mr. tadjer sid-ahmed - univ-boumerdes.dz
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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE
LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA-BOUMERDES
FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE
Département : Automatisation des Procédés Industriels et Electrification
LABORATOIRE DE RECHERCHE SUR L’ELECTRIFICATION DES ENTREPRISES INDUSTRIELLES (LREEI)
MEMOIRE Présenté par :
Mr. TADJER SID-AHMED EN VUE DE L’OBTENTION DU TITRE DE
MAGISTER EN GENIE ELECTRIQUE Option : Equipements Electriques Industriels
THEME
Soutenu devant le jury : Mr M.HADDADI Professeur (ENP) Président Mr I.HABI Maître de Conférences (UMBB) Rapporteur Mlle B.NADJI Maître de Conférences (UMBB) Examinateur Mr D.OUAHDI Maître de Conférences (UMBB) Examinateur Mr M.HAMADACHE Chargé de Cours (UMBB) Examinateur
Boumerdès 2008
Remerciements
Tout d’abord je tiens à remercier Monsieur I. HABI pour l’encadrement qu’il m'a
assuré et ses précieux et judicieux conseils qu’il n'a cessé de me prodiguer tout au long
de ce projet, sa confiance témoignée, sans oublier sa qualité humaine. Il trouve ici ma
gratitude et ma reconnaissance profonde.
Par ailleurs, je tiens à exprimer mes vifs remerciements au président du jury Monsieur
M.HADDADI, Professeur à Polytechnique (ENP) ainsi qu’à Messieurs : D.OUAHDI,
M.HAMADACHE et Madame B.NADJI qui ont bien voulu être membres du Jury de ma
soutenance.
Mes remerciements vont également à tous mes enseignants de l’université
M’Hamed Bougara et Monsieur M.Kecir pour leurs conseils et surtout leur
compréhension.
J’exprime toute ma gratitude à mes grands parents, mon père, ma mère, mes
frères et ma sœur qui m’ont apporté soutien et encouragements tout au long de mes
études. Je leurs réserve une pensée toute particulière.
Enfin, merci à mes amis qui ont partagé au quotidien mes espoirs et mes
inquiétudes, qui m’ont réconforté dans les moments difficiles et avec qui j’ai partagé
d’inoubliables instants de détente. Je vous remercie tous chaleureusement : F.Khelifi,
H.Medaouri, C.Mekhaldi, N.Haoui, F.Chekired, A.Aibech, W.Belmedreg, S.Boutaleb,
M.Benguedda, N.Djerouit, R.Hadouche, K.Issemlelt, S.Tireche, ZKebouche, F.Rekina,
R.kifouche, A.Gherbi, D.Zougab, mes collègues de travail de Hydrotraitement, Faïencerie
et SARPI sans oublier mes amis des deux équipes NARBR et de la résidence et tous ceux
qui m’aiment.
TADJER Sid-Ahmed
ملخص
ملخص
قد ساعدت كثيرا في تحسين ةالكهربائيالطاقة ل تحويداراة ساكنة في الاستخدام المحولات إن
شبكات فرق آمون التيار و موجةومع ذلك فقد ساهمت في تدهور نوعية . هذه النظم كفاءة و أداء
:جيبيكمون مغذية بفرق ، حتى لو كانتجيبيةغير تيارات تستهلك هذه النظم الواقع،في .التوزيع
.ةيالتوافقولدات التيارات يتصرفون كم إنهم
أخرىطرق . ةالتوافقي ستطاعاتالامن حساب ات تحديد عناصر التوافقيتمكن من عدة طرق
ها في حالة ما ماستخدو التي يمكن ا .من التيار الكلي الأساسيتيار لفعال لالجزء الحذف على تتركز
.دفعة واحدةوالتوافقيات الارتكاسية اقةالط ال تعويضالمصفاة الفعهدف يكون
. تها التنفيذيةسرعلسهولتها و الاستطاعات الآنية ةطريقتنفيذ ناذكرتنا قد اختارمفي
يات ثنائاو نفسها من خلال معدل ةالشبكعن طريق ىاستطاعة تتغذ التقليدية الفعالة المصفاة تستخدم
ليس ثابتا، لما له من هحصل عليمن التوتر الا. موجالم مقحلاتع مالقطب المركبة بالتوازي المعاكس
ومن ثم من . ةالكهربائيبين الحمولة الملوثة و الشبكة الفعالة نظرا لتبادل الاستطاعات ةحساسي
.يلتوافقا المصفاة لتفادي الانعكاسات علىالضروري تنظيم الجهد المستمر
نظامت متطلباتحقيق ل ،ئيوكهرضيتألف من مولد ،تعويض التوافقياتل نظام نقترح فإنناولهذا السبب
. التصفية
المحولات الساكنة، ،التصفية الفعالة ،الآنية طاعة ستالا، طاعة الارتكاسيةستالاالتوافقيات، : كلمات مفتاحية
.مستمر -تمرمحول مسة، ئيوالكهرضالمولدات
Résumé
Résumé
L’utilisation des convertisseurs statiques dans les installations de conversion d’énergie
électrique a considérablement contribué à améliorer les performances et l’efficacité de ces
systèmes. En revanche, ils ont participé à détériorer la qualité du courant et de la tension des
réseaux de distribution. En effet, ces systèmes consomment des courants non-sinusoidaux,
même s’ils sont alimentés par une tension sinusoïdale : ils se comportent comme des
générateurs de courants harmoniques.
Plusieurs méthodes permettant l’identification des composantes harmoniques du courant
à partir du calcul des puissances harmoniques. D’autres méthodes basées sur la soustraction
de la partie active du courant fondamental du courant total peuvent être utilisées dans le cas
où l’objectif du filtre actif est la compensation à la fois de l’énergie réactive et des
harmoniques. Dans notre mémoire, on a choisi de mettre en application la méthode des
puissances instantanées sous forme analogique vue sa rapidité.
Les systèmes de filtrage actif classiques utilisent une capacité dont la charge est assurée
par le réseau lui-même à travers un redresseur ou à travers la diode montée en antiparallèle
aux bornes des transistors de l’onduleur en formant ainsi une source flottante. La tension de
cette dernière n’est pas constante, à cause de sa sensibilité aux échanges de puissances actives
entre la charge polluante et le réseau. Il est alors nécessaire de réguler la tension du bus
continu ce qui se fait au détriment des performances du filtrage des harmoniques.
C’est pourquoi nous proposons un dispositif de compensation des harmoniques composé d’un
Générateur Photovoltaïque GPV pour répondre au mieux aux exigences du système de
filtrage.
Mot clés : Harmoniques, Puissance réactive, Puissances Instantanées, Filtrage Actif, Convertisseurs
Statiques, Générateurs Photovoltaïques, Hacheurs.
Abstract
Abstract
The use of static converters in the conversion facilities Electric Power has greatly
helped improve the performance and efficiency of these systems. However, they have
contributed to the deterioration of the quality of current and voltage distribution networks.
In fact, those systems consume current non-sinusoidal, even if they are powered by a
sinusoidal voltage : they behave as current generators harmonics.
Several methods to identify components of the current harmonics from the calculation of
Powers harmonics. Other methods based on the subtraction of the active part of the current
fundamental current total may be used if the goal of crossover is the compensation to both
reactive power and harmonics. In our memory we have chosen to implement the method of
instant Powers in analogue form for its high speed.
Filtering systems conventional active capacity which handles the network itself using
through a rectifier or the antiparallel diode mounted in the terminals of transistors of the
inverter forming a floating source. The tension of the latter is not constant, because of its
sensitivity to active trading powers between the pollution load and the network. It is then
necessary to regulate the voltage bus continuous what is being done at the expense of
performance filtering harmonics.
That is why we propose a compensation harmonics consisting of a generator
Photovoltaics GPV to suit the requirements of the filtering system.
Keywords: Harmonics, reactive power, Powers Instant, Filtering assets, Converters Statistics,
Photovoltaic Generator, Converters DC-DC (Choppers).
Nomenclature
Nomenclature
hα : Phase initiale de la tension harmonique d’ordre h,
hβ : Phase initiale du courant harmonique d’ordre h,
hϕ : Déphase de la tension harmonique d’ordre h sur le courant harmonique d’ordre h.
D : Puissance déformante.
F : Facteur de puissance.
P : Puissance active (W).
Q : Puissance réactive (VAR).
S : Puissance apparente (VA).
Ih : Courant harmonique de rang h (A).
THh : Taux de distorsion de rang h.
fh : Fréquence de la composante harmonique de rang h (Hz).
f1 : Fréquence de la composante fondamentale (Hz).
Vh : Valeur efficace de la tension de l’harmonique de rang h (V).
V1 : Valeur efficace de la tension du fondamental (V).
ϕcos : Facteur de puissance.
L : Inductance (H).
C : Capacité (F).
R : Résistance (Ω).
Vs : Tension simple de la source (V).
ic : Courant de la charge (A).
P : Puissance continue liée à la composante fondamentale active du courant (W).
q : Puissance continue liée à la composante fondamentale réactive du courant (VAR).
P~ et q~ : Puissance alternatives liées à la somme des composantes harmoniques du courant.
Ud : Tension redressée (V).
if : Courant généré par le filtre actif (A).
Rf, Lf : Résistance et inductance du filtre de sortie (Ω, H).
Rd, Ld : Résistance et inductance de la charge (Ω, H).
ic1 : Courant dans la phase1 (A).
ih1 : Les harmoniques dans la phase 1 (A).
∆Vc : Variation de la tension aux bornes de la capacité C (F).
Nomenclature
Cdc : La capacité du bus continu.
Vdc : Tension aux bornes de la capacité (V).
Vdc-ref : Tension de référence aux bornes de la capacité (V).
Pc : Puissance absorbée par le filtre (W).
ID : Courant de la jonction (A).
Eg : Largeur de la bande interdite (eV) (1.1eV pour le Silicium).
IL : Courant photogénéré par la cellule photovoltaïque sous éclairement donné (A).
Io : Courant de saturation de la diode ou courant à l’obscurité (A).
q : Charge de l’électron (C).
RS : Résistance série du cellule photovoltaïque (Ω).
RSh : Résistance parallèle ou shunt (Ω).
m : Coefficient d’idéalité de la cellule photovoltaïque.
k : Constante de Boltzmann (1,3810-23 J/K).
T : Température absolue (K).
VOC : Tension à circuit ouvert (V).
Isc : Courant de court-circuit de la courbe de référence (A).
Pm : Puissance maximale débitée par la cellule photovoltaïque (W).
Im : Courant maximal de la cellule photovoltaïque (A).
Vm : Tension maximale de la cellule photovoltaïque (V).
G : Eclairement global incident sur la cellule photovoltaïque (W/m2).
S : Surface totale de la cellule photovoltaïque (m2).
IPV : Courant générateur photovoltaïque (A).
VPV : Tension du générateur photovoltaïque (V).
NP : Nombre de modules photovoltaïques associés en parallèle.
NS : Nombre de modules photovoltaïques associés en série.
Te : Période d’échantillonnage (s).
Vco : Tension de circuit ouvert.
Ico : Courant de court-circuit.
Vm, Im: Tension et courant au point de puissance maximale (V), (A).
Ts : Période de commutation (s).
d : Rapport cyclique du commutateur.
K : Interrupteur K.
< ui > : Valeur moyenne de ui(t), (V).
f : Fréquence du réseau (50Hz)
Nomenclature
Lettres Grecques
η : Rendement d’une cellule photovoltaïque
α : Rapport cyclique
τ : Constante de temps
ω : Pulsation du réseau = 2.π.f (rd/s)
φ : Déphasage entre la fondamentale du courant de charge et sa tension.
ε : Taux d’ondulation
LISTE DES TABLEAUX
Tableau I.1 : Principales charges polluantes……………………………………………………. Tableau I.2 : Limitation des courants harmoniques édictée par EDF…………………………… Tableau I. 3 : Autres configurations du filtre…………………………………………………... Tableau II.1 : Comparaison entre les méthodes d’identification des harmoniques……………. Tableau II.2 : Tension de sortie de l’onduleur…………………………………………………..
LISTE DES FIGURES
Figure I.1 : Courant d’une alimentation à découpage d’un écran de micro-ordinateur………… Figure I.2 : Diagramme de Fresnel de la puissance déformante………………………………... Figure I.3 : La propagation des harmoniques sur les réseaux…………………………………... Figure I.4 : Préconisation de raccordement des charges déformantes………………………….. Figure I.5 : Filtres résonants agissant sur plusieurs rangs harmoniques………………………... Figure I.6 : Structure du filtre amorti…………………………………………………………… Figure I.7 : Evolution de l’impédance en fonction de F………………………………………... Figure I.8 : Filtre actif parallèle………………………………………………………………… Figure I.9 : Filtre actif série…………………………………………………………………….. Figure I.10 : Combinaison parallèle-série actif (UPQC)………………………………………. Figure I.11 : Schéma bloc monophasé d’un filtre actif parallèle……………………………….. Figure I.12 : Filtre actif basé sur un onduleur de tension (à gauche) et un commutateur de ……………..courant (à droite)…………………………………………………………………. Figure II.1 : Schéma de principe des filtres utilisés pour l’extraction des composantes ……………alternatives de P et q………………………………………………………………. Figure II.2 : Algorithme ‘P-Q’ d’extraction des courants harmoniques………………………... Figure II.3 : Exemple d’application pour une charge non linéaire…………………………….. Figure II.4: Schéma global du système à simuler………………………………………………. Figure II.5 : Extraction des courants harmoniques par la méthode des puissances instantanées.. Figure II.6 : schéma synoptique d’un filtre actif parallèle……………………………………… Figure II.7 : Schéma de puissance d’un réseau avec filtre actif à structure tension……………. Figure II.8 : Onduleur triphasé à structure tension……………………………………………... Figure II.9 : Interrupteurs de puissance ………………………………………………………. Figure II.10 : Schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des ………………régulateurs à hystérésis…………………………………………………………. Figure II.11: Principe de commande des courants par MLI…………………………………….. Figure II.12 : Répartition des commutations sur un bras d’un onduleur……………………….. Figure III.1 : Système de compensation des harmoniques par générateur photovoltaïques……. Figure III.2 : Générateur photovoltaïque et filtre actif…...……………………………………... Figure III.3 : Schéma d’une cellule élémentaire………………………………………………... Figure III.4 : Caractéristique d’une photodiode, caractéristique d’une cellule Photovoltaïque… Figure III.5 : Cellules, modules et panneau photovoltaïques…………………………………… Figure III.6 : Modèle équivalent d’une cellule photovoltaïques……………………………….. Figure III.7 : Caractéristique courant- tension d’un générateur photovoltaïque………………... Figure III.8 : Caractéristique puissance- tension d’un générateur photovoltaïque……………... Figure III.9: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïque pour différentes ……………...valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante………………… Figure III.10: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes ……………...valeurs de la température T à une insolation de 1000W/m2 constante………….
7 11 12 14 16 16 17 18 19 19 21
25
33 34 34 35 36 37 38 38 39
41 42 43 47 48 48 49 49 50 52 52
54
54
4 13 20 29 40
Figure III.11: Caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïque pour différentes ……………....valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante…………...…… Figure III.12: La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes ……………...valeurs de la température T à un insolation de 1000 W/m2 constante………….
Figure III.13: Point de puissance maximale (MPP) et tension et courant correspondante mpV et ……………..courant correspondant Imp pour une rangée de cellules photovoltaïques avec 36 ……………..cellules en série………………………………………………………………….. Figure III.14 : Schéma d’un quadripôle électrique……………………………………………... Figure III.15 : périodes fermeture et ouverture d’un commutateur……………………………. Figure III.16 : Hacheur série……………………………………………………………………. Figure III.17 : Hacheur série. Fonctionnement à courant ininterrompu dans la charge………… Figure III.18 : Hacheur série. Fonctionnement à courant interrompu dans la charge…………... Figure III.19 : Hacheur parallèle………………………………………………………………... Figure III.20 : Hacheur parallèle. Fonctionnement à courant de source ininterrompu…………. Figure III.21 : Hacheur parallèle. Limite du fonctionnement à courant de source ininterrompu. Figure III.22 : Rendement des hacheurs boost et buck en fonction du rapport cyclique……….. Figure IV.1 : Le système de compensation Photovoltaïque à étudier…………………………... Figure IV.2 : Schéma électrique de la charge polluante……………………………………….. Figure IV.3 : Schéma électrique de la charge polluante……………………………………….. Figure IV.4 : Les tensions du réseau d’alimentation. ………………………………………….. Figure IV.5 : Courant absorbé par la charge polluante (représentation triphasé)……………… Figure IV.6 : Courant d’une phase absorbé par la charge polluante……………………………. Figure IV.7 : Le courant de référence triphasé «compensation des harmoniques seules»……... Figure IV.8 : première phase du courant de référence «compensation des harmoniques seules »………………………………………………………………………………………….. Figure IV.9 : Courant et tension de phase avant compensation………………………………… Figure IV.10 : Courant de référence pour la compensation des harmoniques………………….. Figure IV.11 : Courant de phase avec compensation des harmoniques………………………… Figure IV.12 : Le courant de référence triphasé «compensation des harmoniques seules et du ………………réactif»………………………………………………………………………….. Figure IV.13 : Première phase du courant de référence «compensation des harmoniques et du ………………réactif »…………………………………………………………………………. Figure IV.14 : Courant et tension de phase avant compensation……………………………...... Figure IV.15 : Courant de référence pour la compensation des harmoniques et du réactif…...... Figure IV.16 : Courant de phase avec compensation des harmoniques et du réactif…………… Figure IV.17 et 18 : Comparaison entre les deux cas « avec et sans compensation de la partie ……………………...réactive » ………………………………………………………………... Figure IV.19 : Spectre harmonique du courant absorbé par la charge avant compensation des ………………..harmoniques…………………………………………………………………… Figure IV.20 : Tension aux bornes du bus continu (générée pas le GPV)……………………… Figure IV.21 : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif (cas …………………..compensation des perturbations harmoniques)……………………………... Figure IV.22 : courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques……... Figure IV.23 : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorber du réseau avec compensation ………………...des courant harmoniques……………………………………………………… Figure IV.24 : Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques…..... Figure IV.25 : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif…………………… Figure IV.26 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la ………………..partie réactive…………………………………………………………………..
