يـــــــــمـلعلا ثـــح ـلا و ... - université de sétif · 2014. 1....

العلـمـــــــــي الـبحـــث و العالـــي التعـليــــم رةوزا

Ministère de l’enseignement supérieur et de la recherche scientifique

1-فسطيــــ جامعـــت

Université Sétif -1 (ALGERIE)

Faculté de Technologie

MEMOIRE

présenté pour l’obtention du diplôme

de Magister en Electrotechnique

Option : Réseaux Electriques

Par :

Mr. Yassine LASMI

Thème

Optimisation de la poursuite du point de puissance maximale (MPPT) d’un système photovoltaïque par les

techniques intelligentes.

Soutenu publiquement le 09 / 12 /2013 devant le jury d’examen:

Dr. SAAD BELKHIAT Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Président

Dr. MOHAMED NAGUIB HARMAS Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Rapporteur

Dr. LAZHAR RAHMANI Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur

Dr. KAMELEDDINE HEMSAS M.C.A Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur

Dr. BELKACEM SAIT M.C.A Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur

Remerciements

Remerciements

Je me dois remercier ALLAH le Tout Puissant pour toute la volonté et le

courage qu’il m’a donné pour l’achèvement de ce travail.

Je tiens tout d’abord à remercier vivement le Professeur MOHAMED N.

HARMAS, qui a manifesté son entière disponibilité pour son aide, son

orientation et sa disponibilité, aussi pour la confiance et la compréhension

qu’il m’a toujours prouvée.

Mes remerciements les plus sincères sont adressés à Monsieur Prof. SAAD

BELKHIAT pour me faire l’honneur de présider le jury de mon mémoire de

Magister, ainsi que les membres du jury Mr Prof. LAZHAR RAHMANI

Dr. KAMELEDDINE HEMSAS, et Mr Dr. BELKACEM SAIT de l’intérêt dont

ils font preuve à mon égard pour lire ce mémoire et en assistant à ma

soutenance.

Mes vifs remerciements s’adressent également à tous les membres de ma

famille notamment ma chère mère LAALDJA et mon cher père SMAIL qui

m’ont aidé et pour leur soutien précieux plus que je ne peux le dire durant les

longues années de ma formation, ce qui leur fait valoir ma grande

reconnaissance.

je tiens à remercier vivement mon cher ami Mr. Fateh SLAMA doctorant à

l’université de Sétif pour m’avoir encouragé dans les moments critiques, et

pour l’esprit d’équipe que nous avons et qui m’a permis d’échanger avec lui

des idées dans le même axe de recherche sans oublier mes amis Abdelghani

YAHIOU, Souhil MOUASSA , Djamel ISSAADI et Fouzi BAGHEM, ainsi

Abdelmoumene BENAYED doctorant à l’université de Béjaia pour son

soutien.

Enfin, je remercie toutes les personnes (dont le nombre est très élevé pour

les citer toutes ici), qui ont contribué de prés ou de loin, directement ou

indirectement à l’aboutissement de ce travail, je les remercie tous.

Dédicace

Dédicace

A la mémoire de ma grande mère * ZOHRA* que

ALLAH lui accorde toute sa miséricorde.

A mes chers parents préférés dans cet univers, pour l’amour et

l’affection qu’ils m’ont offert, pour les conseils fructueux qui

m’ont été prodigués, grand merci.

A ma sœur Ouahiba et ses filles : Allaa & Maram.

A Ma petite sœur Moufida.

A mes frères : Samir, Noureddine, Abdelhak & Adel.

A toute la famille LASMI…

A ma future femme …

A tous les amis …

A tous ceux qu’on aime …

Et à tous ceux qui me sont chers ...

Yassine LASMI

Acronymes et Symboles

Acronymes

𝑃𝑉 : Photovoltaïque.

𝐺𝑃𝑉 : Générateur Photovoltaïque.

𝐾𝑊𝑐 : Kilowatt Crete.

𝐸𝜆 : Distribution du rayonnement de corps noir.

𝐸 : Emittance énergétique (éclairement ou ensoleillement).

𝐴𝑀 : Masse d’air.

𝑇𝑆𝐿 : Temps standard local.

TSV : Temps Solaire Vrai.

𝐷𝐶 : Courant Continu.

𝐴𝐶 : Courant Alternatif.

𝐹𝐹 : Facteur de forme.

𝑆𝑇𝐶 : Conditions de tests standards ‘Standard Test Conditions’.

𝑀𝑃𝑃 : Point de fonctionnement optimal

𝑀𝑃𝑃𝑇 : Poursuite du Point de Puissance Maximale. ‘Maximum Power Point Tracking’.

Symboles

𝜆 : Longueur d’onde en mètre.

𝜎 : Constante de Stefan-Boltzmann.

𝐸𝑆 : Éclairement de la surface du soleil.

EO : Éclairement en dehors de l’atmosphère terrestre, appelée constante solaire.

𝐴𝑆 : Surface du soleil.

A0T : Surface de la sphère dont le rayon est l’orbite de la terre/soleil.

𝛬 : Longitude géographique du site.

Λref : Longitude de référence du TSL.

γ : Altitude.

𝜓 : Azimut.

𝛬 : Longitude.

𝜑 : Latitude.


STC : Rendement de la cellule photovoltaïque.

𝑃𝑚 : Puissance produite par le générateur PV.

𝑆𝑐𝑒𝑙𝑙𝑢𝑙𝑒 : Surface de la cellule [m²].

E : Éclairement absorbé par la cellule.

𝐸𝑟é𝑓 : Éclairement de référence (1000 w/m²).

𝑉𝑡ℎ : Tension thermique.

𝐾 : Constant de Boltzmann (1,38.10-23 J/K).

𝑞 : Charge de l’électron (1,6.10-19 C).

𝐼𝑝𝑣 : Courant généré par la cellule photovoltaïque.

Iph : Courant de la cellule PV (Photo-Courant).

𝐼𝑑 : Courant circulant dans la diode.

I0 : Courant de saturation inverse de la diode.

𝑇 : Température de la jonction des cellules PV [°K].

𝑇𝑛 : Température de référence des cellules PV [°K].

Eg : Énergie de Gap du matériel de la cellule PV en [ev].

𝑉𝑝𝑣 : Tension de sortie d’un panneau photovoltaïque.

𝐼𝑝 : Courant circulant dans la résistance 𝑅𝑃 .

𝑅𝑃: Résistance shunt de la cellule PV.

𝑅𝑆 : Résistance série de la cellule PV.

𝑁𝑆 : Nombre de cellules en série.

𝑁𝑃: Nombre de cellules en parallèle.

𝜂 : Rendement.

𝐾𝑡 : Coefficient de variation de courant 𝐼𝑐𝑐 selon la température.

A : Facteur d’idéalité de la jonction (cellule PV) p-n

𝑉𝑚𝑝𝑝 = 𝑉𝑚 : Tension d'un module PV au point de puissance maximale [V].

𝐼𝑚𝑝𝑝 = 𝐼𝑚 : Courant d'un module PV au point de puissance maximale [A].

𝐼𝑚𝑟 : Courant de référence d'un module PV au point de puissance maximale.

𝑇 : Température de la jonction des cellules PV [°K].

𝑇𝑟é𝑓 : Température de référence des cellules PV [°K].

𝐼𝐶𝐶 : Courant de court-circuit d'une cellule ou d'un module solaire [A].

𝑉𝐶𝑂 : Tension en circuit ouvert d’un module solaire [V].


𝑅𝐿 : Résistance de filtre.

𝐿 : Inductance de filtre.

𝐹𝑃 : Facteur de puissance.

𝐷 : Rapport cyclique.

𝛥𝐷 : Variation du rapport cyclique.

𝑃&𝑂 : Perturbation et Observation.

𝐼𝑛𝑐𝐶𝑜𝑛𝑑 : Conductance Incrémentale.

E(K) : Erreur.

CE(K) : Variation de l’Erreur.

Sommaire

Sommaire

Introduction générale

Chapitre 01 ……………………………………………………………………………………..…..1

Généralités sur les systèmes photovoltaïques

1.1. Introduction ………………………………………………………………………………………………………………...1

1.2. Potentiel solaire ……………………………………………………………………………………………… ………..…2

1.2.1. Potentiel solaire extraterrestre …………………………………………………………….. .......………….2

1.2.1.1. Rayonnement solaire extraterrestre …………………………………………………… ......……...2

1.2.1.2. Temps solaire vrai (TSV) ……………………………………………………………………… ......…....3

1.2.1.3. Position du soleil …………………………………………………………………………………… ..... ......4

1.2.1.4. Géométrie d’orientation : collecteur- faisceau du soleil …………………………… .... ……5

1.2.2. Rayonnement solaire……………………………………………………………………………………… ...... …5

1.3. Masse d’air …………………………………………………………………………………………………………………..7

1.4. Semi conducteur ………………………………………………………………………………………………… ……….8

1.4.1. Formation de la jonction PN ………………………………………………………………………… ..... ……8

1.4.2. Principe de fonctionnement de la cellule photovoltaïque ………………………… ......... ……….9

1.4.3. Type et rendement des cellules photovoltaïques …………………………………………… ...... …..9

1.5. Protections classiques d’un générateur photovoltaïque (GPV) …………………………… ……….10

1.6. Systèmes photovoltaïques …………………………………………………………………………………… …….11

1.6.1. Systèmes photovoltaïques avec stockage électrique ……………………………………… ...... …11

1.6.2. Systèmes à couplage direct sans batterie ……………………………………………………… ..... ….12

1.7. Secteurs d’application …………………………………………………………………………………………….. ....13

1.8. Avantages et inconvénients de l’énergie photovoltaïque ……………………………………………...13

1.8.1. Avantages ……………………………………………………………………………………………...............…....13

1.8.2. Inconvénients ……………………………………………………………………………………… .…...…………14

Conclusion ……………………………………………………………………………………………………...………………..14

Chapitre 02 ………………………………………………………………………………………………………...….15

Modélisation d’un système photovoltaïque

2.1. Introduction ........................................................................................................................................................................ 15

2.2. Modélisation du générateur photovoltaique (GPV) ................................................................................. ..15

2.2.1. Cas d’une cellule idéale ..................................................................................................................................... .15

Sommaire

2.2.2. Cas d’une cellule réelle ………………………………………………………………… ..... ……………….…16

2.3. Constitution d’un générateur photovoltaïque (GPV) ................................................................................ 18

2.3.1. Association des cellules photovoltaïques en série............................................................................. 19

2.3.2. Association des cellules photovoltaïques en parralèle ................................................................... 19

2.4. Influence de l’Éclairement.......................................................................................................................................... .21

2.5. Influence de la Température..................................................................................................................................... .21

2.6. Efficacité (rendement) maximale de la conversion.................................................................................... .22

2.7. Facteur de forme FF. ...................................................................................................................................................... .22

Conclusion…………………………………………………………………………….…………………….………………… ...23

Chapitre 03..................................................................................................................................... 24

Convertisseurs DC-DC et MPPT

3.1. Introduction ....................................................................................................................................................................... ..24

3.2. Suivi de la puissance maximale du générateur photovoltaïque (GPV)……………………………24

3.3. Connexion directe source-charge…………………………………………………………………….…………..24

3.4. Étage d’adaptation entre un générateur PV et une charge ..................................................................... 25

3.4.1. Convertisseurs DC/DC………………………………………………………………………………………….26

3.4.1.1. Hacheur survolteur (Boost)………………………………………………………………………… .. 26

3.4.1.2. Hacheur dévolteur (Buck)…………………………………………………………………………… .. 32

3.5. Principe du MPPT………………………………………………………………………………………………….…… 34

3.5.1. Adaptation manuelle de la charge au générateur photovoltaïque…………....... ……….…...34

3.5.2. Méthode à contre réaction de tension …………………………………………………… ......………...35

3.5.3. Méthode à contre réaction de courant…………………………………………………… ......… ……..36

3.5.3.1. Référence en fonction du courant de court-circuit ICC ……………...………… ..... …….…36

3.5.3.2. Référence externe (Cellule pilote)…………………………………………………………......…...36

3.5.4. Méthodes à contre réaction de puissance ……………………………………..…………………… ...37

3.5.4.1. Technique de l’incrémentation de la conductibilité (IncCond)………..…… .....….…...37

3.5.4.2. Résultats de simulation de la Technique IncCond …………………………..… ..... ………..39

3.5.4.3. Algorithme ‘Perturbation et Observation‘ (P&O) …...………………………..… ..... ……….45

3.5.4.4. Résultats de simulation de la Technique (P&O) …...…………………….… .......…….……..47

Conclusion…………………………………………………………………………….…………………………………............52

Sommaire

Chapitre 04 ………………………………………………………………………………………………………………….53

Commande MPPT basée sur l’approche floue

4.1. Introduction……………………………………………………………………………………………………………… . 53

4.2. Contrôleur MPPT flou .................................................................................................................................................... 53

4.2.1. Fuzzification………………………………………………………………………………………………………..…….. .... 54

4.2.2. Méthode d'inférence…………………………………………………..………………………………………...... .. ..55

4.2.3. Défuzzification …………………………………………………………………………………………...............57

4.2.3.1. Méthode du critère maximal (MCM)………..………………………………… ......……………....58

4.2.3.2. Méthode du centre de gravité ………..………………………………………………… ......…..…...58

4.3. Commande MPPT floue…………………………………………………………………………………………… …58

4.4. Résultats de simulation de la commande MPPT floue…………………………………………………...60

4.5. Etude comparative entre MPPT Floue et MPPT classique (P&O, IncCond)……………...……..63

4.5.1. Fonctionnement avec conditions environnementales stables ……………………………..…63

4.5.2. Fonctionnement avec conditions environnementales changeantes ……………………..…65

4.5.2.1. Fonctionnement sous ensoleillement variable …………………………………………….…65

4.5.2.1.1. Augmentation rapide d’ensoleillement ………..…………………….……………...........65

4.5.2.1.2. Augmentation lente d’ensoleillement ………..……………………………………………68

4.5.2.2. Fonctionnement sous une variation de température ……..………………………….……70

4.5.2.2.1. Augmentation rapide de la température ………..…………………….….……...……....70

4.5.2.2.2. Augmentation lente de la température ………..…………………….….…...…… ...…....73

Teste de robustesse …………………………………………………………….…………………………………............76

Conclusion....……………………………………………………………………………………………………………….……..77

Introduction Générale


L’électricité est aujourd’hui la forme d’énergie la plus aisée à exploiter. Mais avant de la

consommer il aura fallu la produire, en général dans des unités de production de grande

puissance, la transporter, puis la distribuer vers chaque consommateur. Dans les pays

industrialisés, ce système est aujourd’hui très centralisé.

La production d'énergie est un défi de grande importance pour les années à venir. En effet,

les besoins énergétiques des sociétés industrialisées ne cessent d’augmenter. Par ailleurs, les

pays en voie de développement auront besoin de plus en plus d’énergie pour mener à bien leur

développement. De nos jours, une grande partie de la production mondiale d’énergie est

assurée à partir de sources fossiles. La consommation de ces sources donne lieu à des

émissions de gaz à effet de serre et donc une augmentation de la pollution. Le danger

supplémentaire est qu’une consommation excessive du stock de ressources naturelles réduit

les réserves de ce type d’énergie de façon anarchique pour les générations futures.

On distingue deux types d’énergie : les énergies non renouvelables et les énergies

renouvelables. Les premières sont dérivées à partir du pétrole, du gaz, du charbon, et

d’uranium…Les secondes de l’hydraulique, la biomasse, les déchets, l’éolien, le solaire, le

géothermique, etc.

Dans ce contexte général, notre étude s’intéresse à la filière photovoltaïque (PV) qui

semble une des plus prometteuses avec un taux de croissance mondial très élevé.

L’énergie PV est obtenue directement à partir du rayonnement du soleil. Elle peut même se

transformer en énergie électrique grâce à l'effet photovoltaïque. Les panneaux PV composés

des cellules PV ont la capacité de transformer les photons en électrons. L’énergie sous forme

de courant continu est ainsi directement utilisable.

