déconnectée.............................................................................................................60
c.Diode By-pass claquée....................................................................................................................61
d.Diode By-pass inversée...................................................................................................................61
3.5.Conclusion....................................................................................................................................62
Chapitre 4..........................................................................................................................................60
4.1.Introduction..................................................................................................................................65
4.2.Méthodes de diagnostic d’un champ PV .....................................................................................65
4.2.1.Méthodes de diagnostic courantes industrialisées....................................................................66
4.2.2.Méthodes dans la littérature.......................................................................................................67
4.2.2.1.Méthode de réflectométrie......................................................................................................67
4.2.2.2.Méthode d’analyse du point de fonctionnement....................................................................67
4.2.2.3.Méthode de mesure de tension et de courant.........................................................................67
4.2.2.4.D’autres méthodes.................................................................................................................68
4.3.Méthode de mesure de tension et du courant...............................................................................68
4.4.Nouvelle méthode de mesure de tension et de courant................................................................73
4.4.1.Arrangement des capteurs.........................................................................................................74
4.4.2.Principe du diagnostic de défaut...............................................................................................76
4.4.2.1.Détermination du string en défaut..........................................................................................76
4.4.2.2.Localisation du point de défaut..............................................................................................76
4.4.2.3.Résultat de simulation............................................................................................................78
a.Scénario 1(module déconnecté).......................................................................................................80
b.Scénario 2(module court-circuité)...................................................................................................80
c.Scénario 3(phénomène point chaud)...............................................................................................81
4.5.Conclusion....................................................................................................................................82
Conclusion générale .........................................................................................................................84
Bibliographie ....................................................................................................................................86
vi
LISTES DES FIGURES
LISTE DES FIGURES
Figure 1-1: Classification des systèmes d’énergies hybrides ...............................................................6
Figure 1-2: Synoptique de l’installation hybride éolienne et photovoltaïque couplée au réseau et
associée à un stockage de l’énergie ......................................................................................................8
Figure 1-3:Configuration CC d'un système hybride PV/Diesel ...........................................................9
Figure 1- 4: Configuration CA d'un système hybride PV/Diesel ......................................................10
Figure 1-5:Configuration CC-CA d'un système hybride PV/Diesel ..................................................10
Figure 1-6: Système photovoltaïque ..................................................................................................13
Figure 1-7: Schéma électrique d’un système PV ...............................................................................14
Figure1-8: Principe de l’effet photovoltaïque ....................................................................................15
Figure 1-9: Évolution de la répartition des technologies de cellule industrialisées ...........................15
Figure1-10: Exemple de dispositifs photovoltaïques à concentration ...............................................16
Figure 1-11: Coupe d’un module PV avec cadre ...............................................................................17
Figure 1-12: Différentes architectures de connexion des diodes de by-pass .....................................18
Figure 1-13:Différentes configurations pour un champ .....................................................................20
Figure 1-14: Pertes par mismatch d'une centrale PV réel en utilisant utilisant différents schémas de
câblage ................................................................................................................................................21
Figure 1-15: Caractéristique I-V d’un champ PV en fonctionnement normal ...................................22
Figure 1-16:Schéma des topologies d’un système PV ......................................................................23
Figure 1-17: (a) Connecteurs débrochables &Câble, (b) Boite de jonction .......................................24
Figure 1-18: Module PV avec deux diodes by-pass (a)sans ombrage, (b) avec ombrage .................26
Figure 1-19: Protection avec une diode anti-retour ............................................................................27
Figure 2-1:Caractéristique courant-tension d'une cellule photovoltaïque ..........................................30
Figure 2-2: Schéma du modèle de Bishop d'une cellule photovoltaïque ...........................................33
Figure 2-3: Caractéristique (I-V) d’une cellule PV (STC). ................................................................37
Figure 2-4: Influence de la variation de l'ensoleillement ...................................................................38
Figure 2-5: Influence de la variation courant de saturation inverse de diode (STC) .........................38
Figure 2-6: Influence de la variation de température .........................................................................39
Figure 2-7: Influence de la variation de la résistance série (STC) .....................................................39
Figure 2-8: Influence de la variation de la résistance shunt (STC) ....................................................40
Figure 2-9: Influence de la variation du facteur d’idéalité de diode (STC) .......................................40
Figure 2-10: Caractéristique (I-V) de trois cellules montées en série(STC) ......................................41
Figure 2-11: Caractéristiques (I-V) de trois cellules montées en parallèle (STC) .............................41
Figure 2-12: Topologie Bridge Linked d'un champ PV (m, n) ..........................................................42
Figure 2-13: Différents composants du champ PV (a)cellules, (b) groupes de cellules et (c) module
............................................................................................................................................................43
Figure 2-14: Caractéristique (I-V) d'un champ PV en fonctionnement sain ......................................44
Figure 3-1: Exemples de défauts rencontrés dans des générateurs PV, (a) salissure, (b) ombrage, ..48
Figure 3-2: Exemples de défauts rencontrés dans des boîtes de jonction ..........................................48
Figure 3-3: Exemples de défauts rencontrés dans le système de câblage ..........................................48
Figure 3-4: Exemples de défauts de diodes de by-pass ......................................................................48
Figure 3-5:Caractéristiques (I-V) d’une cellule (a)cellule ombrée (b) cellule bonne ........................52
vii
LISTES DES FIGURES
Figure 3-6:Caractéristiques (I-V) d’un groupe de cellules avec et sans diode by-pass .....................53
Figure 3-7:Caractéristiques (I-V) d’un groupe de cellules (a) groupe mauvais (b) groupe bon ........53
Figure 3-8:Caractéristiques (I-V) d’un module (a) module mauvais (b) module bon .......................54
Figure 3-9: Caractéristique (I-V) d'un module PV lors d'un défaut d'ombrage .................................55
Figure 3-10: Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type «
» ..............56
Figure 3-11: Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type «
» ............56
Figure 3-12: Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type « » ................57
Figure 3-13: Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass court-circuitée .................58
Figure 3-14: Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass déconnectée .....................58
Figure 3-15: Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass claquée.............................59
Figure 3-16:Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass inversée ............................59
Figure 3-17:Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''Court-circuitée'' .........60
Figure 3-18: Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''déconnectée'' ............61
Figure 3-19: Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''claquée'' ....................61
Figure 3-20:Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass '' inversée '' ..................62
Figure 4-1:Imagerie thermique d'un module PV lors d'un défaut Mismatch (cellule ombrée) ..........66
Figure 4-2:(a) Cellule en silicium polycristallin (b) Imagerie thermique de la surface d'une cellule 66
Figure 4-3:Principe de la réflectométrie pour localiser le défaut dans un string PV .........................67
Figure 4-4:(a) La connexion (TCT) (b) Schéma équivalent de la connexion (TCT) .........................69
Figure 4-5:Schéma de placement de capteur pour la structure (TCT) ...............................................70
Figure 4-6:Premier schéma de placement de capteurs pour la structure (SP) ....................................71
Figure 4-7: Deuxième schéma de placement de capteurs pour la structure (SP) ...............................72
Figure 4-8: Présentation d'un champ (8,4) connectée en BL .............................................................74
Figure 4-9: Nouveau schéma de placement de capteur dans un champ PV .......................................75
Figure 4-10: Schéma d'un champ (3,3) avec des dispositifs de détection de courant et de tension ...76
Figure 4-11:Organigramme de la méthode de diagnostic ..................................................................77
Figure 4-12 Modèle de simulation….………………………………………………………………79
viii
LISTE DES TABLEAUX
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1-1: Avantages et inconvénients pour les trois types de couplages .....................................11
Tableau 1-2: Caractéristiques techniques d’un module PV ...............................................................19
Tableau 1-3:Tableau comparatif des topologies d'installations PV ...................................................23
Tableau 2-1:Modèles couramment utilisés pour les cellules photovoltaïques ...................................32
Tableau 2-2: Paramètres choisis pour la simulation...........................................................................36
Tableau 3-1: Principaux défauts et anomalies rencontrés dans un générateur PV .............................49
Tableau 3-2:Classification de défauts et d’anomalies d’un champ PV ..............................................50
Tableau 3-3: Impact des différents défauts sur les paramètres de la cellule ......................................51
Tableau 3-4: Les paramètres choisis pour la simulation en cas de défaut Mismatch ........................54
Tableau 4-1:Résumé des différentes méthodes de mesure de tension et de courant ..........................68
Tableau 4-2: Evolution des grandeurs mesurées lors d'un défaut dans un champ(3,3) .....................78
Tableau 4-3: Caractéristiques électriques du module type 'Solarex MSX-60’(STC) ........................79
Tableau 4-4: Paramètres choisis pour la simulation du module 'Solarex MSX-60’(STC) ................80
Tableau 4-5: Défaut module déconnecté ............................................................................................80
Tableau 4-6: Défaut court-circuit .......................................................................................................81
Tableau 4-7:Phénomène du point chaud……………………………………………………………82
ix
LISTES DES ACRONYMES ET SYMBOLES
LISTES DES ACRONYMES ET SYMBOLES
Acronymes
SEH
Systèmes d’énergie hybride
PV
Photovoltaïque
CC
Courant continu
CA
Courant alternatif
MPPT
Maximum Power Point Tracker
MPP
point de puissance maximale
STC
Conditions standards de Test (Standard Test Conditions).
la température de fonctionnement de la cellule (Nominal Operating Cell
Temperature)
Masse atmosphérique
SP
Série-parallèle
TCT
Total cross tied
HC
Honey-comb
BL
Bridge linked
(I - V)
courant-tension
Symboles
V
Tension au borne de la cellule
I
Courant délivré par la cellule
Pmax
Puissance maximale
Vmpp
Tension au point de puissance maximale
Impp
Courant au point de puissance maximale
x
LISTES DES ACRONYMES ET SYMBOLES
Voc
Tension de circuit ouvert
Vb
Tension de claquage de la cellule
Isc
Courant de court-circuit
Iph
Photo-courant
G
Rayonnement solaire
Id
Courant de diode
Ishunt
Courant shunt
Courant de la diode
Isat
M(V1)
Courant de saturation de la diode
Multiplicateur non linéaire
Rs
Résistance série de la cellule
Rsh
Résistance shunt de la cellule
VT
Tension thermique de la diode
q
Charge de l’électron
T
Température effective de la cellule
k
Constante de Boltzmann
n
Facteur de qualité de la diode
Coefficient de réglage de Bishop
m
Coefficient de réglage de Bishop
xi
INTRODUCTION GENERALE
INTRODUCTION GENERALE
INTRODUCTION GENERALE
Au cours de ces dernières années, l'utilisation des sources d'énergie renouvelables pour la
production d'énergie électrique a connu une évolution très remarquable. La cause principale de ce
développement se cache derrière les pronostics d'épuisement des ressources énergétiques
conventionnelles : fuel, gaz naturel, charbon etc. Par contre les sources d'énergie renouvelable
comme leur nom l’indique s’agissent de sources qui se renouvellent et ne s’épuiseront donc jamais
à l’échelle du temps humain, la durée de vie du soleil est d'environ 5 milliards d'années, ce qui fait à
notre échelle de temps une énergie inépuisable donc renouvelable. Une autre raison du
développement des sources d'énergie renouvelables est la distribution non uniforme des ressources
conventionnelles d'énergie sur la planète. Ces mêmes sources d’énergie classiques sont
responsables de l’effet de serre à l’origine du réchauffement climatique qui menace notre
planète[1].
Les énergies renouvelables sont issues du rayonnement solaire, du noyau terrestre et des
interactions gravitationnelles de la lune etc. On distingue les énergies renouvelables d'origine
éolienne, solaire, hydraulique, géothermique, marine et issues de la biomasse. Ces ressources
renouvelables ont l'inconvénient d'être peu concentrées, de plus leur intermittence pose quelques
problèmes dans des applications isolées (Par exemple, en hiver les journées d’ensoleillement sont
plus courtes. La solution à retenir est certainement la diversification et le couplage entre plusieurs
sources, par exemple l'énergie solaire avec l’énergie éolienne). Dans ce cas la combinaison de
plusieurs sources d’énergies renouvelables (on peut aussi combiner avec une source d'énergie
conventionnelle) permet d'assurer la continuité de la fourniture d'électricité au consommateur et
constitue ainsi un système d’énergie hybride.
Le système d’énergie hybride dans sa vue la plus générale, est celui qui combine et exploite
plusieurs sources d’énergie. Le système qui nous intéresse regroupe deux types de sources
d'énergies renouvelables (éolienne-photovoltaïque) pour la production de l’énergie électrique.
Comme tous les autres processus industriels, un système d’énergie hybride est soumis, au cours de
son exploitation, à différents défauts et anomalies conduisant à une baisse de sa performance et
certainement à l’indisponibilité complète du système. Toutes ces conséquences défavorables vont
évidemment réduire la productivité du système, sans compter le coût et la durée de maintenance
1
INTRODUCTION GENERALE
pour remettre le système en état fonctionnement normal. Pour cette raison on a besoin d'associer un
système de surveillance au système d'énergie hybride.
L’ajout des systèmes de surveillance, de diagnostic et de supervision permet de réduire les
coûts de maintenance et surtout augmente la productivité en augmentant le taux de disponibilité des
installations hybrides en veillant à ce que leur rendement soit optimal.
Dans ce mémoire, nous nous intéressons à la détection et la localisation de défauts dans un
système d’énergie hybride (éolienne-photovoltaïque) spécifiquement du côté générateur
photovoltaïque. L’objectif est de proposer, en prenant le moins de mesures possibles pour respecter
les contraintes économiques, un modèle de placement de capteurs dans un champ photovoltaïque
pour détecter et localiser des défauts conduisant à une baisse de production ou destruction partielle
ou totale de l'installation. Le modèle développé au cours de cette étude est simulé sous le logiciel
Matlab / Simulink pour plusieurs types de défauts.
Le document présenté est rédigé en quatre chapitres principaux résumés comme suit :
Le chapitre 1 a pour but de présenter l’objectif principal de ce mémoire et de donner une
description générale du système d’énergie hybride. Ensuite, les différents composants d’un système
d’énergie hybride éolienne-photovoltaïque sont décrits spécifiquement du côté générateur
photovoltaïque allant de la cellule jusqu’au champ photovoltaïque.
Le chapitre 2 est consacré à la modélisation et la simulation d’un champ photovoltaïque en
fonctionnement sain. Dans ce chapitre, les différents modèles de cellules existants qui permettent
d’obtenir les caractéristiques d’une cellule photovoltaïque sont cités. Le modèle de cellule PV qui
sera retenu dans nos travaux est le modèle de Bishop qui contient huit paramètres, ce dernier peut
décrire la totalité de la caractéristique de la cellule en fonctionnement sain et en fonctionnement
défaillant. La deuxième partie de ce chapitre est consacrée à la simulation de l'influence de quelques
paramètres du modèle qui sont choisis sur les caractéristiques d’une cellule photovoltaïque.
Le chapitre 3 est dédié à l'identification et classification des défauts et anomalies associés
aux différents composants d’un système photovoltaïque. La première partie de ce chapitre traite les
2
INTRODUCTION GENERALE
classifications des principaux défauts les plus rencontrés dans une installation
photovoltaïque. La deuxième partie de ce chapitre est consacrée à la modélisation et la simulation
de quelques défauts.
Le chapitre 4 est consacré au développement d’un nouvel modèle de placement de capteurs
dans un champ photovoltaïque pour la détection et la localisation des défauts. La première partie de
ce chapitre décrite les différentes méthodes de diagnostic pour détecter et localiser les défauts dans
un système photovoltaïque, une nouvelle architecture est développée et est présentée dans la
deuxième partie de ce chapitre. Ce modèle repose sur le principe de comparaison des grandeurs
mesurées avec les données nominales. La dernière partie présente les résultats des tests sous Matlab
/ Simulink qui portent sur l’efficacité du modèle proposé.
Cette thèse est parachevée par une conclusion générale dans laquelle sont valorisés les
différents travaux effectués. Des perspectives pour ce modeste travail sont également exposées.
3
CHAPITRE 1
Description de l’installation hybride
éolienne-photovoltaïque
Chapitre 1
Description de l’installation hybride éolienne-photovoltaïque
1.1. Introduction
Une grande partie de la production mondiale d’énergie est assurée à partir de sources
fossiles. La consommation de ces sources donne lieu à des émissions de gaz à effet de serre et donc
une augmentation de la pollution. L'emploi des énergies renouvelables, comme l’énergie solaire,
éolienne, géothermique et l'énergie de la biomasse, pour la production de l'énergie est une option
énergétique prometteuse qui répond aux demandes énergétiques, avec des avantages comme
l'absence de toute pollution et la disponibilité en plusieurs points du globe terrestre. Récemment, le
système d'énergie hybride joue un rôle important pour fournir de l'énergie électrique au client,
notamment en zone rurale. Ce système d'alimentation combine plusieurs sources d'énergie,
généralement l'énergie renouvelable comme l'énergie éolienne et l'énergie solaire. L'objectif du ces
systèmes hybrides est de maximiser l'énergie produite à partir des ressources, tout en maintenant
l'alimentation en continu.
Dans ce présent chapitre, nous préciserons en premier lieu le contexte et l’objectif de notre
mémoire, ensuite, nous présentons les systèmes d'énergies hybrides de manière générale, leurs
classifications, leurs principaux composants ainsi que leurs différents types de couplage entre les
sources et la charge, puis une brève description sur le système hybride photovoltaïque-éolienne. La
dernière partie de ce chapitre présente les différents composants d’un système photovoltaïque, allant
de la cellule jusqu’au champ photovoltaïque.
1.2. Objectif du mémoire
Dans ce mémoire, nous nous intéressons à la détection et la localisation de défauts dans les
installations hybrides qui utilisent deux sources d'énergies renouvelables photovoltaïque-éolienne,
spécialement côté générateur photovoltaïque. L’objectif de ce mémoire est de proposer un modèle
de placement de capteurs qui permet de détecter et de localiser les défauts dans un générateur
photovoltaïque.
1.3. Systèmes d'énergie hybride
Les applications hybrides, dans les systèmes de production d’électricité, permettent
d’exploiter et de combiner entre les différentes sources d’énergie électrique, afin de mieux garantir
5
Chapitre 1
la qualité et la continuité de l’approvisionnement en énergie électrique. D’une manière générale, les
Systèmes d’Energie Hybride (SEH) sont conçus pour répondre aux différents besoins énergétiques
1.3.1. Classification des systèmes hybride
Ces SEH peuvent être classifiés en deux classes principales [1] : le régime de
fonctionnement et le contenu du système hybride.
1.3.1.1.
Le régime de fonctionnement
Les systèmes hybrides peuvent être divisés en deux régimes :

