mémoire de magister -...

N° Ordre........../FHC/UMBB/2012

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA-BOUMERDES

Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie

Mémoire de Magister

Présenté par

Bouaraki Mouloud

Filière : Génie électrique Option : Equipements Electriques Industriels

Etude d’un entrainement à double alimentation pour turbine éolienne à vitesse variable : Application sur un site

à TINDOUF

Devant le jury : Mr Refoufi Larbi Prof UMBB Président Mr Kesraoui Mohamed MC/A UMBB Rapporteur Mr Bentarzi Hamid MC/A UMBB Examinateur Mr Hasni Mourad MC/A USTHB Examinateur Mme Acheli Dalila MC/A UMBB Examinateur

Année Universitaire : 2011/2012

A toute ma famille, pour son soutien moral, Je dédie ce modeste travail…

Dédicace

Remerciements

Je tiens tout d’abord à remercier vivement mon promoteur Mr KESRAOUI Mohamed

pour l'aide qu'il m'a apporté, ses précieux conseils et ainsi pour sa sympathie durant tout le

déroulement de ce travail.

Je remercie aussi tous les membres du jury pour l’intérêt qu’ils ont porté à mon travail

et leur exprime ma profonde gratitude.

Je remercie bien évidement ma mère, à qui je dédie ce travail. Elle m’a non seulement

encouragé et supporté tout au long de mes études mais dans toutes les sphères de ma vie.

Je voudrais aussi remercier ma femme qui m’a soutenu tout au long de la préparation

de ce mémoire, mes frères, mes sœurs qui m’ont encouragé pendant toutes les phases de mes

études, je remercie aussi mes beaux frères, mes belles sœurs, mes neveux et mes nièces.

Je remercie tous mes enseignants et tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin à

l’aboutissement de ce travail.

ملخص

تهدف هذه المذآرة من جهة إلى الدراسة والتحكم في المحرك الالتزامني ذات تزويد مضاعف مدمج في ناعورة هوائية و لنظام هوائي هجين في منطقة تندوف، لقد عرضنا في األول ما خص به اقتصاديمن جهة أخرى تصميم و استمثال تقني

ائية في المضمار، ثم انتقلنا بعد ذلك إلى دراسة و إعطاء نظام رياضي لكل من المحرك الالتزامني الباحثون المولدات الهوذات تزويد مضاعف والناعورة الهوائية، عرضنا أيضا التحكم الشعاعي بالقدرة الفعالة و قدرة رد الفعل للساآن للمحرك

البرنامج مطالب، و في الفقرة األخيرة لهذه باستعمالاآاة مضاعف في النظام الهوائي، متبوعة بمح الالتزامني ذات تزويدهجين يغذي بالطاقة الكهربائية قرية معزولة في ريحي المذآرة عرضنا القدرة الريحية لوطننا، متبوعة بتصميم نظام

منطقة تندوف، وباستعمال برنامج هومر درسنا اإلمكانية واالستمثال التقني االقتصادي لهذا النظامالمحرك الالتزامني ذات تزويد مضاعف، نظام رياضي، تحكم الشعاعي، أنظمة هجينة، محول:مفتاحيهت آلما

Résumé :

Ce mémoire a pour objectif d’une part l’étude et la commande d’une génératrice asynchrone à double alimentation(MADA) intégrée dans un système éolien et d’autre part le dimensionnement et l’optimisation technico-économique d’un système éolien hybride appliqué sur la région de Tindouf. Nous avons présenté en premier lieu un état de l’art sur les aérogénérateurs, l’étude et la modélisation de la MADA ont aussi été présentés, suivi par l’étude et la modélisation de la partie mécanique de l’éolienne. Nous avons aussi présenté la commande vectorielle en puissances actives et réactives statoriques de la MADA intégrée dans un système éolien, ainsi que sa simulation en utilisant le logiciel Matlab Simulink. Dans la dernière partie de notre mémoire, nous avons présenté le potentiel éolien de notre pays, suivi par le dimensionnement d’un système éolien hybride alimentant en énergie électrique un village isolé dans la région de Tindouf. A l’aide du logiciel Homer, nous avons étudié la faisabilité et l’optimisation technico-économique du système complet. Mots clés : Aérogénérateur, modélisation, machine asynchrone à double alimentation (MADA), commande vectorielle, convertisseur, systèmes hybrides, dimensionnement. Abstract: The purpose of this thesis is in one hand, the study and the control of doubly fed induction generator (DFIG) integrated in a wind energy conversion system (WECS). In the other hand the system sizing in addition to a technical and economic optimization of a wind hybrid electricity supply system for an isolated village inTindouf in the south west of Algeria have been performed. Initially the state of art of the wind energy conversion systems has been given. After that the study and modeling of the DFIG are then presented, followed by study and modeling of the mechanical part of the WECS. Active and reactive powers vector control of the DFIG based WECS is applied and simulated using Matlab/Simulink. Finally Algeria’s wind potential, followed by a detailed sizing of a wind hybrid electricity supply system using meteorological data of an isolated village in Tindouf are presented. Homer software has been used to perform the technical and economic optimization study of the hybrid system in order to choose which the best feasible system for that location. Keywords: Wind Energy Conversion system, converter, doubly fed induction generator (DFIG), Field oriented control, System sizing, Hybrid systems.

Sommaire Notation 8

Introduction générale 1

1 Généralités Sur Les Aérogénérateurs 4

1.1 Introduction 4

1.2 D’où vient le vent ....................................................................................................... 4 1.3 Développement de l’énergie éolienne .............................................................................. 5 1.4 Taille des éoliennes .................................................................................................... 5 1.5 Les différents types des éoliennes ..................................................................................... 6

1.5.1 Les éoliennes à axe vertical 6 1.5.2 Les éoliennes à axe Horizontal 7

1.6 Emplacement des parcs éoliens .................................................................................. 8 1.7 Etat de l’art des WECS ..................................................................................................... 9

1.7.1 Systèmes utilisant les machines asynchrones 9 1.7.1.1 Machine asynchrone à cage d'écureuil. 10 1.7.1.2 Machine asynchrone à double stator 11

1.7.1.3 Machine asynchrone connectée au réseau par l'intermédiaire d'une interface d'électronique de puissance 12

1.7.1.4 Machine à double alimentation de stator avec rotor à cage 12 1.7.1.5 Machine asynchrone à double alimentation type "rotor bobiné" 13 a. Machine asynchrone à double alimentation à énergie rotorique dissipée 14 b. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Kramer 15 c. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Scherbius avec cycloconvertisseur 16 d. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Scherbius avec convertisseurs MLI. 16

1.7.2 Systèmes utilisant les machines synchrones 17 1.7.2.1 Machine synchrone à rotor bobiné ou à aimants 18 1.7.2.2 Machine synchrone à aimants permanents discoïde 19

1.8 Conclusion ...................................................................................................................... 19 2. Etude de la partie mécanique de l’éolienne 21

2.1 Introduction .............................................................................................................. 21 2.2 Principaux composants d’une éolienne .................................................................... 22

2.2.1 La tour 22 2.2.2 La nacelle 23 2.2.3 Le Rotor 23 2.2.4 Un multiplicateur de vitesse 24 2.2.5 Le système contrôle commande de l'éolienne 25 2.2.6 Le système de refroidissement 26

2.3 Sécurité des éoliennes .............................................................................................. 26 2.4 Impacts des sites éoliens sur l’environnement ............................................................... 26

2.4.1 La dégradation du paysage 26

2.4.2 Les nuisances sonores 26 2.4.3 Les problèmes ornithologiques 27

2.5 La modélisation ............................................................................................................. 27 2.5.1 La surface balayée par le rotor 27 2.5.2 La densité de l'air 28

2.5.4 Puissance récupérable par une turbine ................................................................... 28 2.5.5 Modèle du Multiplicateur : ........................................................................................ 30 2.6 Régulation mécanique de la puissance d’une éolienne ................................................ 32

2.6.1 Le système « pitch » 33 2.6.2 Le système « stall » ou « à décrochage aérodynamique » 34

2.7 Conclusion ...................................................................................................................... 35 3. Etude et Modélisation de la machine asynchrone à double alimentation. 37

3.1 Introduction 37

3.2 Structure de la machine : 38

3.3 Application des machines asynchrones à double alimentation 39

3.4 Modes de fonctionnement de la machine à double alimentation : 40

3.4.1 Fonctionnement en mode moteur hypo synchrone. ..................................................... 41 3.4.2 Fonctionnement en mode moteur hyper synchrone. .................................................... 41 3.4.3 Fonctionnement en mode générateur hypo synchrone. .............................................. 41 3.4.4Fonctionnement en mode moteur hyper synchrone. ..................................................... 41

3.5 Avantages et inconvénients de la MADA 42

3.5.1. Avantages de la MADA ............................................................................................ 42 3.5.2 Inconvénients de la MADA : ..................................................................................... 43

3.6 Modèle de la machine asynchrone à double alimentation (MADA) dans le 43

3.6.1 Modèle dynamique d’une machine asynchrone à double alimentation. ................... 43 3.6.2 .Hypothèses simplificatrices : ..................................................................................... 44 3.6.3 Équations électriques de la machine ........................................................................... 45 3.6.4 Équation mécanique de la machine ............................................................................ 47

3.7 Modèle de la machine asynchrone a double alimentation (MADA) dans le 47

3.7.1 La transformation de Park .......................................................................................... 47 3.7.2 Matrices de passage .................................................................................................... 48 3.7.3 Équation des tensions .................................................................................................. 49 3.7.4 Choix du référentiel ..................................................................................................... 50 3.7.5 Équations des flux ....................................................................................................... 51

3.8 Mise sous forme d’équations d’état 51

3.9 Conclusion 53 4. La Commande des puissances active et réactive de la MADA intégrée dans système éolien

54

4.1 Introduction .................................................................................................................... 54 4.2 Principe de la commande vectorielle ............................................................................. 55 4.3 Modèle de la MADA avec orientation du flux statorique : ............................................ 56

4.3.1 Choix du référentiel pour le modèle diphasé 56 4.3.2 Relation entre le courant statorique et le courant rotorique 59 4.3.3 Relations entre puissances statoriques et courants rotoriques 59 4.3.4 Relations entre tensions rotoriques et courants rotoriques 60

4.4 Commande de la MADA ................................................................................................. 62 4.4.1 Mise en place de la régulation 62 4.4.2 Synthèse de régulateur PI 63

4.5 Prise en compte de l'onduleur côté rotor ....................................................................... 66 4.6 Modulation de largeur d’impulsion MLI ....................................................................... 67 4.7. Convertisseur coté réseau ............................................................................................. 67 4.8 Intégration de la MADA dans un système éolien ........................................................... 68 4.9 Simulation du système .................................................................................................... 69 4.10 Interprétation des résultats .......................................................................................... 73 4.11 Conclusion ................................................................................................................... 74

5. Dimensionnement et optimisation technico-économique d’un système éolien hybride

appliqué sur la région de Tindouf 75

5.1 Introduction .................................................................................................................... 75 5.2 La carte des Vents de L’Algérie ..................................................................................... 77 5.3 La vitesse moyenne saisonnière du vent en Algérie ....................................................... 78 5.4 Evolution de l’éolien dans les sites isolés ...................................................................... 79

5.4.1 Taux de Pénétration du Vent 80 5.4.2 Systèmes Hybrides avec Technologie Eolienne 82 5.4.3 Systèmes Hybrides Wind-Diesel 83

5.5 Le choix et les caractéristiques du village à alimenter ................................................. 84 5.6 Présentation du logiciel HOMER ................................................................................. 84 5.7 Application d’un système éolien/diesel sur le site de Tindouf ....................................... 85

5.7.1 Détails de la charge 86 7.5.2 Détails des composants 87 5.7.3 Détails des ressources 88 5.7.4 Détails économiques 89 5.7.5 Les contraintes du système 89 5.7.6 Simulation du système sans groupe électrogène 90 5.7.7 Optimisation et Simulation du système hybride éolien/diesel 92 5.7.8 Interprétation et discussion des résultats 94

5.8 Comparaison entre systèmes isolés (stand alone) et l’extension du réseau .............. 104 5.9 Etude de la sensibilité avec la variation du vitesse du vent /prix du diesel ................ 105 5.10 Conclusion .................................................................................................................. 107

Conclusion Générale et perspectives 108

Références 110

Annexe 113

Notat

MADA

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Notation

Introduction générale

L'intense industrialisation des dernières décennies et la multiplication des

appareils domestiques électriques ont conduit à des besoins planétaires considérables en

énergie électrique. Face à cette demande, toujours croissante de nos jours, les pays

industrialisés ont massivement fait appel aux centrales nucléaires. Cette source d'énergie

présente l'avantage indéniable de ne pas engendrer de pollution atmosphérique

contrairement aux centrales thermiques, mais le risque d'accident nucléaire, le traitement

et l'enfouissement des déchets sont des problèmes bien réels qui rendent cette énergie

peu attractive pour les générations futures , l’accident de Tchernobyl et le séisme de

Fukushima au Japon sont deux exemples des risques qui peuvent être engendrés par cette

énergie . Pour faire face à ces différents problèmes, les pays se tournent de plus en plus

vers l’utilisation de sources d’énergies propres et renouvelables. En effet, ces pays se sont

engagés, à moyen terme, à augmenter dans leur production d’énergie électrique la part

d’énergie d’origine renouvelable.