En raison des caractéristiques électriques fortement non linéaires des cellules PV et de

leurs associations, le rendement des systèmes PV peut être amélioré par des solutions utilisant

les techniques de recherche du point de puissance maximale (dites techniques MPPT).

Concernant ce travail, nous nous sommes intéressés essentiellement au développement

d’une procédure d’optimisation qui permet la poursuite de point de la puissance maximale

(Maximum Power Point Tracking MPPT) d’un générateur photovoltaïque (GPV), pour une

bonne exploitation du générateur photovoltaïque. En effet, par exemple dans le cas des engins

mobiles alimentés par l’énergie photovoltaïque, l’alimentation doit être assurée au point

maximal de la puissance (MPPT) quelques soient les conditions météorologiques


(température et éclairement). Ceci nécessite l’implémentation d’une technique de poursuite de

point maximale de puissance, telle que la méthode de Perturbation-Observation (P&O),

Incrémentation (INC) et l’approche Floue.

D’autre part, la logique floue a reçu une attention particulière de la part d’un certain

nombre de chercheurs dans le domaine de l’électronique de puissance. Vu ses performances,

nous l’avons appliquée pour développer une technique MPPT Floue.

Le mémoire présenté est organisé en quatre chapitres.

Après une introduction générale

Le chapitre I présente d’une manière générale les systèmes photovoltaïques et leurs

composants.

Ensuite, nous passerons au deuxième chapitre consacré à la modélisation du générateur

photovoltaïque, ainsi le principe de la conversion photovoltaïque puis nous donnerons les

principales caractéristiques d’un GPV et nous présenterons les systèmes photovoltaïques, avec

leurs avantages et leurs inconvénients.

Le troisième chapitre est consacré à une modélisation de deux types de convertisseurs

DC_DC à savoir, les convertisseurs Buck et Boost. De plus, il montre quelques techniques de

poursuite du point de puissance maximale (MPPT), et nous nous intéresserons à l’étude de la

méthode "Perturbation- Observation" et "IncCond".

Dans le quatrième chapitre, nous présenterons la commande floue d’un système

photovoltaïque pour la recherche du point de puissance maximale (MPP).

Le travail a été complété par une étude comparative avec un test de robustesse entre les

méthodes dites conventionnelles à savoir, la méthode Perturbation-Observation (P&O),

IncCond et celle basée sur l’approche Floue.

Les résultats obtenus mettent en évidence l’avantage de l’approche Floue par rapport à la

méthode Perturbation et Observation (P&O) et IncCond.

Le mémoire se termine par une conclusion générale et des perspectives.

UFAS-2013 P.1

Chapitre 01

Généralités sur les systèmes photovoltaïques

1.1. Introduction

Le soleil est une source énergétique quasiment illimitée, il pourrait couvrir plusieurs

milliers de fois notre consommation globale d'énergie [1]. C'est pourquoi, l'homme cherche

depuis longtemps à mettre à profit cette énergie importante diffusée sur l'ensemble de la

planète, il a pu arriver à réaliser ce but par le moyen dit cellule photovoltaïque. Le nom

Photovoltaïque vient du Grec est composé de deux parties:

Photos : Lumière.

Volt : Unité de tension électrique, du nom Alessandro Volta.

Ce phénomène fut découvert au 19ème siècle par le physicien Alexandre Edmond

Becquerel. La première cellule photovoltaïque fut développée début 1954 pour l’alimentation

en énergie des satellites. Depuis 1958, les cellules photovoltaïques alimentent seulement le

système énergétique des satellites jusqu’à ses premières applications terrestres au début des

années 70. Le photovoltaïque fut utiliser pour l’alimentation en énergie de petites maisons

isolées et d’équipements de télécommunications. [2]

Aujourd’hui, grâce à sa fiabilité et à son concept respectueux de l’environnement, le

photovoltaïque prend une place prépondérante.

Pour comprendre ce phénomène, nous avons rappelé dans ce chapitre quelques notions de

base sur le rayonnement solaire et les propriétés des semi-conducteurs ; matériaux de base des

cellules photovoltaïques.

Une fois ces rappels théoriques sont faits, il nous sera facile d’expliquer le principe de

fonctionnement de la cellule photovoltaïque en passant au système photovoltaïque complet et

à ses trois types à savoir [3] :

Les systèmes autonomes,

Les systèmes connectés au réseau,

Les systèmes fonctionnant au fil du soleil (Pompage PV).

Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques

UFAS-2013 P.2

1.2. Potentiel solaire

1.2.1. Potentiel solaire extraterrestre

1.2.1.1. Rayonnement solaire extraterrestre

Pour comprendre le comportement du rayonnement solaire, les caractéristiques du corps

noir devrait être vues brièvement. Le " corps noir " est à la fois un absorbeur et un émetteur de

rayonnement électromagnétique avec 100 % d'efficacité à toutes les longueurs d'ondes. La

distribution théorique des longueurs d'onde du rayonnement du corps noir est

mathématiquement décrite par l'équation de Planck comme suite : [4]

1T

exp

AE

5

(1.1)

𝐸𝜆 : Distribution du rayonnement du corps noir.

Avec

𝐴= 3.74x10-16 W/m2 ;

𝐵 = 14.39x 10-3 m.K ;

𝜆 : Longueur d’onde en mètre ;

𝑇 : Température absolue en °K.

L’ensoleillement, qui représente le flux d’énergie émis par unité de temps et par unité de

surface du soleil, exprimée en W/m2 est donné par la loi de Stefan-Boltzmann [5]:

𝐸𝑆 = 𝜎𝑇4 (1.2)

Où σ =5.67x 10-8 W/m2.K4 est la constante de Stefan-Boltzmann ;

T est la température absolue du corps noir.

L’ensoleillement reçu en dehors de l'atmosphère terrestre, nommée la constante solaire,

peut être approximativement dérivée selon l’expression (1.3), si on suppose que le soleil est

un corps noir [4] :

T00SS AEAE (1.3)

Avec

𝐸𝑆 : Eclairement de la surface du soleil ;

𝐸0 : Eclairement en dehors de l’atmosphère terrestre, appelé constante solaire ;

𝐴𝑆 : Surface du soleil ;

𝐴0𝑇 : Surface de la sphère dont le rayon est l’orbite de la terre/soleil ;

La figure (1.1) montre la géométrie schématique des rapports terre-soleil. En substituant ES

par l’équation (1.2) et T par 5762°K, on obtient : 𝐸0 = 1360 𝑊/𝑚².


UFAS-2013 P.3

Puisque l'orbite de la terre 𝑅𝑂𝑇 n'est pas entièrement constant, E0 change légèrement tout

au long de l’année, on peut déduire que 1300 𝑊/𝑚² < 𝐸0 < 1390 𝑊/𝑚².

Les mesures, par satellite, indiquent que la valeur moyenne de l’année 𝐸0 est de 1367𝑊/𝑚² ;

qui est dans la gamme précédente.

En raison de l'orbite elliptique de la terre, l’ensoleillement extraterrestre E0 sur une surface

perpendiculaire au faisceau du soleil dans le jour n de l'année est donné (n variant de 1 à 365

et ce du 01/01 au 31/12 de l’année) par l’équation suivante [6]: telque n est le nombre de jour

00 E)365

n2033.01()n(E

(1.4)

Figure 1-1.Géométrie schématique des rapports terre-soleil [4].

1.2.1.2. Temps solaire vrai (TSV)

Le temps, en heures, appliqué dans les calcules d'énergie solaire est nommé : le temps

solaires vrai, là où le soleil croise le méridien de l'observateur à 12:00. La conversion du

temps standard local (TSL) au TSV est faite par l’équation (1.5):

)()(12

nBh

TT trefTSLTSV

(1.5)

Avec:

𝛬 est longitude géographique du site;

𝛬𝑟é𝑓 est longitude de référence du TSL;

𝐵𝑡(𝑛), en heures, est un facteur additionnel qui compte pour les perturbations de rotation de la

terre, (on peut ajouter jusqu’à 1H); il est donné par l’équation (1.6): [7]


UFAS-2013 P.4

364

)81n(2sin025.0

364

)81n(2cos1255

364

)81n(2sin1645.0)n(Bt

(1.6)

1.2.1.3. Position du soleil

La position du soleil sur la sphère céleste est donnée par l'angle d'altitude 𝛾 et l'angle

d'azimut 𝜓 figure (1.2). Elle dépend de la date, la période du jour, et de la position

géographique de l'observateur [6].

La date, en nombre de jours 𝑛, détermine l'angle solaire de déclinaison 𝛿 de la terre, qui est

au point 𝑂 en radian. Elle est exprimée par l’équation suivante :

365

n2842sin

18045.23

(1.7)

Le temps de la journée, en heures, est le reflet d’un angle nommé angle horaire du soleil,

en radian équivalant à l’heure, qui est donné par l’équation suivante :

h12)h12TSV(

(1.8)

L'altitude 𝛾 et l'azimut 𝜓 à un certain temps et date, à longitude 𝛬 et à latitude 𝜑, sont alors

calculés à partir des équations (1.9) et (1.10) [6] :

)cos()cos()cos()sin()sin()sin( (1.9)

)cos()cos(

)sin()sin()sin()cos(

(1.10)

On note que l'azimut solaire 𝜓 est négatif le matin et positif l'après-midi. Pour des

positions sur l'hémisphère nordique, l'angle d'altitude 𝛾 est positif entre le lever et le coucher

du soleil ; tandis que sur l'hémisphère méridional, il est négatif. L'angle de déclinaison 𝛿 est

défini positif pendant l'été sur l'hémisphère nordique. L'angle de latitude géographique 𝜑 est

positif sur l'hémisphère nord et négatif sur l'hémisphère sud.

Figure 1-2. Position du soleil observée d’après l'origine O.


UFAS-2013 P.5

1.2.1.4. Géométrie d’orientation : collecteur- faisceau du soleil

La position du soleil vis-à-vis d’un collecteur orienté arbitrairement est déterminée par

l'angle d'incidence 𝜃𝑖 du rayon du soleil figure (1.3). Pour le plan d'horizon, l'angle

d'incidence est égal à l'angle zénith, équation (1.11) :

)sin()icos( (1.11)

Pour un collecteur incliné avec l'angle 𝛽 et l’azimut 𝛼, l'angle d'incidence 𝜃𝑖 est calculé à

partir de:

)cos()sin()cos()cos()sin()icos( (1.12)

là où l'angle d'azimut 𝛼 d'est-ouest et zéro pour l'orientation sud. L'ensoleillement

extraterrestre 𝐸0 reçu par un collecteur arbitrairement orienté est donnée par l’équation (1.13):

)icos(EE 00

(1.13)

Normale du plant du récepteurPlant horizontale

Projection de la normale du plan

Faisceau du soleil

W

S

N

E

θI

α <0

β

Figure 1-3. Position du soleil observée d’après l'origine O.

1.2.2. Rayonnement solaire

Spectre solaire

Afin de quantifier l’énergie développée par le générateur photovoltaïque dans une

application donnée, il est nécessaire de connaître le spectre du rayonnement solaire reçu sur

sol. En effet, quatre types de rayonnement ont été répertoriés dans la littérature:

Rayonnement direct

La conversion du rayonnement direct 𝐸𝐷 est une question trigonométrique. Le

rayonnement direct, sur le plan horizontal, est la différence entre le rayonnement global et le

rayonnement diffus.


UFAS-2013 P.6

Le rayonnement direct est converti pour un plan avec un angle d'azimut 𝛼 et d'inclinaison

𝛽 selon l’équation suivante :

)sin(

)cos(EE i

DD

(1.14)

Avec 𝛾 et 𝜃𝑖 sont donnés selon les équations (1.9) et (1.12).

On note que le paramètre 𝐸𝐷𝛼𝛽 peut être mesuré par un instrument nommé « Pyroheliometer »

[4], qui doit être monté sur la monture du générateur PV.

Rayonnement diffus: c’est dû à l’absorption et à la diffusion d’une partie du rayonnement

solaire global par l’atmosphère et à sa réflexion par les nuages et les aérosols.

Rayonnement réfléchi ou l’albédo du sol : c’est le rayonnement qui est réfléchi par le sol

ou par des objets se trouvant à sa surface. Cet albédo peut être important lorsque le sol est

particulièrement réfléchissant (eau, neige, etc.…).

Rayonnement global : le rayonnement global est subdivisé en rayonnements directs,

diffus et reflété par le sol) [6]. Dans la figure ci-dessous figure (1.4) est schématisé

l’ensemble des rayonnements solaires reçu sur une surface terrestre.

Figure 1-4. Types de rayonnement solaire reçu au sol.

L’intensité du rayonnement solaire reçu sur un plan quelconque à un moment donné est

appelée irradiation ou éclairement (noté généralement par la lettre G), il s’exprime en watts

par mètre carré (W/m²).

La valeur du rayonnement reçu par la surface du module photovoltaïque varie selon la

position de ce dernier. Le rayonnement solaire atteint son intensité maximale lorsque le plan

du module photovoltaïque est perpendiculaire aux rayons [3]:


UFAS-2013 P.7

Dans la figure (1.6) ci-après est illustré l’effet de l’inclinaison des modules

photovoltaïques sur l’intensité de l’éclairement reçu sur leurs surfaces du levé au couché du

soleil.

Figure 1-5. Rayonnement solaire capté par

un plan horizontal et incliné.

Figure 1-6. Intensité de l’ensoleillement reçu

sur un plan horizontal et incliné.

1.3. Masse d’air

On appelle masse d’air AM , la perte de l’énergie solaire par l’absorption atmosphérique.

Elle est donnée en fonction de l’angle entre le soleil et le zénith [8].

sin

1AM

(1.15)

Où :

𝜃 : représente l’angle entre la position du soleil et le zénith exprimée en (Deg).

Le spectre solaire AM0 correspond à une masse d’air nulle pour un rayonnement arrivant

au dessus de la couche atmosphérique à incidence normale, AM1 pour un soleil vertical à la

terre (le soleil est au zénith), et AM1.5 pour un rayonnement solaire correspondant à une

inclinaison du soleil de 45° par rapport au zénith.

Le nombre "1.5" indique que le parcours de la lumière dans l'atmosphère est 1.5 fois

supérieur au parcours le plus court du soleil, c'est-à-dire lorsqu’il est au zénith [6].

Figure 1-7. Description du nombre de masse d’air.


UFAS-2013 P.8

1.4. Semi conducteur

La filière la plus avancée sur le plan technologique et industriel est la réalisation de

cellules à base de silicium. Ce dernier est l'élément semi-conducteur le plus utilisé car il est

peu coûteux et il se trouve en très grande quantité sur terre : il constitue 28% de l'écorce

terrestre, sous forme de silice, parfaitement stable et non toxique [9].

1.4.1. Formation de la jonction PN

Le silicium, comme tous les semi-conducteurs, a une bande de valence pleine et une bande

de conduction vide. Mais grâce à un apport énergétique suffisant, il est possible de faire

passer des électrons de la bande de valence (BV) à la bande de conduction (BC), d’où la

génération d’électrons libres, figure (1.8).

Figure 1-8. Génération de la paire électron-trou.

La présence d'électrons libres dans la bande de conduction d'un matériau n'est pas

suffisante pour générer un courant: il est nécessaire de créer une différence de potentiel aux

bornes du photo- générateur afin d'entraîner les charges positives d'un côté et les charges

négatives de l'autre. Cette opération est possible par dopage du Silicium. Une jonction PN est

créée par l'assemblage de deux barreaux de Silicium de type N et P. Le composant ainsi créé

est appelé diode.

Figure 1-9. Jonction PN.


UFAS-2013 P.9

1.4.2. Principe de fonctionnement de la cellule photovoltaïque

Une cellule photovoltaïque est un dispositif semi-conducteur généralement a base

silicium. Elle est réalisée à partir de deux couches, une dopée P et l’autre dopée N créant ainsi

une jonction PN avec une barrière de potentiel. Lorsque les photons sont absorbés par le semi-

conducteur, ils transmettent leur énergie aux atomes de la jonction PN de telle sorte que les

électrons de ces atomes se libèrent et créent des électrons (charges N) et des trous (charges P).

Ceci crée alors une différence de potentiel entre les deux couches. Cette différence de

potentiel est mesurable entre les connexions des bornes positives et négatives de la cellule [3].