57 58 58 59 59 60 61 62 63 66 67 67 68 68 69 70 70 71 71 71 72 72 73 73 73 74 75 76 77 78 78 79 80 81
56
55 55
Figure IV.27 : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorbé du réseau avec compensation ………………... des courant harmoniques et du réactif………………………………………... Figure IV.28 : Spectre harmonique du courant absorber par la charge après compensation ……………….. .des harmoniques……………………………………………………………… Figure IV.29 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et ………………...la partie réactive………………………………………………………………. Figure IV.30 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la ………………...partie réactive…………………………………………………………………. Figure IV.31 : Courant triphasé du réseau avec compensation des courants harmoniques, ………… ……...réactif et le déséquilibre……………………………………………………… Figure IV.32 : Puissances P,Q et S de la charge polluantes avant compensation des …………… ...harmoniques…………………………………………………………………. Figure IV.33 : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des …………… …...harmoniques…………………………………………………………………. Figure IV.34 : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des ……………… ...harmoniques et du réactif……………………………………………………. Figure IV.35 : Puissances P,Q et S cas d’un surplus d’énergie disponible…………………….. Figure IV.36 : Courant du réseau cas d’un surplus d’énergie…………………………………...
81 82 83 84 84 85 86 86 87 87
Sommaire
SOMMAIRE
Introduction Générale …………………………………………………………………..
Chapitre I : Problématique des harmoniques, Etat de l’art ..................... I.1. Introduction …………………………………………………………………………………. I.2. Définition de la pollution harmonique …………………………………………………….. I.3. Caractéristiques de l’onde de tension et de courant …………….......................................... I.3.1. Valeurs efficaces …………………………………………………………………. I.3.2. La puissance apparente transitée …………………………………………………. I.3.3. Les puissances actives et réactives transitées ……………………………………..
I.3.4. Facteur de puissance ……………………………………......................................... I.4. Origines des harmoniques ……………………………………………………….................. I.5. Conséquences de la pollution harmonique …………………………………………………… I.6. La propagation des harmoniques sur les réseaux ……………….......................................... I.7. Norme et réglementation…………………………………………......................................... I.8. Stratégies de limitation des harmoniques …………………………………………………...
I.8.1. Stratégies classiques ……………………………………...................................... I.8.1.a. Filtrage passif …………………………………….................................... I.8.1.b. Filtrage résonant………………………………….................................... I.8.1.c. Filtrage amorti…………………………………….................................... I.8.2. Stratégies modernes (Filtrage Actif)………………………………………………. I.8.2.a. Filtre actif parallèle ……………………………..................................... I.8.2.b. Filtre actif série ………………………………….................................... I.8.2.c .La combinaison parallèle-série actif (UPQC)….........................................
I.8.2.d.Combinaison hybride active et passive …………………………………. ;; I.9. Etat de l’art…………………………………………………………………………………... I.10. Application des filtres actifs parallèles……………………………………………………. I.11. Classement des filtres actifs parallèles……………………………………………………. I.12. Conclusion………………………………………………………………………………….
1
3
3 3 5 5 5 5 6 7 8 12 13 14 14 15 16 16 18 18 19 19 20 21 23 24 26
Sommaire
Chapitre II : Identification des Courants Harmoniques et Commande du
…………Filtre Actif .....………………...………....................................................
II.1. Introduction ………………………………………………………………………………... II.2. Classification des méthodes d’identification……………………………….. ……………...
II.2.1. Méthodes du domaine fréquentiel………………………………………………... II.2.2. Méthodes du domaine temporel...………………………………………………... II.3. Comparaison entre les méthodes d’identification des courants harmoniques……………... II.4. Méthode des puissances instantanées ………………………………………………………
II.4.1. Algorithme d’identification ……………………………………………….... II.4.2. Exemple d’identification …………………………………………………...
II.5. Commande du filtre actif…………………………………………………………………... II.5.1. Configuration du filtre actif à structure tension …………………………… II.5.2. Description du filtre actif étudié ……………………………………………. II.5.3. L’onduleur de tension ……………………………………………………….
II.6. Contrôle des courants du filtre actif …………………………….......................................... II.6.1. Commande par hystérésis …………………………………………………… II.6.2. Commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI) …………………
II.7. Nécessité de régulation du bus continu……………………….............................................. II.8. Difficulté de la régulation ………………………………………......................................... II.9. Conclusion ………………………………………………………………………………….
Chapitre III : Les générateurs photovoltaïques, Hacheurs............................
III.1. Introduction………………………………………………………………………………... III.2. Système de compensation harmonique proposé ………………………………………….. III.3. Principe de la génération photovoltaïque … …………….................................................... III.4. Modélisation et circuit équivalent d’une cellule photovoltaïque ………………................. III.5. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque …....................................................... III.6. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque …....................................................... III.7. Rendement d’un générateur photovoltaïque……..………………………………………... III.8. Influence du flux lumineux et de la température……………………………….…………. III.9. Le fonctionnement du flux d’un générateur photovoltaïque ……………………………... III.10. Convertisseur continu continu …………………………………………………………... III.10.1. Hacheur série ……………………………………..……………………………
III.10.1.a. Fonctionnement à courant ininterrompu .………………………….. III.10.1.b. Fonctionnement à courant dans la charge interrompu ...................... III.10.1.c. Conclusion sur hacheur série ………………………………….........
27 28 28 28 28 30 34 34 36 37 38 38 41 41 42 43 44 46
47 48 49 52 52 53 53 56 57 58 59 59 60
47
47
27
Sommaire
III.10.2. Hacheur parallèle ……………………………………………………………… III.10.2.a. Fonctionnement à courant de source ininterrompu ………………... III.10.2.b. Limite entre le fonctionnement interrompu et ininterrompu ………. III.11. Choix entre les hacheurs Boost et Buck……… ………………………………………… III.12. Conclusion ……………………………………………………………………………….
Chapitre IV : Résultats et évaluation des résultats de simulation du
système de compensation photovoltaïque ………...……….................................
IV.1. Introduction……………………………………………………………………………….. IV.2. Le système de compensation photovoltaïque …………………………………………….. IV.3. Description de la charge non linéaire …………………….................................................. IV.4. le courant de la charge polluante ………………................................................................. IV.5. Identification des courants perturbés …............................................................................... IV.5.1. Validation de la méthode PQ …………................................................................. IV.5.1.a. Cas Compensation des harmoniques ………………………………......... IV.5.1.b. Validation de la méthode d’identification ………………………………. IV.5.1.c. Cas compensation des harmoniques et de la partie réactive……………... IV.5.2. Le spectre harmonique du courant absorbé par la charge……………………….. IV.6. Tension aux bornes de la capacité ……………………………………………………....... IV.7. Courant de référence et de courant généré par le filtre actif ……………………………... IV.7.1. Cas compensation des harmonique sans la partie réactive...…………………….. IV.7.1.a. Courant absorbé………………………………………………................. IV.7.1.b. Spectre harmonique……………………………………………………… IV.7.2. Cas compensation des harmoniques et de la composante réactive………………. IV.7.2.a. Courant absorbé………………………………………………................. IV.7.2.b. Spectre harmonique……………………………………………………… IV.7.3. compensation des courants harmoniques déséquilibrés et de la partie réactive..... IV.7.3.a. Le courant de la charge déséquilibré……………………………………. IV.7.3.b. Les courants de référence la charge déséquilibrée……………………… IV.7.3.c. Les courants appelés du réseau après la compensation…………………. IV.8. Puissances active, réactive et apparente…………………………………………………... IV.8.1. Avant la connexion du générateur photovoltaïque………………………………. IV.8.2. Compensation des harmoniques seules………………………………………….. IV.8.3. Compensation des harmoniques et du réactif……………………………………. IV.8.4. L’envoi du surplus d’énergie au réseau………………………………………….. IV.9. Conclusion…………………………………………………………………………………
Conclusion Générale………………………………………………………………………
60 61 62 63 64
65 65 67 68 70 70 70 71 72 75 76 77 77 78 79 80 81 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 88 89
65
INTRODUCTION GENERALE
Introduction générale
1
INTRODUCTION GENERALE
Les équipements industriels et domestiques utilisent de plus en plus de circuits
électroniques ayant un comportement non-linéaire. Ils engendrent, dans les réseaux de
distribution, des courants non-sinusoïdaux provoquant des effets nocifs. Ce travail s’intéresse
au rejet de ces perturbations harmoniques à l’aide d’un filtre actif comprenant un onduleur
pour lequel il est nécessaire d’effectuer l’identification des harmoniques.
La source d’alimentation du filtre n’est pas une source de tension autonome mais une
capacité qui se charge à travers le redresseur formé par les diodes montées en anti-parallèle
aux bornes des transistors, cette source est dite source flottante.
A fin de maintenir cette tension constante, fournir une électricité non seulement disponible
mais de qualité et répondre aux mieux aux exigences du système de filtrage actif
d’harmonique, nous avons pensé à l’énergie solaire photovoltaïque.
La technologie photovoltaïque (PV) est une solution attrayante comme remplacement ou
complément des sources conventionnelles d'approvisionnement en électricité en raison de ses
nombreux avantages :
• Elle est un moyen fiable qui exige peu d'entretien ;
• Elle fournit de l'électricité avec l'énergie gratuite et renouvelable du soleil ;
• Elle ne nécessite aucun combustible ;
• Elle est silencieuse et non polluante respectueuse de l'environnement ;
• Durée de vie d’environ 25 ans.
Le document présenté est rédigé en quatre chapitres principaux qui se résument dans ce qui
suit :
Le premier débute avec la problématique des harmoniques, leurs origines, leurs
conséquences et la réglementation. Ensuite, les différentes solutions traditionnelles et
modernes de filtrage possibles sont présentés : filtrage passif, actif et hybride, on se focalisera
ensuite sur le filtrage actif parallèle, l’application qui sert de ligne directrice, en analysant les
différentes types de filtres, leur modélisation et leur structure de contrôle.
Introduction générale
2
Dans le second chapitre de ce mémoire, nous traitons différentes méthodes
d’identification des courants harmoniques dans le domaine fréquentiel et temporel. Nous
montrons leurs avantages et limites et nous retenons une méthode pour générer le courant de
référence pour le filtre actif parallèle. Finalement, nous aborderons les la nécessité et la
difficulté de régulation du bus continu du filtre actif parallèle.
Dans le troisième chapitre, nous présentons notre système de compensation des
harmoniques où nous proposons de remplacer les capacités du bus continu par un générateur
photovoltaïque pour répondre aux mieux aux exigences du système de filtrage. Pour cela,
dans une première étape, une introduction sur les cellules photovoltaïques, le panneau solaire
et description détaillée de leurs modèles mathématiques ont été donnés. Dans une seconde
étape nous abordons par la suite les convertisseurs DC-DC et leurs modèles mathématiques.
Dans le quatrième chapitre, nous élaborons plusieurs cas de simulation du système de
compensation des harmoniques par un générateur photovoltaïque que nous regrouperons dans
quatre cas d’étude :
1. Le cas de la compensation des harmoniques.
2. Le cas de la compensation des harmoniques et de la puissance réactive.
3. Le cas de la compensation générale des harmoniques, déséquilibre de courant et de la
puissance réactive.
4. Le cas de la compensation totale et l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.
Ces simulations sont réalisées en utilisant le logiciel de simulation MATLAB 6.5 et nous
permettent d’analyser les performances et la faisabilité du système de compensation des
harmoniques aussi bien dans le domaine temporel que spectral.
En fin, une conclusion générale de ce travail ainsi que des perspectives clôturent le document.
CCHHAAPPIITTRREE II
PPrroobblléémmaattiiqquuee ddeess hhaarrmmoonniiqquueess,, EEttaatt ddee ll’’aarrtt
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
3
Chapitre 1
PROBLEMATIQUE DES HARMONIQUES, ETAT DE L’ART
I.1. Introduction
La tension fournie par les exploitants de réseaux électriques à leurs clients doit être
sinusoïdale triphasée et équilibrée. Toutefois, à cause de multiples perturbations d’origines
diverses (imperfections des générateurs et des lignes, perturbations atmosphériques lors du
transport, charges défaillantes…), la tension dont dispose un client à son point de
raccordement est plus ou moins dégradée. Parmi les défauts les plus courants on dénombre :
• Les déséquilibres,
• Les coupures ou micro-coupures (≈100ms),
• Les flickers,
• Les chutes de tension,
• Les pollutions harmoniques.
La pollution harmonique se caractérise par une distorsion plus ou moins importante de
l’onde de tension distribuée. Ce chapitre se consacre exclusivement au problème de pollution
harmonique. Après avoir étudié le phénomène de pollution harmonique et présenté ses
principales causes et effets sur les réseaux et matériels connectés, les divers solutions
envisageables ou existantes pour limiter cette pollution sont exposées et principalement le
filtrage.
I.2. Définition de la pollution harmonique : c’est l’altération de la forme d’onde sinusoïdale
du courant et/ou de la tension engendrée par certaines charges électriques dites charges non-
lineaires présentées dans le tableau (I.1), [06]. Ce genre de signal, à supposer que la
périodicité du signal ne soit pas atteinte, peut être décomposée en une somme de sinusoïde de
fréquence (n.f) tel que n Є N et f est la fréquence du signal.
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
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Pour 1=n la sinusoïde est dite fondamentale.
Pour 1fn les sinusoïdes sont dites harmoniques d’ordre supérieur.
Type de charge Appareils concernés Courant absorbé Spectre harmonique Correspondant
- Gradateurs monophasé (commande par angle de phase).
- Régulation de puissance de fours à résistances, - Modulation de puissance des lampes halogènes.
- Redresseur triphasé à thyristors.
- Variateur de vitesse des moteurs à courant continu et des moteurs synchrones.
- Moteur asynchrone.
- Machines-outils, - Appareils électroménagers, - Ascenseurs.
Tableau I.1 : principales charges polluantes.
Le signal peut éventuellement contenir une composante continue qui présente la valeur
moyenne du signal. Cette décomposition est connue sous le nom de la décomposition en série
de Fourier.
Dans le cas où la tension et le courant seraient non-sinusoidaux, ils peuvent êtres mis sous la
forme donnée respectivement par (I.1) et (I.2) :
01
)sin(2)( Vtnvtv nn
n +−⋅⋅= ∑∞
=
αω (I.1)
01
)sin(2)( ItmIti mm
m +−⋅⋅= ∑∞
=
βω (I.2)
I.3. Caractéristiques de l’onde de tension et de courant
I.3.1. Valeurs efficaces
100%
100%
1 3 5 7
1 3 5 7
1 3 5 7
n
n
n
t
t
t
0
0
0
0
0
0
100%
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
5
Les valeurs efficaces de la tension et du courant sont données respectivement par les
équations (I.3) et (I.4) [47]
∑∞
=
=1
2
nnVV (I.3)
∑∞
=
=1
2
hnII (I.4)
I.3.2. La puissance apparente
La puissance apparente est la puissance disponible, son expression est donnée par
l’équation (I.5)
∑∑∞
=
∞
=
⋅==1
2
1
2nV
hh
n
IVIS (I.5)
I.3.3. Les puissances actives, réactives et déformantes
1- La puissance active est la puissance qui se transforme en travail, elle est mesurée en
Watt, son expression est donnée par l’équation (I.6)
∫ ∑∞
=
=⋅=T h
hhhIVdttitvT
P1
cos)()(1 ϕ (I.6)
hhh βαϕ −= (I.7)
hα : Phase initiale de la tension harmonique d’ordre h,
hβ : Phase initiale du courant harmonique d’ordre h,
hϕ : Déphase de la tension harmonique d’ordre h sur le courant harmonique d’ordre h.
2- La puissance réactive est une puissance qui est absorbée au réseau et qui ne se
transforme pas en travail. Elle est mesurée en VAR et son expression est donnée par (I.8)
hhh
h IVQ ϕsin1
⋅⋅= ∑∞
=
(I.8)
3- La puissance déformante est donnée par (I.9)
∑∑∞
≠=
∞
=
⋅=−−=
hnh
hn
n IVQPSD1
2
1
2222 (I.9)
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
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Cette puissance est véhiculée par les tensions est les courants harmoniques de rang
différents, elle est dite puissance déformante et notée D.
I.3.4. Facteur de puissance
Le facteur de puissance est donné par (I.10)
∑∑
∑∞
=
∞
=
∞
=
⋅
==
11
1
cos
hh
nn
hhh
IV
IV
SPF
hϕ
(I.10)
Pour une meilleure compréhension, nous allons mettre en évidence quelques effets des
harmoniques dans le cas où la tension est sinusoïdale :
• Valeur efficace de la tension et du courant :
)sin(2)( 11 αω −⋅= tVtv (I.11)
)sin(2)(1 hh h thIti βω −⋅⋅= ∑∞
= (I.12)
111: βαϕ −=Avec
• Puissance active et réactive : 111 cosϕ⋅⋅= IVP (I.13)
111 sinϕ⋅⋅= IVQ (I.14)
• Facteur de puissance :
22
21
1
21
111
1
1coscos
QPDIV
IVSPF
hh +
+
===
∑∞
=
ϕϕ (I.15)
De l’équation (I.12), nous pouvons conclure que les courants harmoniques accroissent
la valeur efficace, donc il aura une augmentation des pertes par effets Joules.
Les composantes harmoniques véhiculent une puissance harmonique dite déformante,
parce qu’elle est créée par les harmoniques et que ces derniers déforment l’onde sinusoïdale,
cette puissance est de nature réactive car les composantes harmoniques ne contribuent pas à la
production de la puissance active.
De (I.15), nous pouvons aisément voir que F est inférieur à 1, les harmoniques
réduisent le facteur de puissance donc réduisent la puissance disponible.
I.4. Origines des harmoniques
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
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Depuis plusieurs années, les convertisseurs statiques (redresseurs, gradateurs …)
prolifèrent tant dans les équipements industriels que domestiques. Par exemple, ces dispositifs
sont fréquemment employés dans la régulation de vitesse de moteurs à courant continu et
alternatif, ainsi que dans les alimentations des ordinateurs (figure I.1).
Ils sont également utilisés dans les variateurs de lumière, les régulations de systèmes de
chauffage électrique et les variateurs de vitesse des moteurs universels … [48], [44].
L’utilisation de ces convertisseurs statiques dans les installations de conversion
d’énergie électrique a considérablement contribué à améliorer les performances et l’efficacité
de ces systèmes. En revanche, ils ont participé à détériorer la “qualité” du courant et de la
tension des réseaux de distribution. En effet, ces systèmes consomment des courants non-
sinusoïdaux, même s’ils sont alimentés par une tension sinusoïdale, ils sont considérés comme
des charges non-lineaires émettant des courants harmoniques dont les fréquences sont des
multiples entiers de la fréquences fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques : ils
se comportent comme des générateurs de courants harmoniques. Par l’intermédiaire de
l’impédance de court-circuit du réseau, les courants harmoniques déforment la tension de
celui-ci.