Parmi ces sources d’énergies renouvelables, l’énergie éolienne est celle qui a le

potentiel énergétique le plus important. La puissance des éoliennes installées dans le

monde augmentant de plus en plus tous les ans, les systèmes éoliens ne peuvent plus se

comporter comme uniquement des générateurs de puissance active dans les réseaux de

distribution ou de transport, selon la puissance installée. En effet, ils seront certainement

amenés, à court terme, à fournir des services systèmes (compensation de la puissance réactive

par exemple) comme les alternateurs de centrales classiques et/ou à participer à

l’amélioration de la qualité de l’énergie électrique (filtrage des courants harmoniques en

particulier).

Actuellement, le système éolien à vitesse variable basé sur la Machine

Asynchrone à Double Alimentation (MADA) est le plus utilisé dans les fermes

éoliennes terrestres. Son principal avantage, et non des moindres, est d’avoir ses

convertisseurs statiques triphasés dimensionnés pour une partie de la puissance

nominale de la MADA, ce qui en fait un bénéfice économique important par rapport à

d’autres solutions possibles de conversion électromécanique (machine synchrone à

Introduction Générale

2

aimants permanents par exemple). En effet, la MADA permet un fonctionnement sur une

plage de vitesse de ± 30 % autour de la vitesse de synchronisme, garantissant ainsi

dimensionnement réduit des convertisseurs statiques car ceux-ci sont connectés entre le

bobinage rotorique de la MADA et le réseau électrique.

Le présent mémoire décrit les différents systèmes éoliens existants dans la littérature

et présente une étude sur l’utilisation de la machine asynchrone à double alimentation

pour des fortes puissances, pilotée à travers les grandeurs rotoriques, intégrée dans un

système éolien, suivi par le dimensionnement et l’optimisation technico-économique d’un

système éolien hybride appliqué sur la région de Tindouf.

La présentation de ces travaux est organisée en cinq chapitres détaillés ci-après.

Dans le premier chapitre nous allons présenter un état de l'art sur la conversion

électromécanique à travers les différents types de génératrices utilisées et les convertisseurs

qui leur sont associés. Nous allons montrer les caractéristiques de chaque système, ainsi

l’intérêt que présente la machine asynchrone à double alimentation par rapport à d’autres

machines utilisée dans les systèmes de conversion éoliens.

Dans le deuxième chapitre, nous allons étudier la partie mécanique de la turbine

éolienne, nous présenterons ses éléments constitutifs, ensuite nous parlerons sur la puissance

récupérable de vent, et nous modéliserons la turbine, en dernier les différents modes de

réglage mécanique de puissance de la turbine seront discutés.

Dans le troisième chapitre, nous présenterons des généralités sur la MADA, ses

applications, ses variantes de fonctionnement et ses avantages. Ainsi la modélisation de la

MADA en faisant appel à la transformée de Park.

Le quatrième chapitre sera consacré à la commande vectorielle en puissance active et

réactive statorique de la machine asynchrone à double alimentation intégrée dans un

système éolien. Le stator de la MADA est alimenté par une source triphasée et le rotor est

connecté à un onduleur triphasé. L’alimentation continue de l’onduleur est supposée

constante, Les résultas de simulation par Matlab/Simulink seront présentés.

Le dernier chapitre présente le dimensionnement et l’optimisation technico-

économique d’un système éolien hybride alimentant un village isolé dans la région de

Tindouf, dans cette partie nous allons présenter la carte du vent d’Algérie, et les vitesses

Introduction Générale

3

moyennes mensuelles de chaque région du pays , suivi par des notions sur les systèmes

hybrides, et afin d’étudier la faisabilité technico-économique de notre système hybride, nous

allons fait appel au logiciel de modélisation énergétique HOMER (Hybrid Optimisation

Model for Electric Renewables) qui est un outil puissant pour la conception et l'analyse des

systèmes de production d'électricité hybrides.

Les résultats obtenus dans ces investigations nous permettront de conclure sur les

méthodes et outils utilisés et d'envisager les perspectives et suites à donner à ce travail.

Chapitre 1 : Généralités Sur Les Aérogénérateurs

4

Chapitre 1

Généralités Sur Les Aérogénérateurs

1 Généralités Sur Les Aérogénérateurs 1.1 Introduction

Depuis longtemps, l’homme utilise l’énergie éolienne, au début, elle a été utilisée pour

faire avancer les bateaux, moudre du grain ou pomper de l’eau. Par la suite pendant plusieurs

décennies l’énergie éolienne a servi à produire de l’énergie électrique, que ce soit à l’échelle

individuelle avec le petit éolien ou à grande échelle avec le grand éolien, l’énergie du vent

peut contribuer à diversifier la production d’énergie électrique, en outre, l’énergie éolienne est

une énergie propre, renouvelable qui peut pallier aux problèmes environnementaux.

Plusieurs technologies sont utilisées pour capter l'énergie du vent (capteur à axe vertical ou à

axe horizontal) et les structures des capteurs sont de plus en plus performantes.

Dans ce chapitre, nous allons présenter des rappels sur les systèmes éoliens à travers

les équations et les concepts physiques régissant leur fonctionnement, suivis d’un état de l’art

des différentes configurations possibles des systèmes éoliens et les convertisseurs qui leur

sont associés

1.2 D’où vient le vent La ressource éolienne provient du déplacement des masses d’air qui est dû

indirectement à l’ensoleillement de la Terre. Par le réchauffement de certaines zones de la

planète et le refroidissement d’autres, une différence de pression est créée et les masses d’air

sont en perpétuel déplacement. L’énergie éolienne est l’une des plus anciennes sources


5

d’énergie, Cette énergie propre et renouvelable, elle est utilisée depuis plus de 3000 ans [1],

elle est utilisée pour la production d’électricité depuis 100 ans [4].

Les avantages que présente cette énergie la rend très attractive nos jours vu les problèmes

environnementaux qui peuvent être engendrés par d’autres sources d’énergie.

1.3 Développement de l’énergie éolienne La demande croissante en énergie électrique dans le monde, le problème du

réchauffement climatique et les émissions de gaz à effet de serre sont des facteurs qui ont fait

de l’énergie éolienne une source d’énergie alternative et durable ,la comparant avec d’autres

sources d’énergie ,l’énergie éolienne est renouvelable et produit une énergie propre , elle est

devenue un moyen trop important dans la production de l’énergie électrique dans plusieurs

pays ,l’électricité produite par l’énergie éolienne ces dernières années s’est considérablement

développée de manière très remarquable , La capacité mondiale a atteint 159 213 MW, dont

38 312 MW ajoutés en 2009 avec un taux de croissance de 31,7 % ,L'ensemble des éoliennes

installées fin 2009 dans le Monde produit 340 TW.h par an, l'équivalent de la demande totale

en électricité de l'Italie, septième plus importante économie mondiale, et égale 2 % de la

consommation électrique mondiale. [30].

Fig 1.1 Evolution des puissances éoliennes installées dans le monde en MW [30]

1.4 Taille des éoliennes

Afin de répondre à la demande croissante de l’énergie électrique, les constructeurs et

les chercheurs ont met le point sur la taille des éoliennes, et cela pour pouvoir utiliser le

maximum de la force du vent, tout en cherchant à ce que l’hélice balaie une surface ou le vent

est maximum. La figure suivante présente la taille des hélices en m et puissance en KW qu’on

peut trouver sur le marché des éoliennes. Actuellement les grandes éoliennes commercialisées


6

possèdent une hélice de plus de 100m, donc elle est perchée en haut à plus de 100m de

hauteur pour produire 4.5 MW. [31]

Fig.1.2 : Taille des hélices en m et puissances en KW [29]

1.5 Les différents types des éoliennes

Les éoliennes se divisent en deux grandes familles : les éoliennes à axe vertical qui

tendent à disparaître, les éoliennes à axe horizontal utilisées surtout pour le pompage et la

production d’énergie électrique.

1.5.1 Les éoliennes à axe vertical

Ce type d’éoliennes est très peu répandu, les éoliennes à axe vertical ont été les

premières à être utilisées pour la production d’électricité.

Il présente l’avantage de ne pas nécessiter de système d’orientation des pales et de posséder

tous les organes de commande, le multiplicateur et le générateur au niveau du sol donc

facilement accessibles, ce que facilite les interventions de maintenance. En revanche,

certaines de ces éoliennes doivent être entraînées au démarrage et le mat, souvent très lourd,

subit de fortes contraintes mécaniques poussant ainsi les constructeurs à pratiquement

abandonner ces aérogénérateurs (sauf pour les très faibles puissances) au profit d’éoliennes à

axe horizontal [14] de plus , la présence du capteur d'énergie près du sol l'expose aux

turbulences et au gradient de vent ce qui réduit son efficacité. Elles sont de plus exposées à


7

des problèmes d'aéroélasticité dus aux fortes contraintes qu'elles subissent [20], ce qui

concerne leur implantation, elles occupent une surface très importante ce qui représente un

grand inconvénient surtout dans les sites agricoles.

Les principaux capteurs à axe vertical sont le rotor de Savonius et le rotor de Darrieus.

• Le rotor de Savonius : (du nom de son inventeur, breveté en 1925) :Le rotor de

Savonius dont le fonctionnement est basé sur le principe de "traînée différentielle"

utilisé dans les anémomètres : les efforts exercés par le vent sur chacune des faces d'un

corps creux sont d'intensité différente, il en résulte alors un couple moteur entraînant

la rotation de l'ensemble. L'effet est ici renforcé par la circulation d'air entre deux

demi-cylindres qui augmente le couple moteur

• Le rotor de Darrieus : inventé par l’académicien français Darrieus au cours des années

1925 – 1935 repose sur l’effet de la portance d’un profil soumis à l’action d’un vent

relatif, il existe quatre types de rotors de Darrieus : le rotor cylindrique, le rotor

tronconique, le rotor à variation cyclique et le rotor parabolique [13].

1.5.2 Les éoliennes à axe Horizontal

Les éoliennes à axe horizontal sont les plus répandues actuellement, Les différentes

constructions des aérogénérateurs utilisent les voilures à deux, trois pales qui sont les plus

courantes et les multipales. La caractéristique de puissance Cp(λ) dépend principalement du

nombre de pales .à dimension d’hélice identique, les éoliennes à axe horizontal produisent

plus de puissance par rapport aux éoliennes à axe vertical.