La structure d’une cellule photovoltaïque est illustrée dans la figure (1-10) ci-dessous

Figure 1-10. Structure d’une cellule photovoltaïque.

1.4.3. Type et rendement des cellules photovoltaïques

Il existe différents types de cellules solaires (ou cellules photovoltaïques), et chaque type

de cellules a un rendement et un coût qui lui est propre. Cependant, quel que soit leur type,

leur rendement reste assez faible: de 8 à 23% de l’énergie qu’elles reçoivent. Il existe trois

principaux types de cellules à l'heure actuelle [6].

Cellules monocristallines: Ce sont celles qui ont le meilleur rendement mais aussi

celle qui ont le cout le plus élevé, du fait d'une fabrication compliquée.

Cellules poly cristallines: Leur conception étant plus facile, leur coût de fabrication st

moins important, cependant leur rendement est plus faible.

Cellules amorphes: Elles ont un faible rendement, mais ne nécessitent que de très

faibles épaisseurs de silicium et ont un coût peu élevé. Elles sont utilisées couramment dans

de petits produits de consommation telle que des calculatrices solaires ou encore des montres.

Rendement d’une cellule:


UFAS-2013 P.10

Le tableau suivant (1-1) présente les différents types de cellules avec leur rendement.

Tableau 1-1. Différents types des cellules avec leur rendement.

Technologie de cellules Rendement en laboratoire

Rendement production

Silicium amorphe (a-Si) 13% 5-9%

Silicium poly cristallin (p-Si) 19,8% 11 à 15 %

Silicium monocristallin (m-Si) 24,7% 13 à 17%

Figure 1-11. Les images de différents types de la cellule photovoltaïque.

L’expression du rendement est donnée comme suite

celluleSTC

mSTC

SE

P

(1.16)

STC : Rendement de la cellule photovoltaïque;

𝑃𝑚 : Puissance produite par le générateur PV;

STCE : Eclairement absorbé par la cellule;

𝑆𝑐𝑒𝑙𝑙𝑢𝑙𝑒 : Surface de la cellule [m²] ;

Ce rendement dépend de plusieurs facteurs [10]:

- Réflexion à la surface.

- Température de jonction des cellules.

- Type de matériau utilisé et technique de fabrication.

- La résistance série et parallèle responsables des pertes par effet Joule.

- Absorption incomplète et excès d’énergie des photons absorbés.

1.5. Protections classiques d’un générateur photovoltaïque

Lorsque nous concevons une installation photovoltaïque, nous devons assurer la protection

électrique de cette installation afin d’augmenter sa durée de vie en évitant notamment des

pannes destructrices liées à l’association des cellules et de leur fonctionnement en cas

d’ombrage.

(a) (b) (c)


UFAS-2013 P.11

Pour cela, deux types de protections sont classiquement utilisés dans les installations actuelles

[11]:

-la protection en cas de connexion en parallèle de modules PV pour éviter les courants

négatifs dans les GPV (diode anti-retour).

- la protection lors de la mise en série de modules PV permettant de ne pas perdre la totalité

de la chaîne (diode by-pass) et éviter les points chauds.

Sous- réseau

A

Sous- réseau

B

Diode bypass

Diode anti-retour

Figure 1-12. Schématisation d’un GPV élémentaire avec diodes by-pass et diode anti-retour [11].

1.6. Systèmes photovoltaïques

Partie générale:

On ne peut pas considérer les modules photovoltaïques comme simples générateurs

d’énergie électrique en remplacement d’un réseau, mais associer étroitement ces modules à un

système complet pour une application bien spécifique correspondant à un besoin bien défini.

Les systèmes photovoltaïques les plus couramment utilisés sont de deux types:

1.6.1. Systèmes photovoltaïques avec stockage électrique

Batterie d’accumulateurs électrochimiques, ceux-ci alimentent des appareils d’utilisation :

- soit directement en courant continu.

-soit en courant alternatif par l’intermédiaire d’un convert isseur continu- alternatif

(onduleur).

Générateur

photovoltaïqueBatterie Appareils courant continu

OnduleurAppareils courant continu

Figure 1-13. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque avec stockage.

Appareils courant

alternatif


UFAS-2013 P.12

1.6.2. Systèmes photovoltaïques à couplage direct sans batterie

(Fonctionnement dit aussi < au fil du soleil>).

Les appareils d’utilisation sont branchés soit directement sur le générateur solaire, soit,

éventuellement, par l’intermédiaire d’un convertisseur continu-continu, adaptateur

d’impédance.

Générateur photovoltaïque Appareils

Adaptateur

d’impédance

Figure 1-14. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque à couplage direct.

Pour les systèmes sans batterie, il y a possibilité d’avoir recours à un stockage mais qui ne

sera pas sous forme électrochimique.

Exemple:

– pompage ⇒ stockage par réservoir d’eau.

– Réfrigération ⇒ stockage de froid.

Le choix de tel ou tel système se fera en fonction de différents critères: simplicité,

application, environnement, etc.

Toutefois l’étude de systèmes photovoltaïques se ramène à l’étude de l’adaptation de la

charge constituée, soit d’une batterie, d’une charge quelconque par rapport à l’ensemble des

modules solaires.

Comme il à été vu précédemment, on recherchera à optimiser le système pour avoir le

meilleur rendement d’adaptation du système (rapport de l’énergie électrique fournie

l’utilisation à l’énergie électrique qu’aurait pu fournir le générateur fonctionnant toujours à

son point de puissance maximum).

Un système photovoltaïque est donc constitué du générateur, et des charges à alimenter.

Ces charges sont de type courant continu ou courant alternatif.

Les diverses composantes d’un système photovoltaïque sont représentées symboliquement

sur le schéma généralisé dans la figure (1-15) ci-dessous.

Cette représentation synoptique recouvre à peu prés tous les cas de figure (1-14) mais il

est bien certain qu’un système photovoltaïque ne comporte en général qu’un certain nombre

des éléments représentés ici.


UFAS-2013 P.13

Figure 1-15. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque.

1.7. Secteurs d’application

Domaine spatial: c’est de loin le secteur le plus ancien puisque les premières utilisations

de cellules solaires pour des engins spatiaux (satellites, navettes,...) remontent aux années

soixante.

Télécommunications : Téléphonie rurale, radiotéléphonie,...

Sites isolés : Parcs nationaux, service des eaux et forêts, régions isolées, pays en voie de

développement. Pompage de l’eau, irrigation, domiciles, villages.

Acquisition de données : L’énergie photovoltaïque joue un rôle très important pour les

stations isolées d’acquisition de données, vu la haute fiabilité de fonctionnement, l’autonomie,

la moindre sensibilité à la foudre, la résistance extrême aux conditions naturelles, la

maintenance légère et la longévité des équipements (25 ans).

Domaine du transport : Lampadaires, panneaux à messages variables, éclairage de

panneaux, signalisation lumineuse routière et ferroviaire.

1.8. Avantages et inconvénients de l’énergie photovoltaïque

1.8.1. Inconvénients

La fabrication du module photovoltaïque relève de la haute technologie et exigé des

investissements d’un coût élevé.

Le rendement réel de conversion d’un module est faible, de l’ordre de 10-15 % avec une

limite théorique pour une cellule de 28%. Les générateurs photovoltaïques ne sont compétitifs

par rapport aux générateurs diesel que pour des faibles demandes d’énergie en régions isolées.

Lorsque le stockage de l’énergie électrique sous forme chimique (batterie) est nécessaire,

le coût du générateur est accru.

Le stockage de l’énergie électrique pose encore de nombreux problèmes.


UFAS-2013 P.14

1.8.2. Avantages

D’abord une haute fiabilité. L’installation ne comporte pas de pièces mobiles qui la rendent

particulièrement appropriée aux régions isolées. C’est la raison de son utilisation sur les

engins spatiaux.

Ensuite le caractère modulaire des panneaux photovoltaïques permet un montage simple et

adaptable à des besoins énergétiques divers. Les systèmes peuvent être dimensionnés pour des

applications de puissances allant du milliwatt au Mégawatt.

Le coût de fonctionnement est très faible vu les entretiens réduits et il ne nécessite ni

combustible, ni transport, ni personnel hautement spécialisé.

La technologie photovoltaïque présente des qualités sur le plan écologique car le produit

fini est non polluant, silencieux et n’entraîne aucune perturbation du milieu, si ce n’est par

l’occupation de l’espace pour les installations de grandes dimensions.

Conclusion:

Dans ce chapitre nous avons présenté le potentiel solaire, le principe de la conversion PV

et les cellules monocristallines qui ont le meilleur rendement dans les conditions réelles

d’utilisation des systèmes photovoltaïques et leurs secteurs d’application.

UFAS-2013 P.15

Chapitre 02

Modélisation d’un système photovoltaïque

2.1. Introduction

Un générateur photovoltaïque (GPV) est constitué d’un ensemble de cellules

photovoltaïques élémentaires montées en série et/ou parallèle afin d’obtenir des

caractéristiques électriques désirées tels que la puissance, le courant de court-circuit ou la

tension en circuit ouvert.

Pour trouver le modèle du générateur photovoltaïque (GPV), il faut tout d’abord retrouver

le circuit électrique équivalent à cette source. De nombreux modèles mathématiques, ont été

développés [12] pour représenter leur comportement très fortement non linéaire qui résulte de

celui des jonctions semi-conductrices qui sont à la base de leurs réalisations.

On rencontre dans la littérature plusieurs modèles du générateur photovoltaïque qui

différent entre eux par la procédure et le nombre de paramètres intervenants dans le calcul de

la tension et du courant final du générateur photovoltaïque.

2.2. Modélisation du générateur photovoltaïque (GPV)

Le schéma électrique équivalent du générateur photovoltaïque est réduit en un simple

schéma bloc (Figure.2.1) à deux entrés (E : l’éclairement et T : la température de la cellule) et

deux sorties (I : le courant et V : la tension).

Figure 2-1.Schéma bloc du générateur photovoltaïque.

2.2.1. Cas d’une cellule idéale

Dans le cas idéal, la cellule d’une jonction PN soumise à l’éclairement photovoltaïque

connectée à une charge peut être schématisée par un générateur de courant en parallèle avec

E

T

V

I

V

P

IVP

Ramp

1000

25

Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque

P. 16

une diode. Ce générateur délivre un courant 𝐼𝑝𝑕 selon la figure (2.2), qui représente le circuit

équivalent d’une cellule solaire idéale [13].

VpvIph

Ipv

Vd

Figure 2-2. Schéma équivalent d’une cellule idéale.

Les équations retenues de ce modèle sont:

dphpv III

(2.1)

Le courant𝐼𝑝𝑕 est assimilé au courant𝐼𝑠𝑐avec𝑉𝑝𝑣 = 0, courant de court-circuit obtenu en

court-circuitant la charge.

réf

scphE

EII

(2.2)

𝐸 : Éclairement absorbé par la cellule ;

𝐸𝑟𝑒𝑓 : Éclairement de référence (1000 w/m2) ;

1eII t

d

V

V

0d

(2.3)

𝐼0 : Courant de saturation inverse de la diode ;

q

NkTVt

(2.4)

𝑉𝑡 : Tension thermique ;

𝑁 : Facteur d’idéalité de la photopile ;

𝐾 : Constant de Boltzmann (1,38.10-23J/K) ;

𝑞 : Charge de l’électron (1,6.10-19 C).

2.2.2. Cas d’une cellule réelle

Le schéma équivalent de la cellule photovoltaïque réelle tient compte d’effets résistifs

parasites dues à la fabrication et représenté sur la figure (2.3).

Id


P. 17

Ce schéma équivalent est constitué d'une diode (𝑑) caractérisant la jonction, une source de

courant (𝐼𝑝𝑕) caractérisant le photo-courant, une résistance série (𝑅𝑠) représentant les pertes

par effet Joule, et une résistance shunte (𝑅𝑠𝑕) caractérisant un courant de fuite entre la grille

supérieure et le contact arrière qui est généralement très supérieure à (𝑅𝑠)[14].

Figure 2-3.Schéma équivalent d’une cellule photovoltaïque réelle.

Le courant produit par le générateur est donné par les équations suivantes :

( )exp 1s s

ph s

sh

q V R I V R II I I

AKT R

(2.5)

E( )ph ref ref

ref

I Iph T TE

(2.6)

3

. 1 1. .exp

ref

g

s s

ref ref

q ETI I

T AK T T

(2.7)

Où :

𝐼 : Courant fourni par la cellule [A]

𝑉 : Tension à la borne de la cellule [V]

𝐼𝑝𝑕 : Photo courant [A], proportionnel à l’irradiante E, avec correction selon T

𝐼𝑠 : Courant de saturation de la diode [A], dépendant de la température

µ: Coefficient de température du photo-courant (ou courant de court-circuit), il est

souvent donné par le fabricant, il est en général positif mais très faible.

𝐸𝑔 : Energie de Gap de la cellule. (Silicium cristallin 𝐸𝑔 = 1,12 𝑒𝑉, Silicium

amorphe𝐸𝑔=1,7𝑒𝑉, 𝐶𝐼𝑆 = 1,03 𝑒𝑉,𝐶𝑑𝑇𝑒 = 1,5 𝑒𝑉).

Les conditions de référence𝐸 et 𝐸𝑟𝑒𝑓 sont les conditions extérieures pour lesquelles sont

spécifiées les données de base utilisées pour l’établissement du modèle (𝑉𝑐𝑜 ,𝐼𝑐𝑜 ,𝑉𝑚𝑎𝑥 , 𝐼𝑚𝑎𝑥 ),

se sont soit les spécifications du fabricant, toujours données aux STC (Standard Test

Conditions, 1000 W/m², 25°C), soit des valeurs issues d’une mesure du module.


P. 18

présentation du module KC-60:

Ce module possède les caractéristiques suivantes fournies par le constructeur à 1000

(w/m²) et 25°C [20]:

-Puissance optimale 𝑃𝑜𝑝𝑡 = 60 𝑤

-Courant de court- circuit 𝐼𝑐𝑐 = 3.73 𝐴

-Tension a circuit ouvert 𝑉𝑜𝑐 = 20 𝑉

-Courant optimale 𝐼𝑜𝑝𝑡 = 3.55 𝐴

-Tension optimale 𝑉𝑜𝑝𝑡 = 16.9 𝑉

Figure2-4.Caractéristique P-V d’une cellule

PV.

Figure 2-5. Caractéristique I-V d’une cellule

PV.

2.3. Constitution d’un générateur photovoltaïque (GPV)

L’association de plusieurs cellules photovoltaïques en série/parallèle donne lieu à un

générateur photovoltaïque. Si les cellules se connectent en série, les tensions de chaque

cellule s’additionnent, augmentant la tension totale du générateur. D’une autre part, si les

cellules se connectent en parallèle, c’est l’ampérage qui augmentera comme représentés sur

les figures suivantes.

2.3.1. Association des cellules photovoltaïques en parallèle

Les propriétés du groupement en parallèle des cellules sont duales de celles du groupement

en série. Ainsi, dans un groupement des cellules connectées en parallèle, les cellules sont

soumises à la même tension et la caractéristique résultante du groupement est obtenue par

addition des courants à tension donnée. La figure (2.7) montre les caractéristiques résultantes

(𝐼𝑃𝐶𝐶 ,𝑉𝑃𝐶𝑂 )obtenuesen associant en parallèle (indice p) 𝑁𝑝 cellules identiques:

CCPPCC INI et COPCO VV

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

Tension V (V)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Tension V (V)

Co

ura

n t

I (

A)


P. 19

Figure 2-6. Schéma de deux (2) cellules photovoltaïques associées en parallèle.

Figure 2-7. Caractéristique I-V de deux(2) cellules PV raccordées en parallèle.

2.3.2. Association des cellules photovoltaïques en série

Dans un groupement en série, les cellules sont traversées par le même courant et la

caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par addition des tensions à

courant donné. La figure (2.9) montre la caractéristique résultante (𝐼𝑆𝐶𝐶 ,𝑉𝑆𝐶𝑂) obtenue en

associant en série (indice s) Ns cellules identiques (𝐼𝐶𝐶 ,𝑉𝐶𝑂) :

CCSCC II et COSSCO VNV

Figure 2-8. Schéma de 2 cellules photovoltaïques associées en série.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

1

2

3

4

5

6

7

8

Tension V (V)

Co

ura

nt

I (A

)

2 cellules

2 cellules


P. 20

Figure 2-9. Caractéristique I-V de 2 cellules photovoltaïques raccordées en série.