Les déformations du courant et de la tension peuvent perturber le fonctionnement
normal d’autres équipements électriques. C’est pourquoi, les distributeurs d’énergie ayant la
contrainte de fournir une tension sinusoïdale, prennent en charge l’atténuation des
perturbations harmoniques au moyen d’installations de forte puissance. Les nouvelles
réglementations internationales imposent aux consommateurs des limites aux harmoniques,
engendrées par leurs systèmes, tant en courant qu’en tension.
Figure I.1 : Courant d’une alimentation à découpage d’un écran de micro-ordinateur [26].
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
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I.5. Conséquences de la pollution harmonique
De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques
peuvent être cités. Les effets les plus importants sont l’échauffement et l’interférence avec les
réseaux.
• L’échauffement : Les pertes totales par effet Joule sont la somme de celles du
fondamental et des harmoniques :
∑∞
==
1
2
hhpertes RIP (16)
Avec hI le courant harmonique de rang h qui représente le fondamental pour h=1, et R
la résistance traversée par le courant hI . Les harmoniques augmentent aussi les pertes fer
(pertes par courants de Foucault). Ils prennent de l’importance dans les matériels utilisant les
circuits magnétiques (moteurs, transformateurs...). Ce sont des effets à termes qui se
traduisent par une fatigue prématurée amenant à un déclassement des équipements. Ces
pertes supplémentaires occasionnées par la présence des courants harmoniques réduisent
remarquablement le rendement des équipements tels que les moteurs, les transformateurs,…. .
• Le vieillissement des isolants est souvent dû à une contrainte en tension
consécutive à la présence des harmoniques, et donc à une augmentation locale du courant de
fuite, ou encore à l’échauffement exagéré dans les conducteurs. Le plus spectaculaire de ce
type d’effet est la destruction d’équipement (condensateur, disjoncteur…).
• L’interférence dans les systèmes de télécommunication [53]: Le couplage
électromagnétique entre les réseaux électriques et de télécommunication peut provoquer des
interférences. L’importance de ces interférences est fonction de l’amplitude et de la
fréquence des courants électriques ainsi que de l’importance du couplage électromagnétique
entre les réseaux. Dans le cas de résonance, une partie des réseaux de télécommunication peut
être rendue inutilisable. On parle ici de compatibilité Electromagnétique (C.E.M) afin de
caractériser l’aptitude d’un appareil, ou d’un dispositif, à fonctionner normalement dans un
environnement électromagnétique sans produire lui-même des perturbations nuisibles aux
autres appareils ou dispositifs.
• Dysfonctionnement de certains équipements électriques : En présence des
harmoniques, la tension ou/et le courant peut changer plusieurs fois de signe dans une demi-
période, par conséquent, les équipement sensibles au passage par zéro de ces grandeurs
électriques sont perturbés.
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
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• Le risque d’excitation de résonance : C’est des effets instantanés, les
équipements constitués de capacités ou d’inductances peuvent avoir des fréquences de
résonance proches de celles des fréquences d’harmoniques. C’est le cas lorsque des batteries
de capacité sont raccordées au réseau pour relever le facteur de puissance, les fréquences de
résonance peuvent devenir assez faibles, et coïncider ainsi avec celles des harmoniques
engendrés par les convertisseurs statiques. Dans ce cas, il y aura des phénomènes
d’amplification d’harmoniques, il peut apparaître des surtensions ou des surintensités qui
puissent détériorer les câbles, les transformateurs, les systèmes de protection, les batteries de
capacité….
Différentes grandeurs sont définies pour chiffrer ces perturbations. Parmi celles-ci les
plus utilisées sont :
le taux harmonique de rang h :
1ffTHh h= (I.17)
Où hf représente la composante harmonique de rang h , 1f représente la
composante fondamentale,
Le taux global de distorsion harmonique : On caractérise la pollution d’un réseau de
manière globale par le taux de distorsion harmonique en tension ou en courant :
∑∞
=2
2
1
2
.100(%)ff hTHD (I.18)
En général, les harmoniques pris en compte dans un réseau électrique sont
inférieurs à 2500 Hz (rang 50), ce qui correspond au domaine des perturbations
basses fréquences au sens de la normalisation. Les harmoniques de fréquence plus
élevées sont fortement atténuées par l'effet de peau et par la présence des
inductances de lignes. De plus, les appareils générant des harmoniques ont, en
grande majorité un spectre d'émission inférieur à 2500 Hz, c'est la raison pour
laquelle le domaine d'étude des harmoniques s'étend généralement de 100 à 2500
Hz c’est-à-dire des rangs 2 à 50 [06].
Le facteur de puissance :
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
10
Pour un signal sinusoïdal le facteur de puissance est donné par le
rapport entre la puissance active P et la puissance apparente S. Les générateurs, les
transformateurs, les lignes de transport et les appareils de contrôle et de mesure
sont dimensionnés pour la tension et le courant nominaux. Une faible valeur du
facteur de puissance se traduit par une mauvaise utilisation de ces équipements.
Dans le cas où il y a des harmoniques, une puissance supplémentaire appelée la
puissance déformante (D), apparaît comme le montre la définition donnée par
C.Budeanu et approuvée par un groupe de travail IEEE en 1977 [08].
C. Budeanu a eu donné les définitions des puissances dans le cas périodique non-
sinusoïdal :
La puissance active dans le cas périodique non-sinusoidal est définie par :
Φ∑∑ == nnn
nn
n IUPP cos
Où : nU et nI sont les valeurs RMS (Real Mean Square) de la tension et du courant
harmonique d’ordre n, et nΦ est le déphasage entre eux. La puissance réactive est définit
par :
Φ∑∑ == nnn
nn n IUQQ sin
Cependant, ces définitions ne sont pas conformes à l'équation de triangle des puissances :
QPS22 +=
La puissance apparente est définie par : ∑ ∑==
n nnn IUIUS 22222
Alors : 22
222 sincos
+
≥= ∑ Φ∑ ∑ Φ∑
nnnn
nnnn
nnn IUIUIUS
Donc une quantité nommée la puissance déformante est ajoutée par C. Budeanu selon
l’équation suivante :
QPSD2222 −−=
On peut donc écrire la puissance apparente de la manière suivante :
DQPS 2222 ++=
(I.19)
(I.20)
(I.21)
(I.22)
(I.23)
(I.24)
(I.25)
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
11
La puissance déformante se compose principalement des produits croisés de la tension
et du courant harmonique de différents ordres et sera réduite à zéro si les harmoniques sont
réduits à zéro, c.-à-d. aux conditions sinusoïdales.
∑ ∏∞
≠==
=
jiji
ji IUD
22
22
Si uniquement le courant est non-sinusoidal alors :
∑∞
=2
21 IUD h
L’inconvénient majeur de cette définition est qui ’il n'est pas sûr que le facteur de
puissance sera égal à l’unité si la puissance réactive (par cette définition) est réduite à zéro et
que la puissance réactive peut être totalement compensée en insérant des composants
inductifs ou capacitifs.
Le facteur de puissance (F.P.) devient :
γϕ coscos. .222=
++=
DQPPPF
On voit bien que les harmoniques affectent aussi le facteur de puissance.
γ ϕ 1
ϕ
S
Q D
P Figure I.2 : Diagramme de Fresnel de la puissance déformante.
(I.26)
(I.27)
(I.28)
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
12
I.6. LA PROPAGATION DES HARMONIQUES SUR LES RESEAUX
Soit un transformateur HTB/HTA alimentant deux départs moyenne tension. L’un de
ces départs comporte une source harmonique. Le réseau de distribution est composé par des
lignes et des transformateurs. Comme l’impédance des charge est nettement grande que celle
des lignes, une part importante du courant harmonique tend à circuler en direction des postes
sources (les courants harmoniques remontent à la source car ils suivent le parcours le moins
impédant). Aussi, le problème de propagation des harmoniques de courant se ramène à l’étude
d’un simple diviseur de tension étant donné que le jeu de barre HTA vu de départ propre
apparaît comme une source de tension.
La propagation des harmoniques sur le réseau est schématisée dans la figure I.3 :
I.7. Norme et réglementation
Dans le but :
• D’épargner à l’utilisateur de l’énergie électrique, les désagréments engendrés par la
présence des harmoniques.
• D’assurer la longévité et la sécurité des différents équipements constituants le réseau
et ceux qui sont branchés à ce dernier.
∼
Autres charges
Sources de courants
harmoniques
Propagation des tensions harmoniques
Propagation des courants harmoniques
HTB/HTA
Figure I.3 : La propagation des harmoniques sur les réseaux.
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
13
Des normes fixant un seuil d’injection harmonique maximale à ne pas dépasser, ces normes
ont été élaborées par différents organismes, ils peuvent être soit nationaux, notamment UTE-
CEF (Union Technique de l’Electricité- Comité Electrotechnique Français), régionaux,
notamment le CENELEC (Comité de normalisation Electrotechnique) en Europe ou
internationaux, notamment CEI (Comité Electrotechnique International). Il arrive que des
entreprises éditent leurs propres règles, notamment EDF en France. Les règles de limitation
des courants harmoniques recommandées aux clients par EDF sont données dans le tableau ci-
dessous [18] :
Rangs impairs Ih/I1(%) Rangs pairs Ih/I1(%)
3 4 2 2 5 et 7 5 4 1
9 2 >4 0,5 11 et 13 3
>13 2
Les limitations en tension harmonique que les clients de EDF doivent respecter sont :
• Pour un harmonique pair : %6.01
≤VVh
• Pour un harmonique impair : %11
≤VVh
• Pour le taux de distorsion global de tension : %.6.1≤THD
Il est d’usage de dire que, dans les installations industrielles, les tensions harmoniques
dont le THD est inférieur à 5% ne produisent pas d’effet notable. Entre 5% et 7% on
commence à observer des effets, et pour plus de 10% les effets sont quasi certains.
Concernant la puissance réactive, EDF autorise ses clients à en consommer, sans être
facturés, jusqu’à 40% de la puissance active absorbée. Cela se traduit, pour des charges
linéaires, par un facteur de puissance ( )928.0cos ≥ϕ ou par un angle de phase ( )°≥ 8.21ϕ .
I.8. STRATEGIES DE LIMITATION DES HARMONIQUES
I.8.1. Stratégies classiques
Tableau I.2 : Limitation des courants harmoniques édictée par EDF
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
14
Avant d’envisager de mettre en place une solution de filtrage pour combattre les
harmoniques, il faut s’intéresser au mode de raccordement du récepteur pollueur vis-à-vis de
l’installation concernée et vis-à-vis des autres charges présentes sur le même réseau.
En effet, le branchement de la charge non linéaire doit être réalisé, si possible, sur la source
présentant l’impédance la plus faible (transformateur le plus puissant par exemple). Lorsque
l’impédance de source est faible, la puissance de court-circuit est importante, ce qui réduit les
problèmes dus aux harmoniques. Aussi, les charges polluantes doivent être raccordées le plus
en amont possible de la source afin de bénéficier du niveau le plus élevé de puissance de
court-circuit. Fig.4
D’autre part, il faut éviter de raccorder un récepteur sensible à proximité d’une charge
déformante [47].
Augmentation de la puissance de court-circuit :
L’impédance de court-circuit en un point du réseau est inversement proportionnelle et
d’autant plus réduit si la puissance de court-circuit est grande.
Pont dodécaphasé :
Le redresseur triphasé en pont ne laisse que les harmoniques 112 ±k au primaire du
transformateur. Nous obtiendrons le même résultat en utilisant deux transformateurs
ayant respectivement pour montage triangle-étoile et étoile-étoile. Cependant, cette
solution augmente l’impédance de la ligne et par voie de conséquence la distorsion
harmonique de tension. En plus, le nombre des semi-conducteurs utilisés et le
Réseau
Figure I.4 : Préconisation de raccordement des charges déformantes.
Transformateur
Raccordement conseillé
Raccordement déconseillé
Impédance de la ligne
Charge linéaire Charge non linéaire
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
15
transformateur à deux enroulements au secondaire rendent cette solution onéreuse
[22].
L’utilisation de convertisseurs peu polluants qui ont pour effet de diminuer la
distorsion harmonique (redresseur MLI), et en jouant aussi sur les stratégies de
commande des onduleurs [23].
I.8.1.a. Filtrage passif
Le filtrage passif se fait par la mise en parallèle avec l’impédance du réseau d’un
circuit de très faible impédance devant l’impédance du réseau à la fréquence de
l’harmonique que l’on veut éliminer, le courant choisit le chemin le moins résistant et de ce
fait l’harmonique pour le quel le filtre a été dimensionné, sera dévié à travers ce dernier. Le
facteur de qualité, le rapport de la résistance ou de la capacitance résonante par rapport à la
résistance du filtre, que détermine la précision de l’accore doit être assez élevé, supérieur à
50, toutefois la bande passante étant inversement proportionnel au facteur de qualité, de
forte valeur de ce dernier peur être gênante dans le cas d’un filtre même légèrement
désaccordé.
Des filtres passifs dit amortis peuvent aussi être aussi utilisés. Ils sont conçus de telle
sorte à filtrer une plage de fréquence, ils sont généralement utilisés avec un faible facteur de
résonance car pour ce genre de filtres, ce facteur de qualité est définit comme le rapport de
la résistance sur la réactance.
On distinguera deux types de filtres assurant la limitation des tensions harmoniques :
• Le filtre résonant (ou filtre de type shunt) ;
• Le filtre amorti.
I.8.1.b. Filtre résonant
Le filtre résonant (ou filtre shunt) est composé d’une inductance L en série avec un
condensateur C.
Les valeurs d’inductance L et de capacité C sont calculées à la fréquence de résonance
correspondant à la fréquence de l’harmonique à éliminer.
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
16
Lorsque l’on souhaite réaliser le filtrage d’un signal déformé entaché par plusieurs courants
harmoniques, il est nécessaire de prévoir un ensemble de filtres où chacun d’entre eux agit sur
le rang harmonique à éliminer (Fig.I.5).
Un filtre shunt efficace doit posséder un grand facteur de qualité Q. Celui-ci s’exprime par la
relation suivante : rZQ /= , avec xr pp soit : rxQ /= puisque 22 xrZ += .
L’ordre de grandeur de ce facteur est de 75.
I.8.1.c. Filtre amorti
Le filtre amorti est constitué d’une structure identique au filtre résonant, avec en
supplément, une résistance R branchée en parallèle sur l’inductance (Fig.I.6).
Il est moins sélectif, atténuant les harmoniques supérieurs ou voisins de son rang
d’accord. La figure (I.7) représente l’évolution de leur impédance en fonction de la fréquence
[16].
Utilisation
Phase 1
Phase 2
Réseau
C1 C2 C3
L1 L2 L3
Elimination de l’harmonique9 Elimination de l’harmonique7
Elimination de l’harmonique5
Figure I. 5 : Filtres résonants agissant sur plusieurs rangs harmoniques.
Figure I.6 : Structure du filtre amorti.
Rr
L
C
Fréquence (Hz)
Impédance
R
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
17
Ce filtre assure l’atténuation des harmoniques dans une plus large bande de fréquence que le
filtre résonant mais sans éliminer concrètement ces perturbations. Il ne réalise donc pas la
suppression de ces harmoniques, mais contribue à améliorer sensiblement le taux de
distorsion harmonique global d’une installation polluée.
Pour des installations utilisant le filtrage harmonique, on peut concevoir de mettre en œuvre
un filtre résonant pour les rang 5 et 7, associé à un filtre amortie accordé pour h égale à 13.
Ces dispositifs sont utilisés pour empêcher les courants harmoniques de se propager
dans les réseaux électriques. Ils peuvent aussi être utilisés pour compenser la puissance
réactive.
Malgré leur large utilisation dans l’industrie, ces dispositifs peuvent présenter beaucoup
d’inconvénients [12] :
• Manque de souplesse à s’adapter aux variations du réseau et de la charge,
• Equipements volumineux,
• Problème de résonances avec l’impédance du réseau,
• Leur efficacité dépend de l’impédance du réseau, mal connue et susceptible de
varier.
• Leur incapacité de couvrir une large bande de fréquence, d’où l’utilisation de
plusieurs filtres de rang d’accord différents.
Ces inconvénients et l’apparition de nouveaux composants semi-conducteurs, comme
les thyristors GTO et les transistors IGBT, ont permis d’envisager de nouvelles solutions aux
perturbations du réseaux électrique.
I.8.2. Filtrage Actif
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
18
Le filtrage actif constitue aujourd’hui une solution plus sophistiquée que le filtrage
passif, bénéficiant des technologies les plus performantes et constamment améliorée par les
constructeurs.
Le principe de fonctionnement du filtre actif réside dans le fait que celui-ci produit des
courants qui s’opposent aux courants harmoniques créés par les charges non linéaires, tendant
ainsi à rétablir un courant appelé du réseau quasi sinusoïdal.
Ces filtres actifs sont encore appelés compensateurs actifs. Ils sont utilisés en parallèle ou en
série d’une installation nécessitant un traitement harmonique [47].
Dans ce qui suit, nous donnons les structures les plus utilisés dans la littérature, a
savoir les filtres parallèle série, combiné parallèle-série et les structures hybrides actifs -
passifs.
I.8.2.a. Le filtre actif parallèle (F.A.P)
Le filtre actif connecté en parallèle sur le réseau, comme le montre la FigI.8, est le plus
souvent commandé comme un générateur de courant [13, 46, 61]. Il injecte dans le réseau des
courants perturbateurs égaux à ceux absorbés par la charge polluante, mais en opposition de
phase avec ceux-ci. Le courant côté réseau est alors sinusoïdal. Ainsi l’objectif du filtre actif
parallèle (F.A.P) consiste à empêcher les courants perturbateurs (harmoniques, réactifs et
déséquilibrés), produits par des charges polluantes, de circuler à travers l’impédance du
réseau, située en amont du point de connexion du filtre actif.
I.8.2.b. Le filtre actif série (F.A.S)
Le filtre actif série se comporte dans ce cas, comme le montre la Fig.(I.9),
comme une source de tension qui s’oppose aux tensions perturbatrices (creux, déséquilibre,
harmonique) venant de la source et également à celles provoquées par la circulation des
∼
Iinj
Filtre actif
Vers la charge polluante
Figure I.8 : Filtre actif parallèle
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
19
courants perturbateurs à travers l’impédance du réseau [58]. Ainsi la tension aux bornes de la
charge à protéger est purement sinusoïdale.
I.8.2.c. La combinaison parallèle-série actif (UPQC)
Cette combinaison parallèle-série actifs, aussi appelée Unified Power Quality
Conditioner (UPQC), résulte de l’association des deux filtres actifs parallèle et série, comme
le montre la Fig(I.10). Profitant des avantages des deux filtres actifs, l’UPQC assure un
courant et une tension sinusoïdaux du réseau électrique à partir d’un courant et d’une tension
perturbés de celui-ci [24, 58].