Les systèmes hybrides, travaillant en parallèle avec le réseau électrique, sont appelés aussi
couplés ou connectés au réseau. Ce type d’exploitation permet d’alimenter simultanément le
réseau et les charges locales ;

Pour les systèmes hybrides, travaillant en régime isolé ou en mode autonome, les charges sont
alimentées exclusivement par le SEH.
1.3.1.2.
Le contenu du système hybride
Il a trois critères de classement en fonction de la structure du système :

La présence ou non d'une source d'énergie conventionnelle (source classique) ;

La présence ou non d’un dispositif de stockage ;

Le type de sources d'énergie renouvelables utilisées. La classification SEH est illustrée sur la
figure (1-1) [1].
Figure 1-1: Classification des systèmes d’énergies hybrides
6
Chapitre 1
1.3.2. Principales composantes d’un système d’énergie hybride
Généralement, un SEH est constitué de cinq éléments principaux : des sources d’énergie, des
convertisseurs, des systèmes de stockage, des charges et d'un système de surveillance [2].
1.3.2.1.
Système générateur (source d’énergie)
Les SEH utilisent différentes sources d’énergies (conventionnelles et renouvelables), comme
le générateur Diesel, une micro turbine à gaz, l’éolienne, le générateur photovoltaïque (PV),
hydroélectrique et marémotrice. Il existe plusieurs combinaisons de sources d’énergie dans un
SEH. Les combinaisons les plus courantes sont [1] :

Systèmes hybrides PV /source conventionnelle ;

Systèmes hybrides éolien/source conventionnelle ;

Systèmes hybrides PV /éolien/diesel ;

Systèmes hybrides PV /stockage ;

Systèmes hybrides éolien/stockage ;

Systèmes hybrides PV /éolien/stockage ;

Systèmes hybrides PV /éolien sans stockage.
1.3.2.2.
Système de stockage d’énergie
Dans le cas d’un SEH, non raccordé au réseau, la présence d’un dispositif de stockage de
l’énergie est alors indispensable pour compenser le caractère intermittent des générateurs (éolienne
et PV).Sa fonction principale est d’accumuler l’énergie excédentaire, produite parles générateurs et,
lorsque la production de ces derniers est déficitaire, on doit fournir le complément d’énergie
nécessaire à la charge. Pour un système connecté au réseau, un dispositif de stockage ne semble
nécessaire qu’en cas de défaillance du réseau [3].
1.3.2.3.
Système de surveillance
Généralement les SEH comportent une certaine forme de commande. Deux types de
configurations de la commande sont rencontrées dans les SEH, soit configuration intégré
individuellement dans chaque composant du SEH ou globale pour permettre la surveillance de
certain ou de tous les composants du SEH [2].
7
Chapitre 1
Figure 1-2: Synoptique de l’installation hybride éolienne et photovoltaïque couplée au réseau et associée à
un stockage de l’énergie
Par exemple, la figure (1-2) montre le synoptique d’une installation expérimentale hybride
PV-éolienne. Ce système est équipé de plusieurs capteurs, qui permettent de mesurer les conditions
météorologiques ainsi que les puissances dans chaque élément de l’installation. Les données
fournies par ces capteurs, seront ensuite envoyées vers un système de gestion et de pilotage, qui
permet de commander le niveau de tension de la batterie. Cette structure permet de contrôler les
transferts d’énergie, en intervenant sur le niveau de la tension de la batterie. Si le niveau de tension
de la batterie devient trop important, les éoliennes et les panneaux photovoltaïques seront courtcircuités à l’aide des contacteurs (système de sécurité). Toutes les données des capteurs sont
stockées, pour permettre l’affichage et l’analyse des grandeurs caractéristiques du dispositif [3].
1.3.2.4.
Convertisseur
Les différents types de convertisseurs utilisés, dans un SEH sont : les redresseurs, les
onduleurs et les hacheurs. Le redresseur réalise la transformation du CA/CC, pour charger les
batteries et pour alimenter les charges à CC.
L’onduleur est nécessaire pour convertir le CC en CA, pour les besoins des charges locales
ou pour sa réinjection dans le réseau de distribution d'électricité. Parfois la conversion CA/CC et
CC/CA est assurée par un seul convertisseur bidirectionnel. Le hacheur est un convertisseur CC/CC
pour adapter la tension entre deux sources.
8
Chapitre 1
1.3.2.5.
Charge
Une charge est l’ensemble des appareils électriques, qui convertissent l’énergie électrique en
une autre forme d’énergie utilisable. Les charges et les équipements électriques, alimentés par le
SHE, peuvent être de type continu, comme des équipements de télécommunications ou de type
alternatif dans les cas d’usage domestique [4].
1.3.3. Configuration de bus dans les installations hybrides
Il existe différents types de couplage entre les sources et la charge dans les SEH. On
distingue trois types principaux de couplages : couplage CC (architecture à bus Courant Continu),
couplage CA (architecture à bus Courant Alternatif) et couplage CA-CC (architecture mixte) [5].
1.3.3.1.
Couplage CC
Dans ce cas, tous les composants sont reliés à un bus CC, les générateurs de CA sont
connectés au bus à l’aide des redresseurs. Dans le cas d’une batterie ou générateur de CC la
connexion est directe. Les batteries sont contrôlées et protégées contre la surcharge et la décharge
profonde par un régulateur de charge. La charge CA est alimentée à travers un onduleur. Le schéma
de principe d’une telle configuration est présenté sur la figure (1-3). Ce présent système fut étudié
par [6].
Figure 1-3:Configuration CC d'un système hybride PV/Diesel
9
Chapitre 1
1.3.3.2.
Couplage CA
La deuxième configuration possible est le couplage CA, toutes les sources d'énergie
électrique sont reliées au bus CA, via des convertisseurs sauf le générateur Diesel, qui peut fixer la
fréquence du bus. Un convertisseur CA/CC bidirectionnel est utilisé pour charger les batteries [4].
Le schéma de ce système hybride est représenté sur la figure (1-4). Des systèmes de ce type ont été
étudiés par différents auteurs [7,8].
Figure 1-4: Configuration CA d'un système hybride PV/Diesel
1.3.3.3.
Couplage CC-CA
Le couplage CC/CA, est présenté dans la figure (1-5). L'énergie circule à travers deux bus.
Généralement, ils sont connectés à l’aide d'un seul convertisseur bidirectionnel. En fonctionnement
normal, celui-ci réalise la conversion CC/CA « fonctionnement onduleur ». Lorsque le générateur
CA couvre la consommation électrique et participe dans la charge de la batterie, il réalise la
conversion CA/CC « fonctionnement redresseur ». Des systèmes hybrides avec une telle structure
ont été étudiés par [9,10].
Figure 1-5 : Configuration CC-CA d'un système hybride PV/Diesel
10
Chapitre 1
Chaque couplage présente des avantages et des inconvénients, liés à son utilisation. Le
tableau (1-1) ci-après présente les avantages et les inconvénients pour chaque configuration [5]
Tableau 1-1: Avantages et inconvénients pour les trois types de couplages
Type de
Avantages
couplage
Inconvénients


Couplage
CC




Couplage
CA




Couplage
CC-CA


Possibilité d'utilisation directe
des sources de production
Peu de pertes
Peu d'équipements
Facilité d'extension



Possibilité d'augmenter la
tension alternative avec un
composant
passif(le
transformateur).
Appareillage moins cher qu’en
courant continu et disponible
facilement
Possibilité
d'utiliser
la
fréquence comme moyen de
réglage
Bon rendement
Possibilité
de
connecter

directement la charge AC
Moins de contrainte sur
l'onduleur
Possibilité d’alimenter des
charges à partir d'une source
importante AC


