Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement Au Réseau Electrique D’Installations Techniques Photovoltaïques Interactions onduleur PV/réseau Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV ESPRIT Tâche 3 Interactions onduleur PV/réseau Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV Rédacteur : Tran-Quoc Tuan (IDEA) Bacha Seddik (G2elab) Travaux réalisés avec le soutien financier de l’ADEME Décembre 2011 Tran Quoc Tuan - IDEA 2/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Table des matières I. INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 4 II. TACHE 3.1 : REGLAGE DE TENSION .................................................................................................. 5 II.1 INTRODUCTION ..................................................................................................................................... 5 II.2 LE REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF POUR LE REGLAGE DE TENSION...................................................... 7 II.2.1 Variations de tension ....................................................................................................................... 7 II.2.2 Solutions de réglage de tension ....................................................................................................... 8 II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ? ........................................................................................ 9 II.3 DESCRIPTION DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE [TRAN-05] ............................................ 10 II.4 RESEAU D’ETUDE ET SCENARIOS [TRAN-09] ..................................................................................... 15 II.5 REGULATION EN P/Q (RPQ) ............................................................................................................... 17 II.6 REGULATION AUTO-ADAPTATIVE DE TENSION (RAA) ........................................................................ 18 II.7 VALIDATION PAR LES ESSAIS AVEC L’ONDULEUR REEL ET LE SIMULATEUR TEMPS REEL .................... 20 II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel ................................................................................................ 20 II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais ................................................................................................. 20 II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20)..................................................................................... 20 II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) ............................................................................ 21 II.7.5 Capteurs de courant et de tension ................................................................................................. 21 II.7.6 Impact sur la variation de tension ................................................................................................. 21 II.8 AVANTAGES DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE ................................................................. 22 III. TACHE 3.2 : CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE LA QUALITE ................................ 23 III.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................... 23 III.2 PROBLEMATIQUE DES COURANTS HARMONIQUES ET DES FILTRES ...................................................... 23 III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau ......................................................... 23 III.2.2 Filtre passif............................................................................................................................... 24 III.2.3 Filtre actif ................................................................................................................................. 25 III.2.4 Filtre actif hybride .................................................................................................................... 25 III.3 COMMANDE GENERIQUE D’UN FILTRE ACTIF PARALLELE.................................................................... 25 III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle ................................................................................... 25 III.3.2 Commande générique ............................................................................................................... 26 III.4 COMMANDE D’UN ONDULEUR COMME FILTRE ACTIF .......................................................................... 27 III.4.1 Modèle de la charge ................................................................................................................. 27 III.4.2 Fonction PV de filtrage actif .................................................................................................... 29 III.4.3 Simulation ................................................................................................................................. 30 III.5 CONCLUSION ...................................................................................................................................... 31 IV. TACHE 3.3 : TENUE AUX PERTURBATIONS .............................................................................. 32 IV.1 COMPORTEMENT DES ONDULEURS PV EN CAS DE COURT-CIRCUIT [LE_11] ...................................... 32 IV.2 LIMITATION DE LA TENSION DU BUS DC EN CAS DE CREUX DE TENSION [NGUY_11] ........................ 33 IV.2.1 Problématique ............................................................................................................................... 33 IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal .......................................................... 35 IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut....................................................... 36 IV.2.4 Simulation ..................................................................................................................................... 37 IV.2.5 Conclusion..................................................................................................................................... 39 V. AUTRES SERVICES APPORTES PAR LE PV : REDUCTION DU TAUX DE DESEQUILIBRE DE TENSIONS [TRAN_10C] ............................................................................................................................ 39 VI. CONCLUSIONS ................................................................................................................................... 41 VII. REFERENCES ..................................................................................................................................... 42 Tran Quoc Tuan - IDEA 3/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV I. Introduction Le raccordement des systèmes PV au réseau peut avoir des impacts sur le fonctionnement du réseau [TRAN-03]: Variation de tension due à l’injection de puissance active (ou/et réactive) sur le réseau, en particulier pendant une période de fort ensoleillement et de faible consommation Déséquilibre de tension entre phases Impact du caractère intermittent de la ressource solaire Injection d’harmoniques de découpage au réseau si les onduleurs ne sont pas munis de filtres efficaces Injection de courant continu au réseau Contribution au courant de court-circuit Courants de fuite Perturbations des signaux tarifaires Impact des systèmes PV sur les pertes… Cependant, ces impacts peuvent être fortement diminués en remplaçant le contrôle/commande des onduleurs existants par un contrôle/commande « intelligent ». L’utilisation d’un contrôle/commande « intelligent » des onduleurs pourrait avoir comme bénéfices la réduction des coûts de raccordement, l’augmentation de la performance des onduleurs PV raccordés au réseau voire la possibilité de mise en œuvre de fonctionnalités permettant d’améliorer le fonctionnement du réseau ou la qualité de la tension sans pour autant diminuer l’efficacité du dispositif de découplage des onduleurs.. Ce rapport présente les fonctionnalités qui pourraient être intégrées aux onduleurs PV grâce à la mise en place d’un contrôle/commande intelligent ainsi que les critères de qualité de la tension pouvant être améliorés : respect du plan de tension en régulant le niveau de tension, absorption/production de puissance réactive selon les besoins, tenue aux creux de tension … Dans ce rapport, on parlera principalement de la BT. Il faut déjà noter que la solution qui consiste à implémenter une régulation de tension en BT ne peut pas actuellement se mettre en place pour régler les problèmes de tension haute. En effet, dans l’arrêté du 28 avril 2008, il est dit que les installations de production raccordées en basse tension ne doivent pas absorber de puissance réactive. Il présente : - Un exemple de contrôle/commande intelligent permettant d’assurer le réglage de tension (chapitre II) - Une analyse des possibilités d’amélioration de la qualité de la tension (filtrage des harmoniques) (chapitre III) - Une étude de la capacité de tenue des onduleurs PV face aux perturbations du réseau (chapitre IV) - Enfin, une proposition d’un service apporté par onduleurs PV pour la réduction du taux de déséquilibre de tension (chapitre V). Tran Quoc Tuan - IDEA 4/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV II. Tâche 3.1 : Réglage de tension II.1 Introduction Le raccordement d'une installation de production décentralisée d'énergie (PDE ou génération décentralisée d’énergie GDE) sur un réseau de distribution modifie, du fait de l'injection de puissance active et réactive, le plan de tension et les transits de puissance sur le réseau. Ceci a pour effet une augmentation du niveau de tension du réseau de distribution. Le changement de régime de fonctionnement du réseau (charge maximale et minimale) et le caractère intermittent des GED peuvent provoquer des variations importantes de la tension pouvant dépasser les limites réglementaires admissibles avec comme conséquence directe une déconnexion intempestive des GED [TRAN-03]. Par ailleurs, les GED étant en majorité de petite puissance relativement modeste, elles ne sont, en général, pas suivies par les gestionnaires de réseaux et donc pas dispatchables. La communication entre les GED et le gestionnaire du réseau de distribution est donc limitée, ce qui induit des difficultés dans l'application des algorithmes de répartition optimale de puissance (OPF : Optimal Power Flow) et de gestion centralisée du réactif (VVC : Volt Var Control). Aussi, comme les moyens traditionnels de contrôle ne permettent pas de maintenir de façon satisfaisante la tension dans les limites admissibles, le développement d’un régulateur de tension intégré aux onduleurs semble être une option intéressante pour éviter d’avoir à renforcer le réseau, pour réduire le coût de raccordement et pour augmenter le taux de pénétration et les performances des GED. Il y a plusieurs solutions pour le réglage de tension (Voir II.2.2). Mais un tel régulateur autoadaptatif est en effet capable de maintenir la tension du réseau dans les différents régimes de fonctionnement de manière locale, automatique, adaptative et intelligente sans besoin des moyens de communication avec le gestionnaire du réseau. Ce concept de régulateur a comme avantage de faciliter le plan de contrôle et de gestion des réseaux en présence des GED sans nécessiter de nouveaux équipements ou d’intervention sur les réseaux. Des régulateurs de ce type sont d’ores-et-déjà intégrés à certains onduleurs, notamment ceux commercialisés au Japon. En effet, au Japon tous les onduleurs doivent être équipés d’une fonction de limitation de la tension [IEA_09]. Ces onduleurs possèdent une régulation de la puissance réactive en fonction de la tension du réseau (voir Figure II.1). Tran Quoc Tuan - IDEA 5/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Figure II.1. Algorithme de contrôle de la tension utilisé dans les onduleurs au Japon [IEA09] Il existe aussi en France des réflexions sur la mise en place de régulation de tension (Q=f(U)) que ce soit en HTA ou en BT, basées sur des solutions plus simples que la régulation autoadaptative. Le présent rapport présente une autre méthode de régulation, bien adaptée au contexte de smart-grid et de l’intelligence répartie, qui permet aux onduleurs PV de participer au réglage de tension. Elle est basée sur le principe d’utiliser les onduleurs comme les DFACTs répartis afin de réguler la tension du réseau [TRAN-10c]. Les onduleurs PV utilisent le régulateur adaptatif de tension proposé [TRAN-2005]. Pour agir sur les tensions basses, il est intéressant que les onduleurs restent connectés au réseau même au moment où il n’y a pas d’ensoleillement (ex : la nuit). Néanmoins, l’étude de raccordement, notamment en HTA mais aussi en BT, réalisée par ERDF, évite ce genre de problème. La satisfaction des besoins du gestionnaire de réseau consiste à utiliser, à chaque instant, les possibilités de fourniture ou d'absorption de réactif des onduleurs PV (lorsqu'ils existent) pour effectuer un réglage de tension en fonction des besoins du réseau. L'échange des informations étant limité, chaque installation PV doit assurer la fonction de régulation de tension de manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque installation PV doit détecter les variations de tension et les niveaux critiques en utilisant des mesures locales, ainsi, l’installation PV doit s’adapter aux différents régimes de fonctionnement. C’est pourquoi une stratégie de réglage local avec un système contrôle/commande intelligent des onduleurs PV est développée. Dans cette éventualité, dans [TRAN-05, TRAN-09 et TRAN-10c] un nouveau concept d’un système PV plus intelligent a été conçu. Un régulateur auto-adaptatif capable de maintenir la tension du point de raccordement des installations PV dans les limites admissibles et de participer au réglage « optimal » de tension du réseau a été proposé. Cette solution permet à chaque production PV d’être indépendante, et de ne pas dépendre d’une entité définissant les consignes à appliquer à la production. Avec le principe actuel de tarification des réseaux pour les producteurs, ce service de réglage fourni par le producteur peut contribuer à réduire le coût des renforcements de réseau rendus nécessaires par le raccordement du producteur. Afin d’évaluer la performance de la solution proposée, cette partie présente tout d’abord la nécessité de développement d’un régulateur auto-adaptatif de tension pour les productions Tran Quoc Tuan - IDEA 6/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV décentralisés, en particulier les productions PV (en HTA). La description du régulateur autoadaptatif proposé est ensuite abordée. D’autres solutions sont aussi présentées succinctement. Enfin, la démonstration de la performance de la méthode proposée est effectuée par les simulations sur un réseau réel BT en présence d’installations PV. II.2 Le régulateur auto-adaptatif pour le réglage de tension II.2.1 Variations de tension Dans le réseau de distribution classique avec la structure radiale, la tension est plus élevée au poste source et diminue vers l’extrémité du départ. La puissance circule dans un sens à partir du poste source vers les consommations. Mais avec la présence des GED sur le réseau, le réseau devient actif, la puissance circule dans les deux sens. PL VCharge VRes Rseau X R V QL Charge PG QG QC GED Comp. Q Figure II.2: Schéma simplifié pour détermination de chute de tension La chute de tension entre le poste source et le point de raccordement d’une GED via une ligne est déterminée par : Vres R( PG PL ) X (QG QL QC ) 2 Vres Vres Où : R, X : résistance et réactance totale de la ligne PG, QG : puissance active et réactive fournie par une GED PL, QL : puissance active et réactive de consommation QC : puissance réactive du dispositif de compensation Vres : tension du réseau Selon la structure du réseau, le point de raccordement et la puissance injectée par GED, la tension peut être élevée au point de raccordement, pouvant même dépasser la limite admissible. Dans le réseau de distribution, la résistance linéique est plus importante que la réactance linéique : la puissance active injectée par GED joue un rôle important pour la modification de tension. La production des GED est non garantie en général pour les sources d’énergie renouvelable (caractère intermittent), pouvant provoquer une fluctuation imprévue de tension. En France, l’élévation calculée de la tension induite par l’installation de production doit permettre de maintenir en tout point de livraison du réseau la tension à l’intérieur de la plage : 230V-10% et +10% en BT et tension contractuelle (en générale 20 kV) -5% à +5% en HTA. Tran Quoc Tuan - IDEA 7/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Le plan de tension dans le réseau de distribution dépend fortement du niveau de consommation et du facteur de puissance de ces charges. Un changement de charge provoque une variation de tension sur le réseau. Le cas extrême pour une élévation de tension correspond à la charge consommée nulle associée à une production maximale. La variation de tension dépend des moyens de compensation (DFACTS, Condensateurs) et des moyens de réglage (transformateur réglable en charge, régulateur des générateurs …). D’autre part, la tension en chaque nœud dépend aussi de la configuration du réseau, notamment de la section des lignes ou des câbles et de leurs longueurs. En résumé, la variation de tension est causée par : - La variation de charge (à pleine charge, à faible charge) - La variation de production des GED (caractère intermittent) - Les moyens de compensation et de réglage - La configuration du réseau (R, X …) II.2.2 Solutions de réglage de tension Dans les réseaux de distribution, les solutions possibles pour le réglage de tension sont : Le changement automatique des prises des transformateurs réglables en charge HTB/HTA. Cette solution est disponible en France mais pas dans tous les pays. De plus la présence des GED dans le réseau peut provoquer des dysfonctionnements sur la régulation standard d’un transformateur. Cette solution qui peut paraître insuffisante dans les cas où la répartition des GED est hétérogène entre les départs est possible avec l’étude de raccordement qui se fait en amont. Le changement manuel des prises des transformateurs HTA/BT. Cette solution n'est pas adaptée aux variations fréquentes de tension dans le réseau de distribution Le compensateur de chute de tension sur les lignes ou les câbles (LDC: line drop compensator). Cette solution est non disponible en France La compensation par les condensateurs. Cette solution est généralement utilisée pour la compensation réactive des flux de puissance dans le réseau, mais elle pourrait être utilisée sur le réseau BT pour remonter la tension. Le raccordement des GED au réseau peut provoquer des surtensions, ainsi cette solution reste difficile à mettre en œuvre. Les moyens de compensation par DFACTS. Cette solution n'est pas encore développée et serait onéreuse. L’utilisation spécifique des GED pour participer au réglage de tension : cette solution est l’objet du développement proposé, avec une solution spécifique. Pour les GED, il y a deux types de régulation : Le régulateur de tension (Automatic Voltage Regulator: AVR) est capable de maintenir la tension terminale constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les générateurs de dizaines à centaines de MVA dans le réseau de transport ou par les générateurs fonctionnant en réseau séparé. Le régulateur de facteur de puissance ou de puissance réactive (Power Factor : PF/VAR) est capable de maintenir le facteur de puissance ou la puissance réactive constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les GED ou les générateurs connectés aux réseaux de distribution de quelques kVA à dizaines de MVA. Il faut noter que la production PV est un cas particulier de ce type de régulation. Pour ce cas on peut l’appeler la régulation P/Q (avec Q=0). Tran Quoc Tuan - IDEA 8/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Le système de régulation PF/VAR (ou P/Q) est bien adapté pour les GED, en particulier les GED de petites puissantes. Pour les GED avec l’interface d’électronique de puissance, la régulation de tension de type P/Q est largement utilisée (Figure II.3). Cette régulation maintient les puissances active et réactive constantes. Imes Vmes Pconsigne Pmes P&Q Calcule Qmes PI PI Qconsigne Vmes V Pref Qref Calcule de courant Vd de référence Id Iq Imes dq Iref PI PWM Iref Vq PWM Vd,Vq Vmes PLL Figure II.3: Principe de Régulation P/Q II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ? Les GED disposés sur une portion de réseau peuvent participer au réglage de tension sur cette portion. Mais des questions se posent : - Qui décide de changer les valeurs de consigne de ces GED? - de combien? (La quantité nécessaire pour ramener la tension dans les limites admissibles) - Quand et combien de temps ? (Le moment de changement) - Où ? (Quelles GED ?) Un régulateur auto-adaptatif permet de répondre en partie aux questions posées avec un intérêt particulier : prise de décision locale sur des mesures locales. Une quantité significative de GED de petite puissance n’est en général ni observable, ni dispatchable. Dans ce contexte, les stratégies de contrôle centralisé avec les communications entre les GED et le gestionnaire du réseau sont difficiles ou cela augmente sensiblement le coût de raccordement en ajoutant les équipements supplémentaires de mesure et de contrôle. L'échange des informations étant limité, chaque GED doit assurer la fonction de régulation de tension de manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque GED doit détecter la situation de fonctionnement et s’adapter pour les différents régimes de fonctionnement avec les mesures locales. Tran Quoc Tuan - IDEA 9/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV II.3 Description du régulateur auto-adaptatif proposé [TRAN-05] Le système concerné comporte une production décentralisée d’énergie (GED) raccordée sur un réseau de distribution via un point de raccordement. Un régulateur auto-adaptatif de tension est développé afin d’assurer la fonction de régulation de tension pour maintenir la tension dans les limites dans les différents régimes de fonctionnement. Trois modes de fonctionnement du régulateur sont possibles (Figure II.4) correspondant à trois régimes de fonctionnement possibles (Régime normal, Régime perturbé et Régime critique) : - Mode de régulation de facteur de puissance ou de puissance réactive (Mode PF/VAR) pour le régime de fonctionnement normal (Régime normal) - Mode de régulation de tension (Mode AVR) pour le régime de fonctionnement perturbé (Régime perturbé) - Mode de régulation de puissance active (Mode P) pour le régime de fonctionnement perturbé (Régime critique) Le changement de mode de fonctionnement du régulateur est assuré de manière automatique et auto-adaptative afin de maintenir la tension au nœud désiré dans la limite désirée pour n’importe quel régime de fonctionnement. Ce régulateur utilise les mesures de tension ou de courant au point de raccordement. Imes Vmes Pconsigne Pmes P&Q Calcule Qmes PI PI Vmes V Pref Qref Calcule de courant Vd de référence Vq Id Iq Imes dq Iref PI PWM Iref PWM Vd,Vq Vmes + + PLL Qconsigne Vmax Q adaptée Bloc Adaptation Vmes Vmin Figure II.4: Régulation auto-adaptative de tension proposée Dans cette partie, la description d'un régulateur auto-adaptatif est présentée. Quelques points importants du régulateur auto-adaptatif proposé sont: Rôle du régulateur auto-adaptatif: Ce régulateur permet de maintenir la tension au point de raccordement ou un point désiré du réseau dans les limites désirées dans n'importe quelles conditions de fonctionnement. Tran Quoc Tuan - IDEA 10/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Normalement, ce système permet de maintenir localement la tension au point de raccordement dans la limite désirée s'il n'y a aucun échange d'information (mode local). Dans le cas où il y a un minimum d'information sur le réseau (mode coordonné), ce système permet de maintenir la tension au point désiré dans la limite désirée. Cela permet de maintenir globalement le niveau de tension du réseau dans les limites désirées. Ce régulateur fonctionne en 3 modes. La détection de la condition de fonctionnement et le basculement entre ces modes de fonctionnement sont automatiques et auto-adaptatifs. Régime critique (V> Vmax_admissible et Q=Qmin) Basculement en mode de régulation de puissance active (Mode P) pour maintenir V à la valeur Vmax_admissible (Diminuer P => diminuer V) 6 2 3 Régime perturbé (V> Vmax_désirée) Basculement en mode de régulation de tension (Mode AVR) pour maintenir V à la valeur Vmax_desirée (Absorber Q => diminuer V) Vmax admissible 2 3 Vmax désirée 1 Régime normal (Vmin_désirée ≤ V ≤ Vmax_désirée) Fonctionnement en mode de régulation de PF ou de VAR (Mode PF/VAR) pour maintenir PF ou VAR à la valeur désirée Vnominale 1 Vmin désirée 4 Vmin admissible 4 5 5 Qmin PDE absorbe Q PDE fournit Q Régime perturbé (V< Vmin_désirée) Basculement en mode de régulation de tension (Mode AVR) pour maintenir V à 7 Qmax Q la valeur Vmin_desirée (Fournir Q => augmenter V) Régime critique (V< Vmin_admissible et Q=Qmax) Basculement en mode de régulation de puissance active (Mode P) pour maintenir V à la valeur Vmax_admissible (Augmenter P => augmenter V) Figure II.5: Principe de fonctionnement du régulateur auto-adaptatif proposé Domaine d’application: Ce régulateur est utilisable pour les GED de quelques kW à quelques dizaines de MW sur les réseaux de distribution BT ou HTA. Cela concerne les GED de type de machine tournante ou de type de convertisseur DC/AC (onduleur). Variable d’entrée: Le système utilise uniquement les mesures de tension et de courant au point de raccordement ou au point désiré. Tran Quoc Tuan - IDEA 11/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV - Pour les productions raccordées au réseau AC la valeur efficace simple (phase-neutre ou phase-terre) ou composée (phase-phase ou entre phases) est utilisée. - Pour les productions raccordées au réseau DC la valeur directe est utilisée Il faut définir les différents niveaux de tension pour le fonctionnement du régulateur comme sur la Figure II.5: - La tension nominale Vnominale, normalement égale à 1.0 pu - La tension admissible, fixée par les réglementations. Par exemple en France, en BT: Vmin_admissible =0.90 pu et Vmax_admissible =1.1 pu; en HTA: Vmin_admissible = 0.95 pu et Vmax_admissible =1.05 pu - La limite de tension désirée, c'est une plage de tension désirée; ex: Vmin_désirée =1.0 pu; Vmax_désirée =1.04 pu. Un bon choix de ces valeurs permet de maintenir non seulement la tension au nœud de raccordement mais encore les autres nœuds du réseau dans la limite admissible. Cette limite peut être fixée par le client ou par le gestionnaire du réseau après les calculs d’optimisation de façon à assurer le réglage optimal du plan de tension du réseau. Le fonctionnement est expliqué comme suit: Régime normal C’est le cas d’une tension au point de raccordement restant dans les limites désirées (Vmin_désirée V Vmax_désirée) - (point 1 sur la Figure II.5) Le régulateur fonctionne en mode régulateur PF/VAR (Mode PF/VAR) avec deux possibilités: - Soit le régulateur maintient le facteur de puissance constant afin de minimiser les pertes - Soit le régulateur maintient la puissance réactive constante à la valeur désirée; ex: Q=0 Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement supérieure à la limite maximale désirée (V > Vmax_désirée) Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne Vmax_désirée. Pour ce cas, la GED absorbe de puissance réactive afin de diminuer et ramener la tension à la valeur Vmax_désirée Si la capacité d’absorption de puissance réactive de la GED est possible, la tension est maintenue à la valeur Vmax_désirée (points 2 sur la Figure II.5). Si la GED a atteint la valeur minimale de puissance réactive (Qmin) et si la GED est capable de maintenir la tension au point de raccordement inférieure ou égale à la valeur Vmax_admissible (point 3 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension dépasse la valeur Vmax_admissible le basculement en mode P est effectué. Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement inférieure à la limite minimale désirée (V < Vmin_désirée) Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne Vmin_désirée . Pour ce cas, la GED fournit de la puissance réactive afin d’augmenter et ramener la tension à la valeur Vmin_désirée. Si la capacité de fourniture de puissance réactive de la GED est possible, la tension est maintenue à la valeur Vmin_désirée (points 4 sur la Figure II.5). Si la GED a atteint la valeur maximale de puissance réactive (Qmax) et si la GED est capable de maintenir la tension au point de raccordement supérieure ou égale à la valeur Vmin_admissible (point 5 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension est inférieure à la valeur Vmin_admissible le basculement en mode P est effectué. Tran Quoc Tuan - IDEA 12/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Régime critique 1 C’est le cas d’une tension supérieure à la limite admissible (V > Vmax_admissible) et quand la puissance réactive absorbée par la GED atteint la limite minimale (Q=Qmin) Dans la situation où la GED absorbe la puissance réactive pour diminuer la tension et sa puissance réactive a atteint la limite minimale, mais la tension est encore très élevée et supérieure à la limite admissible maximale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le régulateur passe en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de consigne fixée à Vmax_admissible. La GED diminue sa puissance active afin de ramener la tension à la valeur Vmax_admissibe (point 6 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la puissance réactive peut être fixée à la valeur minimale. Cette valeur minimale de puissance réactive peut être changée par la relation Q S 2 P 2 . La régulation de puissance active et réactive en même temps pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire. L’action de réduction de production est équivalente à une action de reprise de charge pour diminuer la tension. Régime critique 2: C’est le cas si la tension est inférieure à la limite admissible (V < Vmin_admissible) et la puissance réactive fournie par la GED a atteint la limite maximale (Q=Qmax) Dans la situation où la GED fournit la puissance réactive pour augmenter la tension et sa puissance réactive a atteint la limite maximale, mais la tension est encore très basse et inférieure à la limite admissible minimale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le régulateur peut passer en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de consigne de réglage fixée à Vmin_admissible. La GED augmente de puissance active afin de ramener la tension à la valeur Vmin_admissibe (point 7 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la puissance réactive peut être fixée à la valeur maximale. Cette valeur maximale de puissance réactive peut être changée par la relation Q S 2 P 2 . La régulation de puissance active et réactive en même temps pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire. L’action d’augmentation de production est équivalente à une action de délestage de charge pour augmenter la tension. Grâce à l’action de régulation de puissance active et réactive, une solution est toujours possible dans n’importe quel régime de fonctionnement. De plus, sur le réseau de distribution où le rapport R/X est très important, l’action sur la puissance active est efficace. Les autres points importants du régulateur sont les suivants : Il y a trois possibilités de réglage des valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée 1) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible et Vmin_désirée = Vmin_admissible le régulateur fonctionne de façon à assurer localement la tension au nœud de raccordement dans la limite admissible. Cette solution maintient la tension au point de raccordement, mais agit faiblement pour le maintien de la tension normale dans les conducteurs adjacents. 2) Si on fixe Vmax_désirée < Vmax_admissible et Vmin_désirée > Vmin_admissible le régulateur fonctionne de façon à assurer non seulement la tension locale au nœud de raccordement mais encore la tension sur d’autres nœuds voisins du réseau. Pour les GED de petite puissance le choix de ces valeurs est sensible aux valeurs limites de puissance réactive fournie ou absorbée par chaque GED. Si on fixe la valeur Vmax_désirée à une valeur assez basse, la GED atteint souvent la limite minimale de Tran Quoc Tuan - IDEA 13/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV - - - puissance réactive. Au contraire, si on fixe la valeur Vmin_désirée à une valeur assez haute, la GED atteint souvent la limite maximale de puissance réactive. Il y a 3 possibilités de choix de ces valeurs : Soit le l’utilisateur fixe ces valeurs à la valeur désirée ; ex : Vmax_désirée = 1.04 pu et Vmin_désirée = 1.0 pu. Ce choix par défaut est applicable pour tous les types de réseau. La valeur Vmin_désirée fixée à 1.0 pu permet aux GED de participer au maintien d’un plan de tension assez élevé afin de diminuer les pertes du réseau. La valeur Vmax_désirée fixée à 1.04 pu permet de maintenir un plan de tension du réseau pas trop haut. Avec ces valeurs par défaut la tension du réseau reste toujours dans la limite 1.0 et 1.04 pu. Soit, après calcul, le gestionnaire du réseau peut imposer ces valeurs pour chaque GED. Un calcul d’optimisation du plan de tension est nécessaire pour deux régimes extrêmes (régime de faible charge associée à la production maximale ; régime de forte charge associée à la production minimale) pour déterminer ces valeur. Ces valeurs peuvent être modifiées par le gestionnaire du réseau si nécessaire. Soit le régulateur change de manière adaptative ; ça dépend du régime de fonctionnement en respectant les limites de puissance réactive de chaque GED. Pour ce cas, le régulateur fonctionne en mode AVR pour le régime perturbé. Si le régulateur détecte une variation de tension qui dépasse la valeur désirée et la puissance réactive de GED a atteint la limite, il essaie de changer la limite désirée, en respectant la limite admissible (Vmin_admissible ≤ Vmin_désirée ≤ Vmax_désirée ≤ Vmax_admissible), pour débloquer le problème de limitation de puissance réactive. 3) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible = Vmin_désirée = Vmin_admissible = Vfixée , le régulateur maintient la tension constante à la valeur Vfixée . Ce fonctionnement est choisi en cas de fonctionnement en mode îlotage. Les stratégies de contrôle peuvent être effectuées par : - un contrôleur analogique - un contrôleur numérique - un contrôleur utilisant la logique floue Pour un mode de secours, le basculement en mode de la régulation de PF/VAR à la régulation de tension est possible. En cas de fonctionnement de plusieurs GED en parallèle, la régulation par statisme peut être utilisée pour que la répartition de puissance active et réactive de chaque GED soit optimale en respectant les limites de puissances active et réactive. Pour éviter les oscillations, un mode de contrôle avec hystérésis (retard) est utilisé. Pour les régulateurs des machines tournantes, les limites de sous et sur excitation sont utilisées pour éviter les contraintes thermiques du rotor et les contraintes de stabilité de la machine. Les fonctions de protection, comme la protection de surtension, de sous tension, de surcharge, etc. peuvent être intégrées dans ce système de régulation Au cas où une communication simple entre le régulateur et le gestionnaire du réseau est possible, le gestionnaire peut modifier en ligne les valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée . Ce régulateur passe en mode coordonné, permettant de coordonner les actions de réglage optimal de tension du réseau. Tran Quoc Tuan - IDEA 14/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Réseau d’étude et scénarios [TRAN-09] II.4 Afin d’étudier la performance du régulateur auto-adaptatif de tension appliqué pour les onduleurs PV, un réseau réel BT (Figure II.6) a été utilisé. Ce réseau est alimenté par un transformateur de 160 kVA, 20/0.4 kV. Il se compose de 14 nœuds, 10 charges et 10 productions de PV. La charge placée au nœud 3 est triphasée (centre commerciale), le reste du réseau est monophasé (charge résidentielle) comme présenté sur les Figure II.8 à Figure II.9. Ce réseau BT triphasé avec neutre est modélisé sous EMTP-RV. LV3 p1 p2 N1 N2 c p1 p2 N1 N2 b + N La Lb Lc PV a PV N b PV N PV c L L4b L_Dyn PV-3kW PV-2kW LV6 L_Dyn N + L L5c + a b c L3abc LV5 LV4 p1 p2 N1 N2 PV a N b PV PV N PV c LV2 N PV3P-75kW PV a PV b N PV c La Figure II.7 présente la variation d’ensoleillement mesurée à Saint Jean d’Arvey en juillet 2005. La courbe d’ensoleillement du 14 juillet 2005 est utilisée pour effectuer les études. a p1 p2 N1 N2 PV-1kW c p1 p2 N1 N2 L14c L_Dyn N + N c p1 p2 N1 N2 + + PV-2kW PV-3kW LV11 LV10 LV8 p1 p2 N1 N2 p1 p2 N1 N2 p1 p2 N1 N2 a p1 p2 N1 N2 b + + + + L11a L + L_Dyn LV14 LV9 L7c LV13 LV12 b N N PV-3kW + N L_Dyn N L_Dyn PV a N b PV PV N PV c PV-2kW L L p1 p2 N1 N2 + PV a PV N b PV N PV c L_Dyn L_Dyn a p1 p2 N1 N2 L13b PV a N b PV PV N PV c L L10b PV a N b PV PV N PV c LV7 p1 p2 N1 N2 PV a PV N b PV N PV c LV1 2 PV a N b PV PV N PV c 1 20/0.42 L DY_1 + LF L N 20 kV Network PV a N b PV PV N PV c + L L6a L_Dyn PV-1kW PV-1kW Figure II.6: Réseau réel BT avec les systèmes PV (monophasés et triphasé) Puissance (W) 2000 1500 1000 500 00: 00 01: 12 02: 24 03: 36 04: 48 06: 00 07: 12 08: 24 09: 36 10: 48 12: 00 13: 12 14: 24 15: 36 16: 48 18: 00 19: 12 20: 24 21: 36 22: 48 00: 00 0 Heure 2500 14/07/2005 2000 1500 1000 500 0 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 25/06/2005 26/06/2005 27/06/2005 28/06/2005 29/06/2005 30/06/2005 01/07/2005 02/07/2005 03/07/2005 04/07/2005 05/07/2005 06/07/2005 07/07/2005 08/07/2005 09/07/2005 10/07/2005 11/07/2005 12/07/2005 13/07/2005 14/07/2005 15/07/2005 16/07/2005 17/07/2005 18/07/2005 19/07/2005 20/07/2005 21/07/2005 22/07/2005 23/07/2005 24/07/2005 00/00/2005 Puissance (W) 2500 Heure Figure II.7: Variation d’ensoleillement (scénario d’étude) – scénarios 1 Tran Quoc Tuan - IDEA 15/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV 6 4 3 45 40 L3abc/P_Load L3abc/Q_Load 35 Power load (kW, kVAR) 5 Power load (kW, kVAR) 50 L4b/P_Load L4b/Q_Load L5c/P_Load L5c/Q_Load L6a/P_Load L6a/Q_Load L7c/P_Load L7c/Q_Load L10b/P_Load L10b/Q_Load L11a/P_Load L11a/Q_Load L12a/P_Load L12a/Q_Load L13b/P_Load L13b/Q_Load L14c/P_Load L14c/Q_Load 2 30 25 20 15 10 1 5 0 2 4 6 8 10 12 time (H) 14 16 18 20 22 Figure II.8 : Variation des charges monophasées - scénario 1 (Charges résidentielles) Active and reactive power of load (kW, kVAR) P_Load_N11a Q_Load_N11a 4.5 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure II.9 : Variation des charges triphasées (charge commerciale) – scénarios 1&2 5 0 2 24 20 22 Figure II.10. Variation des charges monophasées - scénario 2 (Charges résidentielles) 24 Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR) 0 3 PV4b_2kW/P PV4b_2kW/Q PV5c_1kW/P PV5c_1kW/Q PV6a_2kW/P PV6a_2kW/Q PV7c_3kW/P PV7c_3kW/Q PV10b_3kW/P PV10b_3kW/Q PV11a_3kW/P PV11a_3kW/Q PV12a_1kW/P PV12a_1kW/Q PV13b_1kW/P PV13b_1kW/Q PV14c_2kW/P PV14c_2kW/Q 2.5 2 1.5 1 0.5 0 -0.5 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure II.11. Variation de puissance des onduleurs PV – scénario 2 (Charges résidentielles) Pour le raccordement des systèmes PV au réseau étudié (Figure II.6), on suppose qu’il y a deux types de générateur PV: Une production PV triphasée raccordée au nœud 3 (75 kWc) – centre commercial Neuf productions PV monophasées raccordées aux autres nœuds (1, 2 ou 3 kWc). Il y a deux scénarios de production PV : le scénario 1 présenté sur la Figure II.7 (ensoleillement du 14 juillet) et le scénario 2 présenté sur la Figure II.11 (ensoleillement de quel jour ?). Deux types de régulation pour ces systèmes PV seront utilisés : Régulation classique P/Q (RPQ), Régulation auto-adaptative de tension (RAA). Deux types de charge sont utilisés pour la simulation : Charge résidentielle : scénario 1 présenté sur la Figure II.8 et scénario présenté sur la Figure II.10 Charge commerciale (Figure II.9). Tran Quoc Tuan - IDEA 16/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV II.5 Régulation en P/Q (RPQ) Scénario 1 80 3.5 PV4b_2kW/P_PV PV4b_2kW/Q_PV 3 PV3P3_75kW/P_PV 70 PV5c_3kW/P_PV PV3P3_75kW/Q_PV 60 PV6a_1kW/P_PV 2.5 PV6a_1kW/Q_PV Power output (kW, kVAR) Power output of PV (kW, kVAR) PV5c_3kW/Q_PV PV7c_3kW/P_PV PV7c_3kW/Q_PV 2 PV11a_3kW/P_PV PV11a_3kW/Q_PV PV12a_1kW/P_PV 1.5 PV12a_1kW/Q_PV PV13b_1kW/P_PV PV13b_1kW/Q_PV 1 PV14b_2kW/P_PV PV14c_2kW/P_PV 30 20 10 0 0 -10 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure II.12. Variation de puissance des 1.1 ) R A 1.05 V k 1 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 l’installation PV triphasée 1.15 s 0.95 r e t r e 0.9 v n i 2 Figure II.13. Variation de puissance de installations PV monophasées 16 18 20 22 24 V2_a V2_b V2_c V3_a V3_b V3_c V4_a V4_b V4_c V5_a V5_b V5_c V6_a V6_b V6_c V7_a V7_b V7_c V10_a V10_b V10_c V11_a V11_b V11_c V12_a V12_b V12_c V13_a V13_b V13_c V14_a V14_b V14_c 100 Ptotal Qtotal 80 Power of transformer (kW, kVAR) -0.5 Voltage (pu) 40 PV14b_2kW/Q_PV 0.5 PV14c_2kW/Q_PV , W k ( 50 60 40 20 0 -20 -40 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 20 22 24 Figure II.15. Variation de puissance du Figure II.14. Variation de tension V transformateur P f o Scénario 2 r e w o p e v i t c a e r 3 1.15 PV4b_2kW/P PV4b_2kW/Q PV5c_1kW/P PV5c_1kW/Q PV6a_2kW/P PV6a_2kW/Q PV7c_3kW/P PV7c_3kW/Q PV10b_3kW/P PV10b_3kW/Q PV11a_3kW/P PV11a_3kW/Q PV12a_1kW/P PV12a_1kW/Q PV13b_1kW/P PV13b_1kW/Q PV14c_2kW/P PV14c_2kW/Q 2.5 2 1.5 1 d n a 0.5 e v 0 i t c A -0.5 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 Figure II.16. Variation de puissance des 20 22 24 ) u p ( 1.1 e g 1.05 a t l o 1 V 0.95 0.9 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 Figure II.17. Variation de tension installations PV monophasées Pour les onduleurs PV, en cas de fonctionnement avec le mode de régulation P/Q, la puissance réactive est imposée nulle (0 kVAR). Pour le scénario 1, la production PV pendant une journée en fonction de la courbe d’ensoleillement est présentée dans la Figure II.12 pour les productions PV monophasées et la Figure II.13 pour la production PV triphasée. La Figure II.14 présente la variation de tension aux nœuds de raccordement des installations PV et la Figure II.15 présente l’échange de puissance entre le réseau en amont (HTA) et le réseau BT étudié. Tran Quoc Tuan - IDEA 17/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV La démarche est identique pour le scénario 2, la Figure II.16 présente la variation des puissances actives des installations PV monophasées et la Figure II.17 présente la variation de tension aux nœuds de raccordement des installations PV. On constate que : Sur quelques nœuds où les installations PV sont raccordées, il y a une surtension importante aux moments de fort ensoleillement. La tension dépasse la tension admissible (1.1 pu), ainsi ces installations PV pourront être déconnectées par leurs protections associées Aux moments de forte charge et de la production PV nulle (ou faible), il y a une soustension sur la plupart des nœuds ; cela peut provoquer une augmentation des pertes En cas de raccordement monophasé, il y a un déséquilibre de tension entre les phases. Ces résultats mettent donc en évidence le dépassement des limites de tension dû à la production de puissance active des installations PV. A cet effet, l’énergie réactive des systèmes PV devrait être modifiée pour régler la tension dans les limites admissibles. C’est pourquoi, le réglage de tension effectué par la régulation intelligente de tension sera présenté dans la partie suivante. II.6 Régulation auto-adaptative de tension (RAA) La structure du réseau, les paramètres et les scénarios sont identiques à l’étude précédente. Les onduleurs PV utilisent le régulateur auto-adaptatatif de tension au lieu de la régulation en PQ. Pour le scénario 1, les Figure II.18 et Figure II.19 présentent la variation des puissances active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé raccordé au nœud 3. La Figure II.20 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement des onduleurs PV. De même, pour le scénario 2, les Figure II.22 et Figure II.23 présentent la variation des puissances active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé. La Figure II.24 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement des onduleurs PV. Scénario 1 80 PV3abc_75kW/P_PV 3 PV4b_2kW_P_PV PV3abc_75kW/Q_PV PV4b_2kW/Q_PV 60 PV5c_3kW/P_PV 2 PV6a_1kW/P_PV Power output of PV (kW, kVAR) Power output of PV (kW, kVAR) PV5c_3kW/Q_PV PV6a_1kW/Q_PV PV7c_3kW/P_PV PV7c_3kW/Q_PV 1 PV10b_2kW/P_PV PV10b_2kW/Q_PV PV11a_3kW/P_PV PV11a_3kW/Q_PV 0 PV12a_1kW/P_PV PV12a_1kW/Q_PV PV13b_1kW/P_PV PV13b_1kW/Q_PV -1 40 20 0 PV14b_2kW/P_PV PV14b_2kW/Q_PV -20 -2 2 4 6 8 10 12 time (H) 14 16 18 20 22 24 -40 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 Figure II.18. Variation de puissance des Figure II.19. Variation de puissance de installations PV monophasées l’installation PV triphasée Tran Quoc Tuan - IDEA 20 22 24 18/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV V2_a V2_b V2_c V3_a V3_b V3_c V4_a V4_b V4_c V5_a V5_b V5_c V6_a V6_b V6_c V7_a V7_b V7_c V10_a V10_b V10_c V11_a V11_b V11_c V12_a V12_b V12_c V13_a V13_b V13_c V14_a V14_b V14_c 1.1 Voltage (pu) ) 1.05 R A V k 1 , W k ( 0.95 s r e t r e v n i 0.9 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 e v i t c a e r 2 1.5 1 0.5 0 20 0 , W k -20 ( m e -40 t s y s r e w o p PV4b_2kW_RAA/P PV4b_2kW_RAA/Q PV5c_1kW_RAA/P PV5c_1kW_RAA/Q PV6a_2kW_RAA/P PV6a_2kW_RAA/Q PV7c_3kW_RAA/P PV7c_3kW_RAA/Q PV10b_3kW_RAA/P PV10b_3kW_RAA/Q PV11a_3kW_RAA/P PV11a_3kW_RAA/Q PV12a_1kW_RAA/P PV12a_1kW_RAA/Q PV13b_1kW_RAA/P PV13b_1kW_RAA/Q PV14b_2kW_RAA/P PV14b_2kW_RAA/Q 4 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 e v i t c a e r d n a 80 PV3abc_75kW_RAA/P PV3abc_75kW_RAA/Q 60 40 20 0 e v -20 i t c -40 A 2 2 f o d n a -0.5 e -1 v i -1.5 t c -2 A 40 p 3 Scénario 2 f o 2.5 ) R A V k 60 V transformateur P V P 3 Ptotal Qtotal 80 Figure II.21. Variation de puissance du Figure II.20. Variation de tension r e w o p 100 Power of transformer (kW, kVAR) 1.15 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 2 4 6 8 10 24 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure II.23. Variation de puissance de Figure II.22. Variation de puissance des l’installation PV triphasée installations PV monophasées 1.15 ) u p ( 1.1 e 1.05 g a t l 1 o V 0.95 0.9 2 4 6 8 10 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure II.24. Variation de tension Les onduleurs PV participent au réglage de tension (voir la puissance réactive absorbée et fournies par ces onduleurs PV) pour maintenir la tension dans la limite admissible (0.9 et 1.1 pu). En cas de forte production, les onduleurs PV participent à la réduction des surtensions par absorption de puissance réactive afin de maintenir la tension inférieure à la tension admissible maximale. En cas de forte consommation, les onduleurs PV participent au maintien d’un plan de tension assez élevé par production de puissance réactive afin de maintenir la tension plus proche de la tension nominale. Cette participation dépend de plusieurs facteurs comme la puissance des onduleurs PV, du lieu de raccordement, du niveau de la tension… Ces cas démontrent les performances et les services apportés par les onduleurs équipés de régulateur auto-adaptatif de tension proposé. Tran Quoc Tuan - IDEA 19/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV II.7 Validation par les essais avec l’onduleur réel et le simulateur temps réel Cette partie présente une validation de l’impact des onduleurs sur la variation en utilisant le simulateur temps réel OPAL-RT. II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel Le réseau test utilisé est le même que celui présenté dans la partie II.4 (voir Figure II.25). L’onduleur réel est raccordé au nœud 5. On étudie la variation de tension sur le réseau test en réponse à la variation de l’ensoleillement. Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) Réseau simulé Iond Simulateur Temps Réel Numérique Vond Charge Consigne Q VDC LV3 LV_2d1 LV4 bB cC cC Onduleur réel i_ond_mes iAC_ond 1 s i + - aA + - bB cC R L5a n c b Rn4 CL4 C13 N_24 C âble_35mm2_5m a n c a CL3 N_PV1 C able 4 C able 3 C a n aA bB cC c LV_5 aA bB cC b LV_4 aA bB C able 2 Source DC Contrôlable (XDC 600-20 ) 300V LV5 LV_3 aA B Hardware A Software Réseau BT rural IDC b Modèle PV CL5 L5b L24c L5c L24b L24a Rn3 Vabc_NPV1 Onduleur PV RN5 From1 Rn5 RNPV V LV2 PQ LV6 LV_2d2 LV_6 aA aA bB bB cC cC n c b a Rn6 Vmes_abc Terminator a + neutre -KGain 1 Saturation out_ampli - C B Va Subtract2 v From11 CL6 A PQ_ond Terminator1 Vpn_mes_N24 Vabc_NPV1 C able 5 ch 2 I Active & Reactive Power LN6 LV1 LV7 LV_2d3 LV_1 b bB c bB cC bB cC cC LV14 n2 LV_14 C able 6 aA Rn7 CL7 bB L14b cC n c LV10 LV_9 LV_10 aA aA bB bB cC cC n c b a C able 9 CL9 Rn9 CL10 CL8 LV11 LV_2 aA bB cC L11a C able 10 a n c b C able 7 a Rn2 LV9 C able 8 n bB cC c aA bB b LV_8 aA RN14 L10b CL11 L11b L11c n LV8 LV_2d4 b CL14 a cC C able 11 c CL1 b C able 1 RN1 a C n B c A Three-Phase Transformer (Two Windings)1 b cC a bB LN7 aA n aA B c A C LV_7 aA aA b N Three-Phase Source1 a a N_70 Rn11 LV12 Rn10 LV_12 aA bB cC LN12 n c b CL12 a C able 12 Rn12 LV13 LV_13 aA bB LN13 cC n c CL13 b C able 13 a Rn8 Rn13 Figure II.25. Banc d’essai et réseau test II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais Dans ce cadre des essais, trois onduleurs PV réels monophasés ont été utilisés : - Fronius IG 20 (avec transformateur HF) - Axun Platinium 2100s (avec transformateur BF) - Sunny Mini Central 9000TL avec Réactive Power Control (sans transformateur) II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20) Dans le banc d’essai, on alimente un onduleur PV avec une alimentation DC commandée par le simulateur temps réel RT-Lab. Le modèle photovoltaïque simulé sur Matlab/Simulink©, donne la bonne caractéristique I-V grâce au bloc fonction « lookup table » comme le montre la Figure II.26. Ensuite la caractéristique I-V est envoyée en temps réel par RT-Lab qui l’injecte comme un signal de courant dans l’entrée de l’alimentation DC. La tension de la source à vide est de 300 V et elle est ensuite imposée par la tension MPP de l’onduleur quand ce dernier est démarré. Tran Quoc Tuan - IDEA 20/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Figure II.26 : Modèle des panneaux PV II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) Le banc PCU-3X5000-BC est un amplificateur triphasé régulé en tension ou courant. Cet amplificateur est l’élément essentiel de l’interface de puissance qui transforme les signaux de sortie du simulateur temps réel numérique, RT-LAB, en grandeurs électriques réels. Il a une puissance de 2kVA par phase à 5KVA en point, et sa technologie linéaire autorise une bande de fréquence du DC à 2 kHz pour le fondamental et jusqu’à 150 KHz en petits signaux, permettant de représenter des phénomènes électriques en base et haute fréquence. II.7.5 Capteurs de courant et de tension Un deuxième élément essentiel de l’interface de puissance est le capteur. Son rôle est également important car il permet de mesurer les courants, tensions ou autres grandeurs, qui seront utilisées par la suite par le simulateur numérique temps-réel. Il accomplit par conséquent la fermeture de la boucle temps-réel hybride. II.7.6 Impact sur la variation de tension Cette partie présente seulement les résultats d’essai pour l’onduleur Fronius IG 20 (2 kW). La Figure II.27 présente la variation du courant de la source DC en fonction de l’ensoleillement. La Figure II.28 présente la variation de la tension DC du bus continu. La Figure II.29 présente la variation des puissances active et réactive à la sortie de l’onduleur en fonction d’ensoleillement. La Figure II.30 présente la variation de tension au nœud de raccordement de l’onduleur. Tran Quoc Tuan - IDEA 21/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV ) 5 A ( 4 t n e 3 r r u 2 c C D 1 0 -1 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Time (H) Figure II.27. Courant DC fourni par la source DC en fonction de variation de l’ensoleillement Figure II.28. Variation de la tension coté DC de l’onduleur (tension MPP) 1200 243 ) R A 1000 V 242 ) 241 V ( 240 , 800 W ( 600 e 239 g a t 238 l o 237 V r e 400 w o P 200 236 235 0 -200 6 234 233 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Time (H) Figure II.29. Variation de puissances active et réactive de l’onduleur 7 20 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Time (H) Figure II.30. Variation de la tension au point de raccordement de l’onduleur (Nœud 5) Ces essais en utilisant le simulateur temps réel confirment l’élévation de tension au point de raccordement en fonction de la puissance injectée. II.8 Avantages du régulateur auto-adaptatif proposé Le régulateur auto-adaptatif de tension proposé présente les avantages suivants. - Ce régulateur permet de maintenir la tension dans les limites désirées (ou admissibles) et permet d’améliorer la qualité de tension de fourniture des GED pour les différents régimes de fonctionnement - Ce régulateur permet d’améliorer les performances des GED et permet de diminuer les variations de tension en régime permanent ou transitoire lent - Le basculement entre les modes de régulation est effectué de manière automatique et adaptative pour les différents régimes de fonctionnement - Il est possible de maintenir les puissances active et réactive de la GED dans ses limites constructives - Le fonctionnement du régulateur est totalement automatique, il n’exige pas de connaissances spécifiques sur les caractéristiques de la GED pour son paramétrage - Le régulateur assure la fonction de régulation de manière autonome sans avoir des communications avec les autres GED ou avec le gestionnaire du réseau - En cas où il y a un échange d’information avec le gestionnaire du réseau, ce régulateur peut fonctionner en mode coordonné pour assurer la coordination de réglage optimal de tension du réseau - Le régulateur n’exige pas de mesures supplémentaires ou de nouveaux équipements, permettant ainsi de réduire le coût de raccordement Tran Quoc Tuan - IDEA 22/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV - - Ce système de régulateur permet le fonctionnement de GED en mode de couplage au réseau et en mode îlotage Ce régulateur permet d’augmenter la capacité de pénétration des GED au réseau Le principe peut être utilisé pour les GED de type machine tournante ou pour les GED raccordées au réseau via un convertisseur DC/AC (éolien, photovoltaïque, pile à combustible, micro turbine) Ce principe est applicable pour les différentes gammes de puissance des GED Ce principe est utilisable pour les GED raccordées en HTA ou BT. III. Tâche 3.2 : Contribution à l’amélioration de la qualité [NGUY_11] III.1 Introduction Cette sous-tâche vise à explorer les moyens offerts par l’onduleur PV en vue de l’amélioration de la qualité des courants injectés au réseau et ce, via un filtrage actif des charges non linéaires connectées (PC, TV, Lampes à basse consommation…). Les problèmes de détérioration harmonique de tension sont actuellement assez rares. S’ils devaient se développer, des producteurs PV pourrait être perturbés et, à terme, il serait probablement nécessaire pour le distributeur d’installer des systèmes de filtrage actif ou d’imposer des normes de pollution plus restrictives. Toutefois, les onduleurs des installations PV ont potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage actif. Cette action est assez prospective mais est cohérente avec le souci général de maîtriser les interactions entre onduleurs. III.2 Problématique des courants harmoniques et des filtres III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau Actuellement, des charges non linéaires (comme les dispositifs de l’électronique de puissance, le redresseur à diode ou à thyristor, le four d’induction…) se connectent de plus en plus au réseau, ce qui provoquent une distorsion du courant et donc de la tension. La qualité de l’énergie électrique peut être perturbée, ce qui peut entraîner un mauvais fonctionnement des dispositifs raccordés au réseau. C'est pourquoi il est nécessaire de développer des dispositifs de filtrage qui permettent d’améliorer la qualité d'énergie. Les onduleurs des installations PV ont potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage. Ce chapitre présente une nouvelle stratégie de commande d’un onduleur comme filtre actif. On illustre dans la Figure III.1 le problème de la pollution harmonique ; ainsi, même si la tension du réseau A est purement sinusoïdale, la chute de tension due à l’impédance de ligne (Zl1+ Zl2) provoque la perturbation de la tension au point B. Cette distorsion de tension influence à son tour d’autres charges connectées au point B, c’est l’impact principal des courants harmoniques qui se rebouclent sur les tensions aux nœuds de raccordement. Un des critères importants de la qualité électrique est le taux de distorsion harmonique du courant (THD) : I 2 h THD Tran Quoc Tuan - IDEA h2 I fond 23/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV R Zl2 Charge non linéaire B A Zl1 Autres charges Figure III.1. exemple d’une charge non linéaire raccordée au réseau La norme principale [IEEE_92] et CEI 61727 impose les limites de la pollution harmonique générée par les clients et de distorsion harmonique totale sur le réseau. Cette norme limite le THD du courant des réseaux <69kV à 5%. Pour limiter des courants harmoniques dans le réseau, on introduit souvent des chemins privilégiés de circulation de ces courants qui évitent le réseau. Cette solution est connue sous le nom de filtrage d’harmonique. En pratique, il y a trois types de filtres : filtre passif, filtre actif et filtre hybride. III.2.2 Filtre passif La solution d’utilisation du filtre passif est la plus classique et la plus utilisée dans la réalité ; elle se compose des éléments passifs suivants: inductance, condensateur, résistance. Ces filtres sont généralement connectés en parallèle avec les charges polluantes. Il y a plusieurs types de filtres passifs qui jouent le rôle de filtrage des différentes fréquences : filtre passe-bas, filtre passe-haut et filtre passe-bande. Icharge Iréseau R Ih Vréseauu Passe- L3 bas C3 L13 ... Passehaut C13 Figure III.2. Schéma d’un filtre passif Normalement, un filtre passif est la combinaison de plusieurs filtres, chacun conçu à une fréquence déterminée (l’ordre 3, 5, 7, 9, 11, 13 dépend du réseau monophasé ou triphasé) et un filtre passe-haut l’est pour les fréquences plus grandes, comme dans la Figure III.2Erreur ! Source du renvoi introuvable.. Les filtres passifs ont l’avantage