I.8.2.d. Combinaison hybride active et passive
Afin de réduire le dimensionnement et par conséquent le prix des filtres actifs,
l’association de filtres actifs de faible puissance à des filtres passifs peut être une solution.
Dans ce cas, les filtres passifs ont pour rôle d’éliminer les harmoniques prépondérants
∼
F.A.S
Vers la charge à protéger Vinj
Figure I.10 : Combinaison parallèle-série actifs (UPQC)
F.A.P
Iinj
∼Vers la charge à protéger
Figure I.9 : Filtre actif série
Vinj
Filtre actif série
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
20
permettant de réduire le dimensionnement des filtres actifs qui ne compensent que le reste des
perturbations.
Plusieurs configurations ont été présentées dans la littérature [59], les plus étudiées étant:
Le filtre actif série avec des filtres passifs parallèles
Le filtre actif série connecté en série avec des filtres passifs parallèles
Le filtre actif parallèle avec un filtre passif parallèle
Filtre actif série avec des filtres passifs parallèle.
Filtre actif série connecté en série avec des filtres passifs
parallèle.
Filtre actif parallèle avec un filtre passif parallèle.
Il empêche les courants harmoniques de circuler vers le réseau et les oblige à passer par les filtres passifs raccordés à leurs fréquences.
Il a le même principe que la combinaison d’avant avec l’avantage de réduire encore le dimensionnement du FAS car le courant qui le travers est plus faible. De plus, le FAS est à l’abri d’un éventuel court-circuit de la charge.
Il a le rôle de compenser des courants harmoniques basses fréquences émis par la charge polluante. Le filtre passif accordé sur une fréquence élevée, élimine les harmoniques hautes y compris ceux crées par le filtre actif parallèle. Ce type déjà été appliqué à la compensation des courants harmonique émis par un cycloconvertisseur de forte puissance.
Tableau I. 3 : Autres configurations du filtre. Des trois solutions possibles présentées (filtres passifs, actifs et hybrides), on ne
s’intéresse dans cette étude qu’au filtre actif, et en particulier, au filtre actif parallèle. Ce
choix a été arrêté par le fait que le filtre actif est un dispositif bien connu, très développé et
déjà commercialisé [06]. On le considère donc comme un outil support pour nos travaux, à
∼
Filtre passif parallèle
Filtre actif série Filtre actif série
∼
Filtre passif parallèle
∼
Filtre actif parallèle
Filtre passif parallèle
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
21
savoir pouvoir synthétiser et tester des structures de contrôle avancées qui seront présentées
dans le chapitre suivant.
Les filtres actifs parallèles de puissance sont composés d’un onduleur connecté au
réseau à travers d’un filtre de nature inductive. Ils sont connectés avec ou sans transformateur
en parallèle avec le réseau comme le montre la Figure (I.11) :
Les filtres actifs parallèles, à part pour compenser certains harmoniques, ont aussi
d’autres possibles fonctionnalités :
Contrôle de la puissance réactive
Equilibrage des charges
Réduction du flicker
Redresseur à prélèvement sinusoïdal
I.9. Etat de l’art des filtres actifs parallèles
Dans [06] un état de l’art des filtres actifs de puissance parallèles est présenté. Cette
étude a été approfondie et ensuite élargie aux filtres actifs multiniveaux et aux filtres actifs de
moyenne tension.
Même s’il existe des références antérieures sur les filtres actifs [15, 54], la première famille de
filtres actifs parallèles a été conçue à partir d’onduleurs à thyristors commandés en MLI [28].
Ces filtres ont été développés pour éliminer les harmoniques générés par les convertisseurs
utilisés dans les systèmes de transmission de courant continu en haute tension (HVDC).
Toutefois, à cette époque la technologie des interrupteurs d’électronique de puissance ne
permettait pas un développement applicatif significatif.
Les années suivantes ont vu des progrès importants avec la commercialisation de
composants d’électronique de puissance qui commutent des puissances de plus en plus
importantes avec des fréquences de plus en plus élevées. Ainsi, en 1982, le premier filtre actif
Figure I.11 : Schéma bloc monophasé d’un filtre actif parallèle
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
22
parallèle de 800kVA, composé d’un commutateur de courant à MLI et thyristors GTO, a été
installé pour la compensation d’harmoniques [05].
Par la suite, de nombreux onduleurs de puissance commandés en MLI ont été développés pour
des applications de filtrage actif [04, 39]. En conséquence, les filtres actifs parallèles ont
commencé à être commercialisés et installés à travers le monde et surtout au Japon, où en
1996, il y avait plus de cinq cents filtres actifs parallèles installés avec des puissances allant
de 50kVA à 2MVA [02].
Les premiers dispositifs ne compensaient que les perturbations harmoniques de courant.
Toutefois, les filtres actifs ont évolué et des prototypes avec des fonctionnalités plus
nombreuses ont été conçus. Les filtres actifs modernes, en plus de compenser et amortir les
courants harmoniques, compensent les déséquilibres de courant, contrôlent la puissance
réactive et le flicker.
Jusqu’à cette époque, tous les filtres actifs parallèles étaient installés par les consommateurs
industriels. Néanmoins, l’installation par le distributeur d’énergie de ces dispositifs peut
s’envisager.
Au cours de l’année 1997, la topologie multiniveaux a débuté aussi pour des applications de
filtrage actif. La référence [09] présente un filtre actif avec un onduleur clampé par le neutre
et dans [40] l’auteur a présenté un filtre actif en utilisant des onduleurs en cascade de 11
niveaux. Les années qui ont suivi ont vu de nombreuses publications sur les filtres actifs
multiniveaux avec différentes topologies.
L’évolution des dispositifs d’électronique de puissance vers des applications à chaque fois
plus puissantes est palpable dans le domaine des filtres actifs, quoique à moindre échelle
qu’ailleurs. On y constate, de plus en plus, une évolution vers des tensions et des puissances
plus élevées, y compris sans transformateur de couplage.
La première référence sur un filtre actif connecté à un réseau de moyenne tension date de
2001. La référence [55] propose la connexion d’un filtre actif shunt monophasé à l’extrémité
d’une ligne de traction de 25kV dans le but de diminuer les harmoniques de tension 3, 5 et 7
au point de connexion du filtre et de fournir de la puissance réactive pour maintenir la tension
sur la ligne. Par la suite, [56] propose une étude similaire mais avec un convertisseur de
topologie hybride de cinq niveaux. Un bras de ce convertisseur est composé d’un
convertisseur clampé par le neutre (NPC) qui utilise des IGBTs et l’autre bras est composé
d’un convertisseur à deux niveaux conventionnel à IGCTs.
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
23
Une contribution plus récente est consacrée à un filtre actif à base d’onduleurs en
cascade connecté à un réseau de 4.16kV avec transformateur [42]. L’auteur constate qu’une
combinaison des semiconducteurs de puissance élevée et une inductance de filtre réduit en
moyenne tension peut être une solution compétitive, au niveau du coût, par rapport aux filtres
actifs conventionnels en basse tension.
Néanmoins, à présent, les références liées aux filtres actifs de moyenne tension dans la
littérature sont relativement limitées, et on constate plutôt une évolution vers l’utilisation de
filtres hybrides pour ce type d’application. En effet, on constate que ces filtres se présentent
comme une solution très intéressante pour surmonter les limitations des filtres actifs, surtout
en ce qui concerne la montée en tension.
I.10. Applications des filtres actifs parallèles
La principale charge polluante, le redresseur à diodes ou à thyristors, est très utilisée que
cela soit pour alimenter des charges continues à partir du réseau ou comme un élément
d’interfaçage au réseau dans une conversion à étage intermédiaire continu. De plus en plus de
dispositifs de ce type se connectent au réseau électrique. De ce fait, les filtres actifs parallèles
ont un champ d’utilisation naturel dans les applications de réseau, notamment dans les
réseaux faibles avec plusieurs charges polluantes et dans les réseaux à courant continu en
haute tension (HVDC) [60].
Les filtres actifs sont également utilisés dans des applications industrielles, afin de
dépolluer une zone avec plusieurs charges non linéaires (redresseurs, certains éclairages, etc.)
[14].
En fin, le filtrage actif est également employé dans les applications tertiaires car les
filtres actifs peuvent être intéressants dans les bâtiments commerciaux, hôpitaux, etc. dans
lesquels il y a de nombreuses charges polluantes comme des ordinateurs, éclairage
économique, imprimantes lasers, etc. [33]. Ces filtres actifs compensent les courants
harmoniques, les courants réactifs et les déséquilibres des charges.
Les applications réseau, industrielles, tertiaires et en télécommunications apparaissent
comme des environnements particulièrement pollués par les harmoniques.
On peut tout de même préciser que quelques fabricants proposent sur leurs catalogues
des filtres actifs parallèles: ABB, Siemens, MGE UPS, AIM Europe et Mesta Electronics.
Tous ces fabricants utilisent des composants suffisamment rapides comme les transistors
IGBT. La puissance de ces filtres varie selon le fabricant et selon le modèle avec des gammes
allant de 10 à 2000KVA. La quasi-totalité des filtres actifs sont triphasés, ils se connectent
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
24
tous en basse tension (V<690V), supportent des courants entre 300-480A et donnent le choix
de se connecter avec ou sans neutre raccordé. Les filtres permettent une compensation globale
des harmoniques, souvent jusqu’à l’harmonique 50. Ces filtres actifs, en plus de réduire les
courants harmoniques, améliorent le facteur de puissance et équilibrent les charges triphasées.
L’utilisation de ces filtres produit une réduction des coûts d’exploitation et une prolongation
de la durée de vie des installations.
I.11. Classement des filtres actifs parallèles
Il existe une grande variété de types de filtres actifs parallèles. Ils sont classés de
différentes manières selon le nombre de phases, la technologie de l’onduleur et la topologie
[27, 49].
Filtres actifs monophasés ou triphasés.
Filtres actifs avec ou sans neutre raccordé.
Filtres actifs basés sur l’onduleur de tension ou sur le commutateur de courant.
Les filtres actifs monophasés sont largement utilisés dans les applications industrielles, en
basse tension (les redresseurs des sources d’alimentation en continu), ainsi que dans le cas de
la traction électrique [51, 35]. Les filtres actifs triphasés sont utilisés pour des applications de
type variateurs ou redresseurs à dépolluer [02].
La deuxième classification se fait autour de la topologie utilisée, avec ou sans neutre
raccordé.
Les filtres actifs avec neutre raccordé ont été développés afin de pouvoir injecter et
compenser les composantes homopolaires. Dans la littérature la plupart des filtres sont
connectés sans neutre raccordé. Toutefois, on trouve plusieurs filtres avec neutre raccordé :
certains avec un onduleur à trois bras [01] et d’autres avec un onduleur à quatre bras [50].
En ce qui concerne la technologie de l’onduleur, les filtres actifs sont soit basés sur l’onduleur
de tension avec un condensateur côté du continu et un filtre de raccordement inductif du côté
réseau, soit sur un commutateur de courant avec une inductance du côté continu et un filtre de
raccordement capacitif du côté du réseau (voir Figure I.12).
Figure I.12 : Filtre actif basé sur un onduleur de tension (à gauche) et un commutateur de courant (à droite).
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
25
Actuellement, même si l’on trouve des articles basés sur le commutateur de courant [57,
52], l’onduleur de tension est généralement préféré à cause de son meilleur rendement, de son
moindre coût et de son volume plus réduit (si l’on compare le condensateur et l’inductance du
côté continu).
Par ailleurs, les modules à IGBTs disponibles actuellement sur le marché sont bien
adaptés aux onduleurs de tension car en général une diode en antiparallèle est rajoutée pour
chaque IGBT. Le commutateur de courant a quant à lui besoin de mettre en série avec chaque
IGBT une diode anti-retour. De plus, un aspect vient clore provisoirement le choix : le
commutateur de courant ne peut pas être utilisé avec des topologies multiniveaux classiques
[49]. En conséquence, presque tous les filtres actifs qui sont sur le marché sont composés
d’onduleurs de tension [02].
Ainsi, le choix le plus commun dans la plupart des applications consiste à utiliser un filtre
actif triphasé basé sur un onduleur de tension sans neutre raccordé.
I.12. Conclusion
Les mesures effectuées ces dernières années montrent que la pollution harmonique
s’accroît régulièrement sur l’ensemble des réseaux. Face à cela, une politique de maîtrise de la
Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.
26
pollution harmonique doit être menée aussi bien du coté des distributeurs d’électricité que de
celui des fabricants de matériel ou des utilisateurs industriels.
Comme nous avons pu le constater dans ce premier chapitre, les courants harmoniques
ont des effets néfastes sur les équipements électriques. Ces effets peuvent aller de
l’échauffement et de la dégradation du fonctionnement jusqu’à la destruction totale de ces
équipements.
Nous avons présenté plusieurs solutions traditionnelles et modernes de dépollution. La
solution classique à base de filtres passifs est souvent pénalisée en terme d’encombrement et
de résonance. De plus, les filtres passifs ne peuvent pas s’adapter à l’évolution du réseau et
aux charges polluantes.
Récemment, en plus du filtrage des harmoniques, les filtres actifs parallèles et séries, et
leurs combinaisons, sont étudiés pour la compensation de tous les types de perturbations
susceptibles d’apparaître dans un réseau électrique basse tension. En effet, profitant des
progrès réalisés dans le domaine de l’électronique de puissance, ces solutions peu
encombrantes n’occasionnent aucune résonance avec les éléments passifs du réseau et font
preuve d’une grande flexibilité face à l’évolution du réseau électrique et de la charge
polluante.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
26
CCHHAAPPIITTRREE IIII
IIddeennttiiffiiccaattiioonn ddeess ccoouurraannttss hhaarrmmoonniiqquueess eett ccoommmmaannddee dduu ffiillttrree aaccttiiff
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
27
Chapitre 2
Identification des courants harmoniques et commande du Filtre Actif
II.1. Introduction
Les méthodes d’identifications déterminent les perturbations qui agissent sur le
courant, laquelle identification servira à générer les références nécessaires aux régulateurs.
Les perturbations les plus fréquentes affectant les courants dans un système triphasé sont les
déséquilibres et la distorsion de la forme d’onde. Une boucle externe d’identification des
perturbations du courant est utilisée. La sortie de cette boucle est l’entrée de la boucle interne
de contrôle (référence de courant ou de puissance).
Dans la littérature on trouve plusieurs méthodes qui décrivent différents algorithmes
d’identification possibles. Plusieurs auteurs présentent une comparaison entre différentes
méthodes en insistant sur les points forts et faibles de chaque méthode [45, 43, 20, 19, 07, 37].
Ces méthodes se classifient dans deux groupes selon le domaine temporel ou fréquentiel de
l’outil mathématique développé.
II.2. Classification des méthodes d’identification
La qualité du filtrage réside dans l’efficacité de la méthode utilisée pour
l’identification des courants harmoniques. Les méthodes d’identification sont classées en deux
groupes : « méthodes du domaine fréquentiel et méthode du domaine temporel ».
II.2.1. Méthodes du domaine fréquentiel
Les méthodes du domaine fréquentiel utilisent l’analyse de Fourier (la transformée
discrète, la transformée rapide, la transformée discrète récursive, etc.) pour identifier les
harmoniques de courant [07]. Ces méthodes sont bien adaptées aux charges où le contenu
harmonique varie lentement. Par ailleurs, elles ont l’avantage d’identifier les harmoniques
individuellement : elles permettent donc une compensation sélective.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
28
Néanmoins, les inconvénients les plus importants de ces méthodes sont des résultats moyens
en régime transitoire et un volume de calcul et une allocation de mémoire très considérables.
II.2.2. Méthodes du domaine temporel
Les méthodes du domaine temporel permettent une réponse plus rapide et requièrent
moins d’opérations que les méthodes précédentes. Le principe de ce type de méthodes est
séparation du fondamental ou de certains harmoniques du reste des harmoniques par filtrage.
Les méthodes les plus importantes sont:
• La théorie P-Q de la puissance instantanée [62], [06],
• Algorithme du Repère de Référence Synchronisé (SRF) [32],
• Algorithme de la détection synchronisée (SDA) [11],
• Algorithme Fryze-Bucholz Depenbanck (FBD) [32],
• La méthode sinusoïdale Généralisée de Fryze (SGF) [06],
• La méthode basée sur le courant actif [11], [06],
• La méthode tri-monophasée [11],
• La méthode basée sur la régulation de la tension continue [11].
II.3. Comparaison entre les méthodes d’identification des courants harmoniques
La méthode de la théorie (P-Q) a l’avantage d’être assez simple pour la mettre en
application sous forme analogique puisqu’elle a besoin seulement des opérations de
multiplication et de filtrage simple [32].
L’inconvénient le plus évident de la méthode (P-Q) est qu’elle s’exécute mal dans des
conditions non équilibrées de tension d’alimentation, parce que l’algorithme suppose que les
tensions d’alimentation sont sinusoïdales et équilibrées.
Un avantage de la méthode SRF est qu’elle s’exécute bien avec n’importe qu’elle forme
d’onde du courant. Un inconvénient est que l’algorithme est assez complexe et exige un
circuit PLL pour fonctionner correctement.
Dans la méthode SDA, l’exécution est bonne pour les conditions de la tension
d’alimentation en cas de déséquilibre. Un inconvénient de cette méthode est qu’elle suppose
que les courants dans chaque phase sont égaux, ou la charge est équilibrée.
La méthode Analogique Numérique Avantages Inconvénient
Théorie P-Q Oui Oui Simple Bonne pour des
tensions sinusoïdales uniquement.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
29
SRF Non Oui Utilisé pour une source déséquilibré avec/sans
distorsion Exige un circuit PLL.
SDA Oui Oui Utilisé pour une source déséquilibré.
Suppose que les courants dans les
phases sont équilibrés.
SGF non Oui Utilisé pour une source déséquilibré avec/sans
distorsion Exige un circuit PLL.
Tableau. II.1 : Comparaison entre les méthodes d’identification des harmoniques.
Les performances de la méthode basée sur le principe du courant actif et la méthode
des puissances instantanées sont parfaitement identiques, car ces deux méthodes sont en effet
deux implantations différentes d’un même algorithme.
Les trois méthodes (courant actif, P-Q, et tri-monophasé) permettent la compensation des
harmoniques et/ou du fondamental réactif, mais la méthode basé sur la régulation de la
tension continu n’est envisageable que dans le cas où le filtrage compense automatiquement
les courants harmoniques et le fondamental actif.
Du point de vue implantation, la méthode basée sur le courant actif est complexe.
L’algorithme d’identification des méthodes régulation de la tension continu, tri-monophasé et
P-Q est plus simple que la méthode basée sur le courant actif.
Toutefois, des nouvelles méthodes apparaissent en se basant sur des réseaux de neurones et
sur le calcul de produit de convolution et de corrélation entre signaux.