Ces capteurs à axe horizontal occupent une surface au sol très réduite, par rapport aux

capteurs à axe vertical, seule la tour qui occupe de la place au sol et regroupe tous les

systèmes de raccordement, de plus leur efficacité énergétique est beaucoup meilleure [4]. La

voilure peut être placée avant la nacelle (upwind) et alors un système mécanique d’orientation

de la surface active de l’éolienne « face au vent » est nécessaire. Une autre solution qui

permet d’alléger la construction par la suppression de toute mécanique d’orientation est

l’emplacement de la turbine derrière la nacelle (downwind). Dans ce cas la turbine se place

automatiquement face au vent. Les éoliennes de ce type sont assez rares car

des vibrations importantes sont à noter qui sont dues au passage des pales derrière le mat. La

Figure 1-3 montre les deux procédés.


8

Le Tableau 1.1 présente une classification des turbines éoliennes selon leur puissance délivrée :

Tableau 1.1 : Classification des turbines éoliennes.

1.6 Emplacement des parcs éoliens Le vent est un phénomène aléatoire, sa vitesse varie d’une journée à une autre, d’une

saison à une autre, et d’une région à une autre. Cela est dû aux phénomènes thermiques liés au

rayonnement solaire. , la vitesse moyenne du vent varie peu la nuit et augmente pendant la

journée à partir du lever de soleil [11].les variations mensuelles et saisonnières de la vitesse

du vent dépendent du lieu géographique et sont différentes d’un site à un autre.

Le choix de l’emplacement des parcs est basé donc sur la recherche des sites la ou il y a un

niveau du vent suffisant tout au long de l’année pour permettre une production maximale,

généralement les cotes, les bords de mers, et les plateaux offrent des caractéristiques

intéressantes pour l’emplacement des aérogénérateurs .cependant une question qui se pose

dont il faut tenir compte est celle de l’impact de ces parcs sur le paysage, l’éolien offshore

semble une solution.

L’éolien offshore, semble une solution pour éviter la dégradation du paysage causée

par l’installation des parcs éoliens onshore, l’éolien offshore offre aussi des conditions très

intéressantes en terme du vent. La première ferme offshore mise en service était en 1991 en

mer baltique sur les cotes de Danemark, actuellement l’éolien offshore s’est largement

Echelle Diamètre de l'hélice Puissance délivrée

Petite moins de 12 m moins de 40 kW

Moyenne 12 m à 45 m de 40 kW à 999 kW

Grande 46 m et plus 1MW et plus

Figure 1.3 : Eolienne face au Vent Eolienne sous le Vent

V V

Upwind Downwind


9

développé, World Wind Energy Association estime que la puissance totale offshore installée

en Europe en 2020 atteint 40GW.

Pour la réalisation de ces fermes éoliennes, en proche offshore, les mâts sont montés

sur des fondations ancrées dans le fond, mais lorsque l’on s’éloigne des côtes, il devient

difficilement concevable de conserver ces moyens. C’est ainsi que s’est développé le concept

d’offshore flottant, issu de la technologie des plates-formes pétrolières [19].

Figure 1.4 La première ferme éolienne offshore : 11 X 450 kW (1991, Vindeby) [19]

1.7 Etat de l’art des WECS

1.7.1 Systèmes utilisant les machines asynchrones Les machines électriques asynchrones sont les plus simples et les moins coûteuses.

Elles ont l’avantage d’être standardisées, fabriquées en grande quantité et dans une très

grande échelle des puissances. Elles sont aussi les moins exigeantes en terme d’entretien et

présentent un taux de défaillance très peu élevé [18], En fait, un tiers de la consommation

mondiale d'électricité est utilisé pour faire fonctionner des moteurs à induction qui actionnent

des machines, pompes, ventilateurs, compresseurs, ascenseurs et d'autres types d'équipement

requérant la conversion de l'énergie électrique en énergie mécanique.

Pour produire de l’énergie, cette machine doit être magnétisée, cette magnétisation peut être

fournie soit par des condensateurs connectés en parallèle avec les enroulements statoriques

soit par le réseau.

Lorsque la machine asynchrone connectée au réseau, elle ne produit que lorsque sa

vitesse de rotation est légèrement supérieure à sa vitesse de synchronisme, dans le cas de la

caractéristique ci-dessous, la génératrice devra garder une vitesse comprise entre 1500 et 1600

tr/min


10

Figure 1-5 : Caractéristique couple/vitesse d'une machine asynchrone à 2 paires de pôles [21].

1.7.1.1 Machine asynchrone à cage d'écureuil.

Contrairement aux autres moyens traditionnels de production d'énergie électrique où

l'alternateur synchrone est largement utilisé, c'est la génératrice asynchrone à cage d'écureuil

qui équipe actuellement une grande partie des éoliennes installées dans le monde. Ce type de

génératrice n'est en fait que très rarement utilisé, sauf dans l'industrie éolienne et dans les

petites centrales hydrauliques. Le dispositif le plus simple et le plus couramment utilisé

consiste à coupler mécaniquement le rotor de la machine asynchrone à l'arbre de transmission

de l'aérogénérateur par l'intermédiaire du multiplicateur de vitesse et à connecter directement

le stator de la machine au réseau (Figure 1-6). La machine a un nombre de paire de pôles fixe

et doit donc fonctionner sur une plage de vitesse très limitée (glissement inférieur à 2%).le

grand avantage de ce type est sa simplicité et le sa robustesse , aucune interface entre le stator

et le réseau et pas de contacts glissants ce qui permet de limiter la maintenance. Cependant ce

type est toutefois consommateur d'énergie réactive nécessaire à la magnétisation du rotor de la

machine, ce qui détériore le facteur de puissance global du réseau. Ce dernier peut être

amélioré par l'adjonction de capacités représentées sur la Figure 1-6 qui deviennent la seule

source de puissance réactive dans le cas d'un fonctionnement autonome de l'éolienne.

Le système fonctionne à une vitesse fixe. Il n'exploite pas la totalité de la

puissance théoriquement disponible pour les vitesses de vent élevées .De plus les variations

du couple mécanique sont fréquentes puisque le système d'orientation des pales est souvent en


11

action pour pallier aux variations de vitesse du vent. Ce qui affecte le rendement de

l’aérogénérateur.

Figure 1-6 : Connexion directe d’une machine asynchrone sur le réseau

1.7.1.2 Machine asynchrone à double stator Pour améliorer le système décrit ci-dessus, certains aérogénérateurs sont équipés

d’une machine asynchrone à double stator (Figure 1-7), cad deux enroulements statoriques,

l’un conçu pour les faibles vitesses du vent à grand nombre pair de pôles et l’autre pour les

fortes vitesses du vent à petit nombre pair de pôles. Donc le système fonctionne à une vitesse

de rotation fixe avec deux points de fonctionnement tout en réduisant le bruit causé par

l’orientation de l’angle de calage .Mais l’inconvénient majeur de système est la présence d’un

second bobinage statorique qui rend la sa conception difficile ainsi que son cout de revient

est trop important.

Multiplicateur

RESEAU f

Sens de transfert d’énergie

MA

Multiplicateur

MAS

Energie

Energie

Réseau f

Figure 1-7 : Machine asynchrone à double stator


12

1.7.1.3 Machine asynchrone connectée au réseau par l'intermédiaire d'une interface d'électronique de puissance

Le système représenté sur la Figure 1-8.permet un fonctionnement à vitesse variable ,

quelle que soit la vitesse du vent on aura une tension à fréquence fixe ,en effet la tension

produite sera redressée et transformée en tension continue, Le fonctionnement de l'onduleur

est alors classique et une commande adéquate permet de délivrer une tension alternative de

fréquence fixe correspondant à celle du réseau avec un facteur de puissance unitaire , La

puissance nominale de la génératrice détermine alors la puissance maximale que peut fournir

l’éolienne, cependant le convertisseur ( redresseur ,onduleur ) sera dimensionné pour la

totalité de puissance produite par l’éolienne ce qui représente un cout en plus ,et engendre des

pertes importantes (allant jusqu’à 3% de la puissance nominale de la machine) [21]et des

perturbations qui affectent la qualité d’énergie et le rendement de l’aérogénérateur . En outre,

comme toute machine asynchrone, l'énergie réactive nécessaire à la magnétisation sera

fournie par les capacités connectées au stator de la machine. Ces inconvénients ont limité

l’utilisation de ce système.

Figure 1-8 : Machine asynchrone connectée sur le réseau par l'intermédiaire d'un ensemble redresseur – onduleur

1.7.1.4 Machine à double alimentation de stator avec rotor à cage « Brushless Doubly-Fed Machine » (BDFM) Cette configuration de machine essai d’allier les avantages de la Machine

asynchrone à cage et de la Machine asynchrone à double alimentation type "rotor bobiné. Elle

Multiplicateur


13

est constituée par un rotor à cage et par deux bobinages triphasés indépendants dans le stator.

Un des bobinages du stator, appelé Bobinage de Puissance (BP), est directement relié au

réseau, tandis que l’autre, dont la section des conducteurs est moins élevée, permet de faire

varier les courants d'excitation de la machine appelé Bobinage de Commande (BC), est

alimenté par un convertisseur bidirectionnel (Fig. 1.9). La maîtrise de l’état électromagnétique

de la machine est assurée par le bobinage de commande, ce qui permet de générer dans le

bobinage de puissance une tension à la fréquence et amplitude nominales du réseau même si

le rotor s’éloigne de la vitesse synchronique [22].

Figure 1-9 : Machine asynchrone brushless connectée sur le réseau. le convertisseur est dimensionné uniquement pour faire transiter la puissance destinée à la

magnétisation de la machine et est donc moins coûteux que dans le cas du système précédent

décris dans la (Figure 1.8),en outre la machine n’as pas de contacts glissants ce qui réduit le

coût de la maintenance par rapport à celui de la machine asynchrone à rotor bobiné,

cependant la machine possède deux stators à nombre de paire de pôles différent ce qui

augmente son diamètre et sa complexité de fabrication , Ce systèmes n'est pas exploité

industriellement mais existe à l'état de prototype.

1.7.1.5 Machine asynchrone à double alimentation type "rotor bobiné"

La machine asynchrone à double alimentation (MADA) avec rotor bobiné présente un

stator triphasé identique à celui des machines asynchrones classiques et un rotor contenant

également un bobinage triphasé accessible par trois bagues munies de contacts glissants.

Multiplicateur


14

Intégrée dans un système éolien, la machine a généralement son stator connecté au réseau et

l'énergie rotorique varie selon différents systèmes décrits ci-dessous. Les convertisseurs

utilisés sont alors dimensionnés pour une fraction de la puissance nominale de la machine.

Le surcoût engendré par la présence de bobinages au rotor est alors compensée par l'économie

réalisée sur le convertisseur.

La diminution de puissance du convertisseur statique permet la minimisation des

composants de filtrage et de conversion, l’accroissement de la fiabilité de l’électronique, la

diminution du coût de l’ensemble et l’amélioration de la qualité d’onde générée (grâce à la

diminution de l’amplitude des courants commutés par le convertisseur et l’augmentation de la

fréquence de hachage) [22].

Par contre, l’adoption d’un rotor bobiné limite la capacité de surcharge et introduit des modes

d’oscillation supplémentaires par rapport au rotor à cage, plus rigide dans sa construction.

Pour une puissance nominale donnée, la machine à rotor bobiné sera plus encombrante et plus

lourde que l’équivalent à cage. Pour finir, la présence des balais oblige à des interventions de

maintenance fréquentes [22], [28].

a. Machine asynchrone à double alimentation à énergie rotorique dissipée

Cette configuration à vitesse variable est représentée sur la (Figure 1-10), le stator est

connecté directement au réseau et le rotor est connecté à un redresseur. Une charge résistive

est alors placée en sortie du redresseur par l'intermédiaire d'un hacheur à IGBT ou GTO [10].