La puissance maximale débitée par le panneau photovoltaïque donnée par le produit entre

la tension𝑉𝑜𝑝 et le courant𝐼𝑜𝑝 comme le représente la formule suivante :

opopmax IVP

Figure 2-10. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Tension V (V)

Co

ura

n t

I (

A)

1 Cellule 2 Cellules

0 5 10 15 20 25

10

20

30

40

50

60

70

Tension V (V)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

E= 1000 w/m²T = 25 °c


P. 21

Figure 2-11. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque.

2.4. Influence de l’Éclairement

En faisant varier l’éclairement entre 200 w/m² et 1000 w/m² avec un pas de 200, la

caractéristique (𝐼𝑝𝑣 = 𝑓(𝑉𝑝𝑣 )) est donnée par les figures (2. (12,13)). On remarque que la

valeur du courant de court-circuit est directement proportionnelle à l’intensité du

rayonnement. Par contre, la tension en circuit ouvert ne varie pas dans les mêmes proportions,

elle reste quasiment identique même à faible éclairement.

L’irradiation standard, internationalement acceptée, pour mesurer la réponse des panneaux

photovoltaïques est une intensité rayonnante de 1000 W/m2 et une température de 25 °C.

Figure 2-12. Caractéristique P-V du module PV

selon l’éclairement.

Figure 2-13. Caractéristique I-V du module PV

selon l’éclairement.

2.5. Influence de la Température

En faisant varier la température de 25°C jusqu’à 45°C, la caractéristique(𝐼𝑝𝑣 = 𝑓(𝑉𝑝𝑣 ))est

0 5 10 15 20 25

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Tension V (V)

Co

ura

nt

I (A

)

E= 1000 w/m²T = 25 °c

0 5 10 15 20 25

10

20

30

40

50

60

70

Tension V (V)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

800 w/m²

600 w/m²

400 w/m²

200 w/m²

1000 w/m² T = 25°c Cte

0 5 10 15 20 25

1

2

3

4

5

Tension V (V)

Co

ura

nt I

(A

)

T = 25°c Cte

600 w/m²

400 w/m²

200 w/m²

800 w/m²

1000 w/m²


P. 22

donnée par les figures (2. (14,15)).On remarque que la température a une influence

négligeable sur la valeur du courant de court-circuit. Par contre, la tension en circuit ouvert

baisse assez fortement lorsque la température augmente, par conséquent la puissance

extractible diminue. Lors du dimensionnement d’une installation, la variation de la

température du site sera impérativement prise en compte.

Figure 2-14.Caractéristique P-V du module PV selon la température.

Figure 2-15. Caractéristique I-V du module PV selon la température.

2.6. Efficacité (rendement) maximale de la conversion

Elle est le rapport de la puissance électrique maximale pouvant être extraite, à la puissance

de rayonnement incident sur la surface S de la cellule.

Où S est la surface de la cellule, E est l’ensoleillement ambiant et 𝐹𝐹est le facteur de forme.

ɳ =𝑃𝑜𝑢𝑡

𝑃𝑖𝑛=

𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃𝑖𝑛=

𝐼𝑚𝑝𝑝 .𝑉𝑚𝑝𝑝

𝑆.𝐸=

𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐 .𝐹𝐹

𝑃𝑖𝑛 (2.8)

2.7. Facteur de forme FF : est le rapport de la puissance maximale qui peut être délivré à la

charge et le produit de 𝐼𝑠𝑐 .𝑉𝑜𝑐 .

𝐹𝐹 =𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐=

𝐼𝑚𝑝𝑝 .𝑉𝑚𝑝𝑝

𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐(2.9)

Pour les cellules ayant moyen rendement, le FF a des valeurs d’ordre 0.7 à 0.85. Idéalement,

il est en fonction, seulement, de tension 𝑉𝑜𝑐 (vrais seulement pour chiffres signifiant 𝑉𝑜𝑐 > 10)

𝐹𝐹 =𝑉𝑜𝑐 − ln(𝑉𝑜𝑐 + 0.72)

𝑉𝑜𝑐 + 1 (2.10)

Le facteur de forme FF diminue quand la température augmente [15].

5 10 15 20 250

10

20

30

40

50

60

70

Tension V (V)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

25 °C

30 °C

35 °C

40 °C

45 °C

E = 1000 w/m²

0 5 10 15 20 25

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Tension V (V)

Co

ura

nt I

(A

)

25 °C

30 °C

35 °C

40 °C

45 °C

E =1000 w/m²


P. 23

Conclusion:

Dans ce chapitre nous avons présenté la modélisation d’une cellule photovoltaïque et les

caractéristiques du générateur photovoltaïque GPV avec ses performances. Ainsi, l’influence

de quelques paramètres sur ses caractéristiques.

Pour le fonctionnement optimal d’un système photovoltaïque, il est nécessaire d’utiliser un

étage d’adaptation entre le générateur PV et la charge ou un autre système que nous allons

étudier dans le chapitre suivant.

UFAS-2013

P.24

Chapitre 03

Convertisseurs DC-DC et MPPT

3.1. Introduction

Dans ce chapitre, nous présentons tout d’abord, des définitions et notions de bases sur les

convertisseurs DC-DC, ainsi que les modèles mathématiques nécessaires à l’étude de leur

comportement lors de la simulation du système PV global. Nous traitons ensuite, en détail, la

technique MPPT par les méthodes dites conventionnelles de perturbation et observation

(P&O), et de conductance incrémentale (IncCond).

3.2. Suivi de la puissance maximale du générateur photovoltaïque

La poursuite du point maximum de la puissance (MPPT) est une partie essentielle dans les

systèmes photovoltaïques. Plusieurs techniques sont développées depuis 1968 date de

publication de la première loi de commande de ce type adaptées à une source d’énergie

renouvelable de type PV. Ces techniques se diffèrent entre elles par leur complexité, nombre

de capteurs requis, la vitesse de convergence, coût, rendement et domaine d’application. [16]

3.3. Connexion directe source-charge

Actuellement, il reste encore beaucoup d’applications où une connexion directe entre un

générateur photovoltaïque et une charge est effectuée. Ce choix est principalement lié à la

simplicité de l’opération et le très faible degré de fiabilité, dû fondamentalement à l’absence

d’électronique, sans parler d’un faible coût. La figure (3.1) montre ce cas de connexion. Si

cette charge était une batterie, lorsque le module n’est pas éclairé, celui-ci pourrait

fonctionner en tant que récepteur, la batterie pourrait donc se décharger sur le générateur

photovoltaïque et en plus l’endommager irréversiblement, Ainsi, pour éviter cette situation, la

connexion doit être assurée à l’aide d’une diode anti-retour placée entre le GPV et la charge.

Cette configuration est illustrée à la figure (3.1). L’inconvénient de cette configuration, c’est

qu’elle n’offre aucun type de limitation et/ou réglage de la tension de la batterie. Le transfert

de puissance maximale disponible aux bornes du générateur photovoltaïque vers la charge

n’est pas non plus garanti.[11]

Charge

+

-

Figure 3-1. Connexion directe source-charge.

Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT

UFAS-2013

P.25

3.4. Étage d’adaptation entre un générateur PV et une charge

Un générateur photovoltaïque GPV présente des caractéristiques I-V non linéaires avec un

point de puissance maximum PPM. Ces caractéristiques dépendent entre autre du niveau

d’éclairement E et de la température T de la cellule. De plus, selon les caractéristiques de la

charge sur laquelle le GPV débite, nous pouvons trouver un très fort écart entre la puissance

potentielle du générateur et celle réellement transférée à la charge en mode de connexion

directe.

Afin d’extraire à chaque instant le maximum de puissance disponible aux bornes du

générateur photovoltaïque et de la transférer à la charge, la technique utilisée classiquement

est d’utiliser un étage d’adaptation entre le générateur photovoltaïque et la charge comme

décrit dans la figure (3.2).

Cet étage joue le rôle d’interface entre les deux éléments en assurant à travers une action

de contrôle, le transfert du maximum de puissance fournie par le générateur pour qu’elle soit

la plus proche possible de puissance maximaledisponible. [17]

V

I Étage

d’adaptationCharge

+

-

+

-

I1 I2

V1 V2

Figure 3-2. Étage d’adaptation entre un GPV et une charge.

Ce dernier par le biais d’une commande spécifique est alors susceptible de permettre au

générateur de délivrer sa puissance maximale notée ; Pmax ( optoptmax IVP , où Vopt et Iopt

représentent respectivement les tensions et les courants optimaux du générateur

photovoltaïque, pour une courbe I-V donnée), tout en assurant que la tension ou bien le

courant de la charge correspond bien aux caractéristiques de cette dernière.

Pour que le générateur PV fonctionne le plus souvent possible dans son régime optimal, la

solution communément adoptée est alors d’introduire un convertisseur statique qui joue le

rôle d’adaptateur source-charge.

Le rôle du convertisseur DC-DC fait fonctionner les modules à leur point de puissance

optimale, quelques soient l’éclairement et la température pour délivrer cette puissance à

l’utilisation.


UFAS-2013

P.26

3.4.1. Convertisseurs DC/DC

Pour la conversion de puissance, il est essentiel que le rendement soit maintenu élevé pour

éviter la dissipation de la puissance et pour éviter les échauffements excessifs dans les

composants électroniques. Pour cette raison toute la conversion de puissance échangée doit

être réalisée autour des composants de stockage d'énergie (inductance et condensateurs) et les

commutateurs. Les commutateurs de puissance utilisés dépendent du niveau de la puissance à

convertir ou à commander. Les MOSFETS(transistors à effet de champ d'oxyde de métal)

sont habituellement utilisés à la puissance relativement basse (quelques kW) et les IGBTS

(transistors bipolaires à gâchette isolée) à des puissances plus élevées. Les thyristors ont été

généralement utilisés et acceptés dans les plus hauts niveaux de puissance. [17]

Deux topologies de base de circuit de conversion seront décrites dans les paragraphes

suivants (DC-DC) : Dans cette partie nous présentons le principe de deux types de

convertisseurs DC/DC (Buck, Boost), utilisés fréquemment dans les systèmes photovoltaïques

pour générer les tensions et les courants souhaités. Ce type de convertisseurs n'est constitué

que par des éléments réactifs (Selfs, Capacités) qui, dans le cas idéal, ne consomment aucune

énergie. C’est pour cette raison qu'ils sont caractérisés par un grand rendement. [18]

Dans ces études, l’interrupteur du convertisseur est attaqué par un signal MLI (modulation

de large d’impulsion), avec une fréquence fs fixe et un rapport cyclique D variable.

3.4.1.1. Hacheur survolteur (Boost)

Le convertisseur Boost est connu par le nom d’élévateur de tension. Le schéma de la figure

(3.3), représente le circuit électrique du Boost. Au premier temps (𝛼𝑇), le transistor (𝑆)est

fermé, le courant dans l’inductance croit progressivement, et au fur et à mesure, elle

emmagasine de l’énergie, jusqu'à la fin du premier intervalle. Ensuite, le transistor (𝑆)s’ouvre

et l’inductance (𝐿)s’opposant à la diminution de courant (𝐼𝐿), génère une tension qui s’ajoute à

la tension de source, qui s’applique sur la charge (𝑅) à travers la diode (𝐷).[19]

Vg S

IL

+

C2

IC

I0

VS

R

+

-

IS

L

-VL

C1

Ig

Figure 3-3. Circuit électrique de base du hacheur survolteur.


UFAS-2013

P.27

3.4.1.1.1. Modèle mathématique équivalent

L’application des lois de Kirchhoff sur les deux circuits équivalents des deux phases de

fonctionnement donne :

Pour le premier intervalle 𝛼𝑇𝑠 :

𝐼𝐶1 = 𝐶1

𝑑𝑉𝑔𝑑𝑡

= 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 (3.1)

𝐼𝐶2 = 𝐶2

𝑑𝑉0

𝑑𝑡= −𝐼0 (3.2)

𝑉𝐿 = 𝐿𝑑𝐼𝐿𝑑𝑡

= 𝑉𝑔 −𝑅𝐿𝐼𝐿 (3.3)

Pour le deuxième intervalle (1 − 𝛼) 𝑇𝑠 :

𝐼𝐶1 = 𝐶1


= 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 (3.4)

𝐼𝐶2 = 𝐶2

𝑑𝑉0

𝑑𝑡= 𝐼𝐿 − 𝐼0 (3.5)


= 𝑉𝑔 − 𝑉0 −𝑅𝐿𝐼𝐿 (3.6)

3.4.1.1.2. Modèle approximé du convertisseur Boost

Les systèmes d’équations de base (3. (4, 5 et6)) et (3. (7, 8 et9)) représentent le

convertisseur Boost pour un intervalle du temps 𝛼𝑇𝑠 et (1 − 𝛼) 𝑇𝑠 respectivement. Le

convertisseur oscillant entre ces deux états avec une fréquence élevée, nous devons trouver

une représentation dynamique approximée valable pour les deux intervalles de temps. Pour

cela nous considérons que la variation des variables dynamiques CI,VL est de forme linéaire,

en d’autres termes nous pouvons faire une approche d’exponentielle par un segment (

1e si ε<<1) et ainsi la dérivée de ces grandeurs sera constante.

Cette approche nous permet de décomposer l’expression de la valeur moyenne de la

dérivée de la variable dynamique x sur les deux intervalles du temps 𝛼𝑇𝑠 et (1 −𝛼) 𝑇𝑠:

s

)sT)1((

s

)sT(

s T)1(dt

dxT

dt

dxT

dt

dx

(3.7)

Où dt

dxest la valeur moyenne de la dérivée de x sur un intervalle 𝑇𝑠. Cette relation est

valide si :


UFAS-2013

P.28

)ST(dt

dx

Et )ST)1((dt

dx

sont constants sur les intervalles 𝛼𝑇𝑠 et 1 −𝛼 𝑇𝑠 respectivement en

d’autres termes cette approximation est valable si les périodes 𝛼𝑇𝑠 et (1 −𝛼) 𝑇𝑠 sont très

faibles devant la constante de temps du circuit 𝐶1𝑅𝑔 , 𝐶2Z,et L/RL.[18]

Dans ce cas la forme exponentielle du courant qui parcourt la self et la tension aux bornes

de la capacité est de forme linéaire comme le montre la figure (3.4).

X

Xmax

Xmin

α Ts (1-α )Ts Temps0

Figure 3-4. Allure des variables dynamiques IL.

En appliquant la relation (3.7) sur les systèmes d’équations (3. (1, 2 et 3)) et (3. (4, 5,et 6))

on obtient les équations qui régissent le système sur un intervalle entier :

𝐼𝐶1 = 𝐶1


𝑇𝑆 = (𝐼𝑔 − 𝐼𝐿−)𝑇𝑆 + 1 − 𝑇𝑆 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 (3.8)

𝐼𝐶2 = 𝐶2

𝑑𝑉0

𝑑𝑡𝑇𝑆 = −𝑇𝑆𝐼0 + 1 − 𝑇𝑆 𝐼𝐿 − 𝐼0 (3.9)


𝑇𝑆 = (𝑉𝑔 −𝑅𝐿 𝐼𝐿)𝑇𝑆 + 1 − 𝑇𝑆 𝑉𝑔 −𝑉0 − 𝑅𝐿𝐼𝐿 (3.10)

En arrangeant les termes des équations précédentes, (pour qu’on puisse interconnecter le

Boost avec les autres blocs de simulation), on obtient la modélisation dynamique du

convertisseur Boost

𝐼𝐿 = 𝐼𝑔 − 𝐶1

𝑑𝑉𝑔

𝑑𝑡 (3.11)

𝐼0 = 1 − 𝐼𝐿 −𝐶2

𝑑𝑉0

𝑑𝑡 (3.12)

𝑉𝑔 = 1 − 𝑉0 + 𝐿𝑑𝐼𝐿𝑑𝑡

+ 𝑅𝐿𝐼𝐿 (3.13)


UFAS-2013

P.29

3.4.1.1.3. Les ondulations des courants et des tensions

Pour le dimensionnement des différents composants du circuit afin de diminuer les

ondulations des courants et des tensions sans faire un surdimensionnement ce qui accroîtrait le

poids et le prix des circuits, un calcul de ces composants en fonction des ondulations voulues

est nécessaire. Cette remarque est très importante pour le dimensionnement de l’inductance

𝐿 afin de respecter le courant admissible par le transistor MOSFET S, où dans le cas pratique

les ondulations du courant𝐼𝐿sont plus importantes par rapport aux autres ondulations.