La méthode d’identification des courants harmoniques P-Q a une souplesse incomparable, un
temps de réponse réduit et une implantation simple pour retourner au régime sinusoïdal [32].
D’après ces comparaisons (Tableau. II.1) on va opter à l’utilisation de la méthode P-Q pour
l’identification des courants harmoniques pour la commande du filtre actif.
II.4. Méthode des puissances instantanées
Cette méthode d’identification des courants harmoniques, plus simple, consiste à
éliminer la composante continue des puissances active et réactive instantanées ce qui est
relativement facile à réaliser [11].
On exploite la transformation de Concordia pour obtenir les puissances active et réactive
et nécessite de tensions sinusoïdales à la fréquence fondamentale.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
30
On note respectivement les vecteurs des tensions simples au point de raccordement [Vs] et
des courants de charge [ic] d’un système triphasé et équilibré par : [06], [62], [11]
[Vs] =
3
2
1
s
s
s
vvv
et [ic] =
3
2
1
c
c
c
iii
(II.1)
La transformation des valeurs triphasées instantanées de la tension et du courant dans le
repère des cordonnées βα − est donnée par les expressions suivantes :
−
−−=
3
2
1
23
230
2/12/11
32
s
s
s
s
s
vvv
vv
β
α (II.2)
Et pour les courants :
−
−−=
3
2
1
23
230
2/12/11
32
c
c
c
c
c
iii
ii
β
α (II.3)
Les puissances réelle et imaginaire instantanées, notées respectivement P et q, sont
définies par la relation matricielle suivante :
−=
β
α
αβ
βα
c
c
ss
ss
ii
vv
vv
qP
(II.4)
En remplaçant les tensions et les courants diphasés par leurs homologues triphasés, on
obtient :
332211 cscscscscs ivivivivivP ++=+= ββαα (II.5)
De même, pour la puissance imaginaire on a :
αββα cscs ivivq −= = - [ ]213132321 )()()(3
1csscsscss ivvivvivv −+−+− (II.6)
A partir de l’expression (II.4), En posant : 22βα ss vv +=∆ On a :
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
31
β
α
c
c
ii
= ∆1
−
qP
vvvv
ss
ss
αβ
βα (II.7)
Ou alors :
β
α
c
c
ii
= ∆1
−+
−
qvvvvP
vvvv
ss
ss
ss
ss 00 αβ
βα
αβ
βα =
pc
pc
ii
β
α +
qc
qc
ii
β
α (II.8)
Avec :
pci α = Pvs
∆α qci α = q
vs
∆− β
(II.9)
pci β = Pvs
∆β
qci β = qvs
∆α (II.10)
Les puissances instantanées selon les axes α et β peuvent s’écrire :
β
α
PP
=
ββ
αα
cs
cs
iviv..
=
pcs
pcs
iviv
ββ
αα
.
. +
qcs
qs
iviv
ββ
αα
.
. =
p
p
PP
β
α +
q
q
PP
β
α (II.11)
PvP sp ∆=
2α
α qvv
P ssq ∆
−= βαα (II.12)
Pv
P sp ∆=
2β
β qvv
P ssq ∆= βα
β
pPα : Puissance instantanée active selon l’axeα .
pPβ : Puissance instantanée active selon l’axe β .
qPα : Puissance instantanée réactive selon l’axeα .
qPβ : Puissance instantanée réactive selon l’axe β .
D’après les expressions (II.12), on peut écrive :
P = pPα + pPβ + qPα + qPβ = pPα + pPβ (II.13)
L’analyse de l’équation (II.13) nous ramène aux conclusions suivantes :
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
32
La somme des puissances instantanées pPα et pPβ coïncide avec la puissance instantanée
dans un circuit triphasé.
La puissance réactive correspond à la partie de la puissance instantanée qui dépend de q.
Ces puissances qPα et qPβ s’annulent entre elles et elles n’apportent aucune contribution au
transfert de puissance instantanée entre la source et la charge.
Dans le cas où les tensions sont sinusoïdales et alimentent une charge non linéaire, les
puissances instantanées P et q ont pour expression :
P = PP ~+
q = qq ~+ (II.14)
Avec :
P : Puissance continue liée à la composante fondamentale active du courant.
q : Puissance continue liée à la composante fondamentale réactive du courant.
P~ et q~ : Puissance alternatives liées à la somme des composantes harmoniques du
courant.
En considérant les équations (II.8) et (II.14), nous pouvons séparer le courant dans le
repère ( βα − ) en trois composantes active et réactive à la fréquence fondamentale et la
somme des harmoniques. Ceci conduit à :
−
∇+
−
∇+
−
∇=
qP
vvvv
qvvvvP
vvvv
ii
ss
ss
ss
ss
ss
ss
c
c
~
~1010
1
αβ
βα
αβ
βα
αβ
βα
β
α
(II.15)
Courant Actif Courant réactif Courants Harmoniques
Il est évident, d’après la relation (II.15), que pour identifier une des trois composantes, par
exemple les courants harmoniques, les parties alternatives des puissances réelle et imaginaire
doivent être séparées des parties continues. Cette séparation peut être réalisée en utilisant l’un
des deux méthodes de filtrage illustré sur la figure II.1.
Figure II.1 : Schéma de principe des filtres utilisés pour l’extraction
Υ~ Υ Filtre passe haut
(b)
Υ Υ~Υ Filtre passe bas
(a)
-
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
33
des composantes alternatives de P et q.
Les courant harmoniques triphasés hcki , (k=1,2,3) sont obtenues à partir des courants
diphasés hci α et hci β par la transformation inverse de Concordia soit :
32
,3
,2
,1
=
hc
hc
hc
iii
−
−
2121
1
−23
23
0
hc
hc
ii
,
,
β
α (II.16)
Si V et I1 représentent respectivement les valeurs efficaces de la tension et du courant
fondamental et 1Φ , le déphasage entre eux, alors on peut écrire :
Φ−=Φ=
11
11
sin3cos3
c
c
VIqVIP
(II.17)
Les termes P et q sont respectivement équivalents à la puissance active conventionnelle
et à la puissance réactive conventionnelle.
De cette manière, éliminer les courants harmoniques revient à compenser les composantes
alternatives P~ et q~ . La suppression des courants réactifs revient à compenser la composante
continue q .
II.4.1. Algorithme d’identification
Le schéma de la figure II.2 illustre les différentes étapes permettant l’obtention des
composantes harmoniques du courant d’une charge non linéaire [03].
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
34
La théorie P-Q présentée auparavant est valable uniquement pour les systèmes triphasés
dépourvus de composante homopolaire. L’extraction des courants des harmoniques dans des
applications monophasées ne peut pas être réalisée par cette méthode. Elle est applicable dans
le cas où les tensions Vs123 sont déformées, à condition de filtrer les ondulations présentées
sur le module du vecteur ( )22( βααβ sss VVV + .
II.4.2. Exemple d’identification
Cet algorithme d’identification est utilisé pour extraire les courants harmoniques
générés par le redresseur de la figure II.3 :
Pour l’extraction de la composante harmonique p~ de la puissance réelle p, ou la
composante harmonique q~ de la puissance imaginaire q, un circuit constitué d’un filtre passe
bas et d’un soustracteur est utilisé.
2sv
T32
T32
αsv
βsv
βci
αci
1sv
3sv
1ci
2ci
3ci
p
q
p
p~
q
q~
hci ,α
hci ,β
hci ,1
hci ,2
hci ,3
Figure II.2. Algorithme ‘P-Q’ d’extraction des courants harmoniques
Calcul de p et q
Détermination de hci ,α et hci ,β
T23
Id
Ud
Th6Th4
Th1 Th2
Th5
Th3 Circuit
R-L Rd=0.8Ω
Ld=1.5mH
ic10.12 mH 220 V ∼
∼
∼
Figure II. 3 : Exemple d’application pour une charge non linéaire.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
35
Cet algorithme permet effectivement d’éliminer la composante fondamentale dans le
spectre du courant d’une charge polluante (figure II.4).
Figure II.5 : Extraction des courants harmoniques par la méthode
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 -10 -5 0 5
10 ic1(A)
t(s)
Courant dans la phase 1
-5 -2.5
0 2.5
5
ich1(A)
t(s)
Les harmoniques dans la phase 1
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1
0 ic1-ich1(A)
t(s)
Courant fondamental dans la phase 1
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 -10
5 10
-5
if3 if2
if1
LfRf
Vc
VS3 VS2
VS1
~~
~ is3
is2
is1 LS es(t) LC
Id
Vd
Th6Th4
Th1 Th2
Th5
Th3ic1 Ld
Rd
ic2
ic3
Commande des transistorsVSk(t) ick(t)
Calcul des courants de référence + Contrôle des courants
C1, C2, C3
Figure II.4: Schéma global du système à simuler.
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
36
des puissances instantanées. II.5. Commande du filtre actif
Les dispositifs de l’électronique de puissance capables de générer des formes d’ondes
souhaitées pour compenser les harmoniques sont les onduleurs à commutation rapide.
Comme dans le cas des applications industrielles (variateur de vitesse, alimentation de
secours….), deux structures électrotechniques s’affrontent, du moins en théorie, l’onduleur de
tension et l’onduleur commutateur de courant.
La structure tension a fait l’objet de nombreux travaux de recherche [36]. La structure courant
n’a pas été considérée avec le même intérêt à cause de considérations économiques.
Le schéma synoptique de base d’un filtre actif parallèle que se soit à structure tension ou à
structure courant est donné sur la figure II.6.
On va présenter le principe de fonctionnement et de commande d’un filtre actif triphasé de
type tension.
On s’intéresse à l’étude du circuit de puissance d’un filtre actif à base d’onduleur de tension
ainsi que son dimensionnement et nous traiterons le contrôle de courant de sortie du filtre
actif.
II.5.1. Configuration du filtre actif à structure tension
On peut distinguer différentes réalisations d’un filtre actif parallèle à structure tension pour un
réseau triphasé.
Onduleur
Partie commande
Figure II.6 : schéma synoptique d’un filtre actif parallèle
Partie puissance
Filtre
Signaux de commande des semi-conducteurs
Source d’énergie
Génération d’harmoniques ou
Signaux de référence
Mesure des variables du réseau
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
37
1. filtre actif avec trois onduleurs monophasés
2. filtre actif avec onduleur triphasé à quatre bras,
3. filtre actif avec un onduleur triphasé à trois bras.
La troisième configuration est la plus répandue [11]. Dans ce cas, la compensation des
courants harmoniques dans le réseau se fait par le contrôle des courants des trois phases de
l’onduleur. Cette configuration est préférable du moins pour le filtrage actif parallèle, car elle
présente les avantages suivants [13]:
- Un nombre minimum de semi-conducteurs.
- Un seul élément de stockage coté continu avec un faible dimensionnement.
II.5.2. Description du filtre actif
Le schéma du circuit de puissance d’un filtre actif parallèle à structure tension est donné sur la
figure II.7. On y distingue trois éléments :
- un onduleur de tension
- un filtre de découplage
- un élément de stockage capacitif
Figure II.7 : Schéma de puissance d’un réseau avec filtre actif à structure tension
Réseau Charge polluante
Cf
Bus continu
Onduleur Filtre de découplage
Filtre actif
if1
if2
if3
Lf Rf
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
38
II.5.3. L’onduleur de tension
Notre étude sera basée sur un onduleur triphasé à trois bras (Figure II.8).
Le stockage de l’énergie se fait dans un condensateur qui joue le rôle d’une source de
tension continue. La fluctuation de la tension de condensateur doit être faible afin de ne pas
dépasser la limite en tension des composants de puissance et afin d’éviter la perte de
commutation des courants générés par le filtre actif.
Six interrupteurs bidirectionnels en courant et unidirectionnels en tension commutent de
manière à imposer des tensions simples alternatives (Vf1, Vf2, Vf3) en sortie de l’onduleur.
Les interrupteurs supposés idéaux, sont toujours constitués d’un semi-conducteur
commandable à l’ouverture et à la fermeture (GTO, MOSFET, IGBT) connecté en anti-
parallèle avec une diode (Figure II.9)
Au cour de son fonctionnement, le convertisseur statique relie, par l’intermédiaire de
ses interrupteurs, une source de tension et une source de courant entre lesquelles il assure et
contrôle l’échange d’énergie. Pour que cette liaison puisse se faire il faut respecter deux règles
essentielles :
Figure II.9 : Interrupteurs de puissance
n
T1’ T2
’ T3’
T1 T2 T3
1
2
3
VC
Vf1
Vf2
Vf3
Figure II.8 : Onduleur triphasé à structure tension
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
39
- Une source de tension ne doit jamais être court-circuitée mais elle peut être ouverte. En
d’autres termes, deux interrupteurs d’un même bras ne peuvent être fermés
simultanément.
- Une source de courant ne doit jamais être ouverte. Cette mise en garde impose la présence
de la diode anti-parallèle.
En considérant les différents états des interrupteurs, on peut déduire l’ensemble des
tensions délivrées par l’onduleur pour la configuration triphasée étudiée.
Appelons Tk et Tk’ les interrupteurs idéaux, connectés sur la phase k (k=1, 2, 3). Ck et Ck
’ sont
les commandes logiques qui leurs sont associées. La commande est supposée alternée
(Ck = Ck’).
Nous avons :
Ck = 1 Tk passant et Tk’ ouvert.
Ck = 0 Tk ouvert et Tk’ passant.
On définit les vecteurs des tensions triphasées [Vf]n et [Vf]M , ainsi que le vecteur des
variables logiques [ C ] par :
[ ]
=
3
2
1
f
f
f
nf
VVV
V , [ ]
=
Mf
Mf
Mf
Mf
VVV
V
3
2
1
, [ ]
=
3
2
1
CCC
C (II.18)
Avec
[ ] [ ] Cnf VCV .= (II.19) Les tensions Vf1M, Vf2M, Vf3M, mesurées aux points 1,2 et 3, ne peuvent prendre que les
valeurs VC, -VC, ou 0. En tenant compte de l’absence de tension homopolaire, les tensions
simples délivrées par l’onduleur sont données par :
−−−−−−−
=
3/23/13/13/13/23/13/13/13/2
3
2
1
f
f
f
VVV
.
−−−−−−−
=
3/23/13/13/13/23/13/13/13/2
3
2
1
Mf
Mf
Mf
VVV
.
3
2
1
CCC
.VC (II.20)
Les variables C1, C2 et C3 prennent chacune deux valeurs possibles. Il en résulte donc huit
états possibles pour les tensions Vf1, Vf2, Vf3 résumés dans le tableau II.2 :
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
40
C1 C2 C3 Vf1 Vf2 Vf3
1 1 0 0 2/3 VC -1/3 VC -1/3 VC
2 1 1 0 1/3 VC 1/3 VC -2/3 VC
3 0 1 0 -1/3 VC 2/3 VC -1/3 VC
4 0 1 1 -2/3 VC 1/3 VC 1/3 VC
5 0 0 1 -1/3 VC -1/3 VC 2/3 VC
6 1 0 1 1/3 VC -2/3 VC 1/3 VC
7 1 1 1 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0 Tableau II.2 : Tension de sortie de l’onduleur. II.6. Contrôle des courants du filtre actif
Pour maintenir le courant à la sortie du filtre actif autour de sa référence calculée au
chapitre Précédent, deux techniques de commande peuvent être utilisées :
- la commande par hystérésis.
- La commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI).
L’objectif de la commande, que se soit à MLI ou par hystérésis, est de générer les ordres
d’ouverture/fermeture des interrupteurs de manière à ce que le courant du
filtre actif soit le plus proche de sa référence [11].
II.6.1. Commande par hystérésis
Cette commande
est très
adaptée
pour les organes ayant une action à deux positions comme c’est le
cas ici, l’IGBT peut être soit ouvert ou bloqué, cette commande consiste à
changer la polarisation de la
tension
de sortie de
l’onduleur de telle sorte à
maintenir le courant dans une bande centrée autour de la référence, la
dimension de ce filtre se
résume
iref1
if1
-+
T1
T1’
iref2
if2
T2
T2’
-+
iref3
if3
T3
T3’
-+
Figure II.10 : Schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des régulateur à hystérésis.
T1
T1’
T2
T2’
T3
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
41
à fixer la largeur de cette bande. Une règle pratique consiste à la prendre à 5% du courant
nominal. Cependant elle ne garantie pas d’une manière systématique le respect de la
fréquence de commutation maximale des semi-conducteurs [12].
Le schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des régulateurs à
hystérésis est donné par la figure (II.10) :
Malgré sa simplicité de mise en œuvre, sa robustesse et sa bonne dynamique, cette
commande présente certains inconvénients à savoir :
• La fréquence de commutation n’est pas fixe, elle dépend de la bande d’hystérésis et de
la dérivée de courant.
• La commande est appliquée séparément sur les trois phases. Or la structure
électrotechnique impose à chaque instant que la somme des trois courants soit nulle.
Le résultat obtenu sur un courant n’est donc pas indépendant des deux autres phases.
Ainsi le courant asservi ne pourra en pas respecter les limites imposées par la bande de
l’hystérésis.
• Des composantes harmoniques basses fréquences, voire une composante continue,
peuvent apparaître sur le signal de sortie. La composante continue est du au fait que la
forme de l’alternance positive peut différer de celle de l’alternance négative, au signe
près.
II.6.2. Commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI)
Afin de contourner les problèmes précédents, nous introduirons une deuxième famille de
commande de l’onduleur : la commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI). La
technique de commande par MLI résout le problème de la maîtrise de la fréquence de
commutation en fonctionnant avec une fréquence fixe facile à filtrer en aval de l’onduleur.
La plus simple et la plus connue des modulations de largeur d’impulsion est sans doute la
MLI à échantillonnage naturel, dite MLI intersective. Cette technique de commande met en
oeuvre d’abord un régulateur qui détermine la tension de référence de l’onduleur
(modulatrice) à partir de l’écart entre le courant mesuré et sa référence. Cette dernière est
ensuite comparée avec un signal triangulaire (porteuse à fréquence élevée fixant la fréquence
de commutation). La sortie du comparateur fournit l’ordre de commande des interrupteurs. Le
schéma de principe est donné par la Figure (II.11).
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
42
Figure II.11: Principe de commande des courants par MLI Les signaux logiques C qui en résultent donnent l’ordre de commutation des interrupteurs du
filtre (Figure.II.12) :
D’autres commandes par MLI existent également dans la littérature comme la MLI à
échantillonnage régulier où on peut distinguer deux méthodes :
La MLI à échantillonnage régulier symétrique où la référence est échantillonnée à
chaque période de la porteuse,
La MLI à échantillonnage régulier asymétrique où la référence est échantillonnée à la
demi-période de la porteuse.