Nécessite l’ajout d’onduleur ou
l’augmentation de la capacité de
l'onduleur en cas de forte
demande
Coût élevé de l'appareillage de
connexion et de protection en CC
Perte de disponibilité pour AC en
cas de panne de l’onduleur
Pertes de puissance multiples
dues
aux
nombreux
convertisseurs.
Utilisation
de
plusieurs
convertisseurs (coût élevé des
équipements)
Obligation de synchroniser toutes
les sources alternatives (utilisation
d’un bus de communication par
exemple)
Baisse de rendement en matière de
consommation de carburant en cas de
charge partielle
11
Chapitre 1
Dans notre cas, on s’intéresse aux systèmes hybrides composés de deux sous-systèmes à
sources d’énergie renouvelable PV-éolienne autonome avec le couplage type CA. Pour pouvoir
assurer une alimentation continue des charges électriques, même si les conditions météorologiques
ne sont pas favorables (temps nuageux et la nuit pour les panneaux photovoltaïques ou absence de
vent pour une éolienne), il est nécessaire que le système soit muni d’un dispositif de stockage.
Lorsque les conditions sont bonnes et que la production électrique dépasse les besoins immédiats, le
surplus d’électricité sert à recharger ces dispositifs de stockage. Le stockage dans ce type de SEH
est souvent sous forme de batteries. Un tel système s’avère un bon choix pour les applications, qui
nécessitent une alimentation continue et une sécurité d'approvisionnement quelque soient les
conditions
météorologiques.
Les
deux
sources
d'énergies
constituent
deux
solutions
complémentaires, permettant d’électrifier efficacement et à moindre coût et aussi de résoudre le
problème écologique, car l’utilisation de ce SEH n’a pas d’impact négatif sur l’environnement,
n'émettent pas de gaz à effet de serre, ne produisent pas de déchets et elles sont inépuisables.
1.4. Description du système hybride Éolien - PV
Généralement, un système hybride Éolien-PV se compose d'un générateur PV, d'un
aérogénérateur (éolienne), d'un banc de batteries, des convertisseurs, d'un régulateur de charge, des
câbles et d'autres dispositifs. Les deux sources d’énergie (éolienne et PV) produisent de l’électricité,
pour satisfaire la demande des charges (continues et alternatives). Lorsque la puissance de sortie de
ces deux générateurs est suffisante, l’excès d’énergie produit par le système sera stocké dans les
batteries, jusqu'à ce qu'elles soient complètements chargées. S'il ya un surplus d'énergie, une fois
ces batteries sont chargées, une charge de délestage (Dump Load) est utilisée pour maintenir
l’équilibre énergétique. Dans le cas d’un manque d’énergie produite par le système hybride, les
charges seront alors alimentées par l’énergie cumulée dans les batteries. Les batteries sont
contrôlées et protégées contre la surcharge et la décharge profonde par un régulateur de charge.
L’objectif principal d’un régulateur de charge est de protéger la batterie pour lui assurer une
meilleure durée de vie.
12
Chapitre 1
1.5. Système PV
Les panneaux PV captent l’énergie lumineuse et la transforment en énergie électrique,
produisant ainsi un courant continu. Les panneaux photovoltaïques sont modulaires, ce qui signifie
que l’on peut facilement combiner plusieurs panneaux pour atteindre la capacité de production
souhaitée. Il sera aisé par la suite, d’ajouter de nouveaux panneaux pour accroître la capacité d’un
système de production électrique. Les panneaux peuvent être installés sur un toit, sur un poteau ou
sur toute autre structure. Certains sont installés sur un système pivotant, ce qui permet de les
orienter vers le soleil à tout moment afin d’augmenter la production électrique [11].
Le système photovoltaïque, est connecté au bus CA à l’aide d’un groupe de convertisseurs.
Le synoptique d’un tel système est montré dans la figure ci-après. Ce system est composé de trois
parties principales : un générateur PV qui produit de la puissance continue par conversion du
rayonnement solaire, un groupe de convertisseurs et le dus CA. Le groupe convertisseurs est,
composé d’un étage de hacheur suivi par un étage d’onduleur, a pour rôle d’extraire la puissance
maximale en continu du générateur PV (PCC) et la convertir ensuite en puissance alternative (PCA)
avant de l’injecter dans le réseau local.
Figure 1-6: Système photovoltaïque
1.6. Description du système PV
Les différents éléments constitutifs d’un système PV sont : le générateur PV, la boîte de
jonction, le câblage, le convertisseur et le système de protection [12]. Comme indiqué sur la figure
(1-7).
13
Chapitre 1
Figure 1-7: Schéma électrique d’un système PV
1.6.1. Générateur photovoltaïque
Le générateur PV convertit l’énergie solaire en énergie électrique. L'élément clé de ce
générateur est la cellule PV.
i.
Cellule photovoltaïque
Le principal composant d'un générateur PV est la cellule, qui convertit directement l’énergie
solaire en électricité sous forme de CC. La conversion PV est une application de l’effet
photovoltaïque découvert par Becquerel en 1839. Certains matériaux semi-conducteurs comme le
silicium possèdent la propriété de générer de l’électricité quand ils reçoivent la lumière du soleil. Le
principe est le suivant : les photons de la lumière solaire transfèrent leur énergie aux électrons du
matériau semi-conducteur. Ces derniers se mettent en mouvement et créent un courant électrique,
collecté par une grille métallique très fine (fig. 1-8) [13].
14
Chapitre 1
Figure 1-8 : Principe de l’effet photovoltaïque
Sur le plan technologique ; il existe plusieurs types de cellules photovoltaïques. La figure (19) représente l’évolution chronologique de la répartition des différentes filières industrielles du
photovoltaïque [14].
Figure 1-9 : Évolution de la répartition des technologies de cellule industrialisées
15
Chapitre 1
Actuellement, la technologie la plus répandue sur le marché est la technologie au silicium.
Le silicium est le deuxième élément, en termes d'abondance sur notre planète après l’oxygène. Il
existe trois catégories principales de cellules au silicium : les cellules monocristallines, polycristallines, et amorphes. Pour la technologie couche mince, on distingue plusieurs catégories parmi
lesquelles : la technologie CIGS (Cuivre-indium-gallium-sélénium), la technologie CdTe
(Cadmium-tellure), et la technologie GaAs (Gallium Arsenic). La technologie amorphe, qui a été
une des technologies préférées, a connu une baisse dans le marché actuel par rapport à la
technologie couche mince. Par exemple, la technologie CdTe a augmenté de 2% en 2005 à 13% en
2010 (fig.1-9). D’autres technologies de cellules photovoltaïques sont au stade de la recherche et
développement comme :
La technologie CPV (le photovoltaïque à concentration), des centrales photovoltaïques, qui utilisent
des dispositifs concentrateur entre le soleil et la cellule PV. Ce qui permet d'utiliser une surface
de cellule beaucoup plus petite et avec des rendements très importants de 30-40 %. La
concentration est obtenue par un système de miroirs paraboliques ou de lentilles de Fresnel [15];
Les technologies émergentes, encore au stade de la recherche. L’une d’elles, la filière organique,
consiste à déposer des semi-conducteurs organiques sur un substrat de plastique ou de verre.
Malgré un rendement relativement faible, entre 5% à 10%, cette filière offre des perspectives
intéressantes de réduction de coûts. Ces nouvelles technologies promettent un bel avenir à
l’énergie photovoltaïque [16].
Figure1-10: Exemple de dispositifs photovoltaïques à concentration
16
Chapitre 1
Le rendement typique d’une cellule PV au silicium monocristallin, est de l’ordre 15% à
22%. Cette cellule délivre une puissance maximale de 1.7 W, soit typiquement un courant de 2.6 A
sous 0.6 V. Il s’agit donc d’un générateur élémentaire, à très basse tension et de très faible
puissance au regard des besoins de la plupart des applications domestiques ou industrielles. Les
cellules sont ainsi souvent commercialisées sous la forme de modules photovoltaïques [17].
ii.
Module photovoltaïque
Les cellules photovoltaïques sont assemblées électriquement, pour constituer un module PV.
La mise en série des cellules permet d’augmenter la puissance. La tension augmente
proportionnellement au nombre de cellules en série, avec un courant identique. Les cellules
photovoltaïques sont fragiles et sensibles aux environnements extérieurs tels, que l’humidité, la
pluie, la neige, les poussières, la corrosion et les chocs mécaniques etc., qui peuvent les faire vieillir
rapidement ou les détériorer définitivement. Les cellules, formant le module, sont encapsulées dans
un système d’assemblage à vide. La figure (1-11) montre la vue en coupe d'un module en silicium
cristallin comprenant [18].
Figure 1-11 : Coupe d’un module PV avec cadre
(1) un cadre ou support en aluminium, (2) joint d’étanchéité, (3) une plaque de verre trempé
avec une meilleure transmission optique, (4) un support EVA (éthylène-acétate de vinyle) est
une résine transparente enrobant les cellules photovoltaïques (il est utilisé à cause de ces
propriétés : diélectrique, thermique, d'étanchéité et aussi son excellente transmission optique),
(5) cellule PV, (6) film Tedlar : polymère à haute résistance aux agressions extérieures : ultra
violée, variations de température, atmosphères corrosives, ...).
17
Chapitre 1
Un module PV est constitué d'un certain nombre de cellules interconnectées (typiquement
36 cellules connectés en série par module).Ce nombre peut varier selon les différents fabricants des
modules. Il existe des modules de 48, 54, 60, 72, 80, 96 cellules en série [19,20].Des diodes by-pass
sont implantées dans le module. Chacune de ces diodes by-pass est associée en parallèle à un
groupement élémentaire de 18 cellules. Il peut y en avoir de 2 jusqu'à 5 diodes by-pass par module
selon les constructeurs et le nombre de cellules.
Cette diode sert à protéger les cellules contre leur fonctionnement dans le régime inverse.
Donc la présence de diode by-pass dans un module permet d’améliorer ces performances.
Idéalement, il faudrait une diode by-pass en parallèle pour chaque cellule, mais pour des raisons
technico-économiques, le nombre de diodes by-pass pour un module est limité [12,21].
Généralement, on a deux architectures typiques de connexion des diodes de by-pass dans un module
PV : la première configuration est l’association sans chevauchement et la deuxième avec
chevauchement [22,23,24].
La figure (1-12) montre un module contenant 36 cellules interconnectées en série avec deux
diodes by-pass pour les deux types de connexion des diodes de by-pass. Dans notre étude, on va
utiliser une diode by-pass par groupe de 18 cellules, sans chevauchement, comme indiqué sur la
figure (1-12.a).
Figure 1-12 : Différentes architectures de connexion des diodes de by-pass
(a)Module PV avec deux diodes by-pass sans chevauchent,
(b)Module PV avec deux diodes by-pass qui se chevauchent (overlap) (13-20).
18
Chapitre 1
D'autres solutions ont été proposées, pour empêcher la tension inverse, telles que les diodes
by-pass intégrées avec les cellules photovoltaïques [25].Une nouvelle approche de by-pass, pour les
panneaux photovoltaïques, fondée sur les transistors bipolaires est présentée dans les travaux de "V.
d’Alessandro et all" [26]. Cependant, aucune de ces solutions ultérieures ne sont actuellement
employés dans des applications commerciales.
Tous les modules photovoltaïques commercialisés sont fournis avec une fiche technique ou
une plaque signalétique, décrivant ses caractéristiques électriques, mécaniques et d'autres
indications, qui peuvent également figurer. Le tableau (1-2) décrit les caractéristiques techniques
d’un module marque KYOCERA, type KD70SX-1P [19], avec :
Tableau 1-2: Caractéristiques techniques d’un module PV
Caractéristiques techniques
Données électriques
Performances électriques sous
(STC)
(NOCT)
Puissance maximale
70 W
49 W
Tension à vide
22,1V
19.9V
Courant de court-circuit
4,3 A
3.50A
Tension au point de puissance maximale
17,9V
15.8V
Courant au point de puissance maximale
3,92A
3.31A
Rendement du module
13,6%
/
Caractéristiques du module
Nombre de diodes by-pass
2
Nombre de cellules
36
Technologie de cellule
La puissance maximale
poly cristalline
correspond à la puissance électrique maximum, que peut
délivrer une cellule, un module ou un champ sous les conditions standards de test (STC : Standard
Test Conditions). Ces derniers sont des conditions normalisées pour spécifier les caractéristiques
d’une cellule ou d’un module sous un rayonnement solaire de 1000 W/m², masse atmosphérique de
1,5 et température des cellules de 25°C. On peut aussi rencontrer la caractéristique (NOCT)
« Nominal Operating Cell Temperature », la température de fonctionnement de la cellule ou du
19
Chapitre 1
module sous un rayonnement solaire de 800 W/m², une température de l’air de 20°C, une vitesse du
vent de 1m/s ;

Tension au point de puissance maximale
et courant au point de puissance maximale
: tension et courant électrique fourni dans les conditions de puissance maximale ;

La tension du circuit ouvert ou à vide
: tension aux bornes du module photovoltaïque, tels
que le courant électrique produit par le module est nul ;