Le contrôle de l’IGBT permet de faire varier l'énergie dissipée par le bobinage rotorique et de

fonctionner à vitesse variable en restant dans la partie stable de la caractéristique

couple/vitesse de la machine asynchrone. Le glissement est ainsi modifié en fonction de la

vitesse de rotation du moteur. Si le glissement devient important, la puissance extraite du

rotor est élevée et elle est entièrement dissipée dans la résistance R, ce qui nuit au rendement

du système. De plus cela augmente la puissance transitant dans le convertisseur ainsi que la

taille de la résistance. Le fabriquant "VESTAS" dans son dispositif "OPTI-SLIP" a mis en

œuvre ce système en utilisant des composants qui tournent avec le rotor et une transmission

optique des signaux de commande. Les contacts glissants sont ainsi évités. La variation

maximale du glissement obtenue dans ce procédé est de 10% [17].


15

Figure 1.10 : MADA avec contrôle du glissement par l'énergie dissipée

b. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Kramer Le hacheur et la résistance du système précédent sont remplacés par un onduleur qui

renvoie l'énergie de glissement vers le réseau afin de minimiser les pertes d'énergie ( Figure 1-

11).Comme dans le cas de la machine brushless présentée ci-dessus, ce système est

avantageux s'il permet de réduire la taille du convertisseur par rapport à la puissance nominale

de la machine. Afin de respecter cette contrainte, le glissement est maintenu inférieur à 30%.

L'utilisation de thyristors pour l'onduleur nuit au facteur de puissance, de plus le redresseur est

unidirectionnel (transfert d'énergie uniquement du rotor de la machine vers le réseau) donc le

système ne peut produire de l'énergie que pour des vitesses de rotation supérieures au

synchronisme

Figure 1.11 : MADA, structure Kramer

ENERGIE

Multiplicateur

Multiplicateur

ENERGIE


16

c. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Scherbius avec cycloconvertisseur

Pour avoir un flux d'énergie bidirectionnel entre le rotor et le réseau, l'association

redresseur-onduleur peut être remplacée par un cycloconvertisseur (Figure 1-12), l'ensemble

est alors appelé structure de Scherbius [24].

La plage de variation de vitesse est doublée par rapport à la structure de la Figure 1.18.

En effet si la variation du glissement doit rester inférieure à 30% pour maintenir l'efficacité du

système, cette variation peut être positive (fonctionnement hyposynchrone) ou négative

(fonctionnement hypersynchrone).

Figure 1.12 : Structure de Scherbius avec cycloconvertisseur Le principe du cycloconvertisseur est de prendre des fractions des tensions sinusoïdales du

réseau afin de reproduire une onde de fréquence inférieure. Son utilisation génère par

conséquent des perturbations harmoniques importantes qui nuisent au facteur de puissance du

dispositif. Les progrès de l’électronique de puissance ont conduit au remplacement du

cycloconvertisseur par une structure à deux convertisseurs à IGBT commandés en MLI.

d. Machine asynchrone à double alimentation – structure de Scherbius avec convertisseurs MLI.

Cette configuration (Figure 1.13) a les mêmes caractéristiques que la structure de

Scherbius avec cycloconvertisseur. Toutefois les interrupteurs utilisés ici (transistors IGBT)

peuvent être commandés à l'ouverture et à la fermeture et leur fréquence de commutation est

plus élevée que celle des GTO [18], [20]. L'utilisation de ce type de convertisseur permet

d'obtenir des allures de signaux de sortie en Modulation de Largeur d'Impulsions dont la

RESEAU f

CYCLOCONVERTISSEUR

ENERGIE

Multiplicateur


17

modularité permet de limiter les perturbations en modifiant le spectre fréquentiel du signal

(rejet des premiers harmoniques non nuls vers les fréquences élevées).

La structure du dispositif et la philosophie de fonctionnement sont semblables à

celle de la MADA de type "brushless" (Figure 1-9). Toutefois, malgré la présence de contacts

glissants qui doivent être entretenus et remplacés périodiquement, la conception de cette

machine est plus conventionnelle et plus simple que la machine brushless (un seul bobinage

au stator, un autre au rotor). Plusieurs études récentes, confirmées par des réalisations

industrielles, montrent la viabilité de ce dispositif dans un système éolien à vitesse variable.

La bi-directionalité du convertisseur rotorique autorise les fonctionnements hyper et

hyposynchrone et le contrôle du facteur de puissance côté réseau.

Figure 1.13 : structure de Scherbius avec convertisseurs MLI Si le glissement reste inférieur à ± 30 % autour du synchronisme, le convertisseur est alors

dimensionné pour un tiers de la puissance nominale de la machine et ses pertes représentent

moins de 1% de cette puissance. De plus, le fonctionnement hypersynchrone permet de

produire de l'énergie du stator vers le réseau mais également du rotor vers le réseau .La

puissance totale ainsi produite peut alors dépasser la puissance nominale de la machine et le

facteur de puissance de l'ensemble peut être maintenu unitaire. La présence d'un convertisseur

à MLI peut toutefois entraîner des dv/dt importants dans les enroulements rotoriques et faire

circuler des courants de fréquences élevés dans ces mêmes enroulements [20], [21].

1.7.2 Systèmes utilisant les machines synchrones Les machines asynchrones présentent le défaut d’imposer la présence d’un

multiplicateur de vitesse et un couple insuffisant pour un couplage mécanique direct sur les

voilures éoliennes. Par contre, les machines synchrones sont connues pour offrir des couples

très importants, elles peuvent donc être utilisées en entraînement direct sur les turbines

RESEAU f

ENERGIE

Multiplicateur


18

éoliennes. Les systèmes de ce type possèdent aussi leurs défauts, ils demandent un entretien

régulier des bagues et balais. Le couplage direct sur le réseau est proscrit car étant beaucoup

trop rigide, une électronique de puissance s’impose pour toutes les applications utilisant ce

type de machines qui sont à vitesse variable.

1.7.2.1 Machine synchrone à rotor bobiné ou à aimants

Dans une machine synchrone classique utilisée en alternateur, le champ créé par la

rotation du rotor doit tourner à la même vitesse que le champ statorique. Ainsi, si l'alternateur

est Connecté au réseau, sa vitesse de rotation doit être rigoureusement un sous-multiple de la

pulsation des courants statoriques. L'adaptation de cette machine à un système éolien pose des

problèmes pour maintenir la vitesse de rotation de l'éolienne strictement fixe et pour

synchroniser la machine avec le réseau lors des phases de connexion. Pour ces raisons, on

place systématiquement une interface d'électronique de puissance entre le stator de la machine

et le réseau (Figure 1-14) ce qui permet d'autoriser un fonctionnement a vitesse variable dans

une large plage de variation.

Figure 1-14 : Machine synchrone reliée au réseau par un dispositif redresseur – hacheur – Onduleur MLI

L'exemple de la Figure 1-14 [10] présente une configuration classique d'interface de

connexion d'une machine synchrone au réseau. Le convertisseur connecté au stator de la

machine est un simple redresseur puisqu'elle n'absorbe pas de puissance réactive, ce qui

permet d'éviter les dv/dt importants sur les enroulements statoriques. Ce redresseur est

classiquement suivi d'un hacheur élévateur permettant de délivrer une tension suffisante à

l'onduleur MLI pour les faibles vitesses de rotation. La présence de l'onduleur MLI permet de

Multiplicateur


19

contrôler le facteur de puissance coté réseau. Ces convertisseurs sont toutefois dimensionnés

pour la totalité de la puissance nominale de la machine et entraînent jusqu'à 3% de cette

puissance de pertes. Notons que l'utilisation de machines synchrones à faible vitesse (grand

nombre de paire de pôles) permet de supprimer le multiplicateur de vitesse, pièce mécanique

complexe entraînant des pertes et des pannes fréquentes mais l'augmentation du nombre de

pôles implique une machine de très grand diamètre représentant un barrage important pour

l'écoulement du vent.

1.7.2.2 Machine synchrone à aimants permanents discoïde

La machine synchrone à aimants permanents et à entrefer axial dite "discoïde" peut

être constituée, dans sa structure élémentaire (étage), soit d’un disque rotorique entouré par

deux disques statoriques, soit de deux disques rotoriques entourant le disque statorique.

Un disque rotorique est constitué d’un circuit magnétique torique portant les aimants

permanents sur une ou deux faces. Le disque statorique est constitué d’un circuit magnétique

torique à section rectangulaire portant les bobinages statoriques. Ces derniers peuvent être

enroulés autour du tore statorique, ou encore, ils peuvent être logés dans des encoches

disposées radialement tout au long de l’entrefer. Cette structure axiale permet de réaliser une

machine modulaire en disposant plusieurs étages les uns à côté des autres et en les connectant

en parallèle.

Nous pouvons trouver dans la littérature d’autres systèmes à machines spéciale dont

on peut citer machine à réluctance variable non excitée et machine à réluctance variable

excitée par des courants triphasés au stator, qui sont décrits dans [1], [21]

1.8 Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons présenté un rappel sur les différents types d’éoliennes et

leur mode de fonctionnement, nous avons aussi détaillé les différentes configurations possible

des systèmes éoliens et leur convertisseurs associes, à savoir les systèmes utilisant la machine

asynchrone et les systèmes utilisant la machine synchrone.

Nous avons vu dans ce chapitre que l’éolienne a deux principaux modes de

fonctionnement soit connecté directement au réseau, soit en autonome. La machine

asynchrone à cage d’écureuil représente une solution importante vu son prix de revient qui est

relativement faible par rapport aux autres systèmes éoliens ,de plus l’absence des contacts

glissants rend sa maintenance facile et moins coûteuse ; cependant , pour pouvoir fonctionner


20

à vitesse variable ,l’insertion des convertisseurs de puissance entre la génératrice et le réseau

est une nécessité , mais leur présence nuit au rendement global de l’installation , nous avons

vu que la configuration du système éolien basé sur la machine asynchrone à double

alimentation donne un bon rapport entre la plage de variation de vitesse qu'il autorise et la

taille du convertisseur par rapport à la puissance nominale de la machine. Nous avons vu si le

glissement reste inférieur à ± 30 % autour du synchronisme, le convertisseur sera alors

dimensionné pour un tiers de la puissance nominale de la machine et ses pertes représentent

moins de 1% de cette puissance. De plus, le fonctionnement hypersynchrone permet de

produire de l'énergie du stator vers le réseau mais également du rotor vers le réseau .La

puissance totale ainsi produite peut alors dépasser la puissance nominale de la machine et le

facteur de puissance de l'ensemble peut être maintenu unitaire.

Chapitre 2 : Etude de la partie mécanique de l’éolienne

21


2. Etude de la partie mécanique de l’éolienne

2.1 Introduction

Dans ce chapitre, nous allons étudier et modéliser la partie mécanique de la turbine

éolienne qui est une partie importante dans la conversion d’énergie du vent, cette

modélisation sera utilisée par la suite dans le système global de conversion d’énergie

éolienne, nous allons aussi présenter les principaux éléments qui la composent,

Nous présenterons les différents systèmes utilisés dans la régulation mécanique de

puissance de l’éolienne.


22

2.2 Principaux composants d’une éolienne

Une éolienne est constituée principalement de trois parties : les pales (entre 1 et 3), la

nacelle et la tour. Chacune de ces parties doit être minutieusement étudiée et modélisée de

façon à obtenir un meilleur rendement et une bonne fiabilité du système ainsi qu’un faible

coût d’investissement.

2.2.1 La tour La tour est généralement un tube d'acier ou éventuellement un treillis métallique, elle doit être

le plus haut possible pour éviter les perturbations près du sol. Toutefois, la quantité de matière

mise en œuvre représente un coût non négligeable et le poids doit être limité. Un compromis

consiste généralement à prendre une tour (mât) de taille très légèrement supérieure au

diamètre du rotor de l'aérogénérateur (exemple : éolienne NORDEX N90 2,3 MW: diamètre

de 90m, mât 80m) [16].