d’être d’une grande efficacité et d’avoir une structure simple, mais ils présentent aussi des inconvénients : Risque de phénomène de résonance avec d’autres composantes du même réseau. Tran Quoc Tuan - IDEA 24/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Risque de surcharge quand le filtre passif absorbe le courant des autres charges non linéaires. Peu flexible, pas commandable (sauf cas de composants commutés) III.2.3 Filtre actif Les filtres actifs ont été conçus et commercialisés plus récemment et n’ont pas vraiment percé sur le marché. Un filtre actif se compose d’un onduleur connecté au réseau équipé d’un un petit filtre passif. Les avantages du filtre actif par rapport au filtre passif sont : Dimensionnement plus réduit. Capacité de filtrage plus grande. Plus flexible, sans phénomène de résonance ou surcharge car bien contrôlés. Mais le coût et les pertes sont les plus grandes limites. Deux types de filtre actif sont développés : filtre actif parallèle pour compenser les courants harmoniques et filtre actif série pour compenser les harmoniques de tension ( Figure III.3). Iréseau Vh Icharge Charge à protéger R Vréseau Ih Vréseau Charge non linéaire Figure III.3. Schéma d’un filtre actif parallèle (gauche) et filtre actif série (droite) III.2.4 Filtre actif hybride Pour pouvoir bénéficier des avantages des deux types de filtres présentés en dessus, on combine les deux structures. Dans le schéma de la Figure III.4, le filtre passif réduit les harmoniques en basses fréquences, ce qui permet de réduire la taille du filtre actif, alors que le filtre actif ne compense que le reste des perturbations de rangs plus élevés. Iréseau Icharge R Vréseau Filtre passif Filtre actif Figure III.4. Schéma d’une topologie du filtre hybride Tran Quoc Tuan - IDEA 25/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV III.3 Commande générique d’un filtre actif parallèle III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle Dans ce chapitre, on ne considère que le filtre actif parallèle et ce, du fait de l’onduleur PV qui est connecté en shunt. Deux topologies d’onduleurs monophasés sont proposées en [GRA_90], soit un onduleur de tension avec un condensateur du côté continu et un filtre inductif du côté réseau, soit un commutateur de courant avec une inductance du côté continu et un filtre capacitif du côté réseau, (Figure III.5) Figure III.5. Filtre actif basé sur onduleur de tension (gauche) ou commutateur de courant (droite) Actuellement, le filtre actif basé sur le commutateur de courant est présenté dans quelques articles ([RAH_05], [SAL_05]), par contre l’onduleur de tension est généralement préféré à cause des raisons suivantes : Rendement plus grand Coût moins cher et volume plus petit quand on compare le condensateur et l’inductance du côté continu Les modules à IGBT disponibles actuellement sur le marché sont bien adaptés aux onduleurs de tension car en général une diode en antiparallèle est rajoutée pour chaque IGBT. Le commutateur de courant a quant à lui besoin de mettre en série chaque IGBT avec une diode anti-retour. En conséquence, presque tous les filtres actifs commercialisés sont composés d’onduleurs de tension qui conviennent à l’objet de ce chapitre qui est d’introduire cette fonction de filtrage actif à un onduleur PV. III.3.2 Commande générique Dans [THO_98] et [JAR_06], on a développé la commande de filtre actif parallèle. Le contenu est présenté dans la Figure III.6Erreur ! Source du renvoi introuvable.. Tran Quoc Tuan - IDEA 26/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV R Réseau électrique Charge polluante Circuit de puissance u MLI VDC α Vréseau PLL Contrôle de courant/puissance Contrôle VDC Bloc de commande Ih Icharge Idendification des perturbations harmoniques Figure III.6. Schéma de contrôle d’un filtre actif parallèle La commande du filtre se compose des boucles suivantes : Boucle à verrouillage de phase (PLL) pour synchroniser avec le réseau. Boucle de contrôle de la tension du bus continu VDC. Boucle d’identification des perturbations de courant de charge. Boucle de contrôle du courant de référence. III.4 Commande d’un onduleur comme filtre actif III.4.1 Modèle de la charge III.4.1.1 Principe de la charge redresseur à thyristor Pour séparer la composante de distorsion du courant (harmoniques de rang supérieur), on prendra comme exemple un redresseur à thyristor sur filtrage capacitif, ce dernier montage présente des formes d’ondes représentatives de la pollution harmonique générée dans le bâtiment, même s’il est rarement présent. Le schéma de principe est représenté dans la Figure III.7Erreur ! Source du renvoi introuvable. et la structure dans Matlab/Simulink est représentée dans la Figure III.8.Erreur ! Source du renvoi introuvable. Tran Quoc Tuan - IDEA 27/43 k Icharge k Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV + -i mesure i neutre + - v 2 mesure v V a g [u2] a a g T4 g T3 α ωt R_charge C L k 1 réseau [u2] k R T2 a g T1 [u1] [u1] Pulse PLL i f I distortion Distorsion Commande onduleur alpha1 f V(pu) V*sqrt(2) Divide wt Discrete 1-phase PLL 1 distortion Fre q u [u1] u* [u2] in pulse Figure III.7. Principe de la charge Figure III.8. Modèle de charge réalisé dans redresseur à thyristors Simulink Le bloc PLL synchronise les signaux de commandes avec la tension du réseau, et donne l’information au bloc Pulse qui crée les signaux pour commander les thyristors. Le bloc Distorsion calcule les composantes harmoniques du courant de charge, (Figure III.9) : Icharge Composante fondamental Ih Composante continue Figure III.9: Calcul des composantes de distorsion III.4.1.2 Comportement de la charge Pour ce cas particulier, on alimente la charge par une tension sinusoïdale et on excite les thyristors avec un angle de retard à l’amorçage de 60o, on obtient ainsi une forme d’onde de courant réseau non sinusoïdale dont on extrait ainsi la composante harmonique (déduction faite du fondamental). Tran Quoc Tuan - IDEA 28/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV 400 Vcharge (V) 200 0 -200 -400 0.5 40 (A) charge I (W, VAr) 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6 20 0 -20 -40 0.5 4000 P charge , Q charge 0.51 3000 P Q 2000 D istorsion (A) 1000 0.5 20 0.51 0.52 0.53 0.54 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6 10 0 -10 -20 0.5 Temps (s) Figure III.10. Comportement de la charge redresseur à thyristor En regardant la figure ci-dessus, la tension appliquée à la borne de la charge est purement sinusoïdale mais le courant absorbé fournit la composante de distorsion. III.4.2 Fonction PV de filtrage actif On utilise ici l’onduleur PV comme filtre actif tel qu’il est montré dans la Figure III.11 et la Figure III.12. PV PV Iond Iond Icharge Icharge distorsio n R n disto rsio R Iligne Iligne réseau Figure III.11. Chemin de distorsion en cas normal réseau Figure III.12. Chemin de distorsion en cas de présence du filtre PV La boucle du contrôle de courant est donnée dans la Figure III.13. Tran Quoc Tuan - IDEA 29/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Iond I1sin(wt) erreur alpha PI u MLI Ih Iref IGB T Figure III.13. Principe de commande d’onduleur en fonctionnement de filtre actif Le principe consiste simplement à rajouter la composante harmonique à la référence, le calcul de la composante harmonique est déjà présenté dans la section III.4.1.1 et dans la Figure III.9. III.4.3 Simulation La puissance produite par le système PV est égale à 3000 W, la puissance de la charge est de 3300 W+1100 VAr PV2 N23 V_PV2 N_23 aA Courant du réseau PV de 3kW V1 bB Va cC iond Series RLC Load12 C âble_35mm2_15m i_PV2 PQ neutre PQ Lieu de charge A Discre te , Ts = 1e -005 s. powe rgui B N C N_21 aA bB cC N03 N_2d1 C âble_240mm2_10m B C N06 N_06 C âble_240mm2_20m2 N07 N_07 C âble_240mm2_20m15 N08 N10 N09 N_08 C âble_240mm2_20m3 N_09 C âble_240mm2_20m4 N_10 C âble_240mm2_20m5 N11 N_11 C âble_240mm2_20m6 N12 C âble_35mm2_1m N_12 C âble_240mm2_10m1 aA aA aA aA aA aA aA aA aA aA bB bB bB bB bB bB bB bB bB bB cC cC cC cC cC cC cC cC cC cC cC Series RLC Load9 A B C C_20m8 n c b a n c b a n c b a C_20m7 n c b n c b a n c C_20m5 C_10m1 a C_20m3 C_20m1 b a n c C_20m2 b a n c b a n a C_10m n cC c bB c b aA b a a c N02 A N N05 N_05 C âble_240mm2_20m1 bB N_2 Three-Phase Source N_04 C âble_240mm2_20m aA b N01 N04 N_03 C_10m2 N24 C_20m6 N_24 Load aA bB n2 cC Three-Phase Transformer (Two Windings) Series RLC Load11 C âble_35mm2_5m N14 N13 N_2d2 N_13 N17 N_22 aA aA aA aA aA bB bB bB bB bB bB cC cC cC cC cC cC cC C âble_240mm2_20m11 N_18 C âble_240mm2_20m12 N_19 N20 N_20 aA bB cC C âble_240mm2_20m10 N_17 N19 aA bB cC C âble_240mm2_20m9 N_16 N18 aA bB cC C âble_240mm2_20m8 N_15 N16 aA bB C âble_240mm2_20m7 N_14 N15 aA C âble_240mm2_20m13 C âble_240mm2_20m14 Series RLC Load16 Series RLC Load13 C_20m13Series RLC Load20 C_20m14 C_20m15 Series RLC Load21 n c b a n c b a n n c Series RLC Load19 c C_20m12 Series RLC Load18 b C_20m11 b a n c b a n c b a c n C_20m10 a C_20m9 b a n c b a C âble_35mm2_10m C_20m4 Series RLC Load22 N22 Figure III.14. Réseau d’étude 3500 40 3000 30 2500 20 I charge (A) 2000 1500 PPV 1000 Pcharge 0 0.5 0 -10 QPV 500 10 - Puissance (W, VAr) Dans une branche du réseau de distribution, l’onduleur PV est connecté en parallèle avec la charge non linéaire, et on estime la forme d’onde du courant totale au début de la ligne. -20 Qcharge -30 0.52 0.54 0.56 Temps (s) 0.58 0.6 -40 0.3 0.32 0.34 0.36 Temps (s) 0.38 0.4 Figure III.15. Puissance de la charge et du Figure III.16. Courant de charge système PV Le courant de charge est vraiment non sinusoïdal, à cause de la composante de distorsion. Tran Quoc Tuan - IDEA 30/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV 400 sans filtre PV avec filtre PV 100 300 200 50 (A) réseau réseau (V) 100 0 V I 0 -100 -50 -200 -300 -100 -400 0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.5 0.6 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 Temps (s) Temps (s) Figure III.18. Courant du réseau avec et sans filtre actif PV Figure III.17. Tension du réseau Le courant du réseau retrouve une forme plus sinusoïdale en présence de filtre actif PV. 40 90 30 80 70 20 60 THD (%) 0 I PV (A) 10 50 THD iPV sans filtre actif THD i THD iPV THD i 40 THD i PV avec filtre actif ligne ligne sans filtre actif avec filtre actif 30 -10 20 -20 10 sans filtre actif avec filtre actif -30 -40 0.5 0.51 0.52 0.53 Temps (s) 0.54 0.55 THD iligne 0 0.56 0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6 Temps (s) Figure III.20. THD du courant du Figure III.19. Courant du système PV système PV et courant du réseau avec et avec et sans filtre actif sans filtre actif PV On observe que le courant du réseau devient sinusoïdal, le THD diminuant de 17% à 0,8%. La puissance injectée par le système PV au réseau reste constante P=3000 W, Q=20 VAr. La forme du courant PV devient très perturbée. Le système PV a bien réalisé les deux rôles de générateur et de filtre actif moyennant un surdimensionnement que l’on peut évaluer par 1 THD2 ; (pour ce cas, il y a un surdimensionnement de 2% si le THD du courant fourni par le système PV est de 20%). III.5 Conclusion On montre qu’il est aisé de réaliser la fonction du filtrage actif sans ajout d’éléments physiques mais seulement en utilisant un bloc de traitement (extraction des harmoniques à compenser) et un ajout des courants perturbés à la boucle de courant de l’onduleur PV, cette boucle de courant étant déjà implantée. Ceci n’influe pas énormément sur le dimensionnement de l’onduleur PV. Le filtrage actif ne peut fonctionner qu’à des fréquences assez nettement inferieures à la fréquence de hachage de l’onduleur (typiquement rapport 3 à 5). Pour les perturbations harmoniques de rang élevé, l’utilisation de filtres passifs est indispensable, mais ces filtres sont assez légers et donc peu onéreux. Tran Quoc Tuan - IDEA 