Courant de court-circuit
: Courant électrique de sortie du module photovoltaïque telle que
la tension de sortie est égale à zéro.
iii.
Champ photovoltaïque
Afin d'obtenir des puissances de quelques kW à quelques MW sous une tension convenable,
il est nécessaire d’associer les modules pour former ce que l'on appelle un champ photovoltaïque.
Dans la littérature, plusieurs topologies d'interconnexion des modules photovoltaïques sont
proposées : (a) connexion série, (b) connexion parallèle, (c) connexion série-parallèle (SP), (d)
connexion Total Cross Tied (TCT), (e) connexion Honey-Comb (HC) et (f) connexion Bridge
Linked (BL) [25,27]. Comme est indiqué dans la figure (1-13).
Figure 1-13 : Différentes configurations pour un champ
20
Chapitre 1
Les deux topologies série et parallèle (fig. 1-13.a) et (fig. 1-13.b), sont des configurations de
base pour l’interconnexion des modules PV. Le couplage en série des modules permet d’augmenter
la tension du champ PV. Dans la connexion parallèle le courant global est la somme de tous les
courants. La connexion série-parallèle (SP) est la plus utilisée et est obtenue par la mise en série des
modules PV pour former un string ou branche (pour atteindre la tension nécessaire requise). Ces
strings sont connectés en parallèle afin d’augmenter le courant de sortie total, comme le montre la
figure (1-13.c). Dans la configuration (TCT) (fig.1-13.d), les modules sont d'abord liés en parallèle
pour former des groupes de connexion-parallèle ; ces derniers seront ensuite connectés en série.
Donc dans ce type de couplage les modules PV sont totalement connectés. Les deux dernières
topologies (HC), (BL) sont présentées dans la figure (1-13.e) et (1-13.f), réduisent le nombre des
connexions entre les modules de strings adjacents environ la moitié, par rapport à la topologie
(TCT), qui a déduit considérablement la quantité et la durée de câblage du champ PV. Dans notre
étude on s’intéresse uniquement à la configuration (BL).
Les résultats expérimentaux obtenus, pour les trois types de couplage (SP) (TCT) et (BL)
présentés par "D.Picault" [25], montrent que les deux schémas de câblage (TCT) (BL) ont des
pertes par mismatch plus faibles que la structure (SP), qui augmente la puissance fournie par le
champ PV. La figure (1-14) présente la production d'un champ PV réel dans différents scenarios
d’ombrage pour les trois configurations : SP, BL, et TCT. Dans les scénarios N2 et N3, le champ
n’est pas ombre, tandis que les scénarios S1 à S6 utilisent une ombre partielle sur le champ PV.
Figure 1-14 : Pertes par mismatch d'une centrale PV réel en utilisant
différents schémas de câblage
21
Chapitre 1
Afin de réduire les pertes de performances énergétiques du champ photovoltaïque les strings
dans un champ, doivent être égaux, comportent le même nombre de modules, de la même
technologie, avec une puissance nominale des modules identiques et positionnés dans les mêmes
conditions d’orientation et d'inclinaison [28].
1.6.2. Convertisseur
Les champs PV sont conçus pour produire le maximum d'électricité, lorsque la ressource
solaire est disponible pour fournir l'énergie à des charges. L'énergie produite par les modules PV
doit être ensuite transformée. Cela se fait grâce aux convertisseurs de puissance : hacheur et
onduleur. L'onduleur transforme le CC en CA tandis que le hacheur, placé en amont de l'onduleur,
tâche d'extraire la puissance maximale du champ PV. Il est muni d'un dispositif permettant de
suivre le point de puissance maximum du champ PV, connu sous l’appellation Maximum Power
Point Tracker (MPPT), un algorithme de recherche utilisé pour forcer le système à fonctionner à
une puissance maximale.
Dans la littérature, plusieurs algorithmes de MPPT ont été développés et misent en œuvre
pour suivre le point MPP. Ces algorithmes varient en fonction de la complexité, du type de
grandeurs mesurées, de la vitesse de convergence vers le point de MPP, de l'efficacité de trouver le
vrai point de MPP et du coût [29,30]. La figure (1-15) représente la caractéristique courant-tension
d'un champ PV, qui représente l'ensemble de ces configurations électriques. Trois grandeurs
essentielles définissent cette courbe : la tension à circuit-ouvert
circuit
optimaux
et le point de puissance maximale
, le courant de court-
, qui est obtenu pour une tension et un courant
.
Figure 1-15 : Caractéristique I-V d’un champ PV en fonctionnement normal
22
Chapitre 1
D'après l'étude bibliographique menée dans les travaux de "D.Picault" [25], on a proposé six
architectures principales de placement des hacheurs, dans une installation photovoltaïque connectée
au réseau électrique, comme sont représentées sur la figure (1-16), elles sont classifiées en deux
grandes topologies : topologie centrale et topologie modulaire.
Figure 1-16 : Schéma des topologies d’un système PV
Les architectures centralisées ont l’avantage d’être simples et peu onéreuses. Alors que les
structures modulaires offrent parfois une meilleure évolutivité, continuité de service, et monitoring,
mais sont plus coûteuses comme le montre le tableau (1-3) [25].
Tableau 1-3: Tableau comparatif des topologies d'installations PV
Topologies
Simplicité
Évolutivité
Coûts d'investissement
Continuité de service
Onduleur central
Onduleur string
Onduleur multi-string
Onduleur individuel
Hacheur série
23
Chapitre 1
1.6.3. Câblage et boite de jonction
Seuls les câbles dits solaires à isolation double, sont adaptés au câblage des installations
photovoltaïques montées en intérieur ou en extérieur. Généralement, ils sont unipolaires avec un
conducteur flexible en cuivre mais les types bipolaires peuvent être utilisés aussi. Ces câbles sont
extrêmement robustes, supportent de fortes contraintes mécaniques et font preuve d'une très bonne
résistance à la chaleur et au froid (plage de température entre -50°C à 125°C), aux ultra violés, à la
non propagation du feu et une très bonne stabilité aux intempéries, toutes ces propriétés leur
confèrent une durée de vie élevée d’au moins 25 ans [31]. Des connecteurs débrochables, de types
mâles et femelles (fig.1-17.a), sont utilisés dans le raccordement pour simplifier la procédure
d’installation et éviter tout risque d'inversion de polarité. Ces derniers disposent de très bonnes
caractéristiques diélectriques et d'étanchéité [28].
Les boites de jonction (fig.1-17.b) sont des enveloppes qui comprennent tous les composants
nécessaires à la protection et au raccordement en parallèle des strings de champ photovoltaïque.
Elles contiennent souvent les composants : des fusibles, d'interrupteur-sectionneur, des parafoudres,
de diode anti-retour et des points de tests [32,28].
Figure 1-17 : (a) Connecteurs débrochables &Câble, (b) Boite de jonction
1.6.4. Système de protection
L'association des cellules photovoltaïques, dans de bonnes conditions météorologiques, ne
présente pas des difficultés. Mais dans certains cas : l’éclairement n’est pas homogène,
24
Chapitre 1
disfonctionnements liés au vieillissement ou à l'échec d'une partie du module PV, ils peuvent causer
des défauts destructrices au niveau des cellules photovoltaïques, en particulier l’ombrage. Les
modules photovoltaïques sont très sensibles à l’ombrage provoqué par des obstacles (par exemple,
une cheminée, un arbre, un nuage), qui peut entraîner une perte de production. Cette perte de
production varie en fonction de la taille et de la densité de l'obstacle.
Lorsqu'une partie d'un module PV est ombrée, les cellules sans ombre vont forcer les
cellules ombrées à fonctionner avec des courants plus élevés que leurs courants de court-circuit et
dans une région de tension négative (plus de détails dans le deuxième chapitre). L'ombrage
provoque une perte de tension. En d'autres termes, les cellules ombrées permettent de dissiper la
puissance sous forme de chaleur, ce phénomène est appelé "point chaud". Ce phénomène est un
échauffement local intense au sein d’un module PV, apparaissant quand le courant qui traverse ce
module dépasse le courant de court-circuit d’une cellule PV, occultée ou en défaut (ou d’un groupe
de cellules) [28].
Des protections électriques sont ajoutées aux modules PV, afin d’augmenter sa durée de vie,
en évitant les pannes liées à l’association des cellules. Pour cela, deux types de protections sont
employées dans l’installation PV [33].
La protection avec une diode anti-retour « Blocking diode » (Technique de blocage du courant), en
cas de connexion en parallèle des modules PV, pour éviter les courants négatifs dans les
générateurs photovoltaïques ;
La protection à l’aide de diode by-pass « By-pass diode» (Technique de contournement du courant),
lors de la mise en série des cellules, permet de ne pas perdre la totalité de la chaîne et éviter les
points chauds.
a) Diode de by-pass
Pour éviter les phénomènes de point chaud, les constructeurs ont équipé leurs modules
photovoltaïques avec des diodes by-pass. Elles sont généralement installées dans un boitier de
connexion au dos du module. Il peut y en avoir de deux jusqu'à cinq diodes, suivant les fabricants et
le nombre de cellules. Chacune des diodes by-pass est associée à un groupe de cellules du module
(généralement 18 cellules par groupe). Dans l’état de fonctionnement normal la diode by-pass est
bloquée, lorsqu’une ou des cellules du groupe est ombrée(s) ou endommagée(s), celle-ci devient
passante, en court-circuitant le groupe de cellules associé en défaut et évitant ainsi l’apparition d’un
25
Chapitre 1
sur-échauffement (Point chaud), ce qui peut endommager le groupe affecté et peut dégrader
définitivement les performances du module PV en entier ou risque de feu. Comme le montre la
figure (1-18).
Figure 1-18 : Module PV avec deux diodes by-pass (a)sans ombrage, (b) avec ombrage
b) Diode anti-retour
Pour empêcher le retour du courant électrique vers le module PV pendant l’obscurité (éviter
la décharge des accumulateurs à travers les panneaux photovoltaïques), des diodes anti-retour sont
placées entre le module et les batteries. Ce phénomène a également été remarqué dans les
installations photovoltaïques ayant plusieurs strings en parallèle mais cette fois le courant circule
dans les strings ayant une tension supérieure au string ayant une tension inférieure. Il se produit
entre les strings du champ photovoltaïque, en raison de : l'inégalité des modules, ou l’ombrage ou à
cause des défauts d’un string. Pour éviter ces courants inverses dans le champ PV, des diodes antiretour sont placées en tête de chaque string en série pour isoler temporairement ou définitivement le
string en défaut des autres strings, comme est représenté sur la figure (1-19) [33].
26
Chapitre 1
Figure 1-19 : Protection avec une diode anti-retour
(a)sans diode anti-retour(b) avec diode anti-retour
1.7. Conclusion
Dans ce chapitre, l’objectif du mémoire a été d’abord présenté et une brève description des
SEH a été donnée. Dans ce contexte, les principales composantes d’un système d’énergie hybride
ont été données. Notre travail porte sur un SEH composé d’une éolienne et des panneaux
photovoltaïques ; dans la deuxième partie de ce chapitre nous avons présenté en détail les
composantes principales du système PV, puisque ce mémoire est concentré sur la détection et la
localisation de défauts dans la partie PV du système d’énergie hybride.
27
CHAPITRE 2
Modélisation analytique de l’installation
photovoltaïque
Chapitre 2
Modélisation analytique de l’installation photovoltaïque
2.1. Introduction
L’objectif principal de ce deuxième chapitre est de décrire la modélisation des systèmes PV
en fonctionnement sain allant de la cellule PV jusqu’au champ PV. Parmi les modèles des cellules
PV proposés dans la littérature, le modèle de Bishop est généralement retenu comme le modèle le
plus adapté pour modéliser une cellule PV tant en fonctionnement normal qu’en fonctionnement
dans le régime inverse. On suppose que toutes les cellules du champ PV sont identiques et soumises
aux mêmes conditions de fonctionnement d'ensoleillement et de température. Par ailleurs, la
variation des paramètres de la cellule PV et les conditions météorologiques ayant un impact
considérable sur le fonctionnement des modules PV, l’influence de l’ensoleillement et de la
température de la cellule PV sur sa production électrique sera également menée dans ce chapitre.
2.2. Modélisation de la chaine de conversion photovoltaïque
L’effet photovoltaïque utilisé dans les cellules photovoltaïques permet de convertir
directement l’énergie lumineuse des rayons solaires en énergie électrique. La cellule PV est
l'élément clé dans l'installation PV, fabriquée avec des matériaux semi-conducteurs (jonction PN.).Lorsqu’elle est exposée à la lumière, un déséquilibre de la charge électrique est produit dans les
deux couches (P et N), provoquant un mouvement de la charge à travers la jonction produisant ainsi
un courant électrique continu.
2.2.1. Modélisation d’une cellule PV
En fonctionnement nominal, les cellules PV sont utilisées pour produire de l'énergie avec une
tension de circuit ouvert
et de courant de court-circuit
qui correspond au courant quand
la cellule est court-circuitée, il est proportionnel à la surface de la cellule et dépend de l’intensité de
lumière absorbée par la cellule. La tension de circuit ouvert
est la tension aux bornes de la
cellule quand il n’y a pas de courant.
2.2.1.1.
Caractéristique électrique d’une cellule PV
Dans l'état de fonctionnement normal, la cellule PV est conçue pour fonctionner comme un
générateur en fournissant l’énergie électrique sous forme CC à une charge. Par contre, il se peut que
29
Chapitre 2
cette même cellule, lorsqu’elle est interconnectée avec d’autres cellules, fonctionne comme un
récepteur en absorbant de l’énergie débitée par les autres cellules.
La caractéristique courant-tension
d'une cellule PV peut fonctionner dans trois
quadrants, comme le montre la figure (2-1) [25]. La cellule PV est caractérisée par deux points de
fonctionnement principaux :

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert
;
.
Figure 2-1 : Caractéristique courant-tension d'une cellule photovoltaïque
On remarque que ces deux points de fonctionnement
et
délimites les zones de
fonctionnement de la cellule :
Zone :

et
«fonctionnement en générateur de la cellule »;
Zone
:
et
«fonctionnement en récepteur de la cellule »;
Zone
:
et
«fonctionnement en récepteur de la cellule ».
Le "
" correspond au fonctionnement normal de la cellule, elle est utilisée pour
produire de l’énergie avec une tension de circuit ouvert
technologies cristallines et des courants de court-circuit
d’environ
pour les
de plusieurs ampères suivant la
surface de la cellule et sa technologie [25].
30
Chapitre 2

Si le courant qui traverse la cellule en raison du circuit extérieur, est amené à dépasser la valeur
du courant de court-circuit
"
", la cellule travaille alors comme un récepteur.
La cellule produit une tension négative à ses bornes, la croissance en courant provoquera
l’endommagement de la cellule si la tension à ses bornes atteint une limite : la tension de
[12]. La tension de claquage de la cellule varie entre –
claquage

Si c'est la tension aux bornes de la cellule est amenée à dépasser
extérieur "
et –
[34].
, en raison du circuit
", la cellule va à nouveau travailler comme un récepteur, un courant
inverse circule dans la cellule, si ce courant inverse dépasse une limite, la cellule sera
endommagée [12].
Afin d'éviter ces deux modes de fonctionnement comme un récepteur, des systèmes de
protection sont utilisés : diodes by-pass et protection contre-courant (des fusibles ou diode anti
retour). Les diodes by-pass permettent d’éviter qu’un courant de surintensité circule à travers les
cellules en lui proposant un chemin alternatif. Pour éviter le fonctionnement de la cellule en contrecourant, des fusibles ou des diodes anti retour sont implantées au bout de chaque string.
2.2.1.2.
Modèles de cellules PV
Plusieurs modèles de cellules photovoltaïques existent et varient en complexité et en
précision, fonctionnant dans diverses conditions. Essentiellement, chaque modèle est une
amélioration du modèle idéal (modèle à trois paramètres) qui contient une source de courant,
représentant la puissance lumineuse incidente, et une diode en parallèle qui correspond à la
jonction
. Des éléments supplémentaires sont ajoutés pour améliorer la description du
comportement de la cellule PV. Les modèles les plus courants sont présentés et comparés dans le
tableau (2-1) [25].
Le modèle à une diode est le plus répandu pour représenter une cellule PV, grâce à sa
simplicité et sa précision. L’évolution de ce modèle a conduit à des modèles plus précis, tels que le
modèle de Bishop qui décrit le comportement de polarisation inverse d'une cellule PV [35]. Le
modèle à deux diodes permet d'améliorer le modèle à une seule diode, qui apporte une meilleure
précision tout en rendant la modélisation plus complexe. En outre, des modèles dynamiques ont été
proposés par l'introduction d'une capacité afin de modéliser le comportement dynamique de la
cellule PV. La complexité du modèle est reliée au nombre de paramètres à identifier. L’étude d’une
cellule PV en fonctionnement défaillant exige l’utilisation d’un modèle qui peut décrire la totalité
31
Chapitre 2
de la caractéristique de la cellule PV (les trois zones (fig.2-1)), qui prend en compte l’effet
d’avalanche de la cellule [25,12]. Par exemple le modèle à une seul diode représente seulement la
zone I, en fonctionnement normal de la cellule, il ne prend pas en compte l’effet d’avalanche de la
cellule zone II et IV.
Tableau 2-1 : Modèles couramment utilisés pour les cellules photovoltaïques
Modèle
Nombre de
Schéma Électrique
I
Modèle
paramètres
Précision
+
Iph
Id
Idéal
V
3
Bas
5
Bonne
Rs
Modèle
I
+
Ishunt
Iph
Id
à une diode
V
Rsh
Rs
Modèle
I
+
Ishunt
Iph
Id
Bon
Rsh
V
8
de Bishop
M(V1)
inverse)
-
Rs
Modèle
Iph
Id
Ic
I
Ishunt
V
une diode
Iph
à deux diodes
6
Comportement
dynamique)
-
Rs
Modèle
Bon (avec
+
Rsh
dynamique à
(avec régime
Id1
Id2
I
+
Ishunt
Rsh
V
7
Très bon
-
32
Chapitre 2
L’effet d’avalanche de la cellule est pris en considération dans le modèle de Bishop (en
ajoutant au modèle à une diode un multiplicateur non linéaire
) en série avec la résistance
shunt) [35]. Alors le modèle de cellule PV qui sera retenu dans nos travaux est le modèle de Bishop
qui contient huit paramètres.
2.2.2. Modélisation d’une cellule PV en utilisant le modèle de Bishop
Le modèle de Bishop est représenté par le circuit électrique de la figure (2-2), qui se compose
d’une source de courant produit un Photo-courant
diode connectée en parallèle pour modéliser la jonction
qui dépend de l’éclairement solaire et une
de la cellule, les pertes sont modélisées
par deux résistances, une résistance shunt et une résistance série [36].

La résistance série
représentant la somme des résistances des différentes couches de la
cellule. Elle dépend principalement de la résistance du semi-conducteur, de la résistance de
contact des grilles collectrices et de leur résistivité.