En appliquant la relationdt

dILV L

L , et par l’approximation des segments d’exponentielles

par des droites, la pente du courant 𝐼𝐿 pendant la première période de fonctionnement est

donnée par :

L

IRV

L

V

dt

dI LLgLL

(3.14)

A partir de la relation (3.14), la valeur crête à crête du courant IL

est :

S

LLg

LLCC TL

IRVI2I

(3.15)

La valeur de l’inductance 𝐿 à choisir pour certaine ondulation𝛥𝐼𝐿est :

S

L

LL0gT

I2

IRVVL

(3.16)

Pour le calcul des capacités 𝐶1 et𝐶2, on a :

1

Lg

1

1C

C

II

C

I

dt

dVg (3.17)

2

0

2

2C

C

I

C

I

dt

0dV (3.18)

Les valeurs des ondulations crête à crête des tensions d’entrées et de sorties sont :

S

1

Lg

1CCC1C TC

IIV2V

(3.19)

S

2

0

2CCC2C TC

IV2V

(3.20)

Les valeurs des capacités 𝐶1 et 𝐶2

sont respectivement données par :

S

1C

Lg

1 TV2

IIC

(3.21)


UFAS-2013

P.30

S

2C

02 T

V2

IC

(3.22)

3.4.1.1.4. Étude en régime continu

Le régime continu est obtenu en éliminant les dérivées des variables dynamiques, et en

remplaçant ces signaux par leurs valeurs moyennes.

Le système d’équations (3. (11, 12 et 13)) donne :

𝐼𝐿 = 𝐼𝑔 (3.23)

𝐼0 = (1 − )𝐼𝐿(3.24)

𝑉𝑔 = (1 −)𝑉0(3.25)

Comme présente la figure (3.5), lorsque l’interrupteur du transistor (𝑆) est sur la position

(on), le courant de l’inductance du hacheur augmente linéairement et à cet instant la diode (D)

est bloquée (off).

Et lorsque (𝑆) se met sur la position (off), l’énergie emmagasinée par l’inductance est dissipée

dans le circuit (RC) bien que la diode (D) est passante. Les caractéristiques de tension et du

courant de charge du convertisseur Boost dans le cas de la conduction continue sont décrites

par la figure (3.5), comme suit :

VL

IL

IC

0

IS

t

t

t

t

0

DT 2TT

Vg

0

Vg-Vs

-I0

Figure 3-5.Caractéristique de la tension et du courant du hacheur survolteur.


UFAS-2013

P.31

On utilise le système d’équations (3. (23,24 et 25)) pour implanter le modèle du

convertisseur survolteur figure (3.6), sous l’environnement MATLAB /SIMULINK on obtient

le modèle représenté par la figure (3.7).

Les paramètres de simulation d’un convertisseur survolteur sont donnés dans le tableau

suivant.

Tableau 3-1. Paramètres de simulation. [20]

paramètres V0 (V) Iout (A) R(Ω) C (F) L (H)

Valeurs 100 4 0.03 0.5e-3 35e-3

Figure 3-7.Modèle de simulation du hacheur survolteur.


UFAS-2013

P.32

3.4.1.2. Hacheur dévolteur (Buck)

Le hacheur dévolteur, sous sa forme de base est présenté par la figure (3.8). Les

composantes clés sont l'inductance (𝐿), le commutateur (Transistor) (𝑆), la diode (𝐷) et le

condensateur (𝐶). Celui-ci se charge par le commutateur (𝑆) qui maintient la tension à ces

bornes jusqu'à l’ouverture ce qui fait décharger son énergie à travers la diode sur la charge

pour un cycle de période de fonctionnement.

Vi

S LIL

+ -VL

D C

IC

I0

VS

R

+

-

IS

Figure 3-8.Circuit électrique de base du hacheur dévolteur.

Le commutateur peut être un transistor MOSFETou un IGBTqui peut se commuter sur

deux positions, marche ou arrêt rapidement. La tension de la source doit être plus grande que

la tension aux bornes de la charge. L’équation mathématique caractérisant le courant de

l'inductance est donnée par l’équation suivante.

Le processus de commutation est décrit par la position de l’interrupteur (𝑆). Dans le

premier laps de temps (𝛼𝑇) le transistor est dans un état de saturation, alors l’inductance (L)

se charge d’énergie avec augmentation du courant 𝐼𝐿. Dans le deuxième intervalle du

temps(𝛼 − 1) 𝑇, l’inductance (𝐿) libère cette énergie à la charge avec une diminution de

courant 𝐼𝐿.

En négligeant la chute de tension à travers la diode, le taux de changement du courant est

donné par :

L

V

t

I i

(3.27)

Lorsque le courant de l’inductance ne décroit pas vers zéro avant la commutation du

transistor, le convertisseur fonctionne dans le mode de conduction continu, comme illustré sur

la figure (3.10), et dans ce cas, si la tension de charge dépend seulement de la tension de

source et du rapport cyclique TTon / , la tension aux bornes de la charge :

𝑉𝑠 = 𝑉𝑖 (3.28)


UFAS-2013

P.33

Dans le mode de conduction discontinu le courant de l'inductance s’annule dans un cycle

de commutation entre le transistor(𝑆) et la diode. Dans ce cas, la tension de charge dépend

d'une manière plus complexe du rapport cyclique et le courant de la charge, la figure (3.10)

montre comment la tension de charge varie avec le courant de charge. Les caractéristiques des

courants et la tension représentant le fonctionnement du hacheur dévolteur sont données par la

figure (3.9) :

Vi-Vs

VL

IL

I0

IC

0

IS

t

t

t

t

0

DT T

Figure 3-9.Caractéristique de la tension et des courants dans le transistor et l’inductance d’un convertisseur Buck.

Conduction

continue

Courant de charge

Conduction

discontinue

Tension

αVi

Figure 3-10.Variation de la tension de charge avec le courant de charge pour un

convertisseur Buck.[21]


UFAS-2013

P.34

3.5. Principe du MPPT

Par définition, une commande MPPT, associée à un étage intermédiaire d’adaptation,

permet de faire fonctionner un générateur PV de façon à produire en permanence le maximum

de sa puissance. Ainsi, quelles que soient les conditions météorologiques (température et

éclairement), la commande du convertisseur place le système au point de fonctionnement

maximum (Vmpp, Impp). [2]

L’adaptation d’impédance est souvent sous forme d’un convertisseur DC – DC comme

représenté sur la figure (3.11).

Panneau

photovoltaïque

Convertisseur

DC-DCCharge

Commande MPPT

Pmax

I

Pe Ps

Alpha rapport cyclique

Figure 3.11.Chaîne de conversion d’énergie solaire comprenant une commande MPPT.

3.5.1. Adaptation manuelle de la charge au générateur photovoltaïque

Dans cette méthode, le MPP du panneau solaire est déterminé par une série de mesures ou

théoriquement, dans les conditions normales de fonctionnement. Ensuite les mesures, des

valeurs du courant et de la tension correspondants à cette puissance, sont relevées. Par la suite

la valeur de la charge correspondante à ces valeurs est fixée. [22]

L'avantage de cette méthode est qu’elle est très simple. Car aucun circuit additionnel n'est

employé, et la perte de puissance entre le panneau et les batteries est réduite aux pertes dans

les conducteurs. L’inconvénient de ce système est qu’il ne prend en compte aucun

changement d'insolation ou de température qui provoquent bien sûr le changement du point de

fonctionnement correspondant à la puissance maximale (𝑉𝑚𝑝𝑝et 𝐼𝑚𝑝𝑝 ), sans tenir compte des

angles d'incidence sur les panneaux qui sont négligés. Les effets comme le vieillissement des

cellules photovoltaïques ou d'une surface poussiéreuse du panneau peuvent également causer

une variation du point de fonctionnement correspondant à la puissance maximale.

Par conséquent, une méthode plus sophistiquée pour l’adaptation panneau-charge doit être

trouvée si on veut avoir un rendement de puissance plus élevé.


UFAS-2013

P.35

Un certain nombre de batteries contrôlables sont connectées en série. Selon la tension

d'opération désirée des modules photovoltaïque, le nombre de cellules de batterie en série peut

être modifié. On peut aussi en réarrangeant la disposition en série et parallèles des différents

panneaux entres eux, l'assortiment entre la charge et les panneaux photovoltaïques est

amélioré. Ceci permet au système de réagir aux changements des conditions

environnementales telles que la température et l’insolation et donc de fonctionner plus près du

MPP réel.

Cette approche exige du câblage et des circuits supplémentaires. En plus, l'augmentation

ou la diminution par étapes de la tension de fonctionnement ne permet pas la poursuite précise

du MPP. Cette approche dans le long terme dégrade la vie des batteries. [21]. Ces méthodes

pourraient être rentables pour des usages avec cellules photovoltaïques stationnaires à

condition de trouver des systèmes ingénieux et économiques de commande.

3.5.2. Méthode à contre réaction de tension

Dans ce cas on se repose sur la commande de la tension de fonctionnement des panneaux,

par la comparaison de cette tension avec une tension de référence. Cela génère une tension

d’erreur qui fait varier le rapport cyclique de la commande PWM afin d’annuler cette erreur.

[21]

Panneau

photovoltaïque

Convertisseur

DC-DCCharge

Générateur

PWM

Vref

+/- +/- Régulateur

Vpanneau

Figure 3-12.Principe de la méthode à contre réaction de tension avec tension de

référence.

On a trois types de cette méthode selon la nature de la tension de référence (fixe ou

variable, interne ou externe).


UFAS-2013

P.36

3.5.3. Méthode à contre réaction de courant

Par analogie avec les méthodes de contre réaction de tension nous avons le schéma décrit

par la figure (3.13). [18]

Panneau

photovoltaïqueConvertisseur

DC-DCCharge

Générateur

PWM+/- Régulateur

Ipanneau

Systéme de

découpage

Isc

D

K K

Rsh1 Rsh2

err

Figure 3-13.Principe de la méthode MPPT à courant de référence en fonction de Is.

Ainsi nous avons les méthodes suivantes :

3.5.3.1. Référence en fonction du courant de court-circuit 𝑰𝑪𝑪

Le courant de court-circuit du panneau solaire permet de savoir la valeur du courant

optimal dans lequel doit fonctionner le panneau. Le courant optimal est proportionnel au

courant de court circuit, cette proportionnalité est presque constante en fonction des

conditions d’ensoleillement et de température.

La fonction )I(fI CCmpp est pratiquement linéaire et elle est de forme CCmpp IKI . [18]

Mais généralement cette méthode à tension de référence fixe n’est pas applicable dans le cas

de la contre réaction de courant à cause de la grande déviation du courant optimal pour

différents ensoleillements et températures.

3.5.3.2. Référence externe (Cellule pilote)

Dans cette méthode l’utilisation d’une cellule pilote comme source d’information de

courant de court-circuit de l’ensemble des panneaux est impossible par le fait que court-

circuiter en permanence cette cellule cause un échauffement supplémentaire qui va fausser

l’information générée par cette cellule et emmenés sa destruction rapide.


UFAS-2013

P.37

3.5.4. Méthodes à contre réaction de puissance

Les méthodes à contre réaction de puissance se basent sur des algorithmes de recherche

itérative pour trouver le point de fonctionnement du panneau afin que la puissance générée

soit maximale sans interruption de fonctionnement du système.

La puissance extraite du panneau est calculée à partir des mesures de courant I et de tension V

du panneau et la multiplication de ces deux grandeurs IVP .

3.5.4.1. Technique de l’incrémentation de la conductibilité (IncCond)

Cette méthode s’intéresse directement aux variations de la puissance en fonction de la

tension. La conductance est une grandeur physique relativement connue : il s’agit du quotient

de l’intensité par la tension (𝐺 = 𝐼/𝑉) La conductance incrémentielle est beaucoup plus

rarement définie, il s’agit du quotient de la variation, entre deux instants, de l’intensité par

celle de la tension (𝐺 = 𝑑𝐼 / 𝑑𝑉).En comparant la conductance 𝐺 à la conductance

incrémentielle ∆𝐺, nous allons chercher le maximum de la courbe figure (3.14) en cherchant

le point d’annulation de la dérivée de la puissance. [23]

Précisément la puissance en sortie de la source peut s’écrire :

IVP (3.29)

D’ou en écrivant la dérivée :

IdV

dV

dV

dIV

dV

dP

(3.30)

IdV

dIV

dV

dP

(3.31)

IV

IV

dV

dP

(3.32)

V

I

V

I

V

I

V

I

V

I

V

I

(3.33)

0dV

dP

0dV

dP

0dV

dP

(a) Au point de MPP

(b) à gauche du MPP

(c) à droite du MPP


UFAS-2013

P.38

Figure 3-14.Caractéristique de fonctionnement de la méthode IncCond.

Les équations (3.33.b) et (3.33.c) sont employées pour déterminer la direction dans

laquelle une perturbation doit se produire pour déplacer le point de fonctionnement vers le

MPP. Cette perturbation est répétée jusqu'à ce que l'équation (3.33.a) soit satisfaite. Une fois

le MPP est atteint, le MPPT continue à fonctionner avec cette valeur jusqu'à ce qu'un

changement de la valeur du courant soit détecté ; ce dernier résulte d'un changement au niveau

de l'éclairement. Quand l'éclairement augmente, le MPP se déplace vers la droite de la tension

de fonctionnement. Pour compenser ce mouvement du MPP, le MPPT doit augmenter la

tension de fonctionnement. La même chose pour le cas contraire, quand l'éclairement

diminue, le MPPT doit diminuer cette dernière.

Les valeurs actuelles et précédentes de la tension et du courant sont utilisées pour calculer

(𝛥𝑉) et (𝛥𝐼). Si 𝛥𝑉 = 0 et 𝛥𝐼 = 0, alors les conditions atmosphériques n'ont pas changé et le

MPPT fonctionne toujours au MPP. Si 𝛥𝑉 = 0 et 𝛥𝐼 > 0, alors l'éclairement a augmenté.

Ceci exige de l’algorithme d'augmenter la tension de fonctionnement pour retrouver de

nouveau le MPP. Contrairement si𝛥𝐼 < 0, l'éclairement a diminué tout en exigeant de

l’algorithme de diminuer la tension de fonctionnement. Si le changement de la tension n'est

pas nul, les rapports dans les équations (3.33.b) et (3.33.c) peuvent être employés pour

déterminer la direction dans laquelle la tension doit être changée afin d'atteindre le MPP.

Si V

I

dV

dI (c'est-à-dire le rapport 0

dV

dPdonc le point de fonctionnement est à gauche du

MPP. Ainsi, la tension de fonctionnement doit être augmentée pour atteindre le MPP. De

même, si V

I

dV

dI (c'est-à-dire le rapport 0

dV

dP le point de fonctionnement se trouve à

0 5 10 15 20 25

10

20

30

40

50

60

70

Tension Vpv (V)

Puis

sanc

e Pp

v (W

)

VpvVpv

DG > G

dP/dV < 0

DG > G

dP/dV < 0

dP/dV = 0


UFAS-2013

P.39

droite du MPP tout en signifiant que la tension doit être réduite pour atteindre le MPP. [24] Le

schéma de la figure (3.15) montre l'organigramme de l'algorithme IncCond.