31/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV IV. Tâche 3.3 : Tenue aux perturbations IV.1 Comportement des onduleurs PV en cas de court-circuit [LE_11] Dfaut 5 V23 Dfaut 1 p V_pu b D Y_1 PVa N PVb PV N PVc a P V_pu E1 V_pu p1 p2 N1 N2 N5 AL240x95_20m AL240x95_20m N8 N7 N6 AL240x95_20m R 20 40 V_pu FD 1_400A PV21a_3kW PI AL240x95_10m N9 N10 N12 N11 100k AL240x95_20m AL240x95_20m AL240x95_20m AL240x95_20m Load1 N4 R 34 AL240x95_10m 40 R8 p1 p3 p2 p4 b 40 R9 p1 p3 p2 p4 40 R 10 R 11 40 V24 D EV19 + E1 S1 p1 p2 N1 N2 Fusible_90A + 40 N18 N19 V22 100k V_pu p1 p3 p1 p3 p1 p3 p1 p3 p1 p3 p1 p3 p1 p3 E1 p2 p4 p2 p4 p2 p4 p2 p4 p2 p4 p2 p4 p2 p4 p2 p4 Fusible_90A LF R 19 Load20 LF R 18 40 100k 100k R 28 b PI Load16 40 LF R 17 a c Load15 LF Load14 LF Load13 LF Load12 LF Load11 LF Load10 R 16 N22 p1 p2 N1 N2 40 + R 15 b 40 D EV20 S1 + R 14 a 40 + c 40 + + R 13 b 40 + R 27 40 + + + a c R 12 p V_pu AL240x95_20m p3 40 R 31 N20 AD 2_F90A_N 22 AL240x95_20m AL240x95_20m LF N17 AL240x95_20m Load3 N16 AL240x95_20m + N15 AL240x95_20m p1 + 100k N14 AL240x95_20m + Fusible_400A PV24c_3kW R 21 R 33 + p N13 AL240x95_20m S1 100k R 29 V20 Dfaut 4 FD 2_400A E1 100k c PI R 25 Dfaut 6 V_pu + + R 35 100k N24 p AD 4_F90A_N 24 Phase:0 100k Dfaut 7 c PVa N PVb PV N PVc p4 Load2 LF R7 p3 p2 LF 40 p1 a Load19 p4 LF p3 p2 Load18 R5 LF 40 p1 LF p4 Load17 p3 p2 c Load8 R6 p1 b LF p4 Load9 p3 p2 LF Load7 40 LF R4 p1 a Load6 40 LF LF Load4 p4 + R3 p3 p2 + 40 p1 c + R2 p4 + 40 p3 p2 + R 26 100k R1 Vsine_z:Vw Z1 p1 b + p4 + p3 p2 + + 1 p1 a + p4 + p3 p2 + + p1 Load5 + S1 LF b E1 Fusible_400A C1 Load21 2 20/0.4 LF1 Slack:20.kVR M SLL/_0 S1 Fusible_90A p V_pu N2 p Dfaut 2 LF N PVa PVb PV N N PVc R 22 V7 AL240x95_10m 1 5nF R 30 N21 V_pu + V_pu LF ALM 35_1m + p N1 + 20.kVR M SLL/_0 Slack:LF1 + V1 p Vw Z1 100k p AD 1_F90A_N 21 p + VM ?v/?v/?v V21 Box_C C V12 40 R 24 100k V3 V_H TA H TA + N3 V_H TA + S1 Fusible_90A Rseau HTA 20 kV Load23 LF + E1 Dfaut 3 PV23b_3kW N23 AD 3_90A_N 23 R 36 100k R 23 R 32 Figure IV.1. Réseau de distribution BT modélisé sous EMTP-RV avec les installations PV (monophasés) Pour étudier le comportement des installations PV en cas de court-circuit, un réseau de distribution BT est utilisé (Figure IV.1). Ce réseau est alimenté par un transformateur de distribution de 400 kVA (20/0.4 kV). Ce réseau comporte 2 départs avec câbles souterrains de 240 mm2. Chaque départ a un fusible de départ FD 400 A. La distance entre les clients est de 10 ou 20 m. Les charges monophasées des clients sont bien réparties entre les trois phases. Chaque branchement a un fusible AD 90 A. On suppose qu’il y a trois installations PV de 3 kW raccordés sur trois phases aux nœuds 21, 23 et 24, respectivement. La protection de découplage des installations PV est basée sur les critères de tension et de fréquence de la prénorme DIN VDE 0126-1-1 (0.80 pu ≤ V ≤ 1.15pu, 47.5 Hz ≤ f ≤ 50.2 Hz). Différents types de courts-circuits (monophasé, biphasé, triphasé) ont lieu aux différents points du réseau sur les deux départs. Les comportements des onduleurs PV en cas de courtcircuit sont observés. Dans cette partie nous présentons seulement les comportements des onduleurs PV en cas de court-circuit monophasé. 7000 4000 6000 PV21a_3kW/Measure/P_Inv@control@1 3000 PV21a_3kW/Measure/Q_Inv@control@1 5000 FD1_400A/FD/Icc_a@control@1 Power of PV (W, VAR) FD1_400A/FD/Icc_b@control@1 Current (A) FD1_400A/FD/Icc_c@control@1 4000 3000 2000 1000 0 2000 -1000 1000 0 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 Figure IV.2. Courant vu par le fusible FD1 2 -2000 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 2 Figure IV.3. Variation de puissance de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (N21) Tran Quoc Tuan - IDEA 32/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV 30 1 PV21a_3kW/Measure/V_pu@control@1 PV21a_3kW/PWM/i_inv_mes@control@1 20 0.8 Current of PV Voltage (pu) 10 0.6 0 0.4 -10 0.2 -20 0 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 2 -30 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 2 Figure IV.4. Variation de tension de l’onduleur PV Figure IV.5. Variation de courant de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (N21) raccordé sur la phase en défaut (N21) 3500 PV23b_3kW/Measure/V_pu@control@1 3000 1 2000 0.8 PV23b_3kW/Measure/P_Inv@control@1 PV23b_3kW/Measure/Q_Inv@control@1 Voltage (pu) Power of PV (W, VAR) 2500 1500 1000 500 0.6 0.4 0 0.2 -500 -1000 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 2 0 0.8 1 1.2 1.4 time (s) 1.6 1.8 2 Figure IV.6. Puissance de l’onduleur PV raccordé Figure IV.7. Variation de tension de l’onduleur PV sur la phase saine (N23) raccordé sur la phase saine (N23) On suppose qu’un court-circuit monophasé apparaît à l’instant t=1.0 s sur la phase A au nœud 7. Le courant de court-circuit vu par le fusible FD1 atteint 7 kA (Figure IV.2). Ce fusible fond à l’instant t=1.41 s. Les Figure IV.3-Figure IV.5 présentent les variations de puissance, de tension et de courant de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (phase A au nœud N21). Pendant le court-circuit la tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (au nœud 21) baisse jusqu’à 0.52 pu (Figure IV.4). Cet onduleur PV est déconnecté 200 ms après le court-circuit (t=1.2s). Pendant le court-circuit le courant de l’onduleur PV augmente légèrement mais ne dépasse pas 1.1 pu (Figure IV.5). Cela indique que pendant le courtcircuit, la contribution au courant de court-circuit des productions PV est très faible et les productions PV peuvent rester connectées sans provoquer de contraintes majeures pour le réseau et pour les productions PV. Les Figure IV.6 et Figure IV.7 présentent les variations de puissance et de tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase saine (phase B au nœud 23). Cet onduleur maintient le raccordement pendant et après le défaut. C’est identique avec l’onduleur PV raccordé sur la phase C au nœud N24. Limitation de la tension du bus DC en cas de creux de tension [NGUY_11] Actuellement la tenue au creux de tension n’est demandée que pour des moyens de production supérieurs à 5 MW (donc en HTA) (arrêté du 23 décembre 2010). IV.2 IV.2.1 Problématique Il existe des critères pour les protections de découplage du système PV comme ceux [ERDF_06] qui imposent le temps de déconnexion du PV lors d’un creux ou d’une baisse de Tran Quoc Tuan - IDEA 33/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV tension. Dans la Figure IV.8, la courbe temps-tension est la limite de deux zones : zone « rester connecté » et zone « déclenchement » Figure IV.8. Caractéristique temps de déclenchement et creux de tension, norme [ERDF_06] Dans [NGY_10], on analyse l’impact des systèmes PV sur le réseau en régime transitoire face aux creux de tension (causés par un court-circuit). On trouve que la capacité à rester connecté des systèmes PV peut faire contribuer à la stabilité du réseau. Cette capacité influence non seulement la stabilité transitoire au moment du défaut, mais aussi l’état permanent après le défaut. C’est pourquoi dans un futur proche, on préconise que les systèmes PV restent connectés au réseau en cas de creux de tension quand le défaut n’est pas dans sa zone d’influence. Dans l’onduleur, il y a une protection de surtension du bus continu VDC, et le dépassement de la valeur imposée est une des causes de déconnexion. Dans [BLE_06], avec plus de 1000 tests sur 9 différents types d'onduleurs PV commercialisés, on a constaté que leur comportement face aux creux de tension est différent dans chaque scénario et qu’il existe des cas de non déconnexion. On a simulé dans [BEN_10], un système PV triphasé soumis à un creux de tension du réseau, les fluctuations de courant, de puissances active et réactive, mais sans tenir pas compte de la surtension sur le condensateur du bus DC. [GUS_09] présente une solution pour le système PV avec un étage AC/DC et sans étage DC/DC. On utilise directement la caractéristique des panneaux solaires : quand la tension du PV augmente, la puissance du PV diminue automatiquement et en conséquence, la tension du bus DC est toujours dans la limite admissible. Le paragraphe IV.2.2 présente une solution pour résoudre ce problème de surtension pour le cas d’un système PV comprenant un étage DC/ DC. Tran Quoc Tuan - IDEA 34/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal PPV PDC Pond PV VDC PC Pres CPV C hacheur onduleur Figure IV.9. Bilan de puissance dans le bus continu La tension du bus continu VDC subit la variation du courant de sortie du hacheur lequel dépend du MPPT donc des caractéristiques exogènes (T°, ensoleillement..). Cette tension peut aussi augmenter en cas de saturation du courant injecté au réseau (creux de tension ou courtcircuit à la sortie de l’onduleur). Ces perturbations feront l’objet de la section suivante IV.2.3. Dans cette section, on s’intéresse qu’au fonctionnement normal, où le courant de sortie de l’onduleur reste encore dans les limites admissibles. En négligeant les pertes internes dans le hacheur et l’onduleur, comme montrés dans la Figure IV.9, la puissance fournie par les panneaux PV (PPV) est la somme de la puissance d’entrée dans le condensateur (PC) et de la puissance fournie au réseau (Pres). PPV PC Pres En cas de court-circuit du côté du réseau, la tension du réseau baisse, ce qui provoque une baisse de puissance fournie au réseau (Pres). Pendant ce temps, la puissance fournie par les panneaux PV reste constante. Le déséquilibre entre la puissance entrée (P PV) et la puissance sortie (Pres) provoque une augmentation de la puissance accumulée par le condensateur C. C’est pourquoi la tension aux bornes du condensateur augmente et dépasse la limite admissible. Après élimination du défaut, la puissance PPV = Pres, l’énergie stockée dans le condensateur reste constante et la tension reste encore élevée. Alors, il faut ajouter une boucle pour régler cette tension. Le principe de contrôle de la tension du bus continue VDC est de décharger l’énergie résiduelle pour diminuer la tension. La relation entre la tension du bus continu VDC et l’énergie stockée dans le condensateur 1 2 est : E .C.VDC . On veut que VDC ne dépasse pas la valeur V0ref, donc l’énergie stocké 2 1 est de : E0 .C.V02ref Alors, si la tension VDC>V0ref, il faut décharger une quantité 2 1 2 d’énergie E E E0 .C.(VDC V02rref ) . Ainsi, on augmente le courant par une quantité 2 E C 2 2 P .(VDC V02rref ) K P (VDC V02rref ) où, T est le temps de décharge du T 2.T C condensateur et K P . 