La résistance shunt
qui caractérise les courants de fuite dans la diode ainsi que les effets
de bords de la jonction. Elle dépend de la manière dont cette dernière a été réalisée.
Figure 2-2 : Schéma du modèle de Bishop d'une cellule photovoltaïque
Le courant généré par la cellule PV est donné par la loi de Kirchhoff :
avec :

: Courant délivré par la cellule [A];
33
Chapitre 2

Photo-courant [A].Courant équivalent proportionnel à l’ensoleillement reçu par la cellule ;

Courant de diode [A] ;

Courant shunt [A].
Le courant de la diode est donné par :
avec:



Tension aux bornes de la cellule
;
Courant de saturation de la diode
;
: Tension thermique de la diode. Elle dépend de la température
Charge de l’électron,
de la cellule;
;
Constante de Boltzmann,
;
Facteur de qualité de la diode, normalement compris entre
et ;
Température effective de la cellule

Résistance série de la cellule
.
Le courant de la résistance shunt est calculé par [35] :
avec :

Résistance shunt de la cellule

Tension de claquage de la cellule

Coefficient de réglage de Bishop

Coefficient de réglage de Bishop
Nous avons
;
;
alors
Nous aurons donc
34
Chapitre 2
Alors le courant de sortie de la cellule PV sera décrit comme suit :
On
a
donc
une
équation
paramètres
à
deux
inconnues
et
huit
, elle ne peut pas être résolue analytiquement. La
résolution de l’équation de cette forme peut être effectuée en utilisant les méthodes itératives (la
méthode de dichotomie, la méthode de Lagrange, la méthode du point fixe et la méthode de Newton
Raphson). La méthode de Newton Raphson est l’une des méthodes les plus utilisées pour la
résolution des équations non linéaires, elle est choisie pour sa convergence rapide de la réponse.
L’algorithme de cette méthode est basé sur l’utilisation du développement de Taylor, rappelons que
nous avons :
Si nous approximons
uniquement par les deux premiers termes de cette série, nous obtenons
Une approximation d’une racine de cette fonction est donc :
L’algorithme de Newton-Raphson consiste à considérer cette approximation comme itère
suivant. Nous aurons donc :


est la dérivée de la fonction
est une valeur actuelle et
;
est une prochaine valeur.
35
Chapitre 2
La réécriture de l'équation
donne la fonction suivante :
L’application de la méthode de newton Raphson donne l’équation récursive suivante, le
courant de sortie est calculé itérativement.
avec :
2.2.3. Simulation d’une cellule PV
Le modèle de la cellule est exprimé par l’équation (2-5), dans laquelle et
la tension de la cellule PV. C’est une équation à deux inconnues (
et
sont le courant et
) et huit paramètres. Le
tableau (2-2) représente, les huit paramètres choisis pour la simulation de la cellule PV. La
simulation est faite sous les conditions standards de test
, température de la cellule
, rayonnement solaire
et la masse atmosphérique
, avec
facteur de qualité de la diode.
Tableau 2-2 : Paramètres choisis pour la simulation
)
Paramètres
Valeur
4.75
1e-8
0.005
La figure (2-3) montre la caractéristique
9
3.4
0.0308
-20
0.1
d’une cellule PV obtenue à partir du modèle
choisi sous MATLAB. Elle décrit la totalité de la caractéristique de la cellule (les trois zones) (fig.
2-3.a) et la première zone (fig. 2-3.b).
36
Chapitre 2
Figure 2-3 : Caractéristique (I-V) d’une cellule PV (STC).
L’étude de l’influence des paramètres du modèle sur la caractéristique
de la cellule
PV sera examinée dans la deuxième partie de ce chapitre.
Influence des paramètres d’une cellule photovoltaïque
2.2.3.1.
Nous avons présenté dans la partie précédente la démarche d’obtention de la caractéristique
d’une cellule PV à l'aide du modèle Bishop qui contient huit paramètres. La connaissance
de l’influence de ces paramètres sur la caractéristique du modèle est très importante pour pouvoir
ensuite classifier le type de défaut responsable de la variation de ces paramètres [12]. Dans cette
analyse, nous nous intéressons qu’aux cinq premiers paramètres : le photo-courant, le courant de
saturation inverse, la résistance série, la résistance shunt et le facteur d’idéalité de la diode.
2.2.3.1.1.
Influence de la variation de l’ensoleillement
Les variations du courant en fonction de la tension pour différents niveaux d’éclairements à
température maintenue constante
, sont présentées dans la figure (2-4). On peut
remarquer que dans la zone de tension négative, le courant augmente tout d’abord linéairement et
proportionnellement à l’ensoleillement, puis, il augmente brusquement jusqu’à ce que la tension de
claquage soit atteinte. Mais dans la zone de tension positive, on peut observer que le courant de
court-circuit est directement proportionnel à l’ensoleillement. Tandis que la tension du circuit
ouvert est légèrement proportionnelle à l’ensoleillement.
37
Chapitre 2
Figure 2-4 : Influence de la variation de l'ensoleillement
2.2.3.1.2.
Influence de la variation du courant de saturation inverse de la diode
La figure (2-5) ci-dessous illustre l’effet du courant de saturation inverse de diode
caractéristique
de la cellule PV sous les conditions
du courant de saturation inverse de la diode
ouvert
sur la
. On constate que l’augmentation
provoque une réduction de la tension de circuit
par contre, il n’y a aucune influence sur le courant de court-circuit de la cellule
Contrairement à l’ensoleillement, plus le courant de saturation inverse
tension de circuit ouvert
.
augmente plus la
diminue.
Figure 2-5 : Influence de la variation courant de saturation inverse de diode (STC)
La figure (2-6) ci-dessous illustre l’effet de la température sur la caractéristique
de la
cellule PV. On observe que l’augmentation de la température provoque une augmentation du
courant de court- circuit de la cellule
de circuit ouvert de la cellule
, en même temps, on assiste à une diminution de la tension
.
38
Chapitre 2
Figure 2-6 : Influence de la variation de température
2.2.3.1.3.
Influence de la variation de la résistance série
La résistance série
représente la résistance de contact entre le métal et le semi-
conducteur, la résistance du métal qui connecte les cellules et la résistance du matériau semiconducteur [12]. La figure (2-7) représente l'évolution de la caractéristique
en fonction de la résistance série
d'une cellule PV
. On peut remarquer que la résistance série
peut
modifier la forme de la courbe. Le facteur de forme diminue au fur et à mesure que la résistance
série
augmente. Ceci entraîne un rendement plus faible de la cellule PV. Cette résistance n’a
pas d’influence sur la tension de circuit ouvert
.
Figure 2-7 : Influence de la variation de la résistance série (STC)
39
Chapitre 2
2.2.3.1.4.
Influence de la variation de la résistance shunt
L'influence de la résistance shunt
sur la caractéristique
d'une cellule
photovoltaïque est représentée sur la figure (2-8). Cette résistance représente tout chemin du courant
de fuite : courant de fuite entre des cellules, courant de fuite entre la cellule et le bord du module
etc. [12]. D'après les résultats obtenus, pour de grandes valeurs de la résistance shunt
, on
n’observe aucune modification dans la zone de tension positive. Par contre, il y a des modifications
très importantes dans la zone de la tension négative. On remarque une chute en tension de circuit
ouvert
et en courant de court-circuit
, dans le cas de réduction importante de la résistance
shunt.
Figure 2-8 : Influence de la variation de la résistance shunt (STC)
2.2.3.1.5.
Influence de la variation du facteur d’idéalité de diode
Figure 2-9 : Influence de la variation du facteur d’idéalité de diode (STC)
40
Chapitre 2
La figure (2-9) montre une variation de la caractéristique
plusieurs valeurs du facteur d’idéalité de diode
. Selon ces résultats, on peut constater que ce
facteur n’a aucune influence sur le courant de court-circuit
ouvert
2.2.3.1.6.
d’une cellule PV pour
. Par contre la tension de circuit
varie proportionnellement en fonction de ce facteur.
Mise en série de cellule PV
L’association de plusieurs cellules en série permet d’augmenter la tension du générateur PV.
Les cellules sont alors traversées par le même courant et la caractéristique résultant du groupement
série est obtenue par addition des tensions élémentaires de chaque cellule (fig. 2-10).
Figure 2-10 : Caractéristique (I-V) de trois cellules montées en série(STC)
2.2.3.1.7.
Mise en parallèle de cellules PV
En additionnant des cellules identiques en parallèle, la tension de la branche est égale à la
tension de chaque cellule et l’intensité du courant augmente proportionnellement au nombre de
cellule en parallèle dans la branche, comme le montre la figure (2-11).
Figure 2-11 : Caractéristiques (I-V) de trois cellules montées en parallèle (STC)
41
Chapitre 2
2.2.4. Modélisation d’un champ PV en fonctionnement sain
Comme il a été adressé au premier chapitre, seule la structure Bridge Linked (BL) est retenue
dans ce travail. La topologie (BL) présentée dans la figure (2-12), réduit le nombre de connexions
entre les modules des strings adjacents d’environ la moitié par rapport à la topologie Total Cross
Tied (TCT). Les connexions commencent après le deuxième module entre le premier et le deuxième
string et elles sont mises en place pour chaque deux modules. Entre le deuxième et le troisième
string les connexions commencent après le premier module et sont mises en œuvre après chaque
deux modules. Les connexions des autres strings sont reliées en suivant le même modèle. On
remarque que cette configuration, est composée de plusieurs mailles répétitives, chaque maille est
constituée de quatre modules de deux strings adjacents, reliées entre eux par des connexions.
En considérant qu’un champ PV est composé de
nous pouvons déterminer
strings contenant
modules par string,
connexions. La connexion prend la valeur
si elle est située au-dessous et à droite de module
. Nous discuterons en détails ce type de
couplage dans le chapitre 4.
Le courant traversant la connexion
, avec
est exprimé comme suit [37]:
: le courant généré par le module
.
Figure 2-12 : Topologie Bridge Linked d'un champ PV (m, n)
42
Chapitre 2
Le champ PV contient
cellules (
modules, chaque module est constitué par
groupes de
: représente le nombre de groupes en série dans le module), chaque groupe est associé
avec une diode by-pass. Dans notre étude, on va utiliser une diode by-pass par groupe sans
chevauchement. Chaque groupe contient
cellules (
: nombre de cellules en série par groupe).
La figure (2-13) montre les différents composants d'un champ PV.
Figure 2-13 : Différents composants du champ PV (a)cellules, (b) groupes de cellules et (c) module
En fonctionnement sain le comportement de toutes les cellules est identique:

La diode de by-pass est bloquée car la somme des tensions des cellules est positive. Tout le
courant circule dans les cellules (

);
La diode anti-retour est passante car la tension de tous les strings est identique. Les diodes
laissent passer le courant
produit par chaque string.

Le courant de champ PV
en fonction sain :

La tension du champ PV
en fonctionnement sain :
43
Chapitre 2
avec :

: nombre de cellules mises en série par groupe ;

: nombre de groupes de cellules mises en série par module ;

nombre de modules par string ;

nombre de strings mis en parallèle par champ.
2.2.5. Simulation d’un champ PV en fonctionnement sain
La figure (2-14) montre la formation de la caractéristique
sain à partir de celle de la cellule. On prend :
du champ PV en fonction
.
Figure 2-14 : Caractéristique (I-V) d'un champ PV en fonctionnement sain
2.3. Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons présenté les différents modèles électriques équivaux de la
cellule photovoltaïque. Notre étude ensuite est basée sur la modélisation d'une cellule PV en
utilisant le modèle de Bishop à huit paramètres. Nous avons décrit, le circuit électrique équivalent
d'une cellule, leur caractéristique
, ainsi que la simulation et l’étude de l’influence des divers
paramètres(l’éclairement, la température, les résistances série et shunt, le courant de saturation
44
Chapitre 2
inverse et le facteur d’idéalité de la diode) sur leur caractéristique puis nous avons abordé
l’association des cellules en série, en parallèle, et la modélisation et la simulation d'un champ PV en
fonction sain connectée en Bridge Linked (BL).
45
CHAPITRE 3
Défauts possibles de l’installation
photovoltaïque
Chapitre 3
Défauts possibles de l’installation photovoltaïque
3.1. Introduction
Dans ce chapitre, on s’intéresse dans sa première partie à la présentation des défauts
rencontrés dans l’installation photovoltaïque et leur classification, selon les différents composants
du champ PV, en cinq catégories pour la modélisation (défaut Mismatch et d'ombrage, défaut de
diode By-pass, défaut de module, défaut de connectique et défaut de diode anti retour).La deuxième
partie sera dédiée à la modélisation de quelques défauts.
3.2. Défauts rencontrés dans un champ PV
L'étude menée dans les travaux de "L.Bun" [12] a permis de collecter les défauts les plus
rencontrés dans une installation photovoltaïque, qui peuvent être classifiés en sept grands groupes
selon la fonction des différents composants constituant l’installation PV :

Défauts dans le générateur photovoltaïque ;

Défauts dans la boîte de jonction ;

Défauts dans le système de câblage ;

Défauts dans le système de protection ;

Défauts de l’onduleur ;

Défauts dans le système d’acquisition des données.
47
Chapitre 3
Figure 3-1 : Exemples de défauts rencontrés dans des générateurs PV, (a) salissure, (b) ombrage,
(c) échauffement de la cellule (face avant), (d) échauffement de la cellule (face arrière), (e) échauffement des
soudures (face avant), (f) échauffement des soudures (face arrière)
Figure 3-2 : Exemples de défauts rencontrés dans des boîtes de jonction
Figure 3-3 : Exemples de défauts rencontrés dans le système de câblage
Figure 3-4 : Exemples de défauts de diodes de by-pass
48
Chapitre 3
Une deuxième sélection de ces défauts repose sur leurs criticités et l'occurrence, a permis de
sélectionner les défauts principaux dans la partie du générateur PV [12]. Le tableau (3-1) présente
les principaux défauts et anomalies classés suivant l’emplacement de leur apparition dans une
installation PV.
Tableau 3-1 : Principaux défauts et anomalies rencontrés dans un générateur PV
Éléments du
Origines de défauts et d’anomalies
générateur PV
Générateur PV
Boîte de jonction
Câblage et
connecteur






Feuilles d'arbre, déjections, pollution, sable, neige etc.
Détérioration des cellules, fissure, échauffement des cellules
Pénétration de l'humidité, dégradation des interconnexions,
corrosion des liaisons entre les cellules
Modules de performances différentes
Module arraché ou cassé
Modules court-circuités, modules inversés




Rupture du circuit électrique
Court-circuit du circuit électrique
Destruction de la liaison
Corrosion des connexions





Circuit ouvert
Court-circuit
Mauvais câblage (module inversé)
Corrosion des contacts
Rupture du circuit électrique