En réalité, cet algorithme est une correction de l'algorithme "P&O" puisqu'il est capable de

calculer la direction dans laquelle la perturbation du point de fonctionnement devrait être pour

atteindre le MPP, et il peut aussi déterminer l'atteinte du MPP. De plus, dans les conditions de

changement rapide de l'ensoleillement, l'algorithme ne devrait pas prendre la mauvaise

direction comme c'est le cas avec l'algorithme "P&O", et d'ailleurs, il n'oscille pas autour du

MPP une fois qu'il l'atteint. [18]

OuiOui

No

No Oui

Début INCCON

Calcule de V(k),I(k)

d V(k)=V(k)-V(k-1)

d I(k)=I(k)-I(k-1)

d V(k)=0

d I(k)=0

d I(k)>0

Vref(k+1)=V(k)+D Vref(k+1)=V(k)-D

dI/dV=-I/V

dI/dV>-I/V

Vref(k+1)=V(k)-D Vref(k+1)=V(k)+D

Oui

No No

No Oui

Figure 3-15. Organigramme de l'algorithme IncCond.

3.5.4.2 Résultats de simulation de la Technique IncCond

Le bloc ci-dessous (3.16) représente l’implantation de l’algorithme IncCond sur

l’environnement Matlab/Simulink, avec les résultats de simulation pour les conditions

météorologiques standards puis variables comme montrent les figures ci-dessous.


UFAS-2013

P.40

Figure 3-16.Schéma fonctionnel de l’algorithme IncCond dans l’environnement Matlab/Simulink.

Conditions climatiques variables

Eclairement variable

Pour présenter l’effet de l’éclairement E sur la puissance, on fait maintenir la température à

une valeur constanteT=25°C et on fait varier rapidement l’éclairement plusieurs fois de sens

croissant de (200, 600 et 1000) W/m² puis avec une diminution rapide de (1000, 800, 600 et

300) W/m² pour créer plusieurs points de puissance maximale que le contrôleur doit les

suivre, ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes

(T=25 °C et E= 1000 w/m²).

E (w/m²) v ariable

E (w/m²) cst

E

T

V

I

V

P

T °C v ariable

T °C cte

figure

Scope

V

I

d

INC

[Ipv]

[T]

[Vout]

[E]

[Ich]

[P]

[Vpv][D]

[T]

[E]

[Ich]

[Ipv][Vpv]

[D]

[E]

[Ipv][Ipv]

[P]

[T]

[T]

[E]

[D]

[Vout]

[Vpv]

[D]

[Vout]

[Vpv]

[P]

[Vout]

[Vpv]

[Ipv]

Ipv

D

I ch

P

Vpv

Vout

Convetisseur (survoteur)

DC/DC

Clock1Clock

Vcharge Icharge

Charge


UFAS-2013

P.41

Figure 3-17.Changement d'éclairement.

Figure 3-18.Courbe de puissance P(t) du GPV (IncCond).

Figure3-19.Courbe de tension V(t) du GPV (IncCond)

0 50 100 150 200 250 300

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

Temps (S)

Ecla

irem

ent E

(w/m

²)

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (S)

Puis

sanc

e P

(W)

100 105

50

60

ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

5

10

15

20

25

Temps (S)

Tens

ion

Vpv

(V)

100 105 110

20ZOOM


UFAS-2013

P.42

Figure 3-20.Courbe de courant I(t) du GPV (IncCond).

Figure 3-21.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (IncCond).

On remarque qu’il existe une relation de proportionnalité entre la puissance et

l’éclairement.

La figure (3-18) ‘zoom’ représente la puissance de sortie du GPV qui va augmenter

rapidement jusqu'au niveau de 60W où elle se stabilise, ainsi elle présente une oscillation

importante autour du point de la puissance maximale.

D’après les résultats de simulation obtenus, on constate que les courbes de la puissance, de

la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. En plus, le

temps de réponse est de l’ordre de 2.33s.

0 50 100 150 200 250 300

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (S)

Cou

ran

t Ip

v (A

)

100 105 110

3

3.5

4ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Temps (S)

Rap

por

t cy

cliq

ue

D

100 105 110

0.2

0.25

0.3

ZOOM


UFAS-2013

P.43

Température variable et éclairement constant

Pour présenter l’effet de la température T sur la tension, on fait maintenir l’éclairement à

une valeur constante E= 1000 w/m² et on fait varier rapidement la température plusieurs fois

de sens croissant de (25, 40 et 55) °C puis avec une diminution rapide de (45, 35 et 0) °C,

ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes

(T=25°C et E= 1000 w/m²).

Figure 3-22.Changement de la température.

Figure 3-23.Courbe de puissance P(t) du GPV (IncCond).

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

49 50 51 5250

60

ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

25

30

35

40

45

50

55

Temps (S)

Te

mp

éra

ture

T (

°C)


UFAS-2013

P.44

Figure 3-24.Courbe de tension V(t) du GPV (IncCond).

Figure 3-25.Courbe de courant I(t)du GPV (IncCond).

Figure 3-26.Courbe du rapport cyclique D(t) du GPV (IncCond).

0 50 100 150 200 250 300

5

10

15

20

25

Temps (S)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

0 5 1015

20ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

0 5 103

3.5

4ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

0.2

0.22

0.24

0.26

0.28

0.3

0.32

0.34

0.36

0.38

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D

0 5 10

0.22

0.32

0.34

ZOOM


UFAS-2013

P.45

D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque qu’une variation rapide de la

température (augmentation ou diminution) provoque une variation considérable de la tension

(Vpv), par contre le courant (Ipv) dans ce cas varie légèrement. Ainsi on constate que les

courbes de la puissance, de la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime

permanant.

3.5.4.3 Algorithme ‘Perturbation et Observation‘ (P&O)

C’est l’algorithme de poursuite du PPM le plus utilisé. [21] Comme son nom l’indique il

est basé sur la perturbation du système à travers l’augmentation ou la diminution de 𝑉𝑟𝑒𝑓 ou en

agissant directement sur le rapport cyclique du convertisseur DC-DC, puis par

l’observationdes effets de ces perturbations sur la puissance de sortie du panneau. Si la valeur

de la puissance actuelle 𝑃(𝑘)du panneau est supérieure à la valeur précédente 𝑃 (𝑘 − 1)alors

en garde la même direction de perturbation précédente sinon on inverse la perturbation du

cycle précédent. La figure (3-27) montre l'organigramme de l'algorithme de P&O tel qu'il doit

être implémenté dans le microprocesseur de contrôle.

Avec cet algorithme la tension de fonctionnement 𝑉 est perturbée à chaque cycle du

MPPT. Dès que le MPP sera atteint, 𝑉oscillera autour de la tension idéale 𝑉𝑚𝑝𝑝 de

fonctionnement Ceci cause une perte de puissance qui dépend de la largeur du pas d'une

perturbation simple.

Si la largeur du pas est grande, l'algorithme du MPPT répondra rapidement aux changements

soudains des conditions de fonctionnement, mais les pertes seront accrues relativement aux

conditions stables ou lentement changeantes.

Si la largeur du pas est très petite les pertes dans les conditions de stabilité ou lentement

changeantes seront réduites, mais le système ne pourra plus suivre les changements rapides de

la température ou de l'insolation. La valeur pour la largeur idéale du pas 𝛥𝐷dépend du

système, elle doit être déterminée expérimentalement.

Un inconvénient de la méthode de P&O est décrit par Hussein et al. [18].Si une

augmentation brutale de l’ensoleillement est produite on aura une augmentation de la

puissance du panneau, l’algorithme précèdent réagit comme si cette augmentation est produite

par l’effet de perturbation précédente, alors il continue dans la même direction qui est une

mauvaise direction, ce qui fait qu’il s’éloigne du vrai point de puissance maximale. Ce

processus continue jusqu’à la stabilité de l’ensoleillement, moment où il revient vers le vrai

point de puissance maximale.


UFAS-2013

P.46

Ceci cause un retard de réponse lors des changements soudains des conditions de

fonctionnement et des pertes de puissance.

Ces changements atmosphériques sont souvent produits dans les véhicules solaires lors de

leurs passages dans une zone d’ombre tels que végétation ou bâtiments ainsi que le

changement de l’angle d’incidence pour des véhicules en mouvement.

Tableau 3-2.Table de vérité de l’algorithme ‘perturbation et observation‘.

Début

Mesure de V(k),I(k)Mesure de V(k),I(k)

P(k)=V(k)*I(k)P(k)=V(k)*I(k)

Δ P(k)=P(k)-P(k-1)Δ P(k)=P(k)-P(k-1)

Δ P(k)>0Δ P(k)>0

D(k-1)<D(k)D(k-1)<D(k)D(k-1)>D(k)D(k-1)>D(k)

D(k+1)=D(k)-Δ DD(k+1)=D(k)-Δ DD(k+1)=D(k)+ΔD D(k+1)=D(k)+ΔD D(k+1)=D(k)-Δ DD(k+1)=D(k)-Δ DD(k+1)=D(k)+Δ DD(k+1)=D(k)+Δ D

OuiOui

No No

Figure 3-27.Organigramme de l’algorithme Perturbation et Observation. [18]

Perturbation de la tension Observation de la puissance Prochaine Perturbation

Positive (+) Positive (+)

Positive (+)

Positive (+)

Négative (-)

Négative (-)

Négative (-)

Positive (+) Négative (-)

Négative (-)

Négative (-)

Positive (+)


UFAS-2013

P.47

3.5.4.4 Résultats de simulation de laTechnique (P&O)

Le bloc ci-dessous représente l’implantation de l’algorithme P&O sur l’environnement

MATLAB/SIMULINK.

Figure 3-28.Modèle de simulation pour l’algorithme (P&O).

Cette méthode a la particularité d’avoir une structure de régulation simple, et peu de

paramètres de mesure. Il opère en perturbant périodiquement la tension du panneau, et en

comparant l’énergie précédemment délivrée avec la nouvelle après perturbation, en suivant

l’organigramme figure (3.27), les résultats de simulation sont les suivants:

Eclairement variable et température constante

Pour présenter l’effet de l’éclairement E sur la puissance, on fait maintenir la température à

une valeur constante T=25°C et on fait varier rapidement l’éclairement plusieurs fois de sens

croissant de (200, 600 et 1000) W/m² puis avec une diminution rapide de (1000, 800, 600 et

200) W/m² pour créer plusieurs points de puissance maximale que le contrôleur doit les

suivre, ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes

(T=25 °C et E= 1000 w/m²).

GPV

E (w/m²) v ariable

E (w/m²) cst

E

T

V

I

V

PT °C v ariable

T °C cte

figure

Scope

P d

P&O

[T]

[Vout]

[E]

[Ich]

[P]

[D]

[Vpv]

[Ipv]

[Ipv]

[P]

[T]

[E]

[E]

[P] [D]

[Ipv]

[P]

[Vpv]

[T]

[E]

[D]

[Vout]

[Vpv]

[D]

[Vout]

[Vpv]

[Ich]

[Vout]

[T]

[Ipv] Ipv

d

Ich

Vout

P

Vpv

Convetisseur (survoteur)

DC/DC

Clock1Clock

V chargeI charge

Charge


UFAS-2013

P.48

Figure 3-29.Changement d'éclairement.

Figure 3-30.Courbe de puissance P(t) du GPV (P&O).

Figure 3-31.Courbe de tension V(t) du GPV (P&O).

0 50 100 150 200 250 300200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

Temps (S)

Ecla

irem

ent E

(w

/m²)

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

ce P

(W

)

100 102 104

50

60ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

10

20

Temps (S)

Te

nsi

on

V (

V)

100 101 102 103 104

20ZOOM


UFAS-2013

P.49

Figure 3-32.Courbe de courant I(t) du GPV (P&O).

Figure 3-33.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (P&O).

On remarque qu’il existe une relation de proportionnalité entre la puissance et

l’éclairement. La figure (3-30) ‘zoom’ représente la puissance de sortie du GPV qui va augmenter

rapidement jusqu'au niveau de 60W où elle se stabilise, ainsi elle présente une oscillation

importante autour du point de la puissance maximale.

D’après les résultats de simulation obtenus, on constate que les courbes de la puissance, de

la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. En plus, le

temps de réponse est plusrapide que la commande de (P&O).

Température variable et éclairement constant

Pour présenter l’effet de la température T sur la tension, on fait maintenir l’éclairement à

une valeur constante E= 1000 w/m² et on fait varier rapidement la température plusieurs fois

de sens croissant de (25, 40 et 55) °C puis avec une diminution rapide de (45, 35 et 0) °C,

0 50 100 150 200 250 300

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (S)

Co

ura

nt

I (A

)

100 102 1042.5

3

3.5

4ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Temps (S)

Ra

pp

ort

Cy

cliq

ue

D

100 102 104

0.2

0.3

0.35

ZOOM


UFAS-2013

P.50

ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes(T=25°C

et E= 1000 w/m²).

Figure 3-34.Changement de la température.

Figure 3-35.Courbe de puissance P(t) du GPV (P&O).

Figure 3-36.Courbe de tension V(t) du GPV (P&O).

0 50 100 150 200 250 300

25

30

35

40

45

50

55

Temps (S)

Te

mp

éra

ture

T (

°C)

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

ce P

(W

)

49 50 51

50

60

ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

5

10

15

20

25

Temps (S)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

0 5 10 1515

20ZOOM


UFAS-2013

P.51

Figure 3-37.Courbe de courant I(t) du GPV (P&O).

Figure 3-38.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (P&O).

D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque qu’une variation rapide de la

température (augmentation ou diminution) provoque une variation considérable de la tension

(Vpv), par contre le courant Ipv dans ce cas se varie légèrement. Ainsi o n constate que les

courbes de puissance, de tension et du courant présentent des oscillations dans le régime

permanant.

0 50 100 150 200 250 300

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (S)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

0 5 102.5

3

3.5

4ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Temps (S)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D

0 5 100.25

0.3

0.35ZOOM


UFAS-2013

P.52

Conclusion :

Dans ce chapitre, nous avons étudié deux types de convertisseurs (Boost et Buck) et

diverses méthodes MPPT conventionnelles sont appliquées à un système photovoltaïque

constitué d’un GPV, d’un convertisseur Boost, d’une résistance de 10 Ω et d’un contrôleur

MPPT. Le contrôleur utilisé est basé sur des techniques classiques (P&O, IncCond), leurs

performances sous des conditions de fonctionnement variables sont évaluées et analysées par

simulation à l’aide de Matlab/Simulink. Des résultats satisfaisants ont été obtenus avec les

méthodes conventionnelles. Le fonctionnement sous des accroissements lents de puissance,

provoqués par des augmentations lentes et rapides d’ensoleillement ou par diminution de la

température des cellules, a indiqué un léger retard de la méthode P&O devant la méthode

IncCond. En revanche la méthode IncCond possède de bonnes performances pour une

croissance rapide des niveaux d’éclairement.

UFAS-2013

P.53

Chapitre 04

Commande MPPT basée sur l’approche

floue

4.1. Introduction

Le but de ce chapitre est de présenter en bref un rappel sur les ensembles flous et un aperçu

général sur la logique floue ainsi que son application pour l’optimisation d’un système

photovoltaïque. Nous introduisons d’abord quelques notions de la logique floue; nous nous

limiterons aux propriétés essentielles, puis nous appliquerons cette technique d’optimisation

pour maximiser le rendement du système PV.

La puissance de sortie des modules photovoltaïques est influencée par l’intensité du

rayonnement solaire, la température et la surface des cellules, ainsi que la charge. Par

conséquent, pour maximiser l'efficacité du système d'énergie renouvelable, il est nécessaire de

poursuivre le point de puissance maximale (MPP) de la source d'entrée. Dans ce chapitre,

nous proposons un système de commande MPPT basé sur la théorie des ensembles flous pour

améliorer l'efficacité de conversion d’énergie PV. L'algorithme flou basé sur les règles

linguistiques est appliqué à la commande du convertisseur DC-DC (survolteur) pour la MPPT.

Le contrôleur flou a été intégré afin de réduire non seulement le temps requis pour la

poursuite du point de puissance maximale (MPP), mais également la fluctuation de la

puissance.

En vue d’examiner les améliorations que présente cette méthode floue, une étude

comparative avec les méthodes dites conventionnelles (P&O et IncCond) a été effectuée.

Pour ce faire le système MPPT flou proposé est étudié par simulation en utilisant Matlab

simulink.