Plus récemment, nous avons vu apparaître une technique de commande, dite commande à
modulation vectorielle. Cette dernière diffère des techniques présentées précédemment par le
fait qu’elle ne s’appuie pas sur des modulations appliquées à chacun des interrupteurs.
II.7. Nécessité de régulation du bus continu
Figure II.12 : Répartition des commutations sur un bras d’un onduleur.
C
V(p), Wm Wm V(p)
iref1
if1
-+
T1
T1’
Régulateur
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
43
La source d’alimentation du filtre n’est pas une source de tension autonome mais une
capacité qui se charge à travers le redresseur formé par la diode monté en antiparallèle aux
bornes des transistors, cette source est dite source flottante.
La tension aux bornes de cette dernière n’est pas constante, à cause de sa sensibilité aux
échanges de puissance active entre la charge polluante et le réseau. En cas de déséquilibre de
puissance entre la charge polluante et le réseau, c’est le filtre actif qui fournira la puissance
nécessaire pour rétablir l’équilibre. Les pertes dans les composantes de puissance font aussi
varier la tension aux bornes de la capacité, d’où la nécessité de réguler cette tension de la
maintenir à un niveau constant.
Les principales causes susceptibles de modifier cette tension sont [12] :
- Les pertes dans le filtre actif,
- L’injection des courants fondamentaux pendant les régimes transitoires de la charge
polluante,
- Les pertes de commutation et par conduction des interrupteurs de puissance.
- Les perte par effet Joule dans les composantes passifs Lf et Cf.
II.8. Difficulté de la régulation
La variation de tension ∆Vc aux bornes du condensateur de stockage dépend
principalement de la valeur de la capacité C. En effet, une diminution de Cf entraîne
l’augmentation de ∆Vc et inversement.
L’objectif principal de la régulation de tension revient donc à limiter la variation de la tension
∆Vc en utilisant une capacité de valeur aussi faible que possible. De cette façon, le
dimensionnement du condensateur pourra être optimisé.
En négligeant les pertes de commutations dans l’onduleur ainsi que l’énergie stockée
dans l’inductance du filtre de sortie, la relation entre la puissance absorbée par le filtre actif et
la tension aux bornes du condensateur peut s’écrire sous la forme suivante :
)21( dcdcc VC
dtdp ⋅= (II.21)
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
44
Notons que la relation (II.21) est non linéaire. Pour des faibles valeurs de la tension
Vdc autour de la référence Vdc-ref, elle peut être linéarisée à travers les relations suivantes
[06]:
sCVsP
sV
VdtdVCP
dcrefdc
cdc
dcrefdcdcc
−
−
=⇒
⋅=
)()(
)( (II.22)
A partir de la relation (II.22), et en prenant en compte le régulateur proportionnel (Kc),
la boucle de régulation de la tension continue peut être représentée par le schéma (II.12). Le
choix du paramètre Kc aura pour objectif d’obtenir un temps de réponse minimal afin de ne
pas nuire à la dynamique du filtre actif.
Figure II.13 : boucle de régulation de la tension continu
Mais dans le cas de l’apparition des pics du courant ou des chutes de tensions, la
régulation du bus continu devient problématique, puisque le filtre actif ne sera pas à
reproduire le courant nécessaire pour la compensation des perturbations harmoniques.
Dans la suite de notre travail nous allons proposer un système (dispositif) dans lequel
on va remplacer la capacité du bus continu par un générateur photovoltaïque pour répondre
aux mieux aux exigences du système de filtrage actif d’harmonique.
SCV dcrefdc−
1 cK + -
Filtrage des fluctuations
refdcV − dcV
Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.
45
II.9. Conclusion
La méthode de la théorie pq a l'avantage d'être assez simple pour la mise en
application sous forme analogique puisqu'elle à besoin seulement des opérations de
multiplication, division et de filtrage simple. L’inconvénient le plus évident de la méthode
PQ est qu'elle s’exécute mal dans des conditions non équilibrées de tension d’alimentation,
parce que l'algorithme suppose que les tensions d’alimentation sont équilibrées et
sinusoïdales.
Les résultats montrent l’efficacité de la méthode de compensation PQ avec une
souplesse incomparable confirmée un temps de réponse réduit et une implantation simple
pour retourner au régime sinusoïdal [32], [11].
Pour cette raison on préfère l’utilisation de cette méthode pour l’identification des différentes
perturbations (harmonique, déséquilibre et réactif) pour la commande des filtres actifs de
puissance présentés dans ce mémoire.
CCHHAAPPIITTRREE IIIIII
LLeess ggéénnéérraatteeuurrss pphhoottoovvoollttaaïïqquueess,, HHaacchheeuurrss..
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
47
Chapitre 3
Les systèmes photovoltaïques Convertisseur DC-DC
III.1. Introduction
On a vu dans le chapitre précèdent les problèmes et les difficultés de la régulation du
bus continu. Dans ce chapitre nous allons proposer un système (dispositif) dans laquel on va
remplacer la capacité du bus continu par un générateur photovoltaïque pour répondre aux
mieux aux exigences du système de filtrage actif d’harmonique.
III.2. Système de compensation harmonique proposé
Figure III.1 : Système de compensation des harmoniques par générateur photovoltaïques.
∼ ∼ ∼
Générateur photovoltaïque / Filtre
Actif.
Charge non-linéaire.
Réseau
Ih1
Ih2
Ih3
I1 I2 I3
Ic1 Ic2 Ic3
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
48
III.3 Principe de la génération photovoltaïque
Une cellule photovoltaïque est assimilable à une diode photo-sensible, son
fonctionnement est basé sur les propriétés des matériaux semi conducteurs. La cellule
photovoltaïque permet la conversion directe de l’énergie lumineuse en énergie électrique. Son
principe de fonctionnement repose sur l’effet photovoltaïque [34]. Une cellule est constituée
de deux couches minces d’un semi conducteurs. Ces deux couches sont dopées différemment.
Pour la couche N, c’est un apport d’électrons périphériques et pour la couche P c’est un
déficit d’électrons. Les deux couches présentent ainsi une différence de potentiel. L’énergie
des photons lumineux captés par les électrons périphériques (couche N), leur permet de
franchir la barrière de potentiel et d’engendrer un courant électrique continu. Pour effectuer la
collecte de ce courant, des électrodes sont déposées par sérigraphie sur les deux couches de
semi conducteur (Fig III.3). L’électrode supérieure est une grille permettant le passage des
rayons lumineux. Une couche antireflet est ensuite déposée sur cette électrode afin d’accroître
la quantité de lumière absorbée [41].
Figure III.3 : Schéma d’une cellule élémentaire.
Industriellement les matériaux les plus utilisés sont à base de silicium. Le rendement
énergétique atteint industriellement est de 13 à 14 % pour les cellules à base de silicium
monocristallin, 11 à 12 % avec du silicium polycristallin et enfin 7 à 8% pour le silicium
amorphe en films minces.
Les caractéristiques ainsi obtenues sont celles d’une photodiode mais en convention
générateur (fig.III.4).
Photon
V
ISilicium de type P
Silicium de type N
Grille
Figure III.2 : Générateur photovoltaïque et filtre Actif.
Convertisseur
DC-DC
+
-
+
-
Ih
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
49
Figure III.4 : A gauche caractéristique d’une photodiode, à droite caractéristique d’une cellule Photovoltaïque [38].
Typiquement une cellule photovoltaïque produit moins de 2 watts sous approximativement
0,5 Volt. Une association série de plusieurs cellules donne un module et une association série
et/ou parallèle de plusieurs modules permet de réaliser un panneau photovoltaïque.
Figure III.5 : Cellules, modules et panneau photovoltaïques Le passage d’un module à un panneau se fait par l’ajout de diodes de protection, une
en série pour éviter les courants inverses et une en parallèle, dite diode by-pass, qui
n’intervient qu’en cas de déséquilibre d’un ensemble de cellules pour limiter la tension
inverse aux bornes de cet ensemble et minimiser la perte de production associée.
III.4. Modélisation et circuit équivalent d’une cellule photovoltaïque
Dans la littérature, il existe plusieurs modèles de cellule photovoltaïque, dont le but est
l’obtention de la caractéristique courant-tension I-V pour l’analyse et l’évaluation des
Eclairement, Es
Vd
Id
0fdP
0pdP 0fdP 12 ss EE f 23 ss EE f
1sE
Id
Vd
I II
IV III
Quadrant IV
Ip
Icc
Caractéristique idéale
Caractéristique rectangulaire
idéale
0 Vco Vp
- -
-
+ + +
+ -
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
50
performances des modules photovoltaïques. Ces modèles diffèrent entre eux par la procédure
et le nombre de paramètres intervenants dans le calcul de la paire courant–tension.
Le modèle à une diode est le plus classique [25], il fait intervenir un générateur de courant
pour la modélisation du flux lumineux incident, une diode pour les phénomènes de
polarisation de la cellule et deux résistances (série et shunt) pour les pertes. Le modèles d’une
cellule est ce lui représenté dans la figure (III.6) suivante :
Figure III.6 : Modèle équivalent d’une cellule photovoltaïque.
La loi des nœuds nous permet d’écrire la relation suivante :
IIII RshDL ++= (III.1)
A partir de ce circuit, on tire les équations qui nous permettent d’obtenir la caractéristique I-
V de la cellule photovoltaïque.
Le courant de jonction ID est donné par :
−
+= 1
)(exp0 mkT
IRVqII S
D (III.2)
Le courant dans la résistance RSh est donné par :
Sh
SRsh R
IRVI += (III.3)
A partir de l’équation (1.1), on obtient l’expression de la caractéristique I-V du modèle choisi:
Sh
SSL R
IRVmkT
IRVqIII
+−
−
+−= 1
)(exp0 (III.4)
Avec
IL : Courant photogénéré par la cellule photovoltaïque sous éclairement donné (A),
Io : Courant de saturation de la diode ou courant à l’obscurité (A),
RS : Résistance série de la cellule photovoltaïque (Ω), traduit le phénomène de
résistance de contact (métallisation de la grille avant et la face arrière), de la couche de
base et de la zone avant de la cellule solaire [38].
Vpv
I
IRsh ID
IL D Rsh
Rs
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
51
RSh : Résistance parallèle ou shunt (Ω), rend compte d’effets tels que le courant de fuite
par les bords de la cellule.
m : Coefficient d’idéalité de la cellule photovoltaïque
k : Constante de Boltzmann (1,38*10-23 J/K)
T : Température absolue (K)
Pour un éclairement et une température donnés, les cinq paramètres : m, I0, RS, IL, et RSh
peuvent être déterminés à partir des données suivantes qui sont la tension à circuit ouvert VOC,
le courant de court-circuit (ISC), la tension et le courant au point de maximum de puissance Vm
et Im ainsi des deux résistances série et shunt RS et RSh qui sont déterminées à partir des deux
pentes des tangentes à la caractéristique I-V au voisinage de VOC et de ISC données par :
0 SVV
RdIdV
OC
−=
≈
(III.5)
0 ShII
RdIdV
SC
−=
≈
(III.6)
Les cinq paramètres du modèle analytique sont donnés par les relations suivantes [31]:
−+
−−
−−
−+=
Sho
OCSC
m
Sh
OCSCm
Sh
mSCt
OCSmm
RVI
IRVII
RVIV
VRIVm
lnln
0 (III.7)
−=
t
OC
Sh
OCSC mV
VRVII exp.0 (III.8)
−−=
t
OCtSS mV
VI
mVRR exp
00 (III.9)
−+
+= 1exp1 0
t
SSC
Sh
SSCL mV
RII
RR
II (III.10)
ShoSh RR = (III.11)
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
52
III.5. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque
L’association de plusieurs cellules photovoltaïques en série et en série parallèle donne
ce qu’on appel le générateur photovoltaïque dont la caractéristique générale est représentée
sur la figure (fig.III.7) :
Vco : Tension de circuit ouvert,
Ico : Courant de court-circuit,
Vm, Im : Tension et courant au point de puissance maximale.
III.6. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque
La puissance générée par une cellule photovoltaïque est donnée par :
P = V. I (III.12)
La puissance maximale est obtenue lorsque :
0dVdP = (III.13)
Tension (V) Vm Vco
Puissance (W)
Pm
Pm : point de puissance maximale
Figure III.8 : Caractéristique puissance- tension d’un générateur photovoltaïque.
Tension (V)
Courant (A)
Vm Vco
Icc
Im Pm
Figure III.7 : Caractéristique courant- tension d’un générateur photovoltaïque.
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
53
III.7. Rendement d’un générateur photovoltaïque
Le rendement d’une cellule est le rapport entre la puissance maximale disponible et la
puissance du rayonnement incident, il est donné par :
SGVI
PP mm
i
m
.==η (III.14)
Pi : Puissance incidente sur la surface de la cellule photovoltaïque (W)
G : Eclairement global incident sur la cellule photovoltaïque (W/m2),
S : Surface totale de la cellule photovoltaïque (m2).
III.8. Influence du flux lumineux et de la température
La caractéristique I-V d’une cellule photovoltaïque dépend fortement de l’insolation et
de la température (équation III.2 et III.4). Ceci devient très évident en évaluant l’équation
(III.2) pour des valeurs choisies de la température et de l’insolation et en traçant les résultats
comme la caractéristique I-V (figure III.9 et III.10). La figure III.9 prouve que le courant de
sortie I d'une rangée est considérablement influencé par le changement de l'insolation S
tandis que la tension V de sortie reste approximativement constante. En revanche, pour une
température changeante, on peut voir que la tension change considérablement tandis que le
courant demeure constant (figure III.9).
La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïque peut être obtenue à
partir de la caractéristique I-V et la relation pour la puissance IVP ⋅= comme montrée dans
les figures III.10 et III.11.
Ces figures montrent clairement la dépendance du courant de sortie I et de la tension V de
sortie de la température et de l'insolation et traduisent une dépendance de la puissance de ces
deux paramètres.
La figure III.11 confirme le comportement prévu d'un dispositif qui convertit l'énergie
solaire en énergie électrique : la puissance de sortie d'un panneau solaire est considérablement
réduite pour une insolation décroissante. Il montre également un effet qui ne pourrait pas être
immédiatement évident : la puissance de sortie est réduite par une augmentation de la
température de panneau. Ceci peut être expliqué par la dépendance significative de la
température à la tension VOC de circuit ouvert.
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
54
Figure III.9 : Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante.
Figure III.10: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de la température T à une insolation de 1000W/m2 constante.
Les chutes de tension sont dues à une augmentation du courant de saturation inverse
dans la diode (voir l’équation (III.4)). Le courant sI est un résultat de la variation de la
température de la concentration des porteurs intrinsèques, qui rapporte un taux de
recombinaison plus élevé à l'intérieur du semi-conducteur [29].
0 5 10 15 20 25 303
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Tension de GPV (V)
T=-20° T=0°T=20°T=40)T=60°
Courant de GPV (A)
0 5 10 15 20 232425 300
0.25
0.5
0.751
1.25
1.5
1.75
2
2.25
2.5
2.75
3
3.25
3.5
Tension de GPV (V)
S=200W/m² S=400W/m² S=600W/m² S=800W/m² S=1000W/m²
Courant de GPV (A)
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
55
Figure III.11 : Caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de
l’insolation S à une température de 25°C constante.
On peut remarquer aussi que la puissance de sortie d'un panneau solaire ne dépend
pas uniquement de la température et de l'insolation, mais aussi de la tension V de
fonctionnement. Le point de la puissance maximum indiqué comme MPP (maximum power
point) sur la figure (III.13) est le point désiré pour le fonctionnement d'une rangée
photovoltaïque pour obtenir un rendement de puissance maximum. Les valeurs
correspondantes pour la tension et le courant s'appellent respectivement mpV et le mpI .
Figure III.12: La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de la
température T à un insolation de 1000 W/m2 constante.
0 5 10 15 20 25 30 350
10
20
30
40
50
60
70
Tension de GPV (V)
Puissance de GPV (W)
S=200W/m²S=400W/m²S=600W/m²S=800W/m²S=1000W/m²
0 5 10 15 20 25 30 350
10
20
30
40
50
60
70
80
Tension de GPV (V)
Puissance de GPV (W)
T=-20°T=0°T=20°T=40°T=60°
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
56
III.9. Le fonctionnement optimal d’un générateur photovoltaïque
La conception de systèmes photovoltaïques optimisée est par nature difficile. En effet,
côté source, pour un générateur photovoltaïque, la production de puissance varie fortement en
fonction de l’éclairement, de la température, mais aussi du vieillissement globale du système.
Coté charge, que ce soit de nature continu (DC), ou bien alternatif (AC), comme le réseau
électrique, chacune a son comportement propre qui peut être aléatoire. Pour que le générateur
fonctionne le plus souvent possible dans son régime optimal, la solution communément
adoptée est alors d’introduire un convertisseur statique qui jouera le rôle d’adaptateur source-
charge [10]. Dans des conditions données, c’est au point de puissance maximale de la
caractéristique puissance en fonction de la tension présentée à la figure (III.13) que l’on
exploite au mieux la puissance crête installée. Nous pouvons voir sur cette figure l’évolution
de la puissance optimale, terme traduisant le caractère relatif aux conditions d’éclairement et
de température de la puissance fournie.
Figure III.13: Point de puissance maximale (MPP) et tension et courant correspondante mpV et courant
correspondant mpI pour une rangée de cellules photovoltaïques avec 36 cellules en série.
Pour assurer le fonctionnement d’un générateur photovoltaïque à son point de
fonctionnement maximal (PPM), des contrôleurs MPPT sont souvent utilisés. Ces contrôleurs
sont destinés à minimiser l’erreur entre la puissance de fonctionnement et la puissance
maximale de référence variable en fonction des conditions climatiques.
0 5 10 15 20 25 300
1
2
3
4
Courant (A)
Tension de GPV (V)
0 5 10 15 20 25 300
20
40
60
80
Puissance de GPV(W)
Tension de GPV (V)
Isc
Vmp
Imp
I1
V1
P1
MPP
Pmp
Voc
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
57
La puissance de fonctionnement du générateur PV est facilement calculée à partir du
produit tension- courant. Par contre, la détermination de la puissance maximale de référence
est plus délicate vue que cette dernière est fonction des conditions climatiques (éclairement,
température). Cette référence, étant alors non constante et étant caractérisée par une fonction
non- linéaire, rend le fonctionnement à puissance maximale plus difficile à réaliser.
III.10. CONVERTISSEUR CONTINU- CONTINU
Les hacheurs présentent la partie essentielle dans le dispositif de commande d’un
générateur photovoltaïque, ils sont des convertisseurs statiques continu-continu permettant de
contrôler la puissance électrique dans les circuits fonctionnant en courant continu avec une
très grande souplesse et un rendement élevé.