Destruction des diodes
Absence ou non fonctionnement de diodes
Inversion de la polarité des diodes au montage, diode mal connectée
Diode de protection
(diode by-pass et
diode anti-retour)
3.3. Modélisation en fonctionnement défaillant d’un champ PV
Nous avons vu dans le chapitre précédent la modélisation d’un champ PV en fonctionnement
sain. Dans ce chapitre, nous détaillons la modélisation de quelques défauts qui peuvent affecter un
générateur PV.
49
Chapitre 3
3.3.1. Classification des défauts pour la modélisation
Les principaux défauts et anomalies listés dans le tableau (3-1), sont encore une fois classifiés
en cinq catégories pour la modélisation (défaut Mismatch et d'ombrage, défaut de diode By-pass,
défaut de module, défaut de connectique et défaut de diode anti retour) [12]. Le tableau (3-2)
présente la nouvelle restructuration et classification de défauts.
Tableau 3-2 : Classification de défauts et d’anomalies d’un champ PV
Composant du
champ
Nature des défauts
Dénomination de défauts
Cellules









Module arraché ou cassé
Pylônes, cheminée, sable, neige etc.
Échauffement des cellules
Dégradation des interconnexions
Fissure
Corrosion des liaisons entre cellules
Modules de performances différentes
Détérioration des cellules
Pénétration de l'humidité
Groupes de
cellules





Destruction des diodes
Absence de diodes
Inversion de la polarité des diodes
Diode mal connectée
Diode court-circuitée
Module



Modules court-circuités
Inversion de polarité du module
Modules shuntés
Strings






Rupture du circuit électrique
Destruction de la liaison
Corrosion des connexions
Corrosion des contacts
Court-circuit du circuit électrique
Module déconnecté
Défaut de connectique
Champ





Destruction des diodes
Absence de diodes
Inversion de la polarité des diodes
Diode mal connectée
Diode court-circuitée
Défaut de diode anti retour
Défaut Mismatch
et d’ombrage
Défaut de diode
By-pass
Défaut de module
50
Chapitre 3
Dans notre cas, nous modélisons que les deux premiers défauts," défaut Mismatch et
d’ombrage" et "défaut de diode By-pass".
3.4. Modélisation des défauts
3.4.1. Défaut Mismatch et d’ombrage
Le défaut Mismatch est le défaut causé par l’association des cellules photovoltaïques qui ne
sont pas homogènes ou mal assorties (ces cellules photovoltaïques possèdent une caractéristique
non identique), ce déséquilibre dégrade le point de puissance maximum, et conduit à une
baisse de production du module PV. On doit donc veiller à ce que les paramètres de l’équation (2-5)
soient identiques pour l'ensemble des cellules, car le changement dans l’un des paramètres de
l’équation (2-5) conduira à la dissemblance de caractéristique des cellules.
Le défaut d’ombrage est un cas particulier du défaut Mismatch car sa présence conduit à une
diminution de l’ensoleillement reçu par les cellules PV. Le défaut Mismatch peut être dû à une
légère variance des caractéristiques des cellules PV à la fabrication mais aussi aux différentes
conditions de fonctionnement causées par les différents défauts. Le tableau (3-3) représente
l’impact des différents défauts sur les paramètres de la cellule [12].
Tableau 3-3 : Impact des différents défauts sur les paramètres de la cellule
Nature des défauts
Paramètres affectés


Module arraché ou cassé
Ombrage : Feuilles d'arbre, déjections, sable, Variation de photo courant
pollution, neige etc.

Échauffement des cellules



Dégradation des interconnexions
Fissure
Corrosion des liaisons entre cellules



Modules de performances différentes
Détérioration des cellules
Pénétration de l'humidité
Variation de la température
Variation de la résistance série
Variation de tous les paramètres
des cellules
51
Chapitre 3
3.4.1.1.
Modélisation du défaut Mismatch et d’ombrage
Donc la modélisation du défaut Mismatch et d’ombrage est possible grâce à la variation des
différents paramètres de la cellule PV (Tableau 3-3). Dans le cas de défaut de type Mismatch ou
d’ombrage la tension fournie par les cellules n'est pas identique pour un même courant. Par
exemple, la figure (3-5) montre les caractéristiques
d’une cellule PV ombrée à 50% et celle
d’une cellule PV non ombrée (bonne).
Figure 3-5 : Caractéristiques (I-V) d’une cellule (a)cellule ombrée (b) cellule bonne
Dans le cas d'un groupe de cellules, lorsqu’une ou plusieurs cellules de ce groupe est (sont) en
défauts, la diode by-pass associée à ce groupe devient passante (la tension de ce groupe est
négative), en dérivant ainsi le courant en excès pour la cellule en défaut.
Les équations (3-1) et (3-2) donnent la relation du courant et de la tension d'un groupe de
cellules protégé par la diode By-pass [12]. La figure (3-6) montre les caractéristiques
d’un
groupe de cellules.
52
Chapitre 3
Figure 3-6 : Caractéristiques (I-V) d’un groupe de cellules avec et sans diode by-pass
Continuons avec l’exemple précédent. La figure (3-7) montre les caractéristiques
d’un
groupe de cellules avec une cellule ombrée à 50% (groupe mauvais) et d’un groupe bon.
Figure 3-7 : Caractéristiques (I-V) d’un groupe de cellules (a) groupe mauvais (b) groupe bon
Dans le cas d'un module PV, les deux relations du courant et de la tension d'un module PV
sont données par les équations suivantes [12]:
La figure (3-8) montre les caractéristiques
d’un module avec une cellule d'un groupe
ombré à 50% (module mauvais) et d’un module bon.
53
Chapitre 3
Figure 3-8 : Caractéristiques (I-V) d’un module (a) module mauvais (b) module bon
Simulation du défaut Mismatch et d’ombrage
3.4.1.2.
Dans cette partie, on va présenter les résultats de simulation d’un module PV lors d’un défaut
Mismatch et d’ombrage (défauts Mismatch type : «ombrage», «
constitué de 72 cellules (
», «
» et « »). Le module est
), ces dernières sont divisées en quatre groupes. Chaque groupe
est protégé par une diode by-pass (
). Le tableau (3-4) représente, les paramètres choisis
pour la simulation en cas de défaut Mismatch.
Tableau 3-4: Les paramètres choisis pour la simulation en cas de défaut Mismatch
Paramètres
Valeur
a.
4.75
1e-8
0.005
9
25
72
4
1.2
Ombrage
La figure (3-9) montre le comportement d'un module PV lors des différents scénarios
d’ombrage. Tout d’abord, une des cellules du module PV est ombrée partiellement (à 25%) et puis
le taux d’ombrage de la cellule est augmenté progressivement jusqu'à ce que la cellule soit ombrée à
100% (Taux d’ombrage : le rapport entre la surface équivalente de la partie ombrée d’une cellule
photovoltaïque sur sa surface totale). Ensuite, on a appliqué un ombrage total sur trois cellules à la
fois (une cellule pour chaque groupe). Selon les résultats de simulation obtenus pour ce type de
défaut on peut remarquer que :

Présence d’un point d’inflexion, elle est due au fait qu’une ou plusieurs diodes by-pass se
mettent en conduction. Selon le taux d’ombrage sur la cellule, la diode by-pass se met en
54
Chapitre 3
conduction à différents niveaux de courant de fonctionnement. Il est à remarquer également que
la perte en tension est en fonction du nombre de diodes by-pass en conduction ;

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert

Le facteur de forme diminue en fonction du taux d’ombrage.
est inchangé ;
diminue pour un nombre important de cellules ombrées ;
Figure 3-9 : Caractéristique (I-V) d'un module PV lors d'un défaut d'ombrage
b.
Mismatch type «
»
La figure (3-10) montre le comportement d'un module PV lors d’un défaut Mismatch type
«
». Selon les résultats de simulation obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

Le courant de court-circuit

Le facteur de forme diminue en fonction de la croissance de la valeur de la résistance série
et la tension de circuit ouvert
sont inchangés ;
;

Déviation de pente par rapport à celle de la courbe normale ;

Présence d’un point d’inflexion pour une valeur importante de la résistance série
. la perte en tension est suffisamment grande pour rendre la tension du groupe
négative et faire basculer la diode By-pass en mode passant.
55
Chapitre 3
Figure 3-10 : Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type «
c.
»
Mismatch type
La figure (3-11) montre le comportement d'un module PV lors d’un défaut Mismatch type «
». Selon les résultats de simulation obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert

Le facteur de forme diminue en fonction de la réduction de la valeur de la résistance shunt
est inchangé ;
est inchangée pour une faible sévérité ;
;

Déviation de pente par rapport à celle de la courbe normale.
Figure 3-11: Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type «
»
56
Chapitre 3
d.
Mismatch type « T »
La figure (3-12) montre le comportement d'un module PV lors d’un défaut Mismatch type
«T».Selon les résultats de simulation obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert
est inchangé ;
et le facteur de forme diminuent en fonction de l’augmentation
de la température.
Figure 3-12 : Caractéristique (I-V) d'un module PV lors de défauts Mismatch type «
»
3.4.2. Défaut de diodes By-pass
Les diodes By-pass, utilisées pour protéger les modules, peuvent faillir par des problèmes de
surchauffe ou de sous dimensionnement. Les défauts électriques associés à cette diode sont : diode
court-circuitée, diode déconnectée et diode inversée ou claquée en cours de fonctionnement et se
comporte comme une impédance d’une valeur quelconque [12].
3.4.2.1.
a.
Modélisation de défaut de diodes By-pass
Diode By-pass court-circuit
La tension et le courant d'un groupe de cellules associes à une diode By-pass court-circuitée
(fig.3-13) sont donnés par les équations suivantes [12]:
57
Chapitre 3
Figure 3-13 : Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass court-circuitée
b.
Diode By-pass déconnectée
La tension et le courant d'un groupe de cellules associes à une diode By-pass déconnectée
(fig.3-14) sont donnés par les équations suivantes [12] :
Figure 3-14 : Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass déconnectée
c.
Diode By-pass claquée
La tension et le courant d'un groupe de cellules associé à une diode By-pass claquée
(remplacée par une impédance Z) (fig.3-15) sont donnés par les équations suivantes [12] :
58
Chapitre 3
Figure 3-15 : Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass claquée
d.
Diode By-pass inversée
La tension et le courant d'un groupe de cellules associé à une diode By-pass inversée (fig.3-
16) sont donnés par les équations suivantes [12] :
Figure 3-16 : Schéma d’un groupe de cellules PV avec la diode By-pass inversée
3.4.2.2.
Simulation de défaut de diodes By-pass
Dans cette simulation, on utilise les mêmes paramètres choisis dans la simulation précédente
(Tableau3-4).
59
Chapitre 3
a.
Diode By-pass court-circuitée
Dans notre cas, le module possède quatre diodes By-pass, lorsqu'une diode By-pass est court-
circuitée, on perd le quart de la tension produite par le module. La figure (3-17) montre le
comportement d'un module PV quand une diode By-pass est court-circuitée. Selon les résultats de
simulation obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert

Diminution de la tension de circuit ouvert
est inchangé ;
diminue en fonction du nombre de diodes court-circuitées ;
est facile à déterminer (-10,8 V par diode).
Figure 3-17 : Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''Court-circuitée''
b.
Diode By-pass déconnectée
Dans ce cas, il n’y a plus de protection assurée par la diode By-pass. La figure (3-18) montre
le comportement d'un module PV quand une diode By-pass est déconnectée. Lorsque le module est
totalement éclairé (sans ombrage), aucune perte de tension ou de courant n’est apparue dans le
module. Mais avec un ombrage, la perte en tension augmente en fonction de la croissance de
l’amplitude de l’ombrage. Selon les résultats de simulation obtenus pour ce type de défaut on peut
remarquer que :

La tension de circuit ouvert

Le courant de court-circuit
est inchangée ;
et le facteur de forme diminue fortement en fonction du nombre
de cellules ombrées ;

Déviation de pente par rapport à celle de la courbe normale.
60
Chapitre 3
Figure 3-18 : Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''déconnectée''
c.
Diode By-pass claquée
Dans ce cas, la diode By-pass se comporte comme une impédance. La figure (3-19) montre le
comportement d'un module PV quand une diode By-pass est claquée. Selon les résultats de
simulation obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

Le courant de court-circuit

La tension de circuit ouvert
est inchangé ;
et le facteur de forme diminuent en fonction de la croissance
de l’impédance de la diode ;

Déviation de pente par rapport à celle de la courbe normale.
Figure 3-19 : Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass ''claquée''
d.
Diode By-pass inversée
Dans ce cas, la diode By-pass est bloquée quand la tension du groupe de cellules qu’elle
protège est négative et passante dans le cas inverse (contrairement à son fonctionnement normal).
61
Chapitre 3
La figure (3-20) montre le comportement d'un module PV quand une diode By-pass est
inversée. Lorsque le module est totalement éclairé (sans ombrage), la diode By-pass est passante (la
tension aux bornes du groupe de cellules est positive) dans cette situation, le quart de la tension du
module est perdu. Dans le cas contraire (avec ombrage) la diode By-pass est bloquée, le module se
comporte comme dans le cas où la diode By-pass est déconnectée. Selon les résultats de simulation
obtenus pour ce type de défaut on peut remarquer que :

La tension de circuit ouvert

Le courant de court-circuit
diminue en fonction du nombre de diodes inversées ;
et le facteur de forme diminue fortement en fonction du nombre
de cellules ombrées.
Figure 3-20 : Caractéristique (I-V) d'un module PV avec une diode By-pass '' inversée ''
3.5. Conclusion
Dans ce chapitre nous avons, présenté les différents défauts d'une installation photovoltaïque
et leur classifications. Ces défauts sont classifiés en cinq catégories afin de faciliter leur
modélisation. Ces catégories de défauts sont :

Défauts Mismatch et d’ombrage ;

Défauts de la diode By-pass ;

Défauts de module ;

Défauts de connectique ;

Défauts de la diode anti-retour.
62
Chapitre 3
Deux types de défauts ont été modélisés dans ce chapitre, le défaut Mismatch et d’ombrage, et
le défaut de diode By-pass, ensuite nous avons simulé le comportement d’un module lors de
différents défauts Mismatch (ombrage,
,
et ) et de défauts diode By-pass (court-circuitée,
déconnectée, inversée et claquée).
63
CHAPITRE 4
Placement de capteurs en vue de la détection des
défauts possibles de l’installation
Chapitre 4
Placement de capteurs en vue de la détection des défauts
possibles de l’installation
4.1. Introduction
En théorie, les modules PV ont une durée de vie d'environ 20 ans, mais en pratique, pour
plusieurs raisons, certains modules PV sont endommagés après avoir été utilisés pendant une
période de 8-10 ans. Par conséquent, afin d'assurer un fonctionnement sûr et fiable des centrales
PV, nous devons établir un système de surveillance pour ces installations afin de détecter, de
localiser et de résoudre les défauts en temps opportun [38].
Dans ce chapitre, nous allons tout d’abord présenter les différentes méthodes de diagnostic
pour détecter et/ou localiser les défauts dans un système photovoltaïque. Parmi ces méthodes, la
méthode de mesure de tension et de courant. Il est possible, grâce à cette dernière de détecter et de
localiser rapidement les défauts par l’analyse des grandeurs mesurées à l'aide des capteurs placés
dans ces installations. Une brève étude bibliographique, sur les différentes méthodes de mesure de
tension et de courant traités dans la littérature, est menée dans la seconde partie de ce chapitre.
L’objectif de notre travail est de proposer une nouvelle architecture de placement de capteurs
pour la détection et la localisation de défauts dans un champ photovoltaïque. Dans la dernière partie
de ce chapitre nous allons procéder à une présentation détaillée de cette nouvelle architecture.
Ensuite, nous présentons des résultats de simulation sous Matlab / Simulink pour plusieurs types de
défauts en appliquant le modèle de placement de capteurs développé dans cette étude.
4.2. Méthodes de diagnostic d’un champ PV
Il existe plusieurs méthodes de diagnostic d’un champ PV, certaines méthodes effectuent
uniquement la fonction de détection. Tandis que certaines autres effectuent la fonction de
localisation après que la détection de défauts ne soit réalisée. Ces méthodes de diagnostic peuvent
être classifiées en deux catégories principales [12] :