Fig .2.2: Eolienne avec Pylône en treillis [29]

Fig 2.3: petite éolienne sous le vent avec un pylône léger haubané [29]

Fig. 2.1: Pylône tubulaire d’un futur parc éolien [29]


23

2.2.2 La nacelle La nacelle se retrouve au sommet de la tour, elle regroupe tous les éléments mécaniques

permettant de coupler le rotor éolien au générateur électrique : arbres lent et rapide,

roulements, multiplicateur. Le frein, le générateur, les systèmes hydrauliques ou électriques

d'orientation des pales (frein aérodynamique), le système de refroidissement par air ou par

eau, un anémomètre et le système électronique de gestion de l'éolienne. Tous ces éléments

sont représentés dans la figure suivante :

2.2.3 Le Rotor

Le Rotor est constitué par de pales montées sur le moyeu , sa fonction principale est

de transformer l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique ,l’énergie captée par

l’éolienne est en fonction de la vitesse du vent et la surface balayée par l’hélice , cette

dernière est directement liée au diamètre du rotor ,plus le diamètre est grand plus la surface

balayée est importante .Pour les éoliennes destinées à la production d'électricité, le nombre de

pales varie classiquement de 1 à 3, le rotor tripale (concept danois) étant de loin le plus

répandu car il représente un bon compromis entre le coût, le comportement vibratoire, la

pollution visuelle et le bruit [29].

Fig. 2.4: Eléments constituants une éolienne [29]


24

Les pales se caractérisent principalement par leur géométrie (la largeur, la longueur)

dont dépendront les performances aérodynamiques et les matériaux dont elles sont constituées

La plupart des pales modernes des grandes éoliennes sont fabriquées en plastique (polyester

ou époxy) renforcé par des fibres de verre (en anglais, appelé aussi GRP - glass fibre

reinforced plastics). L'utilisation de fibres de carbone ou d'aramide comme matériaux de

renforcement est une autre possibilité, mais en général, une telle solution s'avérera trop chère

pour les grandes éoliennes. Les matériaux composites de bois, bois-époxy ou bois-fibres-

époxy n'ont pas encore pénétré le marché des pales, bien qu'on explore toujours les

possibilités de leur utilisation pour la fabrication des pales. Les alliages d'acier et d'aluminium

posent des problèmes de poids et de fatigue du métal, respectivement. Par conséquent, ces

alliages sont actuellement seulement utilisés pour les pales très petites

[29], [30].

2.2.4 Un multiplicateur de vitesse La puissance produite par la rotation du rotor d'une éolienne est transmise à la

génératrice par toute une chaîne dynamique, c.-à-d. par l'arbre lent, le multiplicateur et l'arbre

rapide, Mais pourquoi, en fait, utiliser un multiplicateur, N'est-ce pas possible d'entraîner la

génératrice directement par la puissance produite par l'arbre lent ?

Si nous utilisions une génératrice ordinaire, raccordée directement à un réseau à 50 Hz et à

trois phases avec deux, quatre ou six pôles, il nous faudrait une turbine à une vitesse extrême

variant entre 1.000 et 3.000 tours par minute. Avec un diamètre de rotor de 43 mètres, cela

impliquera une vitesse tangentielle des pales du rotor à leur extrémité de plus de deux fois la

vitesse du son– il vaut donc mieux laisser tomber cette idée tout de suite. Une autre possibilité

consiste à construire une génératrice à marche lente, munie d'une multitude de pôles. Mais si

vous désirez raccorder votre génératrice directement au réseau, vous aurez besoin d'une

génératrice à 200 pôles (c.-à-d. à 300 aimants) pour obtenir une vitesse de rotation raisonnable

de 30 tours par minute. Un autre problème est le fait que la masse du rotor de la génératrice

doit être plus ou moins proportionnelle au couple (moment ou couple de torsion) que le rotor

doit pouvoir supporter. De toute manière, une génératrice entraînée directement sera donc très

lourde - et coûtera très chère [4], [29].


25

2.2.5 Le système contrôle commande de l'éolienne Le système de contrôle de l'éolienne est composé d'un certain nombre d'ordinateurs

qui surveillent sans cesse la condition de l'éolienne, tout en recueillant des statistiques sur son

fonctionnement. Comme son nom l'indique, cette unité contrôle également plusieurs

interrupteurs, pompes hydrauliques et soupapes situés à l'intérieur de l'éolienne. Avec

l'augmentation de la taille des éoliennes, il devient encore plus important que leur taux de

disponibilité soit très élevé, donc que leur fonctionnement soit fiable à tout moment.

Le système contrôle commande communique avec le propriétaire ou l'opérateur de

l'éolienne par un lien de communication, p.ex. en transmettant des alarmes ou des demandes

d'entretien par téléphone ou radio. Il rend également possible d'appeler l'éolienne afin de

recueillir des statistiques et de contrôler sa condition actuelle. Dans un parc éolien, il est

normal qu'une des éoliennes soit dotée d'un ordinateur permettant de contrôler et de recueillir

les données des autres éoliennes du parc. On peut appeler cet ordinateur par communication

téléphonique ou radio.

En général, on installe un système contrôle commande et tout en bas de la tour, et à

l'intérieur de la nacelle. Sur les modèles récents, la communication entre les deux systèmes est

normalement assurée par des fibres optiques. Sur certains des nouveaux modèles, on a placé

un troisième système de contrôle dans le moyeu du rotor. Cette unité communique avec le

système de contrôle situé dans la nacelle par des communications en série au travers de câbles

couplés par des bagues et des brosses sur l'arbre lent. Il est possible de surveiller ou de régler

entre 100 et 500 paramètres différents dans une éolienne moderne. Le système contrôle-

commande vérifie p.ex. la vitesse de rotation du rotor, la génératrice, la tension et l'intensité

du courant de celle-ci. En outre, on peut enregistrer les foudres et leur charge. Il est également

possible d'obtenir des informations sur la température de l'air en dehors de l'éolienne, la

température dans les armoires électroniques, la température de l'huile du multiplicateur, la

température des enroulements de la génératrice, la température des paliers du multiplicateur,

la pression hydraulique, l'angle de pas de chaque pale du rotor (en cas d'éoliennes à pas

variable ou à contrôle actif par décrochage aérodynamique), l'angle d'orientation (en comptant

le nombre de dents sur la couronne du dispositif d'orientation), le nombre de torsions des

câbles, la direction du vent, la vitesse du vent, la force et la fréquence des vibrations dans la

nacelle et les pales du rotor, l'épaisseur des garnitures des freins, si la porte de la tour est

ouverte ou fermée (système d'alerte), etc. [29], [31].


26

2.2.6 Le système de refroidissement Sur la plupart des éoliennes, on assure ce refroidissement en enrobant la génératrice

dans un conduit et en installant dans celui-ci un grand ventilateur qui refroidit l'air. Il y a

cependant un petit nombre de constructeurs d'éoliennes qui à la place utilisent des

génératrices refroidies par eau. Ces génératrices peuvent être construites de façon plus

compacte ce qui comporte quelques avantages au niveau du rendement électrique, mais elles

requièrent en même temps l'installation d'un radiateur dans la nacelle afin de se débarrasser de

la chaleur provenant du système de refroidissement par liquide.

2.3 Sécurité des éoliennes Pour éviter l’emballement du rotor par fort vent, les pales du l’éolienne sont

conçues d’une façon à décrocher progressivement à vitesse du vent critique. le rotor ne monte

pas en vitesse avec l’augmentation de la vitesse du vent à cause des turbulences qui se créent

autour de la pale et font diminuer sa portance réduisant ainsi le couple produit [3].

Certaines éoliennes sont dotées d’aérofreins placés sur le bord de fuite ou en extrémité

des pales, actionnées par un system centrifuge ou hydraulique pour les grandes machines, de

plus de ce system toutes les éoliennes sont équipées d’un frein mécanique de sécurité pour

ralentir ou maintenir à l’arrêt le rotor.

2.4 Impacts des sites éoliens sur l’environnement

2.4.1 La dégradation du paysage Les aérogénérateurs peuvent atteindre une hauteur de plus de 100m pour un diamètre

des pales de 70m. C'est pourquoi les éoliennes peuvent occasionner une dégradation

importante du paysage. Des craintes existent quant à la dépréciation du foncier et de

l'immobilier à proximité des parcs éoliens. Cependant, certaines études montrent que l'éolien

n'a que peu d'influence sur les cours de l'immobilier.

2.4.2 Les nuisances sonores Le bruit que génèrent les éoliennes peut être d'origine mécanique (rotation du rotor et

fonctionnement de la génératrice) ou d'origine aérodynamique (lorsque les pales «fendent»

l'air). Les éoliennes installées actuellement produisent un bruit de 55 dBA à leur pied.


27

2.4.3 Les problèmes ornithologiques Les impacts des parcs éoliens sur la biodiversité touchent principalement les oiseaux

et les chauves-souris. Ils sont de trois types - mortalité, dérangement, perte d'habitat - et

varient en fonction des espèces, des saisons, des milieux, de la taille des parcs éoliens...S'ils

sont relativement faible par rapport à ceux d'autres activités humaines (agriculture intensive,

collision avec les vitres d'immeubles allumés la nuit, avec les voitures ou les fils électriques,

prédation des chats domestiques, chasse...) ils constituent néanmoins des risques

supplémentaires qu'il convient de connaître afin de pouvoir les réduire. La mortalité varie de 0

à 40 oiseaux et chauves-souris par éolienne et par an. Lors de la migration, la présence

d'éoliennes sur une voie migratoire entraîne généralement des réactions d'évitement,

augmentant d'autant la difficulté du périple. Pour certaines espèces, la présence de

nombreuses éoliennes entraîne une désertion totale de la zone, comme c'est le cas pour le

vanneau huppé sur un site allemand.

2.5 La modélisation

Une éolienne capte l'énergie cinétique du vent et la convertie en un couple qui fait

tourner les pales du rotor. Trois facteurs déterminent le rapport entre l'énergie du vent et

l'énergie mécanique récupérée par le rotor : la densité de l'air, la surface balayée par le rotor et

la vitesse du vent

La surface balayée par le rotor

2.5.1 La surface balayée par le rotor La surface balayée par le rotor d'une éolienne typique de 600 kW est de quelque

1.500 m2, le diamètre du rotor étant d'environ 43 à 44 m. L'énergie récupérable par une

éolienne dépend en effet de la surface balayée par son rotor. Etant donné que la surface

balayée par le rotor s'accroît avec le carré du diamètre du rotor, un doublement de celui-ci

entraînera une récolte de 22 = 2 x 2 = quatre fois plus d'énergie.


28

2.5.2 La densité de l'air L'énergie cinétique contenue dans un objet en déplacement est proportionnelle à sa

masse volumique (ou son poids). Elle dépend donc de la densité de l'air, c.-à.-d. la masse de

l'air par unité de volume. Ou autrement dit, plus l'air est dense, plus la partie de l'énergie

récupérable par l'éolienne est importante.

A une pression atmosphérique normale et à une température de 15 degrés Celsius, l'air pèse

environ 1,225 kg par mètre cube. Cependant, la densité diminue un peu lorsque l'humidité de

l'air augmente. De même, l'air froid est plus dense que l'air chaud, tout comme la densité de

l'air est plus faible à des altitudes élevées (dans les montagnes) à cause de la pression

atmosphérique plus basse qui y règne [10] [29].

2.5.3 La Vitesse du vent La variation journalière de la vitesse du vent est due aux phénomènes thermiques liés

au rayonnement solaire. La vitesse moyenne du vent varie peu la nuit et augmente pendant la

journée à partir du lever du soleil. Les variations saisonnières ou mensuelles de la vitesse du

vent dépendent du lieu géographique et différent d’un site à un autre. Seuls les relevés

météorologiques des paramètres vent sur une longue période peuvent caractériser ces

variations.

2.5.4 Puissance récupérable par une turbine

La turbine qui comporte trois pales de longueur R, fixées sur un arbre d’entraînement

tournant à une vitesse Ωturbine, qui entraînera une génératrice (MADA) à travers un

multiplicateur de vitesse de gain G. La figure (2.5) montre le schéma d’une turbine éolienne. L'énergie éolienne provient de l'énergie cinétique du vent. En effet, si

nous considérons une masse d'air, m, qui se déplace avec la vitesse v, l'énergie

cinétique de cette masse est :

EC=21 2mv (2.1)

Si, pendant l’unité de temps, cette énergie pouvait être complètement

récupérée à l'aide d'une hélice qui balaie une surface S, située perpendiculairement à


29

la direction de la vitesse du vent, la puissance instantanée fournie serait, alors :

Pv = 21 3.. vSρ

= 21 32... vRπρ (2.2)

ρ : masse volumique de l’air (celle-ci est de 1,25 Kg/m en atmosphère normale).