4.2. Contrôleur MPPT flou

La logique floue ou la théorie des ensembles floue est une nouvelle méthode de commande

MPPT permettant d’obtenir le point de puissance maximale (MPP). Le contrôleur flou

fonctionne en deux modes de base grossier et fin [25]. Cet algorithme de commande

comprend trois étapes, à savoir :

Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue

UFAS-2013

P.54

la fuzzification,

la méthode d'inférence,

la défuzzification,

4.2.1. Fuzzification

La fuzzification permet de passer des variables réelles à des variables floues. La tension et

le courant réels du module PV peuvent être mesurés continuellement et la puissance peut être

calculée. La commande est déterminée sur la base de la satisfaction de deux critères

concernant deux variables d’entrée du contrôleur proposé, à savoir l'erreur (E) et le

changement d’erreur (CE), à un instant d’échantillonnage k.

Les variables E et le CE sont exprimées comme suit :

𝐸 𝑘 =𝑃 𝑘 − 𝑃 𝑘 − 1

𝑉 𝑘 − 𝑉 𝑘 − 1 4.1

𝐶𝐸 𝑘 = 𝐸 𝑘 − 𝐸 𝑘 − 1 (4.2)

Où P(k) et V(k) sont respectivement la puissance et la tension du GPV. Par conséquent, E(k)

est nulle au MPP du GPV.

Ces variables d'entrée sont exprimées en termes de variables ou étiquettes linguistiques

telles que le GP (grand positif), PP (petit positif), ZO (zéro), PN (petit négatif), GN (grand

négatif) en employant les sous-ensembles flous de base.


UFAS-2013

P.55

La figure (4.1) montre les degrés (ou fonctions) d’appartenance de cinq sous-ensembles

flous de base pour les variables d’entrée et de sortie.

Figure 4-1. Fonctions d’appartenance des variables du contrôleur flou.

4.2.2. Méthode d'inférence

Le tableau 4.1 [26] montre les règles du contrôleur flou, où toutes les entrées de la matrice

sont les ensembles flous de l'erreur (E), le changement de l'erreur (CE) et le changement du

rapport cyclique (𝑑𝐷) du convertisseur. Dans le cas de la commande floue, la règle de

commande doit être conçue pour que la variable d’entrée E soit toujours nulle.


UFAS-2013

P.56

Tableau 4.1. Règles floues (matrice d’inférences)

CE

E GN PN ZO PP GP

GN ZO ZO GN GN GN

PN ZO ZO PN PN PN

ZO PN ZO ZO ZO PP

PP PP PP PP ZO ZO

GP GP GP GP ZO ZO

Le tableau 4.1 comprend 25 règles floues de commande. Ces règles sont employées pour la

commande du convertisseur survolteur (ou dévolteur) telle que la puissance maximum du

panneau solaire soit atteinte.

Par exemple la case (5, 3) du tableau 4.1 représente la règle de commande.

Si E est GP et CE est ZO alors dD est GP.

Ceci implique que. "Si le point de fonctionnement est éloigné du point de puissance maximale

(MPP) du côté gauche et le changement de la pente de la courbe P-I est presque nul, alors il y

a une grande augmentation du rapport cyclique D ".

Pour la commande floue, on utilise en général une des méthodes suivantes :

Méthode d’inférence MAX-MIN.

Méthode d’inférence MAX-PROD.

Méthode d’inférence SOMME-PROD.

Dans notre cas, on utilise la méthode d’inférence de Mamdani qui est la combinaison floue

MAX-MIN. Les opérateurs logiques sont interprétés comme suit :

Tableau 4.2. Interprétation des opérateurs logiques.

Opérateur logique Interprétation

ET Minimum

OU Maximum

Implication Minimum


UFAS-2013

P.57

La figure.4.2 illustre la composition MAX-MIN.

Figure.4-2. Composition MAX-MIN.

4.2.3. Défuzzification

On a vu que les méthodes d’inférence fournissent une fonction pour la variable

d’appartenance résultante, il s’agit donc d’une information floue. Etant donné que le

convertisseur DC-DC nécessite un signal de commande D précis à son entrée il faut prévoir

une transformation de cette information floue en une information déterminée, cette

transformation est appelée défuzzification.

La défuzzification peut fonctionner selon deux algorithmes :

la méthode du critère maximal (MCM)

la méthode du centre de gravité


UFAS-2013

P.58

4.2.3.1 Méthode du critère maximal (MCM)

Elle consiste à prendre l’abscisse correspondant à la valeur maximale de la fonction

d’appartenance résultante comme valeur de sortie du contrôleur. Dans le cas où il y a

plusieurs abscisses correspondantes, on prend alors leur moyenne.

4.2.3.2 Méthode du centre de gravité

La méthode de défuzzification la plus utilisée est celle de la détermination du centre de

gravité du dernier ensemble flou combiné. Le dernier ensemble flou combiné est défini par

l'union de tous les ensembles de sortie produite par les règles floues en utilisant la méthode

d'agrégation maximale. [27]. Pour une représentation de données échantillonnées, le centre de

gravité 𝑑𝐷𝑂 est calculé comme suit :

𝑑𝐷𝑜 = µ 𝐷𝑗 . 𝐷𝑗

𝑛𝑗 =1

µ 𝐷𝑗 𝑛𝑗 =1

(4.3)

La figure (4.3) montre la configuration du contrôleur flou, qui se compose de la graduation

(scaling) d'entrée-sortie, la fuzzification, la décision floue, et la défuzzification.

Figure 4-3. Configuration du contrôleur flou.

4.3. Commande MPPT floue

Compte tenu des possibilités offertes en matière de modélisation et de simulation des

systèmes dynamiques, de la simplification d’implantation des modèles grâce à son interface

graphique, et de la mise en œuvre facile du contrôleur flou grâce aux blocs disponibles,

l’étude en simulation de notre système a été menée sous Matlab/Simulink.

Le modèle de simulation de notre système est représenté par la figure (4.4). Le schéma

présenté est semblable à celui de la figure (3.16), mais le contrôleur MPPT considéré dans ce

cas est un contrôleur à base de logique floue. Les différents blocs représentent les parties

physiques réelles telles que le GPV, la charge résistive et le convertisseur DC-DC. Leurs

modèles de simulation sont ceux donnés en chapitre 3.

L'objectif de la commande est de poursuivre la puissance maximale d'un générateur

photovoltaïque.


UFAS-2013

P.59

Figure.4-4. Schéma bloc du système d’alimentation PV commandé par MPPT floue

dans l’environnement Matlab/Simulink.

La Figure (4.5) illustre le contrôleur flou remplaçant le contrôleur à base de la méthode

(P&O et IncCond) dans le but de réaliser des comparaisons entre les trois méthodes de

contrôle et d’en tirer les conclusions.

Figure.4-5. Modèle « SIMULINK » du contrôleur MPPT flou.

GPV

MPPT fuzzy logic Convetisseur (survoteur)

DC/DC

Charge

I

V

d

E

T

V

I

V

PT °C v ariation rapide

T °C cte

T °C v ariation lente

E (w/m²) v ariable

E (w/m²) cst

E (w/m²) v ariable lent

[T]

[Vout]

[E]

[Ich]

[P]

[D]

[Vpv]

[Ipv][E]

[Vpv]

[D][Ipv]

[Vpv]

[Ich]

[Vout]

[T]

[Ipv] Ipv

d

Ich

Vout

P

Vpv

V charge I charge

Delta P

Delta V

Fuzzy logic controler

(FLC)

1

d

[CE]

[I][V]

[E]

[DV]

[DP]

[CE]

[E]

[E]

[DV]

[V]

[DP]

[V]

[I]

2

V

1

I


UFAS-2013

P.60

4.4. Résultats de simulation de la commande MPPT floue

Les figures (4.6) à (4 .11) représentent respectivement les caractéristiques :E(t), T(t), P(t),

V(t), I(t) et D(t) obtenues sous un éclairement E=1000w/m² et une température T=25°C.

Figure.4-6. Courbe d’éclairement constant.

Figure.4-7. Courbe de température constante.

0 50 100 150 200 250 300

999,2

999,4

999,6

999,8

1 000

1 000,2

1 000,4

1 000,6

1 000,8

1 001

Temps (S)

Ec

lair

em

en

t E

(w

/m

²)

0 50 100 150 200 250 30024

24.2

24.4

24.6

24.8

25

25.2

25.4

25.6

25.8

26

Temps (S)

Te

mp

éra

ture

T (

°C)


UFAS-2013

P.61

Figure.4-8. Puissance de sortie P(t) du GPV.

Figure.4-9. Tension Vpv de sortie du GPV.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

56

57

58

59

60

61

62

63

64

65

Temps (S)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

5

10

15

20

25

30

35

40

Temps (s)

Te

nsi

on

V (

V)


UFAS-2013

P.62

Figure.4-10. Courant Ipv de sortie du GPV.

Figure.4-11. Rapport cyclique D(t).

D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque l’absence des oscillations dans le

régime permanant, et un temps de réponse plus rapide.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (s)

Co

ura

nt

I (A

)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.2

0.22

0.24

0.26

0.28

0.3

0.32

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D


UFAS-2013

P.63

4.5. Etude comparative entre MPPT Floue et MPPT classique (P&O, IncCond)

Pour montrer l’intérêt de la commande floue par rapport à la commande classique (P&O et

IncCond), on a fait une étude comparative et on a obtenu les résultats de simulation suivants :

4.5.1. Fonctionnement avec conditions environnementales stables

Dans ce cas de simulation, les paramètres (température T=25C° et l’ensoleillement

E=1000w/m²) sont maintenus constants. Les figures (4.12), 4.13), (4.14) et (4.15) montrent, à

titre de comparaison, les résultats de simulation pour la MPPT floue et les méthodes P&O et

IncCond.

Figure.4-12. Caractéristique P(t).

Figure.4-13. Caractéristique V(t).

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nce

P (

W)

3 3.5 4 4.5 5

60

P&O

INC

FLOUEZOOM

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

5

10

15

20

25

Temps (s)

Ten

sion

Vp

v (V

)

3 3.5 4 4.5 515

20

P&O

INC

FLOUE

ZOOM


UFAS-2013

P.64

Figure.4-14. Caractéristique I(t).

Figure.4-15. Rapport cyclique D(t).

D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque que le contrôleur flou conduit à

des meilleures performances, avec l’absence des oscillations dans le régime permanant, et un

temps de réponse plus rapide.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

P&O

INC

FLOUE

3 3.5 4 4.5 5

3.5

4

ZOOM

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cliq

ue

D

P&O

INC

FLOUE

3 3.5 4 4.5 5

0.3

ZOOM


UFAS-2013

P.65

4.5.2. Fonctionnement avec conditions environnementales changeantes

4.5.2.1. Fonctionnement sous ensoleillement variable

Afin d’évaluer le temps de réponse des trois mécanismes de poursuite, ces derniers sont

soumis à des variations des conditions de l’ensoleillement. Pour voir le comportement du

système face aux changements de l’éclairement on va lui faire subir les tests suivants :

4.5.2.1.1. Augmentation rapide d’ensoleillement

Le premier test est effectué sous une augmentation rapide de l’ensoleillement de 600 à

1000W/m² et la température de cellules a été maintenue à une valeur constante de 25°C. Dans

ces conditions de fonctionnement la commande floue devient plus significatif (figure 4.16). .

Ce cas est observé dans les stations mobiles (Exemple : véhicule solaire) lors de changement

brusque de l’angle d’incidence des rayons solaires. Le deuxième test est fait sous des

changements lents d’ensoleillement, (exemple : pour des stations fixes lors de variation de

l’insolation tout au long de la journée, ou bien le passage des nuages…).

Figure.4-16. Changement rapide d’ensoleillement E(t).

0 50 100 150 200 250 300600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

Temps (s)

Ecl

air

em

en

t E

(w

/m²)


UFAS-2013

P.66

Figure.4-17. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation P(t) sous une

augmentation rapide d’ensoleillement.

Figure.4-18. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation V(t) sous une


10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

35

40

45

50

55

60

65

70

Temps (s)

Pu

issa

nce

P (

W)

P&O

INC

FLOUE

60 65 70

P&O

FLOUE

INC

ZOOM

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

5

10

15

20

25

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

P&O

FLOUE

INC

62 64 66 68 7015

20

ZOOM


UFAS-2013

P.67

Figure.4-19. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation I(t) sous une


Figure 4-20. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variable de commande D sous une augmentation rapide de l’ensoleillement E.

La figure (4.17) montre comment la puissance de (P&O et IncCond) augmente presque

linéairement, avec un léger retard, On voit que la MPPT floue, dans ce cas, est plus rapide

avec une faible oscillation autour du MPP.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

P&O

FLOUE

INC

61 62 63 64 65

3.5

4

ZOOM

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cliq

ue

D

61 62 63 64 65

0.3

0.35

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.68

4.5.2.1.2 Augmentation lente d’ensoleillement :

Une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940 W/m² en 200 secondes

avec un pas de 10 a été simulée, tandis que la température a été maintenue à 25°C. Les

courbes de puissance P(t), tension V(t), courant I(t) de sortie et le rapport cyclique D(t) des

différentes configurations sont illustrées en figures ci-dessous.

Figure.4-21. Changement lente d’ensoleillement E.

Figure 4-22. Puissance de sortie P(t) des différentes configurations MPPT pour une

augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940W/m².

0 50 100 150 200 250 300

905

910

915

920

925

930

935

940

945

950

Temps (s)

Ecl

air

em

en

t E

(w

/m²)

0 50 100 150 200 250

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

Temps (s)

Pu

issa

nce

P (

W)

0 5 1053

53.5

54

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.69

Figure 4-23. Tension de sortie V(t) des différentes configurations MPPT pour une


Figure 4-24. Courant de sortie I(t) des différentes configurations MPPT pour une


0 50 100 150 200 250

5

10

15

20

25

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

49 50 51 52 53 54

16.4

16.6

16.8

17

17.2

P&O

FLOUE

INC

ZOOM

0 50 100 150 200 250

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

50 52 543

3.5

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.70

Figure 4-25. Rapport cyclique D des différentes configurations MPPT pour une


On peut remarquer que pour une augmentation lente de l’ensoleillement, la puissance de

sortie avec les techniques conventionnelles (P&O et IncCond) est comparativement identique

à celle de la technique floue mais avec de légères oscillations. En fait, les oscillat ions

d’amplitude élevée de la MPPT floue pendant l’augmentation de l’ensoleillement ne sont rien

d’autres qu’un écart répété du point de fonctionnement dans les deux directions du MPP et par

conséquent la MPPT doit toujours retrouver assez rapidement le MPP.

4.5.2.2. Fonctionnement sous une variation de température

4.5.2.2.1. Augmentation rapide de la température

Les figures (4. (27, 28,29)) montrent les courbes de puissance, de tension et signaux de

commande des techniques MPPT pour une augmentation rapide de la température. La

température s’élève de 25°C à 40°C puis de 40°C à 55°C sous un ensoleillement constant de

1000W/m2.

0 50 100 150 200 250 300

0.15

0.2

0.25

0.3

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D

P&O

FLOUE

INC

48 50 52 540.15

0.2

0.25

0.3

ZOOM


UFAS-2013

P.71

Figure.4-26. Changement rapide de température T.

Figure 4-27. Puissance P(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation

rapide de la température de cellules.

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

Temps (s)

Te

mp

era

ture

(°C

)

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nc

e (

W)

50 51 52 53

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.72

Figure 4-28. Tension V(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation

rapide de la température de cellules.

Figure 4-29. Variation du rapport cyclique D(t) pour les divers algorithmes MPPT sous

une augmentation rapide de la température de cellules.

0 50 100 150 200 2500

5

10

15

20

25

30

35

40

Temps (s)

Te

nsi

n V

pv

(V

)

P&O

FLOUE

INC

49 50 51 52 53 54 55

14

15

16

17

ZOOM

0 50 100 150

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cliq

ue

D

48 50 52 540.25

0.3

0.35

0.4

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.73

On peut remarquer que pour une augmentation rapide de la température, la puissance de

sortie de la technique (P&O) est comparativement identique à celle de la technique floue mais

avec de légères oscillations. En fait, les oscillations d’amplitude élevée de la MPPT floue

pendant l’augmentation de la température ne sont rien d’autres qu’un écart répété du point de

fonctionnement dans les deux directions du MPP et par conséquent la MPPT doit toujours

retrouver assez rapidement le MPP.