Méthodes courantes industrialisées ;

Méthodes proposées dans la littérature.
65
Chapitre 4
4.2.1. Méthodes de diagnostic courantes industrialisées
Actuellement, les systèmes de monitoring pour les installations PV sont intégrés aux
onduleurs. Cette méthode électrique permet de détecter les pannes de l'installation et de vérifier leur
bon fonctionnement. Généralement, les données mesurées sont les mêmes d’un système à un autre.
Les grandeurs mesurées les plus courantes sont [12] :

Le courant débité par le champ PV ;

La tension aux bornes du champ PV ;

La résistance d’isolement entre les bornes positives et négatives du champ PV et d'autres
grandeurs complémentaires comme la température ambiante du site et l’ensoleillement.
Il existe aussi des méthodes non-électriques comme la méthode de l’imagerie d’infrarouge.
Où il est possible, grâce à une caméra thermique de localiser précisément le lieu où apparaissent les
défauts dans les différents composants du système PV (fig.4-1) (fig.4-2) [39,40].
Figure 4-1 : Imagerie thermique d'un module PV lors d'un défaut Mismatch (cellule ombrée)
Figure 4-2 : (a) Cellule en silicium polycristallin (b) Imagerie thermique de la surface d'une cellule
en silicium (point chaud entre le ruban et la cellule PV)
66
Chapitre 4
4.2.2. Méthodes dans la littérature
Plusieurs méthodes de diagnostic ont été proposées dans la littérature pour détecter et
localiser les défauts dans un système PV. Nous résumons dans cette partie les différentes méthodes
[38].
4.2.2.1.
Méthode de réflectométrie
La réflectométrie fonctionne sur le même principe que celui d'un radar : une impulsion ou un
échelon est transmis dans un fil. N'importe quelle discontinuité (fissure, défaut, court-circuit, circuit
ouvert) se comporte comme un obstacle à cette impulsion incidente et provoque une réflexion. Cette
méthode a été appliquée dans le but de détecter le défaut de type "circuit ouvert", "court-circuit" et
"augmentation de l’impédance de la connectique", dans un string photovoltaïque par "T. Takashima
et all"[41].
Figure 4-3 : Principe de la réflectométrie pour localiser le défaut dans un string PV
4.2.2.2.
Méthode d’analyse du point de fonctionnement
Cette méthode repose sur l’analyse et la comparaison du point de puissance maximale actuel
de l'installation PV et celui attendu [42]. Cette méthode offre la possibilité de détecter
automatiquement la présence d’un défaut sans interrompre le système.
4.2.2.3.
Méthode de mesure de tension et de courant
Le recueil de grandeurs mesurées (courant et tension) à différents points du champ
photovoltaïque permet de détecter et de localiser précisément l'emplacement du défaut à l'aide des
67
Chapitre 4
capteurs placés dans le champ PV. Plusieurs études sont menées dans ce cadre par différents auteurs
[43,44,45,46,47].
4.2.2.4.
D’autres méthodes
De nouvelles stratégies sont proposées pour le diagnostic des installations PV, par exemple,
dans les travaux menés par "Yuchuan Wu et all et E. Karatepe et all "[48,49] ont utilisés l'analyse
par réseaux artificiels de neurones. Dans les travaux de "Z. Cheng et all"[50] la théorie de la
commande floue est employée pour le diagnostic.
La méthode de détection de défauts qui sera retenue dans notre travail est "la méthode de
mesure de tension et du courant".
4.3. Méthode de mesure de tension et du courant
Il existe plusieurs propositions pour le raccordement et la remise en ordre d’une installation
efficace de capteurs dans un champ PV. Ces capteurs sont employés pour mesurer des grandeurs
électriques (tension et courant), le défaut dans une installation PV est détecté et localisé grâce à la
comparaison de ces grandeurs mesurées avec les données nominales. Une synthèse rapide des
travaux trouvés dans la littérature est présentée dans le tableau (4-1).
Tableau 4-1 : Résumé des différentes méthodes de mesure de tension et de courant
trouvées dans la littérature
Méthode de mesure de tension et du courant
Type de couplage
Connection Total Cross Tied (TCT)
Connexion Série-Parallèle (SP)
Auteurs

Y.Liu et all [43,44]

X. Xu et all [45]

H. Zhiqiang [46]

T. Jianeng et all [47]
68
Chapitre 4
Selon les résultats présentés dans le tableau (4-1), les méthodes de mesure de tension et de
courant proposées se focalisent sur deux axes (selon le type de couplage de champ PV): des
méthodes conçues pour le couplage (TCT) et des méthodes proposées pour le couplage (SP). La
proposition d’une nouvelle méthode de mesure de tension et du courant est présentée à la dernière
partie de ce chapitre pour le couplage type Bridge Linked (BL).
Pour le champ PV totalement interconnecté (TCT), les modules photovoltaïques sont tous
connectés en parallèle (forment des branches nommées : branches de connexion-parallèle) puis ces
branches de connexion-parallèle sont connectés en série (fig.4-4.a). La figure (4-4.b) représente le
schéma équivalent à la structure (TCT).
Figure 4-4 : (a) La connexion (TCT) (b) Schéma équivalent de la connexion (TCT)
Les travaux menés par "X. Xu et all"[45], ont proposés un modèle de placement de capteurs
pour le couplage type (TCT).Dans ce modèle, un capteur de tension est placé pour chaque branche
de connexion-parallèle pour mesurer sa tension
(
). Chaque branche de connexion-
parallèle est divisée en groupe, et chaque groupe est équipé d'un capteur de courant, comme est
représenté sur la figure (4-5).
Dans des circonstances normales, le courant mesuré par chaque capteur de courant est le
même, sa formule est :
Dans laquelle
représente le nombre
de groupes sur chaque branche de connexion-parallèle, est le numéro de ligne de la branche de
connexion-parallèle et
représente le nombre de groupes parallèles dans chaque branche de
connexion-parallèle.
69
Chapitre 4
Lorsqu'un module dans
groupe est ombré ou endommagé, alors branches de connexion-
parallèle :

Courant de sortie

Tension de sortie
;
.
Les autres branches parallèles normales :

Courant de sortie

Tension de sortie
;
.
En comparant la tension de sortie des différentes branches de connexion-parallèle, nous
pouvons trouver l'emplacement de la branche de connexion-parallèle en défaut, en comparant le
courant de sortie des groupes de la même branche de connexion-parallèle, nous pouvons trouver le
groupe défaillant.
Figure 4-5 : Schéma de placement de capteur pour la structure (TCT)
L'étude de "H. Zhiqiang"[46] soulève un autre modèle de placement de capteurs conçus
spécialement pour les champs PV câblés en série-parallèle (SP). La mise en place des capteurs de
tension et du courant proposé dans ces travaux est représentée sur la figure (4-6).
70
Chapitre 4
Figure 4-6 : Premier schéma de placement de capteurs pour la structure (SP)
L'ensemble du champ PV est composé de
strings en parallèle, chaque string est composé de
modules en série. Des dispositifs de détection de courant sont placés dans l'installation pour
mesurer le courant de chaque string
obtenir la tension totale
. Des capteurs de tension sont également placés pour
et la tension de la moitié des modules pour chaque string
En premier lieu, les courants
Deuxièmement, les tensions
et
sont analysés pour identifier le string en défaut.
sont comparées afin de localiser le point de défaut. Donc les
grandeurs mesurées sont: le courant
de chaque string, la tension de sortie globale
et la tension de la moitié des modules pour chaque string
fonctionnement normal on a :
. Dans l’état de
et
. Lorsqu’un
module dans un string est endommagé, on alors :
Il suffit simplement de calculer et d'analyser les grandeurs mesurées selon (4-1), (4-2) et (43), ensuite nous pouvons trouver l'emplacement approximatif du module en défaut.
71
Chapitre 4
Le deuxième modèle de placement de capteurs conçus pour les champs câblés en sérieparallèle (SP) est proposé dans les travaux de "T. Jianeng et all"[47]. Il est illustré dans la figure (47), dans ce schéma chaque boîte noire peut présenter soit un module ou un groupe de modules
photovoltaïques.
Figure 4-7 : Deuxième schéma de placement de capteurs pour la structure (SP)
Supposons, qu'il existe
strings, et chaque string se compose de
on a besoin seulement d'un capteur de courant et (
utilise le nombre entier
modules PV. Dans ce cas,
capteurs de tension (si
est impaire on
) pour chaque string. Le principe du diagnostic de défaut selon ce
modèle est le suivant : dans l'état normal de fonctionnement, le courant de chaque string pour le
même nombre de modules photovoltaïques approximativement est le même.
Si un défaut se produit dans un string, son courant va diminuer par rapport aux autres strings
sans défaut, donc le défaut dans un string est confirmé si son courant est réduit par rapport aux
autres strings normaux. Un critère
réel, la valeur de ce critère est :
"courant standard" est choisi afin de distinguer l'état défiant
, où
string en défaut est localisé si son courant est inférieur au courant standard
de moins de
. Selon ce critère, le
.Si le courant chute
du courant nominal, aucun défaut n’est déterminé parce que cette situation ne
perturbe pas son fonctionnement normal. D'après les résultats de l'étude de "T. Jianeng et all" [47],
la catégorie de défauts est déterminée selon la diminution de la valeur du courant mesuré. Le défaut
de circuit ouvert dans un string est confirmé lorsque le courant de ce dernier est nul, si la diminution
72
Chapitre 4
du courant augmente (de
à
du courant nominal), dans ce cas le générateur photovoltaïque
ne peut pas fonctionner plus normalement, alors le défaut de court-circuit est confirmé à l'exception
du phénomène du point chaud. Si le courant de string chute de façon spectaculaire (plus de
du
courant nominal), le phénomène de point chaud peut être déterminé. Après détermination du string
en défaut, l'emplacement du point de défaut doit être déterminé en fonction de la tension
. Le deuxième critère choisi est
"tension standard", où
représente la tension de sortie du générateur photovoltaïque. Si la tension
donc il y a un défaut au niveau de ces
est inférieure à
,
modules couverts par ce capteur de tension, sinon le
point de défaut se trouve dans les autres modules. Finalement, le point de défaut est localisé après la
comparaison entre chaque tension
et
.
4.4. Nouvelle méthode de mesure de tension et de courant
Cette nouvelle méthode de mesure du courant et de tension, est adaptée à la configuration
(BL). Elle permet de localiser les points de défaut rapidement et avec précision grâce à la
comparaison des valeurs mesurées. La configuration (BL) est composée de plusieurs mailles
répétitives, chaque maille est constituée de quatre modules de deux strings adjacents, reliés entre
eux par des connexions.
En considère qu’un champ PV est composé de
pouvons déterminer
modules par string, nous
connexions (si
utilise le nombre entier
située au-dessous et à droite du module
strings contenant
). La connexion prend l'étiquète
est impaire on
si elle est
.
La figure (4-8) ci-dessous représente un champ (8,4) interconnecté en (BL) avec 32 modules
PV et 10 connexions (N=4 strings, M=8 modules).
73
Chapitre 4
Figure 4-8 : Présentation d'un champ (8,4) connectée en BL
4.4.1. Arrangement des capteurs
Le procédé de mise en place des capteurs de mesure (tension et courant) est représenté sur la
figure (4-9). Dans notre cas, on place un capteur de tension pour chaque deux modules successifs
liés par un nœud et un capteur de courant au bout de chaque string.
Alors pour un champ
capteurs de tension (si
, on a besoin de
capteurs de courant et
est impair on utilise le nombre entier
).
Chaque capteur de tension prend l'étiquète (m, n) avec :
74
Chapitre 4
Figure 4-9 : Nouveau schéma de placement de capteur dans un champ PV
Le nombre de capteurs requis est réduit dans cette méthode par rapport aux autres méthodes
précitées. Par exemple, la figure (4-10) montre un champ (3,3) avec des capteurs de tension et de
courant selon cette nouvelle architecture, on a besoin de quatre capteurs de tension (
1/2 =
13+1/2 =4) et trois capteurs de courant (N=3), on place un cinquième capteur pour
mesurer la tension globale de sortie. Pour le même nombre de modules on a besoin de sept capteurs
de tension et trois capteurs de courant selon le modèle étudié par "T. Jianeng et all"[47].
75
Chapitre 4
Figure 4-10 : Schéma d'un champ (3,3) avec des dispositifs de détection de courant et de tension
4.4.2. Principe du diagnostic de défaut
Ce nouveau modèle de diagnostic de défaut (fig.4-9), permet de localiser le point de défaut
grâce à la comparaison des grandeurs mesurées suivantes : le courant de chaque string
, la
tension de sortie globale , ainsi que la tension des deux modules successifs reliés par un nœud
. De cette façon, le string en défaut est détecté par l’analyse du courant de tous les strings et
l’emplacement précis du défaut est localisé selon
4.4.2.1.
.
Détermination du string en défaut
Dans l'état normal de fonctionnement le courant de chaque string pour le même nombre de
modules photovoltaïques est le même. Donc le défaut dans un string est confirmé si son courant est
réduit par rapport à un autre string normal. Un critère
(le courant standard) est spécifié afin de
distinguer entre le défaut réel et les petites perturbations. Par exemple, dans un champ
photovoltaïque
de
3
x
3,
ce
critère
est
donné
par :
avec
. Selon ce critère, le défaut dans un string est déterminé si son
courant est inférieur au courant standard
4.4.2.2.
, sinon l'état défiant n'est pas confirmé.
Localisation du point de défaut
Dans l'état de fonctionnement normal, la tension
de chaque deux modules successifs
reliés par un nœud sont identiques. Mais dans le cas contraire ces tensions ne sont plus identiques.
76
Chapitre 4
Après détermination du kième string défiant, l'emplacement du point de défaut dans ce string est
localisé en fonction de la tension
concernant le string en défaut. Avec les valeurs de et sont
données par les relations suivantes :
Le critère nécessaire à la localisation du point de défaut est :
, où U représente
la tension de sortie du champ photovoltaïque et M le nombre de modules par string. Si la tension de
est supérieure à
, Donc il n'y a pas de défaut au niveau de ces deux modules. Finalement, le
point de défaut sera localisé après la comparaison entre chaque tension de
et
.
L'organigramme de la méthode de diagnostic proposé est représenté sur la Figure (4-11).
Début
Mesure de courant de chaque branche Ik(k=1..N) ,la tension pour chaque deux modules successifs
reliées par un nœud Umn et la tension globale U
Les valeurs standards: IS=90%Im (Im=max{I1...Ik}),US=2*U/N
La quantité relative Ik(k=1..N)
N
Ik<IS ?
Y
Le k-ème string est en défaut
N
Tous les strings sont
vérifiés ?
Y
Valeurs des tension mesurée pour le k-ème string en défaut Uij
Uij> US ?
Y
Les deux modules couvrés par le
capteur Uij sont normales le défaut
est au niveau des autres modules
N
N
Le point de défaut
est entre les deux
modules couvrés
par le capteur Uij
Tous
comparées
Y
Le point de défaut est déterminer
fin
Figure 4-11 : Organigramme de la méthode de diagnostic
77
Chapitre 4
Continuons avec l’exemple précédent (fig.4-10) en supposant que le premier string est en
défaut donc son courant
avec
,
concernant le premier string en défaut sont:
et
est en défaut alors les valeurs des tensions seront:
), avec la tension standard
.Les valeurs des tensions
(dans le cas où c’est le deuxième string qui
et
,pour le troisième string ils seront:
. La comparaison entre
et
et
permet de
localiser l'emplacement du point de défaut dans le string défiant. Trois cas sont possibles :
Si
Si
Si
et
et
et
, avec
, avec
, avec
. Donc le module (1,1) est en défaut.
. Donc le module (2,1) est en défaut.
. Donc le module (3,1) est en défaut.
Le tableau (4-2) ci-dessous donne l'évolution des grandeurs mesurées lors d'un défaut dans un
champ (3,3).
Tableau 4-2 : Évolution des grandeurs mesurées lors d'un défaut dans un champ(3,3)
String en
défaut
String (1)
String (2)
String (3)
Courant
standard Is
Courant de
string en
défaut
Module
(1,1)
(2,1)
(3,1)
(1,2)
(2,2)
(3,2)
(1,3)
(2,3)
(3,3)
U12< Us
U12< Us
U12> Us
U12< Us
U12< Us
U12> Us
U14< Us
U14< Us
U14> Us
U21> Us
U21< Us
U21< Us
U23> Us
U23< Us
U23< Us
U23> Us
U23< Us
U23< Us
en défaut
Tension
standard Us
Tension des
deux
modules
concernant
le string en
défaut
4.4.2.3.
Résultat de simulation
La faisabilité du modèle proposé dans ce mémoire est prouvée par des résultats de simulation
sous l'environnement Matlab / Simulink pour différents types de défauts. Le module photovoltaïque
utilisé dans cette simulation est de type "Solarex MSX-60", ces caractéristiques électriques du
constructeur (STC) sont représentées dans le tableau (4-3).
78
Chapitre 4
Tableau 4-3 : Caractéristiques électriques du module type 'Solarex MSX-60’(STC)
Caractéristiques
Valeur
60
17.1
3.5
21.1
3.8
36
2
Le modèle de simulation est développé sous Matlab/Simulink, il contient 9 modules
photovoltaïques interconnectés en Bridge Linked (BL) (3× 3), ce modèle de simulation est présenté
dans la figure (4-12).Ce dernier permet de simuler le courant, la tension de sortie et la puissance du
générateur photovoltaïque sous divers scénarios de défaut.
Figure 4-12 Modèle de simulation
La simulation est faite sous les conditions (STC), les paramètres de simulation du module
sont répertoriés dans le tableau (4-4) [51]. Dans cette série de simulation, on s’intéresse uniquement
aux :