S : c’est la surface circulaire balayée par la turbine, le rayon du cercle est déterminé par la

longueur de la pale.

R : correspond pratiquement à la longueur de la pale.

v : est la vitesse du vent (en m/s).

Fig.2.5 : Schéma de la turbine éolienne

D’après la relation (2 .2) on remarque que la puissance est directement proportionnelle

à la surface balayée par le rotor, mais surtout au cube de la vitesse du vent.

Toutefois, toute l'énergie ne peut être captée, on ne peut pas extraire la totalité de la puissance

car la vitesse du vent n'est pas nulle après l'éolienne. On introduit alors un coefficient Cp, qui

dépend des caractéristiques aérodynamiques des pales. Ce coefficient correspond au

rendement du rotor de l’éolienne [4], [29], [6], [21]. La puissance sur l'arbre du rotor ou la

puissance aérodynamique apparaissant au niveau du rotor de la turbine s’écrit :

Paero= CpPv= 21 )...)(,( 32 vRCP πρβλ (2.3)

Cp : coefficient de puissance défini comme suit :

7.9563. 10 17.375. 10 9.86. 10 9.410 6.38. 10 0.001 (2.4)

Ωturbine

Caer

MADA

GénérateurMultiplicateur

Turbine

R

β

Ωmec

Cg


30

β : angle d’orientation des pales.

λ : est le ratio de vitesse défini comme étant le rapport entre la vitesse linéaire des pales

Ωturbine.R, et la vitesse du vent V.

λ =v

Rturbine.Ω (2.5)

La quantité d'énergie susceptible d'être convertie en électricité par une éolienne dépend avant

tout de la vitesse du vent. L'énergie transportée par le vent varie avec le cube de la vitesse

moyenne du vent. Ainsi, un doublement de la vitesse du vent correspond à une augmentation

de sa capacité énergétique de 2³, soit 2 x 2 x 2= 8 fois.

2.5.5 Modèle du Multiplicateur : Les multiplicateurs utilisés actuellement comportent généralement deux à trois trains

d’engrenages épicycloïdaux permettant d’obtenir des rapports de multiplications de l’ordre de

100.ces engrenages sont générateurs de bruit et de pertes mécaniques [4].

Le multiplicateur a pour rôle d’adapter la vitesse lente de la turbine à la vitesse de la

génératrice, et pour pouvoir le modéliser, nous allons utiliser un gain de vitesse G qui

correspond au rapport de multiplication.

gC =G

Caer (2.6)

Avec

Cg : couple issu du multiplicateur ;

Caer : couple aérodynamique ;

G : Gain du multiplicateur.

Pour la vitesse, on aura :

turbineΩ =GmecΩ

(2.7)


31

2.5.6 Equation dynamique de l’arbre

La modélisation de la transmission mécanique se résume donc comme suit

∑ ==Ω

mecmec

t Ccouplesdt

dJ (2.8)

Jt: le moment d’inertie de la turbine équivalent aux inerties des trois pales de

l’éolienne

Cmec : le couple mécanique, ce dernier prend en compte :

Le couple électromagnétique produit par la génératrice Cem ;

Le couple de frottement visqueux Cvis ;

Et le couple issu du multiplicateur Cg

visemgmec CCCC −−= (2.9)

Le schéma bloc de la Figure 2-7 correspond aux modélisations aérodynamique et

mécanique de la turbine éolienne. Ce schéma bloc montre que la vitesse de rotation Ωmec de la

MADA, donc de la turbine, peut être contrôlée par action soit sur l’angle de calage des pales β

, soit sur le couple électromagnétique Cem de la MADA. La vitesse du vent v est considérée

comme une entrée perturbatrice au système [8].

Fig. 2.7: Modélisation de la partie mécanique de l’éolienne [9].


32

2.6 Régulation mécanique de la puissance d’une éolienne

Les éoliennes sont conçues pour produire de l'électricité à un prix aussi bas que

possible. Par conséquent, les éoliennes sont en général construites de manière à atteindre leur

performance maximale à environ 15 m/s. Il est en fait inutile de concevoir des éoliennes qui

maximalisent leur rendement à des vitesses de vent encore plus élevées, celles-ci étant peu

fréquentes. [29]

En cas de vitesses de vent supérieures à 15 m/s, il est nécessaire de perdre une partie

de l'énergie supplémentaire contenue dans le vent afin d'éviter tout endommagement de

l'éolienne. Toutes les éoliennes sont donc conçues avec un système de régulation de la

Puissance.

L’objectif de cette régulation est double, d’une part de protéger l’éolienne par vent

fort et d’autre part de délimiter la puissance. En effet, la turbine éolienne est dimensionnée

pour fournir une puissance nominale Pn à une vitesse de vent nominale vn, au delà de cette

vitesse les paramètres de la turbine doivent évoluer afin de fournir la puissance nominale et de

ne pas produire au delà d’une vitesse maximale vn qui pourrait endommager la turbine. On

peut définir quatre zones de fonctionnement :

• la zone I : le vent n’est pas suffisant pour faire fonctionner la turbine

• la zone II : la puissance fournie par l’arbre va dépendre de la vitesse du vent

• La zone III : la vitesse de rotation est maintenue constante par régulation de la vitesse

et la puissance P fournie reste égale à Pn.

• La zone IV : la vitesse de vent est trop importante, pour ne pas détériorer le générateur

éolien, les pales de la turbine sont mises en drapeaux (_=90°)

Figure 2.8 Caractéristique puissance/vitesse de vent d'une éolienne classique [19]


33

La majorité des éoliennes connectées au réseau électrique sont équipées d’un dispositif

de réglages de l’incidence des pales pour pouvoir fonctionner à une vitesse quasiment

constante [3], ainsi pour avoir une tension à fréquence constante pour différents vents.

Ils existent plusieurs systèmes de régulation de vitesse pour la turbine, on va s’intéresser pour

notre part aux systèmes les plus couramment utilisés à savoir [1]:

• Le système « pitch » ou « pas de calage variable »

• Le système « stall » ou « à décrochage aérodynamique »

• Le système « stall actif »

2.6.1 Le système « pitch » La caractéristique C p (λ) est directement liée à l’aérodynamisme des pales. La Figure

ci- dessous nous montre l’évolution de la caractéristique d’une éolienne en fonction de β.

Plus l’angle de calage sera important, moins la turbine captera l’énergie cinétique du vent. Les

pales sont face au vent pour des vents faibles afin d’en extraire le maximum de puissance puis

lorsque le vent nominal vn est atteint, elles s’inclinent pour atteindre la position « drapeau » à

la vitesse de vent maximale.

Le système « pitch » a pour avantage de permettre un contrôle actif de la puissance

sous une large gamme de vitesse du vent [20]. L’angle de calage des pales peut être déterminé

afin d’optimiser la conversion d’énergie quand le vent évolue entre vd et vn, le contrôle de

l’angle de calage permet également de réguler la vitesse lorsque v > vn et le démarrage à

vitesse de vent faible est facilité par le changement de l’angle de calage.

Figure 2-9 : Influence de l'angle de calage sur le coefficient de couple [19]


34

2.6.2 Le système « stall » ou « à décrochage aérodynamique »

Le système de limitation de vitesse le plus simple, le plus robuste et le moins

coûteux est un système de limitation naturelle (intrinsèque à la forme de la pale) dit "stall"

[21], il est basé sur le phénomène de décrochage aérodynamique, les pales sont conçues avec

un profil, qui permet d’obtenir une décroissance brusque de la portance à partir d’une vitesse

donnée pour laquelle la puissance doit être diminuée.

Les éoliennes munies du système stall génèrent une puissance électrique variable dont la

valeur maximale correspond à la puissance nominale de la machine. En dessous de cette

valeur, la puissance fournie croît avec la vitesse du vent. Au-delà, la puissance fournie décroît

avec la vitesse du vent.

Figure.2.10 : Caractéristique d'une éolienne à vitesse fixe avec décrochage aérodynamique [19]

Ce system est simple, relativement fiable, robuste et moins coûteux cependant il a

faible rendement à faibles vitesses du vent, de plus la puissance active n’est pas contrôlable

[1], [21], [6].

2.6.3 Le système « stall actif »

Le système stall actif est la combinaison des deux systèmes décrits précédemment, il

est utilisé pour les machines de très forte puissance. Le décrochage aérodynamique est obtenu

progressivement grâce à un dispositif permettant un débattement des pales contre le vent.

L’orientation des pâles étant très réduite, le dispositif mécanique est technologiquement plus

simple et moins coûteux.

Puissance électrique en (kW)

V0 vitesse du vent en (m/s) Vn


35

2.7 Conclusion Dans ce chapitre, nous avons détaillé la partie mécanique de la turbine éolienne, nous

avons aussi modélisé l’ensemble mécanique y compris le multiplicateur, permettant

l’interconnexion avec la génératrice qui aura le couple comme entrée et la vitesse comme

sortie, nous avons vu que cette partie mécanique est un élément très important dans les

systèmes de conversion éoliens

Dans le chapitre suivant, nous allons étudier la machine asynchrone à double alimentation

et nous présenterons ses avantages, son model afin de pouvoir l’utiliser dans la modélisation

du système global.

Chapitre 3 : Etude et Modélisation de la MADA

36

Chapitre 3

Etude et Modélisation de la machine asynchrone à

double alimentation (MADA)


37

3. Etude et Modélisation de la machine asynchrone à double alimentation.

3.1 Introduction

Actuellement ,la majorité des projets éoliens supérieurs à 1MW reposent sur l’utilisation

de la machine asynchrone pilotée par le rotor .son circuit statorique est connecté directement au

réseau électrique .un second circuit placé au rotor est également relié au réseau mais par

l’intermédiaire de convertisseurs de puissance .étant donné que la puissance rotorique transitée

moindre ,le coût des convertisseurs s’en trouve réduit en comparaison avec une éolienne à

vitesse variable alimentée au stator par des convertisseurs de puissance ;une seconde raison est

la possibilité de régler la tension au point de connexion où est injectée cette génératrice. Dans le

premier chapitre, nous avons présenté les différentes configurations utilisant la machine

asynchrone à double alimentation. Diverses applications de la MADA sont alors devenues

possibles dont l’intérêt réside principalement dans les possibilités de contrôle du flux

des puissances pour les régimes caractéristiques hypo et hyper synchrones, cela étant

aussi bien dans les fonctionnements moteur que générateur. Dans ce contexte, la théorie

de l’orientation du flux, apparue dans le début des années 70 , appliquée à la MADA

avec succès a donné lieu à un outil puissant pour son contrôle .

Partant de ce constat, nous avons décidé d'utiliser la machine asynchrone à double

alimentation (MADA) comme alternative à la machine à cage. Même si la présence de

contacts glissants et d'un bobinage rotorique la rend moins robuste, la présence d'un

convertisseur entre le rotor et le réseau permet de contrôler le transfert de puissance entre le

stator et le réseau. De plus, si la plage de variation de vitesse est limitée à ± 30% autour du

synchronisme, le convertisseur doit alors être dimensionné pour seulement 30 % de la

puissance nominale de la machine. L'énergie électrique peut non seulement être produite du

stator vers le réseau mais également, pour les vitesses supérieures au synchronisme, du rotor

vers le réseau [1], [4], [20], [21].

Dans ce chapitre nous allons présenter l’étude de la machine asynchrone à double

alimentation en introduisant des généralités sur la MADA ainsi que ses modes de

fonctionnement et on le conclut par sa modélisation.