D’un point de vue circuit, le hacheur apparaît comme un quadripôle (figureIII.14), jouant le
rôle d’organe de liaison entre deux parties d’un réseau. On peut le considérer comme un
transformateur de grandeurs électriques continues [20].
Figure III.14 : Schéma d’un quadripôle électrique.
Le hacheur se compose de condensateurs, d’inductances et de commutateurs. Dans le
cas idéal, tous ces dispositifs ne consomment aucune puissance active, c'est la raison pour
laquelle on a de bons rendements dans les hacheurs.
Le commutateur est un dispositif semi-conducteur en mode (bloqué -saturé), habituellement
un transistor MOSFET.
Si le dispositif semi-conducteur est bloqué, son courant est zéro et par conséquent sa
dissipation de puissance est nulle. Si le dispositif est dans l'état saturé, la chute de tension à
ses bornes sera presque zéro et par conséquent la puissance perdue sera très petite [30].
Pendant le fonctionnement du hacheur, le transistor sera commuté à une fréquence constante
fs avec un temps de fermeture = sTd. et un temps d’ouverture sTd )1( −= , où:
• Ts est la période de commutation qui est égale à sf1 .
• d le rapport cyclique du commutateur ])1,0[( ∈d (Figure III.15).
Sortie Entrée Vs
is ie
Ve
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
58
Figure III.15 : périodes fermeture et ouverture d’un commutateur. III.10.1. Hacheur série ou Buck (abaisseur de tension)
Le schéma de principe du hacheur série est donné à la figure III.16. On considère
l’interrupteur I et la diode D parfaits. (La charge est par exemple un moteur à courant
continu).
Figure III.16. Hacheur série. Le fonctionnement du convertisseur se déduit de l’analyse du comportement de l’interrupteur
I.
à t = 0, I est enclenché (passant) pendant un temps Tα , alors : Utud =)(
entre Tα et T ( Tα <t<T), I est ouvert.
On a alors : i=0 et le courant id circule à travers la diode D (diode de « roue libre »).
Donc : ud(t)=0 tant que la diode D conduit, soit tant que le courant id(t) est non nul.
Lorsque id(t)=0 s’annule, la diode D se bloque et : ud(t)=Ec
sTd. sTd '.
sv
t sT sTd. Fermé Ouvert
0v
0
U
i
I
D
di
du Charge
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
59
On distingue deux types de fonctionnement selon que le courant id(t) est interrompu ou non.
III.10.1.a. Fonctionnement à courant ininterrompu
La valeur moyenne de ud(t) vaut : ∫−
==T
d UdtUUα
α0
. (III.15)
Figure III.17 : Hacheur série. Fonctionnement à courant ininterrompu dans la charge. III.10.1.b. Fonctionnement à courant dans la charge interrompu
Figure III.18. Hacheur série. Fonctionnement à courant interrompu dans la charge.
Lorsque l’interrupteur s’ouvre, à Tt α= , le courant id(t) décroît. Si la constante de
temps c
c
RI
=τ est suffisamment faible devant T, ce courant s’annule avant que l’interrupteur
ne redevienne passant à t=T.
En considérant que le courant id(t) est nul entre les instants Tβ et T , la valeur
moyenne de )(tud vaut alors : c
T T
Tcd EUdtEdtU
TU )1(..1
00 βα
α
β
−+=
+= ∫ ∫ (III.16)
TTα
)(ti
)(tid
)(tud
U
t
T
)(ti )(tid
)(tud
U
t0 Tβ Tα
cE
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
60
Le rapport cyclique est défini comme étant le rapport entre la durée T1 pendant la quelle K
« ou I » est fermé et la période T.
TT1=α 10 ≤≤ α
La valeur moyenne fp cU de la tension )(tU c aux bornes de la charge se calcul sur une
période : ∫+
==Tt
cc EdttuT
u0
0
.)(1 αfp (III.17)
III.10.1.c. Conclusion sur le hacheur série
Dans les deux types de fonctionnement, on voit que la valeur moyenne 0dU de la tension
disponible aux bornes de la charge est fonction du rapport cycliqueα . On règlera la valeur de
0dU en modifiant le rapport cyclique α :
1. soit en modifiant la durée de conduction de l’interrupteur I sans modifier la période T
de commande (modulation de largeur d’impulsion).
2. soit en modifiant la fréquence de commande )1(T
f = sans modifier la durée de
conduction de l’interrupteur.
III.10.2. Hacheur parallèle (Boost)
Le hacheur parallèle est aussi appelé hacheur survolteur. Ce montage permet de
fournir une tension moyenne 0dU à partir d’une source de tension continue 0dUU > . Le
montage étudié est donné à la (figure III.19)
Figure III.19 : Hacheur parallèle.
l
Lv
U Iu
li
I
D
Dv
di
du C Charge
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
61
On distingue deux phases de fonctionnement [30]:
1- lorsque l’interrupteur I est fermé, la diode est polarisée en inverse )( dD uv −= ; la
charge est dons isolée de la source. La source fournit de l’énergie à l’inductance l .
2- Lorsque l’interrupteur I est ouvert, l’étage de sortie (C+ charge) reçoit de l’énergie de
la source et de l’inductance l.
Pour l’analyse en régime permanent présentée ici, le condensateur de filtrage C a une valeur
de capacité suffisamment élevée pour que l’on puisse considérer la tension disponible en
sortie constante :
0)( dd Utu = .
Enfin on distingue deux modes de fonctionnement selon le courant dans l’inductance l i1(t) est
interrompu ou non.
III.10.2.a. Fonctionnement à courant de source ininterrompu
- Pour Tt α<<0 , l’interrupteur I est fermé et l’intensité i1(t) croit linéairement :
01
dUdtdi
lU += Donc )()()( 10
1 tiTtlUU
ti d αα +−−
= (III.18)
Avec : )0()(1 liTl
UTi += αα (III.19)
Et : 0dUU < car : i1(t) doit décroître.
On a : 01101 ;; ddd UUviiUu −===
On déduit les caractéristiques de la figure III.20 :
Figure III.20 : Hacheur parallèle. Fonctionnement à courant de source ininterrompu.
)(tid
t
t
t
t
TTα
)(tud
)(til
0dU
0dU)(1 tu
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
62
On détermine facilement la relation liant U à 0dU .
On a : iL uVU +=
Donc en moyenne sur une période, compte tenu du fait que la valeur de la moyenne v1(t) est
nulle, on obtient :
000 )1()1( ddI UUTTUU αα −=−== (III.20)
Donc : α−
=1
10
UU d
III.10.2.b. Limite entre le fonctionnement interrompu et le fonctionnement ininterrompu
La forme des courant et tension )(1 ti et )(1 tv est donnée sur la figure III.21
Figure III.21 : Hacheur parallèle. Limite du fonctionnement à courant de source ininterrompu.
La valeur moyenne du courant il(t) s’écrit :
Tl
UII M α
21
21
10 == (Car : 0)0( =li ) (III.21)
Donc la valeur moyenne du courant disponible en sorite Id0 s’écrit :
20100 )1(
21)1(
21)1( ααααα −=−=−= T
lU
Tl
UII dd (III.22)
U
t
t
TTα
MI1
0dUU −
)(1 ti
)(1 tv
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
63
III.11. Choix entre les hacheurs : Boost et Buck :
Les études faites sur les deux hacheurs Boost et Buck, montrent que le hacheur Boost
a un rendement élevé pour une grande partie du rapport cyclique [21]. Il est le plus utilisé
dans les systèmes photovoltaïques car la puissance maximale que peut délivrer une source en
l’occurrence de GPV est :
Pmax = Vmax * Imax (III.23)
et la puissance délivrée par le hacheur (buck ou boost) est donnée par:
Toff)Iin(Toff). Vin(Toff) ).( ).((Vin T1 ..Vin
T1
T
+≅= ∫ TonTonIinTondtIinP (III.24)
maxPP
hacheur =η (III.25)
Figure III.22 : Rendement des hacheurs Boost et Buck en fonction du rapport cyclique
Rapport cyclique
Ren
dem
ent η
BOOST
BUCK
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0.1 0
100
20
40
60
80
Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)
64
III.12. Conclusion
Nous avons présenté le principe de la génération photovoltaïque, la modélisation du
GPV à une seule diode pour obtenir la caractéristique V-I. Un aperçu sur les deux hacheurs
les plus utilisés dans ce genre de dispositifs a été exposé, notre choix a été porté sur le hacheur
parallèle (Boost) qui permet d’avoir un rendement meilleur par rapport à un hacheur buck
même pour des faibles valeurs du rapport cyclique, d’une part, d’autre part, il nous permet
d’avoir une tension aux bornes du générateur photovoltaïque inférieure à tension d’entrée de
l’onduleur évitant la mise en série d’un grand nombre de modules et limitant ainsi l’effet
d’occultation d’un de ces modules.
Chapitre IV –Résultats de simulations
CCHHAAPPIITTRREE IIVV
SSiimmuullaattiioonn dduu ssyyssttèèmmee ddee ccoommppeennssaattiioonn PPhhoottoovvoollttaaïïqquuee..
Chapitre IV –Résultats de simulations
65
Chapitre 4
Simulation du système de compensation photovoltaïque.
IV.1. Introduction
Dans ce quatrième chapitre nous allons démontrer la faisabilité du système de
compensation des harmoniques, alimenté par Générateur Photovoltaïque d’abord, puis
l’amélioration des performances de compensation en réduisant le taux d’harmonique dans le
réseau beaucoup plus sensiblement, tout en bénéficiant d’un apport en énergie active vue
l’autonomie du notre système par rapport au systèmes classiques qui justifies des
investissements supplémentaires, surtout que l’énergie utilisée est propre et renouvelable.
IV.2. Le Système de Compensation Photovoltaïque
La Figure (VI.1) présente l’ensemble de la structure du filtre actif parallèle et de son
environnement fonctionnel, lequel se compose :
• D’un réseau d’alimentation triphasé (220V).
• Une charge non linéaire génératrice des courants harmoniques et consommant de la
puissance réactive.
• Une charge linéaire résistive (Rch=10Ω) pour simuler le déséquilibre.
• Du filtre actif parallèle, lequel se compose d’un onduleur de tension monophasé à
deux niveaux à interrupteurs réversibles en courants et bidirectionnels (IGBTs avec
des diodes en antiparallèles). La capacité filtre les ondulations de la tension.
• D’un générateur photovoltaïque qui joue le rôle d’une source de tension continue.
Chapitre IV –Résultats de simulations
66
Figure (IV.1) : Le dispositif de compensation Photovoltaïque étudié.
La modélisation globale de la structure, présentée sur la Fig.VI.1, a permis d’étudier la
validité fonctionnelle du filtre actif parallèle à travers plusieurs simulations.
Nous avons élaboré plusieurs cas de simulation que nous regrouperons dans quatre cas
d’étude :
1. Le cas de la compensation des harmoniques.
2. Le cas de la compensation des harmoniques et de la puissance réactive.
3. Le cas de la compensation générale des harmoniques, déséquilibre de courant et de la
puissance réactive.
4. Le cas de la compensation totale et l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.
Ces simulations ont été réalisées en utilisant le logiciel de simulation MATLAB 6.5 et
nous ont permis d’analyser les performances et la faisabilité du système de compensation des
harmoniques aussi bien dans le domaine temporel que spectral.
GPV
Filtre Actif
C.N.L
Réseau
10mH 4 mF
Commande du Filtre
1000Wc, 25°C
ire1, ires2, ires3
ich1, ich2, ich3
if1 if2 if3
Filtre de sortie
Identification des perturbations
iref1, iref2, iref3
Iinj 1.2.3
Vres 1.2.3 ich 1.2.3
Chapitre IV –Résultats de simulations
67
IV.3. Description de la charge non linéaire
Les charges non- linéaires susceptibles de polluer le réseau sont nombreuses. Dans
notre cas le choix de la charge est fait dans le but de démontrer les avantages de la méthode
des puissances instantanées, qui consiste à la compensation des courants harmoniques, du
réactif et des déséquilibres.
On a choisit de travailler avec une charge non linéaire qui est constituée de 3
consommateurs monophasés indépendants alimentés à travers un transformateurs triphasé,
chacun d’eux contient une charge non linéaire.
Cette charge consomme un courant ayant un taux d’harmonique très important. Et elle
nous permet de simuler le déséquilibre du courant (FigureIV.2).
Figure (IV.2) : Schéma électrique de la charge polluante.
Chaque consommateur contient :
• Un pont de diode (redresseur) qui alimente une charge de (5 Ω, 100mH, 0.2mF).
Figure (IV.3) : Schéma électrique de la charge polluante.
Consommateur 1
Consommateur 1
Vers réseau
Consommateur 1
Pont Diode (Redresseur)
100mH 5 Ω
0,2mF
220/110V 1000VA
10 Ω
Chapitre IV –Résultats de simulations
68
IV.4. Le courant de la charge polluante (absorbé du réseau)
La charge est alimentée par un système triphasé et équilibré de tension efficace de
220V, représenté sur la figure VI.4 suivante :
Figure (IV.4) : Les tensions du réseau d’alimentation.
Le courant triphasé absorbé par cette charge est représenté sur la figure suivante (Fig.IV.5):
Figure (IV.5) : Courant absorbé par la charge polluante (représentation triphasé).
0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395 0.4-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
t(s)
i1, i2, i3
(A)
V1, V2, V3
t(s) 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
(V)
Chapitre IV –Résultats de simulations
69
On représente le courant absorbé par la charge de la premier phase qui est lui-même
appelé du réseau dans la figure IV.6 suivante :
Figure (IV.6) : Courant d’une phase absorbé par la charge polluante.
0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395 0.4-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10 i1
(A)
t(s)
Chapitre IV –Résultats de simulations
70
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4
-6
-4
-2
0
2
4
6
IV.5. IDENTIFICATION DES COURANTS PERTURBES IV.5.1 Validation de la méthode des puissances instantanées (PQ)
IV.5.1.a. Premier cas : Compensation des harmoniques seulement Le premier cas étudié est la compensation des harmoniques, la commande du filtre est
faite de telle manière à générer les courant harmoniques seulement.
Le courant de référence pour la compensation des harmoniques seuls identifié par la méthode
des puissances instantanées est représenté dans la figure IV.7 suivante :
Figure (IV.7) : Les courants de référence triphasés «compensation des harmoniques seules».
On représente dans la figure suivante (FigIV.8) le courant identifié par la méthode des
puissances instantanées de la première phase pour une compensation des harmoniques seules :
Figure (IV.8) : première phase du courant de référence «compensation des harmoniques seules ».
t(s)
iref1, iref2, iref3
(A)
t(s)
iref1
(A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
71
IV.5.1.b. Vérification de la méthode d’identification
Pour vérifier l’efficacité de cette méthode d’identification choisit, on va faire une
extraction du courant de référence du courant total et on va voir la forme du courant obtenu
(compensé), figure (VI.9,10,11)
Figure (IV.9) : Courant et tension de phase avant compensation.
Figure (IV.10) : Courant de référence pour la compensation des harmoniques.
Figure (IV.11) : Courant de phase avec compensation des harmoniques.
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10
-8
-6
-4 -2 0
2
4 6
8
10
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20-15
-10
-5
0 5
10
1520
t(s)
Iref(A), Vres1
t(s)
Iref1(A)
t(s)
Icomp1(A),Vres1
Chapitre IV –Résultats de simulations
72
Le courant obtenu par la soustraction a une forme sinusoïdale ce qui confirme la
précision et la validité de cette méthode d’identification des puissances instantanées.
IV.5.1.c. Deuxième cas : Compensation des harmoniques et de la partie réactive
Le courant de référence identifié par la méthode des puissances instantanées pour la
compensation des harmoniques et de la partie réactive est représenté dans la figure (IV.12)
suivante :
Figure (IV.12) : Les courants de références «compensation des harmoniques seules et du réactif».
Pour une meilleure visualisation on va représenter le courant identifié de la première
phase dans la figure (IV.13) suivante :
Figure IV.13 : Première phase du courant de référence «compensation des harmoniques et du réactif »
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
t(s)
Iref1, iref2,iref3
(A)
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4
-6
-4
-2
0
2
4
6
t(s)
Iref1
(A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
73
IV.5.1.c.1. Vérification de la méthode pour le deuxième cas
De même, on fait la soustraction du courant de référence du courant total :
Figure (IV.14) : Courant et tension de phase avant compensation.
Figure (IV.15) : Courant de référence pour la compensation des harmoniques et du réactif.
Figure (IV.16) : Courant de phase avec compensation des harmoniques et du réactif.
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
t(s)
I1(A), Vres1
t(s)
Iref1(A)
t(s)
Icomp1(A),Vres1
Chapitre IV –Résultats de simulations
74
On fait une petite comparaison entre le cas « compensation des harmoniques seules »et
le deuxième cas « compensation des harmoniques et la partie réactive ». Dans le premier cas
le courant compensé est sinusoïdal mais il n’est pas en phase avec la tension d’alimentation
du réseau (Figure IV.17). Tandis que dans le deuxième cas, le courant compensé est
sinusoïdal et en phase avec la tension d’alimentation du réseau ce qui démontre la
compensation de la partie réactive (Figure IV.18) :
Figure (IV.17 et 18) : Comparaison entre les deux cas « avec et sans compensation de la partie réactive » .
Le courant obtenu par la soustraction est en phase avec la tension d’alimentation et il a
une forme sinusoïdale ceux qui confirment la précision et la validité de cette méthode
d’identification des puissances instantanées.
0.38 0.382 0.384 0.386 0.388 0.39 0.392 0.394 0.396 0.398 0.4-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
1er cas : Sans compensation de la partie réactive
0.38 0.382 0.384 0.386 0.388 0.39 0.392 0.394 0.396 0.398 0.4-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
2ème cas : Avec compensation de la partie
t(s)
t(s)
Icomp1(A), Vres1
Icomp1(A),Vres1
Chapitre IV –Résultats de simulations
75
0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-10
-5
0
5
10
Time (s)
FFT window: 2 of 20 cycles of selected signal
0 500 1000 1500 20000
20
40
60
80
100
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 8.901 , THD= 17.54%
Mag
(% o
f Fun
dam
enta
l)IV.5.2. Le spectre harmonique du courant absorbé par la charge
L’analyse spectrale du courant absorbé par la charge est représentée dans la figure
IV.19. Le taux de distorsion (THD) est de 17.54% et φ=33°.
Figure (IV.19) : Spectre harmonique du courant absorbé par la charge avant compensation des harmoniques.