Défauts de module (déconnecté, court-circuité) ;

Défauts d’ombrage (phénomène de point chaud).
79
Chapitre 4
On peut envisager 3 scénarios différents dans cette série de simulation :



Scénario 1 : un module déconnecté ;
Scénario 2 : une cellule court-circuitée, un groupe de cellules court-circuité, un module courtcircuité ;
Scénario 3 : différents niveaux d’ombrage.
Tableau 4-4: Paramètres choisis pour la simulation du module 'Solarex MSX-60’(STC)
)
Paramètres
Valeur
a.
9.014e-8
3.810
0.238
6720.656
1.298
Scénario 1(module déconnecté)
Dans ce scénario, on débranche un des modules du string. Tous les autres éléments du champ
sont en condition normale. D’après les résultats du tableau (4-5), le défaut type circuit ouvert
(module déconnecté) est confirmé en raison de la valeur zéro du courant
du premier string de
l'installation photovoltaïque. Le numéro du module en défaut est limité entre (1,1) et (2,1) car
, mais le module (2,1) est confirmé sans défaut, car la valeur
est plus élevée que
, après cette analyse on peut confirmer qu’il y a un défaut de type circuit ouvert au niveau du
module(1,1).
Tableau 4-5 : Défaut module déconnecté
b.
État normal
3.54
3.54
3.54
34.03
34.03
34.03
34.03
34.03
Circuit ouvert
0
3.57
3.57
32.25
40.91
34.49
35.17
34
Scénario 2(module court-circuité)
Dans ce scenario, trois états défaillants sont traités : une cellule court-circuitée, un groupe de
cellules court-circuités (18 cellules) et un module court-circuité (36 cellules à la fois).Selon les
résultats obtenus dans le tableau (4-6), le courant et la tension de sortie ont diminué en raison du
défaut de court-circuit on constate que, plus le nombre de cellules en défaut augmente plus le
courant et la tension diminuent aussi.
80
Chapitre 4
Cependant, l'état de fonctionnement est presque le même que l'état normal, lorsque le défaut
est produit au niveau d’une seule cellule, à cause de cette faible diminution on ne peut pas
confirmer si un défaut est produit ou non au niveau de l'installation. Le courant standard est égal
à
, avec :
.Selon ce critère le défaut est confirmé dans
l'installation lorsqu’un groupe de 18 cellules (
court-circuité (
a
) ou lorsqu’un module est totalement
). Pour ces deux cas le courant du string en défaut
inférieure au
et la tension
est plus élevée que
est inférieur à
.On
donc, le défaut est situé au
niveau du module (1,1).
Tableau 4-6 : Défaut court-circuit
État normal
3.54
3.54
3.54
34.03
34.03
34.03
34.03
34.03
3.52
3.56
3.56
33.81
34.17
33.88
33.91
33.88
3.12
3.77
3.77
27.41
35.65
29.64
30.3
29.86
3.04
3.80
3.80
18.43
35.95
23.69
24.51
23.96
1 cellule
court-circuitée
18 cellules
court-circuitées
1 module
court-circuité
c.
Scénario 3(phénomène point chaud)
Dans ce scénario, on effectue différents taux d’ombrage sur une cellule du module. Tout
d’abord, on couvre la cellule d’une manière partielle puis complète. L’ombrage de la cellule
photovoltaïque affecte considérablement la puissance de sortie de l’installation. Conformément au
résultat du tableau (4-7), lorsqu’une cellule photovoltaïque est totalement ombrée la puissance est
réduite à 29 % de la valeur normale. Selon les résultats de ce type de défaut, lorsque la surface
ombrée de la cellule est inférieure ou égale à 50% de la surface totale, le défaut ne peut pas être
confirmé, parce que la valeur du courant du string en défaut
est supérieure à
(
). Si
une cellule dans un module photovoltaïque est totalement ombrée, dans ce cas on a
,
alors le défaut est confirmé. Il est produit au niveau du module (3,1) parce que la valeur de
supérieure à
et
est inférieure à
est
.
81
Chapitre 4
Tableau 4-7 : Phénomène du point chaud
État normal
3.54
3.54
3.54
34.03
34.03
34.03
34.03
34.03
3.48
3. 49
3. 49
34.59
34.38
34.47
34.41
34.17
3.22
3.31
3.31
36.13
34. 2
35.06
34.42
34,84
2.92
3.09
3.09
37.28
34.29
34.63
34.6
35.28
2.15
2.57
2.57
39.14
33.83
36.25
34.28
35.6
Une cellule
ombrée a
10%
Une cellule
ombrée à
30%
Une cellule
ombrée à
50%
Une cellule
ombrée à
100%
4.5. Conclusion
Les différentes méthodes de diagnostic pour détecter et localiser les défauts dans un système
photovoltaïque sont présentées dans ce dernier chapitre. Puis une étude bibliographique sur les
différents modèles de raccordement et de remise en ordre de capteurs dans un champ PV, est traitée
dans la deuxième partie de ce chapitre. Ensuite, on a présenté une nouvelle combinaison de
placement de capteurs pour la détection des défauts dans un champ PV. La quantité des capteurs
requis ainsi que le coût sont réduits considérablement dans ce modèle par rapport aux autres
modèles existant. Ce chapitre a permis de présenter les résultats de simulation pour différents types
de défauts associés à cette nouvelle architecture.
82
CONCLUSION GENERALE
CONCLUSION GENERALE
CONCLUSION GENERALE
D’une manière générale, un système de diagnostic est indispensable pour détecter et
localiser des défauts et des anomalies en temps opportun afin d’améliorer le rendement des
différents systèmes de production d'électricité. Dans notre cas il s’agit de système d'énergie hybride
éolienne-photovoltaïque. Ce système est composé de deux types de générateurs : l’éolienne et le
générateur photovoltaïque, notre étude s’est portée sur la partie photovoltaïque du système hybride.
Le but principal a été atteint en développant un modèle de placement de capteurs dans un
champ photovoltaïque afin de détecter et localiser des défauts conduisant à une baisse de production
ou à une destruction partiale ou totale de l'installation.
L’étude bibliographique sur les différents modèles d'une cellule photovoltaïque (modèle à
trois paramètres, à cinq paramètres ou plus), nous avons retenu le modèle de Bishop à huit
paramètres. Ensuite nous avons étudié l'influence de quelques paramètres du modèle choisis selon
les caractéristiques de la cellule.
Ensuite nous avons présenté les principaux défauts les plus rencontrées dans une installation
photovoltaïque et leurs classifications en cinq catégories. Deux types de défauts ont été retenus pour
la modélisation et la simulation.
Puis, nous avons développé, une nouvelle combinaison de placement de capteur présentée
dans le 4éme chapitre .Les résultats de simulation, sous l’environnement Matlab / Simulink,
montrent de bonnes performances.
Cette étude ouvre de nombreuses perspectives. Nous pouvons citer quelques tâches
essentielles qui pourraient être conduites rapidement :

Appliquer le modèle de placement de capteur proposé pour faire la détection et la localisation de
défauts pour un champ PV réel ;

Améliorer ce modèle proposé pour déterminer le type de défauts, dans ce travail seulement le
défaut type circuit ouvert est confirmé ;

Améliorer la capacité de diagnostic (pour les défauts accumulés ou plusieurs défauts en même
temps), nous avons considéré tout au long de cette étude seulement le défaut simple.
84
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90
BIBLIOGRAPHIE
Résumé
Dans ce travail, nous développons une nouvelle combinaison de placement de capteur pour la
détection et la localisation de défauts dans les installations hybrides (éolienne-photovoltaïque),
spécialement côté générateur photovoltaïque. Plusieurs topologies d'interconnexion des modules
photovoltaïques dans un champ photovoltaïque sont proposées dans la littérature, parmi eux la
configuration Bridge Linked (BL). Cette nouvelle architecteur de raccordement et de remise en ordre
de capteurs dans les champs photovoltaïques, est adaptée à la configuration (BL). Elle permet de
localiser les points de défaut rapidement et avec précision grâce à la comparaison des valeurs
mesurées par ces capteurs installés avec les valeurs nominales. Les résultats de simulation obtenus
sous l’environnement Matlab/ Simulink, ont montré l’efficacité et les performances du modèle
développé pour différent types de défauts.
Mots clés : Détection, localisation, Simulation, Placement de capteurs, Éolien, Photovoltaïque,
Hybride, Bridge Linked.
Abstract
In this work, we develop a new combination of sensor placement for the detection and the
localization of defaults in the hybrid installations (wind - photovoltaic), especially photovoltaic
generating side. Several interconnection topologies of photovoltaic modules in a photovoltaic array are
proposed in the literature, among them the Bridge Linked (BL) configuration. This new architecture
for connecting and reordering sensors in the photovoltaic array is adapted to the BL configuration. It
permits to locate points of default rapidly and with precision by the comparison of the values
measured by installed sensors and nominal values. Simulation results obtained under the Matlab /
Simulink environment, demonstrate the effectiveness and performance of the model developed for
different kinds of defaults.
Key words: Detection, localization, simulation, placement of sensors, Wind Power, Photovoltaic,
Hybrid, Bridge Linked.
‫ملخص‬
‫ طورنا بنية هندسية جديدة من اجل وضع أجهزة االستشعار لكشف وحتديد موقع األعطال يف األنظمة اهلجينة)الرياح‬,‫يف هذه األطروحة‬
‫ يوجد العديد من أمناط من اجل توصيل الوحدات الشمسية يف جمموعات لتشكيل‬. ‫والطاقة الشمسية) خصيصا يف مولد الطاقة الشمسية‬
،‫ إن هذه اهلندسة جديدة لربط و ترتيب أجهزة االستشعار يف حقول الطاقة الشمسية‬. ‫حقول الطاقة الشمسية من بينها منط اجلسر املرتطط‬
‫ بإمكاننا حتديد موقع األعطال بسرعة وبدقة عن طريق مقارنة القيم املقاسة بأجهزة‬.‫مت تطويرها خصيصا من اجل منط اجلسر املرتطط‬
.‫ أثطتت فعالية وأداء النموذج املطور‬،‫ السيميولينك‬/ ‫ نتائج احملاكاة اليت مت احلصول عليها يف ماتالب‬.‫االستشعار مع القيم القصوى‬
.‫اجلسر املرتطط‬, ‫ اهلجني‬,‫ الطاقة الشمسية‬, ‫ طاقة الرياح‬,‫ وضع أجهزة االستشعار‬,‫ المحاكاة‬,‫تحديد‬, ‫ اكتشاف‬:‫الكلمات المفتاحية‬
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