4.5.2.2.2. Augmentation lente de la température :

Les figures (4. (31, 32, 33 et 34)) montrent les courbes de puissance, de tension, du courant

et des signaux de commande des techniques MPPT pour une augmentation lente de la

température. La température s’élève de 35°C à 45°C par un pas de 2 sous un ensoleillement

constant de 1000W/m2.

Figure.4-30. Changement lente de température T.

0 50 100 150 200 250 300

36

38

40

42

44

46

Temps (s)

Te

mp

éra

ture

T (

°C)


UFAS-2013

P.74

Figure 4-31. Puissance P(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation

lente de la température de cellules.

Figure 4-32. Tension V(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente

de la température de cellules.

0 50 100 150 200 250

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

49 50 51 52

60

P&O

FLOUE

INC

ZOOM

0 50 100 150 200 250 300

5

10

15

20

25

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

50 52 54

15

P&O

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.75

Figure 4-33. Courant I(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente

de la température de cellules.

Figure 4-34. Rapport cyclique D(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une

augmentation lente de la température de cellules.

0 50 100 150 200 250

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

49 50 51 52 53 54 55

3.4

3.6

P&O

FLOUE

INC

ZOOM

0 50 100 150 200 250

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D

50 52 540.3

0.35

0.4

P&o

FLOUE

INC

ZOOM


UFAS-2013

P.76

Les figures (4. (31, 32,33 et 34)) montrent la rapidité de poursuite de la technique MPPT

floue, et l’absence des oscillations autour du MPP qui limite les pertes de la puissance.

Différents résultats de sortie du générateur photovoltaïque et de la charge, pour différentes

valeurs d’insolation et de température, ont été obtenus en simulant les contrôleurs MPPT flou

et (P and O et IncCond).

Conclusion

Les résultats obtenus avec un Contrôleur flou (technique non conventionnelle) sont

meilleurs que ceux obtenus avec des algorithmes de contrôle conventionnels (P&O et

IncCond). Ainsi le contrôle par logique floue peut être vu comme un pas vers un

rapprochement entre le contrôle mathématique précis et la prise de décision humaine. Aussi,

ces résultats confirment le bon fonctionnement du contrôleur (IncCond) mais montrent un

meilleur fonctionnement du contrôleur flou. Ce dernier a prouvé qu’il a de meilleures

performances, temps de réponse rapide et erreur à l’état permanent très faible, et qu’il est

robuste aux différentes variations des conditions atmosphériques.

Une étude comparative des différentes commandes proposées (classiques et modernes) a

montré que le contrôleur basé sur la commande par logique floue optimise mieux la puissance

de fonctionnement du système.


UFAS-2013

P.77

Test de robustesse

Dans cette partie on procédera à l’étude de deux techniques MPPT à savoir (P&O) et floue

en faisant varier les paramètres du convertisseur survolteur pour les deux cas, afin de tester la

robustesse des techniques MPPT étudiées:

En premier cas, on prend C1=C (F), L1=L (H), puis en deuxième cas, on prend C2=2*C (F),

L2=2*L (H).

Les résultats de simulation obtenus sont illustrés comme suit :

Pour les conditions standards E=1000w/m2 et T=25°C.

1)- Méthode P&O

0 10 20 30 40 50 60 70

52

54

56

58

60

62

64

Temps (s)

Pu

issa

nce

P (

W)

3.5 4 4.5 5 5.5

60.1

60.2

60.3

60.4

2.6 2.8 3 3.2

59.4

59.8

60.2

Cas (1) : L, CCas (2) : 2*L, 2*C

P&O(1)P&O(2)

0 50 100 1500

5

10

15

20

25

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

0.5 1 1.5 2 2.5 3

17

18

19

4 4.5 5 5.5 6

16.5

17

17.5

Cas (1): L, CCas (2): 2*L, 2*C

ZOOM ZOOM

P&O(1)P&O(2)


UFAS-2013

P.78

Figure 4-35. Courbes P(t), V(t) et D(t) de deux cas par la technique (P&O) sous conditions

standards.

2)- Méthode Floue

0 50 100 150

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Temps (s)

Ra

pp

ort

cy

cli

qu

e D

0 1 2 30.1

0.2

0.3

0.4

4 4.5 5 5.5 62,5

0,3

0,4

Cas (1): L,CCas (2): 2*L, 2*C

ZOOMZOOM

P&O(1)P&O(2)

0 10 20 30 40 50 60 70

52

54

56

58

60

62

64

Temps (s)

Pu

issa

nc

e P

(W

)

1 1.5 2

59.4

59.8

60.2

3.5 4 4.5 5 5.5

60.1

60.2

60.3

60.4

2.6 2.8 3 3.2

59.4

59.8

60.2

Cas (1) : L, CCas (2) : 2*L, 2*C

FLOUE(1)FLOUE(2)


UFAS-2013

P.79

Figure 4-36. Courbes P(t), V(t), I(t) et D(t) de deux cas par la technique (Floue) sous

conditions standards.

0 50 100 1500

5

10

15

20

25

Temps (s)

Ten

sion

Vp

v (V

)

0.5 1 1.5 2 2.5 3

17

18

19

4 4.5 5 5.5 6

17

17.5

Cas (1): L, CCas (2): 2*L, 2*C

ZOOM ZOOM

FLOUE(1)FLOUE(2)

0 50 100 1502

2.5

3

3.5

4

4.5

Temps (s)

Cou

ran

t Ip

v (A

)

0 0.5 12

2.5

3.5

4

3 3.5 4

2.5

3

3.5

4ZOOM ZOOM

Cas (1): L, CCas (2): 2*L, 2*C

FLOUE (1)FLOUE (2)

0 50 100 150

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Temps (s)

Rap

por

t cy

cliq

ue

D

0 1 2 30.1

0.2

0.3

0.4

4 4.5 5 5.5 62,5

0,3

0,4ZOOMZOOM

Cas (1): L,CCas (2): 2*L, 2*C

FLOUE(1)FLOUE(2)


UFAS-2013

P.80

D’après les résultats obtenus où les conditions météorologiques sont maintenues

constantes, on constate qu’aucune influence (ni convergence, ni divergence) n’a été

remarquée par l’application de la technique (P&O) malgré que les paramètres du

convertisseur soient doublés, par contre la technique floue montre que le rapport cyclique est

ajusté, ce dernier provoque une augmentation et une diminution légère de tension et du

courant respectivement, de telle sorte qu’il n’y aura aucune variation de la puissance délivrée

par le générateur PV.

Pour les conditions atmosphériques (Eclairement et température) variables

1)- Méthode P&O

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nce

P(W

)

227 228 229 230

51.4

51.8

53 54 55 56 5754

55

56

ZOOMZOOM

Cas(1): L, CCas(2): 2*L, 2*C

P&O(1)

P&O(2)

0 50 100 150

5

10

15

20

25

30

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

98 99 100 101 10214

15

16

17

45 50 55 6015

16

17

18

ZOOMZOOM

Cas(1): L, CCas(2): 2*L, 2*C

P&O(1)P&O(2)


UFAS-2013

P.81

Figure 4-37. Courbes P(t), V(t), I(t) et D(t) de deux cas par la technique (P&O) sous

conditions variables.

2)- Méthode Floue

0 50 100 150 200 250 300

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Temps (s)

Cou

ran

t Ip

v (A

)

45 50 55 60

3

3.5

98 99 100 101 102

3

3.5

4ZOOM ZOOM

Cas (1): L, CCas (2): 2*L, 2*C

P&O(1)P&O(1)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0.5

Temps(s)

Ra

pp

ort

cy

cliq

ue

D

100 102 1040.1

0.2

0.3

0.4

50 52 540.1

0.2

0.3

0.4

ZOOMZOOM

Cas(1): L,CCas(2): 2*L, 2*C

P&O(1)P&O(2)

0 50 100 150 200 250 300

10

20

30

40

50

60

70

Temps (s)

Pu

issa

nce

P(W

)

227 228 229 230

51.4

51.8

52 54 5654

55

56

ZOOMZOOM

Cas(1): L, CCas(2): 2*L, 2*C

FLOUE(1)

FLOUE(2)


UFAS-2013

P.82

Figure 4-38. Courbes P(t), V(t) et D(t) de deux cas par la technique (Floue) sous conditions

variables.

0 50 100 150

5

10

15

20

25

Temps (s)

Te

nsi

on

Vp

v (

V)

98 99 100 101 10214

14.5

15

15.5

16

16.5

45 50 55 6015

16

17

18

ZOOMZOOM

Cas(1): L, CCas(2): 2*L, 2*C

FLOUE(1)FLOUE(2)

0 50 100 150 200 250 300

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Temps (s)

Co

ura

nt

Ipv

(A

)

45 50 55 60

3

3.5

98 99 100 101 102

3

3.5

4ZOOM ZOOM

Cas (1): L, CCas (2): 2*L, 2*C

FLOUE(1)FLOUE(2)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0.5

Temps(s)

Ra

pp

ort

cy

cliq

ue

D

100 102 1040.1

0.2

0.3

0.4

50 52 540.1

0.2

0.3

0.4

ZOOMZOOM

Cas(1): L,CCas(2): 2*L, 2*C

FLOUE(1)FLOUE(2)


UFAS-2013

P.83

D’après les résultats obtenus où les conditions météorologiques (E et T) sont variables, on

constate qu’aucune influence (ni convergence, ni divergence) n’a été remarquée par

l’application de la technique (P&O) malgré que les paramètres du convertisseur soient

doublés avec l’apparition des fluctuations considérables autour du point de puissance

maximale MPP , par contre la technique floue montre un manque d’ajustement du rapport

cyclique qui provoque, une légère augmentation de tension d’un part et une diminution

remarquable du courant de telle sorte qu’il y aura une perte de puissance délivrée par le

générateur PV.

Par conséquent, le dimensionnement de système photovoltaïque est nécessaire pour que le

convertisseur survolteur s’adapte à l’énergie disponible délivrée par le générateur

photovoltaïque GPV. Cette adaptation permet les algorithmes MPPT de répondre à

l’ajustement de rapport cyclique pour atteindre le PPM.

Conclusion Générale

Conclusion Générale

Dans ce travail nous avons fait l’étude de la modélisation d’une chaine photovoltaïque

qui se compose d’un générateur photovoltaïque (avec une seule diode), un étage

d’adaptation (convertisseur DC /DC Boost), une charge DC (résistance) et un étage de

commande pour piloter le convertisseur (une première fois la commande MPPT

classique en l’occurrence P&O, IncCond et puis la commande MPPT Floue).

Dans ce cadre nous avons présenté les systèmes d’énergie renouvelable en portant un

intérêt particulier au système photovoltaïque qui est constitué essentiellement par un

générateur photovoltaïque (GPV) et un convertisseur DC-DC Boost. Le modèle électrique

à une seule diode du GPV décrit par le modèle mathématique de ‘Sandia’ est étudié. De

même pour le convertisseur Boost qui est dont le modèle électrique et les équations

mathématiques explicités. Différentes simulations, sous l’environnement

Matlab/simulink, sont réalisées pour mettre en évidence l’influence des variations des

conditions climatiques (éclairement et température) sur le MPP où la puissance de

fonctionnement du système est maximale.

La commande MPPT soit classique (P&O, IncCond) ou Floue permet la meilleure

connexion entre le générateur photovoltaïque (GPV) et la charge et elle force le de faire

fonctionner toujours au point de puissance maximale, cependant, l’étude comparative

des résultats de simulation a permis de constater que la commande MPPT Floue conduit

à des meilleurs performances (réduction du temps de réponse et de l’erreur en régime

permanent).

Par ce travail, nous souhaitons d’avoir apporter une contribution à l’étude des

caractéristiques photovoltaïques de la cellule solaire, l’étude des systèmes

photovoltaïques autonomes et les commandes MPPT classiques et floue.

Comme perspective à ce travail, il serait intéressant de procéder à l’implémentation

matérielle des techniques MPPT simulées, sur des systèmes à base de microcontrôleur

ou DSP, afin de valider les résultats de simulation et confirmer les performances

obtenues.

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Résumé :

La puissance de sortie d’un GPV dépend d’un certain nombre de paramètres parmi lesquels l’intensité

du rayonnement solaire, la température des cellules, etc. En raison des caractéristiques él ectriques

fortement non linéaires des cellules PV et de leurs associations, le rendement des systèmes PV peut être

amélioré par des solutions à base des techniques MPPT. Il existe des méthodes MPPT conventionnelles

souvent utilisées, à savoir la méthode de perturbation et d'observation (P&O) et la méthode de

conductance incrémentale (IncCond) et les méthodes di tes avancées, telle que la MPPT floue. Ce mémoire

présente une étude comparative entre ces différentes techniques MPPT afin d’analyser, simuler, et

évaluer le système global d'alimentation PV sous des conditions de fonctionnement variables. Pour ce

faire les modèles mathématiques des composants du système PV (GPV, convertisseur DC/DC, charge) ont

été développés. Les résultats de simulation, obtenus à l’aide de l’outil Matlab Simulink, ont prouvé en

général que les performances du contrôleur MPPT flou sont bien meilleures que ceux du contrôleur

MPPT conventionnel.

Mots clés : PV, convertisseur DC-DC, MPPT. P&O, IncCond, logique floue.

Abstract:

The output power of a GPV depends on a number of parameters including the intensity of solar

radiation, cell temperature, etc. Because of the highly nonlinear electrical characteristics of PV cells and

their associations, the system performance can be improved by PV based solutions MPPT techniques.

There are methods MPPT conventional commonly used, namely the perturbation and observation (P & O)

and the method of conductance incremental (IncCond) and the methods called advanced, such as fuzzy

MPPT. This thesis presents a comparative study of different techniques MPPT to analyze, simulate, and

evaluate the overall system PV power under varying operating conditions. To do the mathematical

models of system components PV (GPV, DC-DC converter, load) have been developed. Simulation resul ts,

obtained using Matlab Simulink tool, showed that in general the performances of fuzzy controller in

maximum power tracking of PV array is much better than the conventional MPPT controller.

Key words: PV, converter DC-DC, MPPT, P&O, IncCond, fuzzy logic.

:ملخصإ الاسخطاعت اناحدت ع اننذ انكشظئ حخعهق ببعط انخغشاث، ي با شذة الإشعاع انشس دسخت حشاسة انخلاا

أي "MPPT"انكشظئت، ظشا نهخصائص انكشبائت انلآخطت نز انخلاا فإ يشدد انظاو انكشظئ ك ححس باسخعال حقاث

قت الاظطشاب قطت الاسخطاعت الأعظت انخ خدا اننذ انكشظئ ي ب ز انخقاث حخذ يا انخقهذت ي أكثشا اسخعالا طش إحباع

قت اناصهت انخزاذة يا انخقاث انحذثت انخ حعخذ عهى انزكاء الاصطاع يا حقت انطق انغايط .انشاقبت طش

ز انزكشة حقذو يقاست ب يخخهف ز انخقاث نغشض ححهم حثم حقذى انظاو انكشظئ الإخان، رنك ححج ظشف انعم

اظت نكاث انظاو .انخغشة ا بخقذى ارج س انخائح .(...حاس يسخش،حنت / يحل حاس يسخشاننذ انكشظئ، )نزنك فقذ ق

قطت Matlab/Simulink انخحصم عها باسخعال نغت انبشيدت أثبخج عهى انعو أ انفعانت انسكت انذايكت نهطق انغايط ف إحباع

قت انخقهذت قت اناصهت انخزاذة)الاسخطاعت الأعظت نهنذ انكشظئ أحس ي انطش قت الاظطشاب انشاقبت، طش .(طش

قطت الاسخطاعت الأعظت، حقت الاظطشاب انشاقبت، اناصهت / ينذ كش ظئ، يحل حاس يسخش :كلمات مفتاحية حاس يسخش، إحباع

.انخزاذة، انطق انغايط

يـــــــــمـلعلا ثـــح ـلا و ... - université de sétif · 2014. 1....

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