2.T En résumé, on contrôle le courant de sortie pour maintenir la tension VDC dans la limite acceptable. Si VDC<V0ref, I=I’ Tran Quoc Tuan - IDEA 35/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Si VDC>V0ref, I=I’+I Dans la simulation en régime normal, on impose V0ref = 500 V et on trouve que la tension VDC reste toujours inférieure à cette valeur. IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut hacheur Pond PC PDC PV CPV C u5 Commande du hacheur IL IPV MPPT ILref régulateur X VPV I’Lref k f(VDC) Figure IV.10. Schéma de principe de la commande du hacheur pour limiter la tension du bus continu Dans la dernière section IV.2.2, on a réglé la tension VDC dans le cas d’un courant de sortie de l’onduleur resté dans la limite admissible. On s’intéresse dans la suite à ce qu’il se passe quand ce courant dépasse cette limite. On rappelle que dans la Figure IV.10, la puissance en sortie du hacheur est la somme de la puissance en entrée dans le condensateur et de la puissance en entrée de l’onduleur de tension. PDC PC Pond Pond I ond .Vres Quand Vres diminue, Iond augmente. Jusqu’à une valeur quelconque, Iond doit être limité, alors Pond<PDC, PC augmente, l’énergie est accumulée dans le condensateur. C’est pourquoi la tension VDC augmente toujours et dépasse la limite admissible Vseuil. Par ailleurs, Vseuil est le seuil de déclenchement de la protection de découplage, donc le système PV est déconnecté du réseau. A partir de l’analyse ci-dessus, on peut conclure que pour limiter la tension VDC, il est nécessaire de limiter la puissance PDC, c'est-à-dire limiter le courant du hacheur. En plus, PDC est presque proportionnelle à PPV (PDC=PPV si on néglige les pertes dans le hacheur), donc il faut diminuer PPV. Une solution très simple est de diminuer le courant IL en multipliant le courant de référence ILref par un coefficient k, 0<k<1. En résumé, on contrôle le courant IL du hacheur pour maintenir la tension VDC dans la limite acceptable. Tran Quoc Tuan - IDEA 36/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV I’Lref=k.ILref Où I’Lref est le courant de référence pour commander le hacheur ILref est le courant de référence géré par le MPPT k est le coefficient qui dépend de la tension VDC Si VDC>Vseuil, k=1 Si VDC< Vseuil, k=f(VDC), 0<k<1. Dans la section suivante, une simulation est effectuée avec Vseuil =1,2×V0ref =600V avec la commande proposée (on l’appellera « nouvelle commande ») et sans commande proposé (on dira « commande classique »). La différence entre la commande classique et la nouvelle commande est que : La commande classique limite la tension VDC en laissant constante la puissance PV La nouvelle commande limite la surtension VDC en diminuant la puissance PV. En comparaison avec la commande classique, la nouvelle commande a encore une marge pour régler le courant en entrée du hacheur. IV.2.4 Simulation La simulation est effectuée dans le cas d’un court-circuit phase-neutre, avec la commande classique et la nouvelle commande. Dans la Figure IV.11Erreur ! Source du renvoi introuvable., le court-circuit a lieu de 0,4s à 0,55s. Avec la commande classique, la puissance du panneau PV injectée dans le hacheur reste constante, c’est pourquoi la tension VDC croît jusqu’à 1500V après 150ms ; en réalité, cette surtension provoquera un déclenchement du système PV. Avec la nouvelle commande, la puissance du PV diminue pour maintenir VDC inférieur à 600 V, la tension VPV augmente selon la caractéristique du PV. Après 150 ms, le défaut est éliminé, le MPPT continue à chercher le point de puissance maximale pendant 0,15 s, le système PV continuant à produire de l’énergie sans aucune déconnexion. 1600 VDC (V) 1400 commande classique nouvelle commande 1200 1000 800 600 400 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Temps (s) a. Tension du bus continu Tran Quoc Tuan - IDEA 37/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV 3500 3000 P PV (W) 2500 2000 1500 1000 commande classique nouvelle commande 500 0 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Temps (s) b. Puissance du système PV 350 commande classique nouvelle commande VPV (V) 300 250 200 150 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Temps (s) c. Tension du panneau PV 30 30 20 20 10 10 Iond (A) Iond (A) Figure IV.11. Comportement de l’onduleur avec la commande tension du bus continu face au court-circuit 0 -10 -10 -20 -20 -30 0.2 0 0.4 0.6 0.8 -30 0.2 1 Temps (s) 0.4 0.6 0.8 1 Temps (s) Puissace (W) 4000 3000 2000 1000 0 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 commande classique nouvelle commande 0.7 0.8 0.9 1 Temps (s) Figure IV.12. Puissance et courant sortie de l’onduleur Quand le court-circuit apparaît, le courant en sortie de l’onduleur atteint la valeur maximale (Imax=22 A crête). Avec la commande classique, pour déstocker l’énergie dans le condensateur, après défaut, le courant reste à Imax pour diminuer VDC, voir ???Erreur ! Source du renvoi introuvable. (selon la commande VDC dans la section IV.2.2), et la puissance en sortie est supérieure de celle produite par le champ PV. Avec la nouvelle commande, le courant en sortie croît jusqu’à Imax seulement au moment du court-circuit et revient à sa valeur normale 0,1 s après le défaut Tran Quoc Tuan - IDEA 38/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV IV.2.5 Conclusion Ce chapitre propose une méthode très efficace pour éliminer la déconnexion non souhaitée des systèmes PV en cas de court-circuit. La cause de déconnexion est la surtension du bus continu. Dans cette situation, la solution est de limiter la puissance d’entrée dans le condensateur pour limiter la tension du bus continu. Pour réaliser cette fonction dans le système de contrôle numérique de l’onduleur PV, on ajoute seulement quelques instructions de commande, sans modifier le matériel physique. V. Autres services apportés par le PV : réduction du taux de déséquilibre de tensions [TRAN_10c] Une installation photovoltaïque raccordée au réseau par branchement triphasé peut être conçue de 2 façons : soit à partir d’onduleurs triphasés, soit à partir d’onduleurs monophasés répartis sur les 3 phases. La grande majorité des systèmes PV raccordés en BT est constituée d’onduleurs monophasés et la répartition de ces onduleurs sur les trois phases du réseau se fait rarement de façon égale. La répartition des charges monophasées sur les trois phases du réseau est aussi potentiellement déséquilibrée. Cela peut provoquer les déséquilibres de tension importants sur trois phases. En effet, un réseau de distribution BT peut présenter, sous certaines conditions, des situations de déséquilibre entre phases générées par le caractère monophasé et aléatoire de certaines charges. Ce déséquilibre de la tension des phases d’un réseau se traduit par l’apparition d’un courant dans le neutre du réseau. Le courant inverse causé par les déséquilibres peut provoquer les échauffements des machines tournantes et les pertes supplémentaires. Dans cette partie, nous proposons une nouvelle méthode qui permet de réduire le taux de déséquilibre de tension du réseau. Cette solution est réalisée par des onduleurs triphasés. Le principe du système de contrôle proposé est présenté sur la Figure V.1. Le principe est basé sur la modification des courants de référence triphasés en fonction du niveau de déséquilibre de tension. Imes P&Q Pconsigne Pmes Qmes PI PI Qconsigne Vmes V Pref Qref Calcule de courant Vd de rfrence Id dq Iq Iref Irrefef I* + + i ref Vq Vd,Vq PLL vMoy + PI Figure V.1. Principe de contrôle afin de réduire le déséquilibre de tension Tran Quoc Tuan - IDEA 39/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Pour démontrer l’efficacité de la méthode, on suppose qu’un onduleur PV triphasé est raccordé au nœud 3 (Fig. II.1) avec un système de contrôle/commande avancé. 3 80 PV3abc_75kW PV3abc_75kW 70 N2_V2sV1 N3_V2sV1 N4_V2sV1 60 N5_V2sV1 Voltage unbalance rate (%) Power of PV onduleur (kW, kVAR) 2.5 50 40 30 20 N6_V2sV1 N7_V2sV1 2 N10_V2sV1 N11_V2sV1 N12_V2sV1 1.5 N13_V2sV1 N14_V2sV1 1 10 0.5 0 -10 0 5 10 15 20 0 25 2 4 6 8 10 time (H) 12 14 time (H) 16 18 20 22 24 Figure V.2. Puissance de l’onduleur PV – Contrôle Figure V.3. Variation du taux de déséquilibre de P/Q tension – Contrôle P/Q 3 1.15 V3/Vpu_a V3/Vpu_b N2_V2sV1 N3_V2sV1 V3/Vpu_c N4_V2sV1 2.5 N5_V2sV1 N6_V2sV1 Voltage unbalance rate (%) Voltage (pu) 1.1 1.05 1 0.95 0.9 N7_V2sV1 N10_V2sV1 2 N11_V2sV1 N12_V2sV1 N13_V2sV1 1.5 N14_V2sV1 1 0.5 8 9 10 11 12 13 time (H) 14 15 16 17 0 18 8 9 10 11 12 13 time (H) 14 15 16 17 18 Figure V.4. Variation de tension au nœud 3 – Figure V.5. Variation du taux de déséquilibre de Contrôle P/Q tension – Contrôle P/Q 1.15 3 N2_V2sV1 N3_V2sV1 V3/Vpu_a 1.1 N4_V2sV1 2.5 N5_V2sV1 V3/Vpu_b N6_V2sV1 Voltage Unbalance Rate (%) Voltage Unbalance Rate (%) V3/Vpu_c 1.05 1 0.95 0.9 N7_V2sV1 N10_V2sV1 2 N11_V2sV1 N12_V2sV1 N13_V2sV1 1.5 N14_V2sV1 1 0.5 0 8 9 10 11 12 13 time (H) 14 15 16 17 18 8 9 10 11 12 13 time (H) 14 15 16 17 18 Figure V.6. Variation de tension au nœud 3 – Figure V.7. Variation du taux de déséquilibre de Contrôle intelligent tension – Contrôle intelligent La Figure V.2 présente la production de l’onduleur PV triphasé raccordé au nœud 3 en fonction de l’ensoleillement. On peut constater que pendant la période de fort ensoleillement (de 8h00 à 20h00), il y a des déséquilibres importants de tension (Figure V.3 - Figure V.5). Le taux de déséquilibre peut dépasser 2 %. Avec le contrôle intelligent, le taux de déséquilibre est réduit à une valeur inférieure à 1% (Figure V.6). Les Figure V.4 - Figure V.7 présentent les tensions au nœud 3 en cas de contrôle P/Q et de contrôle intelligent. Avec la solution proposée, les tensions sur les trois phases deviennent identiques (Figure V.6). Tran Quoc Tuan - IDEA 40/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV Les résultats obtenus montrent la performance de la méthode proposée afin de réduire le taux de déséquilibre de tension. Pour des charges monophasées totales de 33.6 kW et 12.2 kVAR, en utilisant la méthode proposée, on peut réduire les pertes de 1.6 kWh par jour, soit 584 kWh par an. La méthode proposée permet de donc de : Réduire la composante inverse de tension, et par conséquence de réduire le taux de déséquilibre de tension sur les trois phases, Réduire le courant qui circule dans le neutre, Réduire les pertes supplémentaires sur le réseau. VI. Conclusions Dans ce rapport, nous proposons un système particulier de contrôle/commande intelligent pour les onduleurs PV. Bien évidemment, il existe par ailleurs d’autres solutions qui n’ont pas été décrites dans ce document. En utilisant ce système, les services sont apportés par les onduleurs PV comme le réglage de tension, la réduction du taux de déséquilibre de tension. Avec les systèmes de contrôle/commande robuste, les onduleurs PV sont capables de résister face aux perturbations sur le réseau (creux de tension par exemple). Les résultats de simulation montrent la performance des méthodes proposées. Tran Quoc Tuan - IDEA 41/43 Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV VII. Références [ARRE_08] Arrêté du 23.04.2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique [BEN_10] Christian H. Benz, W. Toke Franke, Fredrich W. Fuchs, “Low voltage ride through capability of a 5 kW grid-tied solar inverter”, IEEE Conference 21 October 2010, page(s): T12-13 - T12-20 [BLE] B. Bletterie, R. Bründlinger, H. 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Toke Franke, Fredrich W.Fuchs, “Photovoltaic Inverters with Fault Ride-Through Capability”, IEEE Conference 25 août 2009, page(s): 549 [IEA_09] Rapport IEA PVPS T10-06-2009 Overcoming PV grid issues in the urban areas page 47]. [IEEE_92] IEEE STD 519-1992, “IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE 519 working Group. 1992. [JAR_06] Tarik JAROU, Mohamed CHERKAOUI, Mohamed MAAROUFI, “Nouvelle stratégie de commande du filtre actif parallèle pour compenser les perturbations en courant : courants harmoniques, réactifs et déséquilibres“, IEEE Conférences 2006, Page(s) : 2278 – 2283. [LE_11] Cette partie présente une partie de la thèse de Grenble INP de LE Thi Minh Chau, encadrée par Tran-Quoc Tuan et S. Bacha, 2011 [NGUY_11] Van Linh NGUYEN, “Fonctions supplémentaires sur onduleurs photovoltaïques -Aspects commande ”, rapport M2R Grenoble INP encadré par TRAN Quoc Tuan et Seddik Bacha, 22 juin 2011 [NGY_10] Nguyen Hoang Viet, Akihiko Yokoyama, “Impact of fault ride-through characteristics of high-penetration photovoltaic generation on transient stability”, IEEE Conference 13 December 2010, page(s): 1-7 [RAH_05] H. P. To, F. Rahman, C. Grantham “Time Delay Compensation For a CurrentSource Active Power Filter Using State-Feedback Controller”, IEEE Conférence 2005, Page(s): 1213 - 1219 Vol. 2 [SAL_05] M. Salo, H. Tuusa. « A New Control System With a Control Delay Compensation for Current-Source Active Power Filter ». 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Tran-Quoc, “Interactions entre onduleurs/réseau et nouveau concept d'un onduleur photovoltaïque plus intelligent, Présentation aux journées d’innovation du IDEA”, Annecy, le 8 Mai 2010 Tran Quoc Tuan - IDEA 43/43