Chapitre IV –Résultats de simulations
76
IV.6. Tension aux bornes de la capacité
La tension à l’entrée du filtre générée par le générateur photovoltaïque et le système de
stabilisation de la tension sous un éclairement de 1000W/m² et une température 25°C est
maintenue à une valeur qui doit être supérieur à la tension du réseau pour assurer l’injection
de l’énergie produite par le filtre actif. Dans notre cas on va la prendre égale à 400V elle est
représentée sur la figure (IV.20) :
Figure (IV.20) : Tension aux bornes du bus continu (générée pas le GPV).
0.3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.40
100
200
300
400
500
600 Vpv
t(s)
(Vp)
Chapitre IV –Résultats de simulations
77
IV.7. Courant de référence et le courant généré par le filtre actif
IV.7.1. Premier cas : compensation des harmoniques sans la partie réactive
Figure (IV.21) : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif (cas compensation des perturbation harmonique).
La figure (IV.21) présente le courant de référence (en vert) et le courant généré par le
filtre actif (en bleu) de la première phase dans le cas de la compensation des harmoniques. On
voit bien que le filtre actif à bien reproduit le courant de référence. Ces courants doivent êtres
injecté sur le réseau afin d’éliminer ces harmoniques.
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15
-10
-5
0
5
10
15 Iref, iref0
Chapitre IV –Résultats de simulations
78
IV.7.1.a. Courant absorbé avec compensation des harmoniques
Après l’injection du courant de référence reproduit par le filtre actif dans le réseau de la figure
(IV.21) précédente, on obtiendra le courant compensé qui est présenté sur la figure (I.V.22) :
Figure (IV.22) : courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques.
Dans ce cas, seules les harmoniques sont compensées, le courant est sinusoïdal mais il reste
toujours déphasé par rapport à la tension d’alimentation. Comme on voit sur la figure
suivante :
Figure (IV.23) : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorber du réseau avec compensation des courant harmoniques.
0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15
-10
-5
0
5
10
15 Ires1
t(s)
(A)
0.32 0.325 0.33 0.335 0.34 0.345 0.35 -15
-10
-5
0
5
10
15
- Déphasage
Ires1
t(s)
(A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
79
0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-15
-10
-5
0
5
10
Time (s)
FFT window: 2 of 20 cycles of selected signal
0 500 1000 1500 20000
20
40
60
80
100
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 9.434 , THD= 1.56%
Mag
(% o
f Fun
dam
enta
l)
IV.7.1.b. Spectre harmonique
La présentation spectrale du courant absorbé du réseau après compensation des
harmoniques est donnée sur la figure suivante (IV.24).
Le taux global de distorsion THD qui était à 17,54% est réduit à une valeur de 1.56%.
Figure (IV.24) : Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques.
Chapitre IV –Résultats de simulations
80
IV.7.2. Deuxième cas : Compensation des harmoniques et de la composante réactive
Dans ce deuxième cas, on étudie la compensation des courants harmoniques et de la
puissance réactive consommée pas la même charge non linéaire avec la charge linéaire
toujours déconnectée.
Le courant de référence en vert, généré par le filtre actif et représenté dans la même
figure avec le courant de référence en bleu (Fig.IV.25).
On constate que notre filtre actif répond bien à la reproduction du courant de
référence avec de faibles fluctuations autour.
Figure (IV.25) : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif.
-15
-10
-5
0
5
10
15
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4
Iref1, if1
t(s)
(A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
81
IV.7.2.a. Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques et de la partie réactive
Après la connexion du système de compensation au réseau et en commandant notre filtre actif
de telle manière à générer le courant de référence qui comprend les courants harmoniques et la partie
réactive, le courant absorbé du réseau prend la forme d’une sinusoïde comme représentée sur la figure
(IV.26) suivante.
Figure (IV.26) : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la partie réactive.
Ce courant est masqué par les composantes dues à la fréquence de commutation que le filtre
de sortie, n’a pas pu les empêchés de se propager sur le réseau électrique.
On voit bien aussi que le déphasage est éliminé et que le courant est en phase avec la tension
d’alimentation (Figure IV.27).
Figure (IV.27) : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorbé du réseau avec compensation des courant harmoniques et du réactif.
0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10 Icomp1
t(s)
(A)
0.38 0.384 0.388 0.392 0.396 0.4-15
-10
-5
0
5
10
15
- Déphasage nul : (Partie réactive compensée)
icomp1
t(s)
(A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
82
0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-10
-5
0
5
10
Time (s)
FFT window: 2 of 20 cycles of selected signal
0 500 1000 1500 20000
20
40
60
80
100
Frequency (Hz)
Fundamental (50Hz) = 9.07 , THD= 1.08%
Mag
(% o
f Fun
dam
enta
l)
IV.7.2.b. Spectre du courant absorbé par le réseau après compensation des
harmoniques et du réactif
La représentation du courant après la compensation est donnée par la figure (VI.28),
on remarque que l’onde du courant est presque sinusoïdale et sa représentation spectrale
confirme la non présence des harmoniques, ces dernières sont compensées. Le TDH qui était
à 17,54%, est réduit à un taux très faible de 1,08%.
Figure (IV.28) : Spectre harmonique du courant absorber par la charge après compensation des harmoniques.
Chapitre IV –Résultats de simulations
83
t(s) 0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4
-15
-10
-5
0
5
10
15
(A)
iref1, iref2, iref3
IV.7.3. Troisième Cas : Compensation des courants harmoniques déséquilibrés et de la
partie réactive
IV.7.3.a Le courant de la charge déséquilibré (absorbé du réseau)
Dans cette troisième partie la charge résistive est connectée donc le courant absorbé
par la charge sera déséquilibré. Comme présenté sur la figure suivante, les courants n’ont pas
la même amplitude (figure IV.29)
Figure (IV.29) : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la partie réactive.
Chapitre IV –Résultats de simulations
84
IV.7.3.b Les courants de référence (cas charge déséquilibrée)
Figure (IV.30) : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la partie réactive.
IV.7.3.c Les courants appelés du réseau après compensation
Figure (IV.31) : courant triphasé du réseau avec compensation des courants harmoniques, réactif et le déséquilibre.
-15
-10
-5
10
15
0
5
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4t(s)
(A)
iref1, iref2, iref3
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15
-10
10
15
-5
0
5
t(s)
(A)
ires1, ires2, ires3
Chapitre IV –Résultats de simulations
85
Le filtre actif a compensé les courants harmoniques ainsi que la puissance réactive
causés par la charge non linéaire de même que le déséquilibre.
Les résultats obtenus montrent un facteur de puissance unitaire qui témoigne de la bonne
compensation de la puissance réactive. Le courant équilibré sinusoïdal est presque dépourvu
des harmoniques.
IV.8. Puissances Active, Réactive & Apparente
IV.8.1. Avant la connexion du Générateur Photovoltaïque
A l’absence du GPV, la charge consomme les puissances suivantes P = 1300 Watts, Q
= 470 VAR ce qui donne une puissance apparente de S =1380 VA.
La figure VI.32 représente les puissances P, Q et S avant la connexion du générateur
photovoltaïque.
Figure (IV.32) : Puissances P,Q et S de la charge polluantes avant compensation des harmoniques.
0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4
S(VA)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
P(W)
Q(VAR)
t(s)
Chapitre IV –Résultats de simulations
86
IV.8.2. Compensation des harmoniques seules
En compensant les harmoniques la partie réactive sera toujours présente comme c’est présenté
sur la figure suivante Fig.VI.33 :
Figure (IV.33) : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des harmoniques. IV.8.3. Compensation des harmoniques et du réactif
Avec compensation des harmoniques et du réactif la partie réactive circulant dans le
réseau est nulle dans ce cas là, la puissance apparente S sera égale à la puissance active P
(Figure VI.34) :
Figure (IV.34) : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des harmoniques et du réactif.
0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Q(VAR)
t(s)
S(VA)
P(W)
S(VA) P(W)
Q(VAR)
-200
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4
0
Chapitre IV –Résultats de simulations
87
IV.8.4. L’envoi du surplus d’énergie au réseau
Dans le cas de disponibilité d’une puissance supplémentaire à la puissance nécessaire
pour compenser les harmoniques et le réactif on peut commander le filtre actif pour envoyer
cette puissance au réseau bénéficiant d’un apport d’énergie active (Figure VI.35).
Figure (IV.35) : Puissances P,Q et S cas d’un surplus d’énergie disponible.
Dans ce cas le courant sera en opposition de phase avec la tension du réseau comme
c’est représenté sur la figure suivante (Fig.VI.36):
Figure (IV.36) : Courant du réseau cas d’un surplus d’énergie.
0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800 S(VA)
P(W)
t(s)
Q(VAR)
-15
-10
-5
0
5
10
15
0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4t(s)
- Tension du réseau
- Courant envoyé dans le
réseau (A)
Chapitre IV –Résultats de simulations
88
IV.9. Conclusion
Dans ce chapitre nous avons présenté le système de compensation des harmoniques en
utilisant un générateur photovoltaïque comme une solution de dépollution des réseaux
électriques (courants perturbateurs comme le courant harmonique déséquilibré et réactif).
La méthode d’identification des puissances instantanées à été choisie pour offrir la possibilité
d’identifier les courants harmonique, le réactif et le déséquilibre, un par un ou tout à la fois et
de les compensés.
Les résultats obtenus dans ce chapitre montrent l’analyse temporelle et spectrale du
courant de la charge déséquilibrée. Ils donnent également les courants de référence des trois
phases identifiées ainsi que ceux injectés au réseau superposés et le courant circulant au
réseau. Un facteur de puissance unitaire témoigne de la bonne compensation de la puissance
réactive. Le courant de la ligne après compensation est un courant équilibré sinusoïdal
presque dépourvu des harmoniques (THD=1,08%). Ainsi dans le cas de disponibilité d’un
surplus d’énergie aux bornes du générateur Photovoltaïque nous avons pu envoyer le surplus
vers le réseau.
Finalement, l’étude du système de compensation photovoltaïque des harmoniques, que
nous avons abordée dans ce chapitre, nous a permis d’atteindre de très bonnes performances
de compensation des harmonique, réactif et perturbations en courant.
CONCLUSION
GENERALE
Conclusion générale
89
CONCLUSION GENERALE
Ce travail présente l’étude d’un système de compensation d’harmonique en utilisant
un générateur photovoltaïque (GPV).
L’objectif de ce système qui se compose d’un filtre actif parallèle et un GPV est de
compenser les perturbations générées par les charges dites non linéaires tels que les courants
harmoniques, les courants réactifs et le déséquilibre du courant même dans le cas des charges
linéaires.
Plusieurs solutions traditionnelles et modernes de dépollution ont été présentées ainsi
que leurs avantages et inconvénients. Particulièrement, le filtre actif parallèle qui présente la
meilleure solution pour la compensation de tous les types de perturbations susceptibles
d’apparaître dans un réseau basse tension.
Nous avons exposé l’état de l’art des travaux présentés dans le domaine des filtres actifs de
puissance.
La méthode d’identification des puissances instantanées a été choisie ici pour
identifier le plus grand nombre de perturbations en courant, tels que les courants
harmoniques, déséquilibrés et réactifs. Cette méthode exige une tension de réseau sans
perturbation, pour pouvoir fournir uniquement les perturbations en courant émises, par la
charge polluante. Cette méthode est très efficace, simple et facile à implanter.
Pour avoir une tension constante du côté DC de l’onduleur et éviter la régulation et sa
variation à cause des pertes dans le filtre actif (interrupteur et filtre de sortie) nous avons
utilisé un générateur photovoltaïque qui sert à assurer en permanence la quantité de puissance
active nécessaire afin de maintenir la tension du côté DC autour de sa valeur de référence.
Nous avons étudié plusieurs cas de simulation du système de compensation des
harmoniques par GPV d’une charge non linéaire : compensation des harmoniques, de la
puissance réactive, déséquilibre de courant et finalement le cas de la compensation totale et
l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.
Conclusion générale
90
Nous pensons que les résultats de simulation obtenus étaient satisfaisants et ont montré
l’efficacité du système proposé à savoir :
Un facteur de puissance unitaire qui témoigne la bonne compensation de la puissance
réactive. Une baisse très sensible des taux de distorsion dans tous les cas de simulation. Le
courant de la ligne après compensation est un courant équilibré sinusoïdal presque dépourvu
des harmoniques (THD=1,08%).
Notre étude permettra d’ouvrir le passage pour nombreuses orientations de recherche
dans le domaine du filtrage actif et de l’énergie renouvelable. Les perspectives de recherche
que nous voyons à travers notre travail sont les suivantes :
• Sur le plan de l’identification des différentes perturbations : Actuellement le domaine
temporel est le plus riche, le domaine fréquentiel est moins utilisé à cause du temps
de calcul nécessaire qui est très élevé, mais on peut penser à trouver d’autres
algorithmes d’identification dans d’autres domaines tels que les réseaux de neurone
qui restent limités par leur implantations hardware.
• Sur le plan d’électronique de puissance : la recherche peut s’orienter vers
l’amélioration de la structure de l’onduleur de puissance utilisé dans les filtres actifs
de puissance. On pourrait envisager l’utilisation des onduleurs multi-niveaux,
l’utilisation des interrupteurs semi-conducteurs améliorés, l’utilisation des filtres actifs
dans les réseaux moyenne tension et même les réseau haute tension.
• Dans le plan de la commande en temps réel : nous pouvons utiliser l’outil
informatique ou certain processeurs pour améliorer la vitesse de poursuite des
perturbations du filtre actif de puissance tel que les FPGA.
On peut appliquer des méthodes pour extraire le maximum de puissance des
générateurs photovoltaïques.
Communications
Communications
S.TADJER,I.HABI, M.BOUGUERRA, MEGLOULI.H, KHELIFI.F « Compensation des harmoniques en utilisant un générateur photovoltaïque GPV », 3éme Symposium international des hydrocarbures et de la chimie, Ghardaïa, Algérie, Mars 2006.
S.TADJER, I.HABI, « Système de filtrage actif des harmoniques alimenter par
générateur photovoltaïque », Septièmes journées scientifiques et techniques de SONATRACH (JST7), Oran, Algérie, Novembre 2006.
S.TADJER, I.HABI, F.KHELIFI, B.NADJI, « Système de compensation des
harmoniques par GPV », Conférence Internationale sur les Energies Renouvelables (ICRE’07), Béjaïa, Algérie, Novembre 2007.
S.TADJER, I.HABI, KHELIFI.F « Identifications des courants harmoniques par la
méthode des puissances instantanées », 4éme Symposium international des hydrocarbures et de la chimie, Ghardaïa, Algérie, Mars 2008.
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AANNNNEEXXEESS
Annexes
91
I. Circuit de Simulink de la charge non linéaire
La charge est constituée d’un transformateur triphasé « 220/110» (Ier étoile, IIer étoile avec neutre) qui alimente 3 redresseurs monophasés. Chaque redresseur débite sur une charge RLC.
Les redresseurs type pont de Graëtz créent des déformations harmoniques. Ce type de redresseur, relativement répandu dans tous les appareils industriels car il est très économique, mais pollueur pour le réseau d’énergie. Ces redresseurs se retrouvent dans de nombreuses applications industrielles telles que variateurs de vitesse, onduleurs, alimentations informatiques. Ils se retrouvent aussi dans le tertiaire du fait de la prolifération des alimentations à découpage des applications bureautiques et des lampes fluorescentes à ballast électronique. La forme du courant d’entrée dépend fortement de la présence d’une inductance de lissage. La majorité des redresseurs n’en comporte pas. Le redresseur est supposé être associé à une inductance de filtrage du courant continu de très grande valeur de façon à ce que le courant Id soit lissé. Les courants en ligne prennent à tour de rôle la valeur (et la forme) du courant continu Id. Chaque diode assure la conduction du courant pendant 1/2 de la période.
Annexes
92
La tension d’alimentation du transformateur La charge est alimentée par un système triphasé et équilibré de tension efficace de 220V, représenté sur la figure suivante :
Tension et courant à la sortie du transformateur (voir circuit) On présente la tension et le courant à la sortie du transformateur sur la figure suivante :
V1, V2, V3
t(s) 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
(V)
Courant sortie transformateur
Tension perturbée sortie transformateur
Annexes
93
Le courant à la sortie des redresseurs
Tension et courant à la sortie des redresseurs
Annexes
94
Courant de la charge (absorbé du réseau) : Les deux courants sont proportionnels (rapport de transformation du transformateur).
Circuit équivalent du redresseur pont de diode
- Courant à l’entrée du transformateur - Courant à la sortie du transformateur
Annexes
95
Courant de la charge
Le courant à la sortie de redresseur (qui traverse la charge RLC), passe une demie période dans les diodes D1 et D4, et l’autre période dans les diodes D2 et D3 (Figure ci-dessus). La somme des deux courant Id1 + Id3 est égale exactement au courant de la charge RLC « loi des nœuds » de même pour les deux autres courants Id2 + Id4
Courant après redresseur
Courant dans Diode1 et Diode4
Courant de la charge
Courant dans Diode2 et Diode3
+
=
Courant de la diode 1 et 3
Courant de la diode 2 et 4
Courant à la sortie du redresseur
+
=
Annexes
96
II. Paramètres caractéristiques du générateur PV II.1. Module photovoltaïque
Température de la cellule aux conditions standard, T : 25 C°
Eclairement aux conditions standard, G : 1000 W/m2
Nombre de cellules : 1 x 36
Tension de circuit ouvert, Voc : 19,548 V
Courant de court circuit, Isc : 0,756 A
Tension au point de la puissance maximale Vm : 13,68 V
Courant au point de la puissance maximale Im : 0,63 A
Résistance série Rs : 1,8 Ω
Courant de saturation inverse, Io : 0,45 x 10-3 A Courant généré par la lumière, IL : 0,756 A Constante de Boltzmaan, K : 1,3805x10-23N.m/K°
Charge d'électron, q : 1,60218 x 10-19 C
II.2. Générateur photovoltaïque
Nombre de branche en parallèle Np : 18
Nombre de modules en série Ns : 09
Nombre de cellules en série dans un module Ns1 : 36
II.3. Capacité de filtrage des ondulations de la tension C = 4mF
Annexes
97
III. Système de compensation d’harmonique par GPV
IV. Méthode des puissances instantanées
Annexes
98
V. Commande du filtre actif (onduleur de tension)
VI. Générateur photovoltaïque
Annexes
99
Où :
PPV : Puissance active délivrée par le générateur photovoltaïque
Pr : Puissance active délivrée par le réseau
Q : Puissance réactive à compenser
Uc : tension à l’entrée de l’onduleur
iO : courant délivré par l’onduleur
LO : inductance de lissage de courant
Vr : tension du réseau
ir : courant délivré/injecté par/dans le réseau
Vc : tension de générateur PV
iref : courant de référence
ich : courant de la charge
V1 : tension du réseau
i1 : courant de réseau
icomp : courant compensé
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