38

3.2 Structure de la machine :

La machine asynchrone à double alimentation présente un stator analogue à celui des

machines triphasées classiques (asynchrone à cage ou synchrone) constitué le plus souvent de

tôles magnétiques empilées munies d'encoches dans lesquelles viennent s'insérer les

enroulements. L'originalité de cette machine provient du fait que le rotor n'est plus une cage

d'écureuil coulée dans les encoches d'un empilement de tôles mais il est constitué de trois

bobinages connectés en étoile dont les extrémités sont reliées à des bagues conductrices sur

lesquelles viennent frotter des balais lorsque la machine tourne (Figure 2-1).

En fonctionnement moteur, le premier intérêt de la machine asynchrone à rotor

bobiné a été de pouvoir modifier les caractéristiques du bobinage rotorique de la machine,

notamment en y connectant des rhéostats afin de limiter le courant et d'augmenter le couple

durant le démarrage, ainsi que de pouvoir augmenter la plage de variation de la vitesse. Plutôt

que de dissiper l'énergie rotorique dans des résistances, l'adjonction d'un convertisseur entre le

bobinage rotorique et le réseau permet de renvoyer cette énergie sur le réseau (énergie qui est

normalement dissipée par effet joule dans les barres si la machine est à cage). Le rendement

de la machine est ainsi amélioré. C'est le principe de la cascade hyposynchrone.

La machine asynchrone à double alimentation est aussi couramment appelée machine

généralisé car sa structure permet de considérer son comportement physique de façon

analogue à une machine synchrone à la différence près que le rotor n'est plus une roue polaire

alimentée en courant continu ou un aimant permanent mais il est constitué d'un bobinage

Figure 3.1 : - principe du rotor bobiné [4]


39

triphasé alimenté en alternatif. Ce fonctionnement peut être éventuellement résumé par le

terme de : "machine synchrone à excitation alternative"[3], [21].

3.3 Application des machines asynchrones à double alimentation

La première application importante de la MADA est le fonctionnement moteur sur

une grande plage de variation de la vitesse. Dans les machines synchrones classiques et

asynchrones à cage d'écureuil, la vitesse de rotation est directement dépendante de la

fréquence des courants des bobinages statoriques. La solution classique permettant alors le

fonctionnement à vitesse variable consiste à faire varier la fréquence d'alimentation de la

machine. Ceci est généralement réalisé par l'intermédiaire d'un redresseur puis d'un onduleur

commandé. Ces deux convertisseurs sont alors dimensionnés pour faire transiter la puissance

nominale de la machine. L'utilisation d'une MADA permet de réduire la taille de ces

convertisseurs d'environ 70 % en faisant varier la vitesse par action sur la fréquence

d'alimentation des enroulements rotoriques [15].

Ce dispositif est par conséquent économique et, contrairement à la machine asynchrone à

cage, il n'est pas consommateur de puissance réactive et peut même être fournisseur.

De la même manière la MADA peut fonctionner en génératrice, l'alimentation du circuit

rotorique à fréquence variable permet de délivrer une fréquence fixe au stator même en cas de

variation de vitesse, ce qui représente un avantage très important. Grâce à cet avantage la

MADA peut être utilisée dans Génération des réseaux de bord des navires ou des avions, dans

les Centrales hydrauliques à débit et vitesse variable, Eoliennes ou turbines marémotrices à

vitesse variable, et comme Groupes électrogènes pour lesquels la réduction de vitesse pendant

les périodes de faible consommation permet de réduire sensiblement la consommation de

carburant [21].

En outre, la MADA peut fonctionner en moteur à vitesse variable à hautes performances avec

deux convertisseurs : un au rotor et un au stator, Ce dispositif permet de faire varier la vitesse

de rotation depuis l'arrêt jusqu'à la vitesse nominale à couple constant et depuis la vitesse

nominale jusqu'à six fois celle-ci à puissance constante.

De même ; la MADA peut fonctionner en génératrice à vitesse variable, nous y reviendrons

dans le paragraphe suivant avec plus de détail.


40

3.4 Modes de fonctionnement de la machine à double alimentation :

La Figure 3-2 montre les différentes configurations de fonctionnement de la machine

asynchrone à double alimentation dont le stator est relié directement au réseau et dont le rotor

est relié au réseau par l'intermédiaire d'un convertisseur (structure Scherbius PWM). PRES est

la puissance délivrée au réseau ou fournie par le réseau, PS, la puissance transitant par le

stator, PR, la puissance transitant par le rotor, et PMEC, la puissance mécanique [4],[21].

Comme la machine asynchrone classique, la MADA permet de fonctionner en moteur

ou en générateur mais la grande différence réside dans le fait que pour la MADA, ce n’est

plus la vitesse de rotation qui impose le mode de fonctionnement moteur ou générateur.

La machine à cage doit tourner en dessous de sa vitesse de synchronisme pour être en

moteur et au dessus pour être en générateur. Ici, c’est la commande des tensions

rotoriques qui permet de gérer le champ magnétique à 1’intérieur de la machine, offrant

ainsi la possibilité de fonctionner en hyper ou hypo synchronisme aussi bien en mode

Figure 3.2 : Quadrants de fonctionnement de la machine asynchrone à double alimentation [4], [21].


41

moteur qu’en mode générateur. Nous allons présenter successivement ces différents

modes de fonctionnement [4], [21].

3.4.1 Fonctionnement en mode moteur hypo synchrone.

La figure 2.2 (1) montre que la puissance est fournie par le réseau au stator et la

puissance de glissement transite par le rotor pour être réinjectée au réseau. On a donc un

fonctionnement moteur en dessous de la vitesse de synchronisme. La machine

asynchrone à cage classique peut fonctionner ainsi mais la puissance de glissement est

alors dissipée en pertes Joule dans le rotor.

3.4.2 Fonctionnement en mode moteur hyper synchrone. La figure 3.2 (2) montre que la puissance est fournie par le réseau au stator et la

puissance de glissement est également fournie par le réseau au rotor. On a donc un

fonctionnement moteur au dessus de la vitesse de synchronisme. La machine asynchrone à

cage classique ne peut pas avoir ce fonctionnement

3.4.3 Fonctionnement en mode générateur hypo synchrone.

La figure 3.2. (3) montre que la puissance est fournie au réseau par le stator. La

puissance de glissement est aussi fournie par le stator. On a donc un fonctionnement

générateur en dessous de la vitesse de synchronisme. La machine asynchrone à cage

classique ne peut pas avoir ce mode de fonctionnement

3.4.4Fonctionnement en mode moteur hyper synchrone.

La figure 3.2. (4) montre que la puissance est alors fournie au réseau par le stator

et la puissance de glissement est récupérée via le rotor pour être réinjectée au réseau. On a

donc un fonctionnement générateur au dessus de la vitesse de synchronisme. La machine

asynchrone à cage classique peut avoir ce mode de fonctionnement mais dans ce cas la

puissance de glissement est dissipée en pertes Joule dans le rotor.


42

La puissance totale produite par la MADA est la somme de la puissance statorique et

rotorique. Or, jusqu'au synchronisme, la puissance rotorique est négative, la MADA produit

donc légèrement moins que la machine à cage. En revanche, au-delà du synchronisme, la

figure montre que la MADA est capable de produire de l'énergie par l'intermédiaire du rotor

jusqu'à 1900 tr/min (vitesse de synchronisme + 30%) [1], [20].

Pour l’utilisation de la MADA dans les systèmes éoliens, la puissance totale produite sera

comprise entre 0.7 et 1.3 fois de la puissance nominale, Le convertisseur est alors

dimensionné pour faire transiter uniquement la puissance de glissement c'est à dire au

maximum 0,3 fois la puissance nominale de la machine, c'est-à-dire moins couteux ; engendre

moins de pertes en le comparant avec celui qui transite la totalité de la puissance et moins

volumineux ,ce qui représente un grand avantage pour les systèmes utilisant la MADA

comme génératrice .

3.5 Avantages et inconvénients de la MADA Nous introduisons dans ce paragraphe les avantages et les quelques inconvénients que

présente la Machine Asynchrone à Double Alimentation.

3.5.1. Avantages de la MADA

La Machine Asynchrone à Double Alimentation présente plusieurs avantages dont on peut

citer :

Production de puissance électrique quelle que soit sa vitesse de rotation (hypo en

hyper) et la récupération de la puissance de glissement, la puissance produite peut

atteindre 1.3 de la puissance nominale sans être surchauffée.

La mesure des courants au stator et rotor, contrairement à la machine à cage, donnant

ainsi une plus grande flexibilité et précision au contrôle du flux et du couple

électromagnétique.

Les convertisseurs utilisés sont dimensionnés que pour une fraction de la puissance

de la machine (30%) contrairement au système utilisant la machine asynchrone à

cage d’écureuil ou le convertisseur est dimensionné pour la totalité de la puissance

de la machine.

Le partage des fréquences entre le stator et le rotor : en effet, dans le cas d’une double

alimentation, il est possible et recommandé de partager la fréquence de rotation du


43

rotor entre les deux convertisseurs alimentant la machine, réduisant ainsi les pertes fer

de la machine et augmentant son rendement.

En fonctionnement générateur, l'alimentation du circuit rotorique à fréquence variable

permet de délivrer une fréquence fixe au stator même en cas de variation de vitesse.

Ce fonctionnement présente la MADA comme une alternative sérieuse aux machines

synchrones classiques dans de nombreux systèmes de production d'énergie

décentralisée

La possibilité de fonctionner à couple constant au-delà de la vitesse nominale [22].

3.5.2 Inconvénients de la MADA :

Machine plus volumineuse que celle à cage, généralement elle est plus longue à causes

des balais.

Nous utilisons un nombre des convertisseurs (deux redresseurs et deux onduleurs ou

un redresseur et deux onduleurs) plus importants que la machine à cage (un redresseur

et un onduleur).

La présence des balais nécessite des interventions périodiques, ce qui augmente le coût

de la maintenance

Le coût total de la machine asservie est plus important que celui de la machine à cage.

Nous soulignons que des études récentes, tenant compte de la chute du prix du

silicium, donnent maintenant un petit avantage à la MADA.

3.6 Modèle de la machine asynchrone à double alimentation (MADA)

dans le plan ABC :

3.6.1 Modèle dynamique d’une machine asynchrone à double alimentation.

Cette section décrit le modèle dynamique d’une machine asynchrone à double alimentation.

La machine asynchrone à double alimentation se compose principalement de deux parties,

stator et rotor. Le rotor tourne à l’intérieur de la cavité de la machine et est séparé du stator

par un entrefer. En principe les circuits électriques du stator et du rotor sont constitués de trois

enroulements identiques couplés en étoile (ou en triangle) à la seule différence est que celui

du rotor relié à trois ou quatre bagues sur lesquelles glissent des balais. Les trois enroulements


44

du stator (A, B et C) sont parallèles aux enroulements du rotor et sont distribués

sinusoïdalement, décalés de 120 degrés l’un par rapport à l’autre. La figure (3.3) illustre la

distribution des enroulements dans une machine asynchrone à rotor bobiné à une paire de

pôle P= 1. Souvent la machine sera construite avec plusieurs paires de pôles en reliant les

enroulements en parallèle et les bobines seront décalées de 120. Dans ce cas la machine donne

un couple plus grand et une vitesse de rotation réduite.

sss CBA ,, : Phase du stator.

rrr cba ,, : Phase du rotor.

3.6.2 .Hypothèses simplificatrices :

La machine asynchrone à double alimentation (MADA), avec la répartition de ses

enroulements et sa géométrie propre est très complexe pour se prêter à une analyse

tenant compte de sa configuration exacte. De ce fait, la mise en équations nous impose

certaines hypothèses simplificatrices, dans le but est d’établir un modèle simple, qui

sont :

• La machine est de constitution symétrique.

Fig.3.3 : Représentation de la Machine asynchrone à double alimentation [9]


45

On suppose que le circuit magnétique est parfaitement feuilleté au stator et au rotor

(seuls les enroulements sont parcourus par des courants) et que la densité de courant

peut être considérée comme uniforme dans la section des conducteurs élémentaires

(absence d’effet pelliculaire).

• Les résistances des enroulements ne varient pas avec la température.

• On suppose que le circuit magnétique n’est pas saturé, condition nécessaire pour

considérer les flux comme fonction linéaire des courants.

• On considère que la force magnétomotrice créée par chacune des phases

statoriques et rotoriques est à répartition sinusoïdale.

• L’entrefer est d’épaisseur uniforme et l’effet d’encochage est négligé, les

inductances propres sont constantes et les inductances mutuelles sont des fonctions

sinusoïdales de l’angle entre les axes rotoriques et statoriques.

3.6.3 Équations électriques de la machine Afin d’établir la modélisation de la MADA, nous allons déterminer le modèle d’une

machine asynchrone à rotor bobiné. Ce modèle sera établi de la même manière que le

modèle de la machine asynchrone à cage avec comme différence 1’existence de tensions

rotoriques non nulles.

Nous partons des équations générales de la machine asynchrone à rotor bobine qui

s’écrivent, dans un repère triphasé, de la manière suivante :

[ ] [ ] [ ] [ ]3 3 3.s s s s

dV R Idt

= + Φ (3.1)

[ ] [ ] [ ] [ ]3 3 3.r r r r

dV R Idt

= + Φ (3.2)

( )3

, , tj a b cX X X X⎡ ⎤ =⎣ ⎦ X V , I , Ф et j s ou r

Avec :

[ ]0 0

0 00 0

s

s s

s

RR R

R

⎛ ⎞⎜ ⎟= ⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

Et


46

[ ]0 0

0 00 0

r

s r

r

RR R

R

⎛ ⎞⎜ ⎟= ⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

Avec respectivement :

[Vs] et [Vr] les tensions statoriques et rotoriques de la machine.

[Is] et [Ir] les courants statoriques et rotoriques de la machine.

[Фs] et [Фr] les flux statoriques et rotoriques de la machine.

[Rs] et [Rr] les résistances des enroulements statoriques et rotoriques de la machine.

Il est possible d’exprimer les flux en fonction des courants et des différentes

inductances propres et mutuelles de la machine par :

[ ] [ ] [ ] [ ] [ ]3 3 3. .s s s rL I M IΦ = + (3.3)

[ ] [ ] [ ] [ ] [ ]3 3 3. .r r r sL I M IΦ = + (3.4)

Avec :

⎪⎪

⎩

⎪⎪

⎨

⎧

=

−=−=

sr

rrr

sss

MM

MlLMlL

23

Sous forme matricielle

[ ]s s s

s s s s

s s s

l M ML M l M

M M l

⎛ ⎞⎜ ⎟= ⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

Et

[ ]r r r

r r r r

r r r

l M ML M l M

M M l

⎛ ⎞⎜ ⎟= ⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

Avec respectivement :

sL et rL les inductances cycliques statoriques et rotoriques de la machine


47

sl et rl les inductances propres statoriques et rotoriques de la machine.

Ms et Mr les inductances mutuelles entre deux phases statoriques et entre deux

phases rotoriques de la machine.

M 1’inductance magnétisante.

srM la valeur maximale de l’inductance mutuelle entre une phase du stator et une

phase du rotor.

La matrice des inductances mutuelles (matrice de couplage rotor-stator) s’écrit :

[ ]( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ⎟

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

−++−−+

=θπθπθ

πθθπθπθπθθ

cos32cos32cos32coscos32cos32cos32coscos

MMMMMMMMM

Msrsrsr

srsrsr

srsrsr

sr (3.5)

3.6.4 Équation mécanique de la machine L’équation dynamique fait la liaison entre la partie mécanique et la partie

électromécanique de la machine

Ω−−=Ω

rrem fCCdtdJ (3.6)

Où

Ω : la vitesse mécanique de la machine

J : moment d’inertie

Cr : Couple résistant

Cem: Couple électromagnétique

fr : Coefficient de frottement

3.7 Modèle de la machine asynchrone a double alimentation (MADA)

dans le plan dq :

3.7.1 La transformation de Park La transformation de Park est constituée d’une transformation triphasée - biphasée,

suivie d’une rotation. Elle permet de passer du repère (abc) vers le repère (αβ), puis vers le

repère dq). Le repère (αβ) est toujours fixe par rapport au repère (abc); par contre le repère


48

(dq) est mobile; il forme avec le repère fixe (αβ) un angle, appelé angle de la transformation

de Park ou angle de Park [2],[3], [27], [28].

La transformation de Park consiste à transformer les enroulements statoriques et

rotoriques en enroulements orthogonaux équivalents, afin d’obtenir un modèle

mathématique plus simple que le modèle physique du système.

3.7.2 Matrices de passage On utilise la transformation de Park qui conserve la puissance instantanée.

1 1 12 2 2

2 cos( ) cos( 2 /3) cos( 2 /3)3

sin( ) sin( 2 /3) sin( 2 /3)

o a

d b

q c

V VV VV V

θ θ π θ πθ θ π θ π

⎛ ⎞⎜ ⎟⎡ ⎤ ⎡ ⎤⎜ ⎟⎢ ⎥ ⎢ ⎥= − +⎜ ⎟⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥ ⎢ ⎥− − − − + ⎣ ⎦⎣ ⎦ ⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

(3.7)

Soit [ ][ ]odq abcV P V⎡ ⎤ =⎣ ⎦ ; de même,

[ ][ ]odq abci P i⎡ ⎤ =⎣ ⎦ ; [ ][ ]odq abcP⎡ ⎤Φ = Φ⎣ ⎦ (3.8)

De même pour la transformée inverse

Fig.3.4 : Pas sa ge du t r i p hasé au b iphasé [9 ]


49

1 cos( ) sin( )2

2 1 cos( 2 /3) sin( 2 /3)3 2

1 cos( 2 /3) sin( 2 /3)2

a o

b d

c q

V VV VV V

θ θ

θ π θ π

θ π θ π

⎛ ⎞−⎜ ⎟⎡ ⎤⎜ ⎟⎡ ⎤⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥ = − − − ⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥⎢ ⎥⎜ ⎟⎢ ⎥⎣ ⎦ ⎣ ⎦⎜ ⎟+ − +⎜ ⎟

⎝ ⎠

(3.9)

Soit [ ] [ ] 1abc odqV P V− ⎡ ⎤= ⎣ ⎦ (3.10)

Remarque : l’angle θ qui sert à la transformation de Park est a priori quelconque. Il

dépend du choix référentiel.

3.7.3 Équation des tensions Equation des tensions au stator :

[ ] [ ] [ ] [ ]3 3 3.sabc s sabc sabc

dV R Idt

= + Φ (3.11)

On écrit d’autre part :

[ ] [ ] 1sabc sodqV P V− ⎡ ⎤= ⎣ ⎦ et [ ] [ ] 1

sabc sodqi P i− ⎡ ⎤= ⎣ ⎦ (3.12)

[ ] [ ] [ ] [ ]1 1 1. ( )sodq s sodq sodqdP V p R I pdt

− − −⎡ ⎤ ⎡ ⎤ ⎡ ⎤= + Φ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ (3.13)

On multiple à gauche par [P]. On obtient alors :

[ ] [ ] [ ] 1. ( )sodq s sodq sodq sodqd dV R I p pdt dt

−⎡ ⎤ ⎡ ⎤ ⎡ ⎤ ⎡ ⎤= + Φ + Φ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ (3.14)

On démontre que

[ ] [ ] 1 0 0 00 0 10 1 0

d Pp

dt

− ⎛ ⎞⎜ ⎟= −⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

(3.15)


50

On obtient donc les équations suivantes, où θs est l’angle électrique dont la référence est au

stator ; on pose ss

ddtθ ω= en appliquant la transformation de Park aux équations de la

machine asynchrone à double alimentation, on trouve :

. ( )

. ( )

ds s ds ds s qs

qs s qs qs s ds

dV R idtdV R idt

ω

ω

⎧ = + Φ − Φ⎪⎪⎨⎪ = + Φ + Φ⎪⎩

(3.16)

. ( )

. ( )

dr r dr dr r qr

qr r qr qr r dr

dV R idtdV R idt

ω

ω

⎧ = + Φ − Φ⎪⎪⎨⎪ = + Φ + Φ⎪⎩

(3.17)

3.7.4 Choix du référentiel On peut distinguer trois choix de référentiel possibles.

• Référentiel lié au stator :

ωθθθ−=−=⇒=

dtd

dtd

dtd rs 0 (3.18)

Ce référentiel est mieux adapté pour travailler avec les grandeurs instantanées 0

• Référentiel lié au rotor :

ωθθ=⇒=

dtd

dtd sr 0 (3.19)

Ce référentiel est caractérisé par 0=rω

Ce référentiel est intéressant quand on étudie des régimes transitoires où la vitesse est

supposée constante.

• Référentiel lié au champ tournant

Ce référentiel est caractérisé par r sω ω ω= −

Dans ce cas les grandeurs statoriques et rotoriques sont connues en régime

permanant .Il est donc préférable de travailler dans ce repère lors d’une étude de la

commande des machines.


51

Le modèle de la machine asynchrone à double alimentation s’écrit dans le repère

de Park lié au champ tournant comme suit :

.

.

dsds s ds s qs

qsqs s qs s ds

dV R idt

dV R i

dt

ω

ω

Φ⎧ = + − Φ⎪⎪⎨ Φ⎪ = + + Φ⎪⎩

(3.20)

. ( )

. ( )

drdr r dr s qr

qrqr r qr s dr

dV R idt

dV R i

dt

ω ω

ω ω

Φ⎧ = + − − Φ⎪⎪⎨ Φ⎪ = + + − Φ⎪⎩

(3.21)

3.7.5 Équations des flux On utilise encore la transformation de Park dans les relations donnant les flux.

⎩⎨⎧

+=Φ+=Φ

qrqssqs

drdssds

MiiLMiiL

(3.22)

⎩⎨⎧

+=Φ+=Φ

qsqrrqr

dsdrrdr

MiiLMiiL

(3.23)

3.8 Mise sous forme d’équations d’état On met le système sous forme d’un système d’équations d’état :

⎪⎩

⎪⎨⎧

+=+=

UDXCYUBXAX....

.

(3.24)

Avec X : vecteur d’état U : vecteur d’entrée

Y : vecteur de sortie

Nous considérons le flux statorique et le courant rotorique comme étant les

variables d’état et les tensions statorique et rotorique les variables commandes.

D’après l’équation (3.23) on peut déduire le courant sdi et sqi on fonction de flux

statorique sdΦ , sqΦ et le courant rotorique idr et iqr :


52

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧

−Φ=

−Φ=

).(1

).(1

qrqss

qs

drdss

ds

iML

i

iML

i (3.25)

Après transformations des flux et courants, on aboutit au système suivant

. . . .

. . . .

. . . . . . . . .

. . . . . . . . .

2.26

Équation mécanique :

Ω−−=Ω

rrem fCCdtdJ

Avec l'expression du couple électromagnétique en fonction des flux statoriques et courants

rotoriques :

( . . (3.27)

Avec

1 , , ,


53

3.9 Conclusion

Nous avons présenté dans ce chapitre, l’étude de la machine asynchrone à double

alimentation, des généralités sur la MADA ainsi que ses différents modes de fonctionnement.

Afin de pouvoir représenter le modèle de la machine asynchrone à double alimentation dans

le repère (d-q), nous avons fait appel à la transformation de Park qui nous a simplifie notre

système, tout en tenant compte des hypothèses simplificatrices

Nous avons vu que ce n’est pas la vitesse de rotation de la machine qui impose le

mode de fonctionnement contrairement à la machine asynchrone à cage.

Le modèle de la MADA élaboré dans ce chapitre sera utilisé dans le chapitre suivant,

où nous présenterons la commande de la puissance active et réactive de MADA.

Chapitre 4 : La Commande des puissances de la MADA intégrée dans un système éolien

54

4. La Commande des puissances active et réactive de la MADA intégrée dans système éolien

4.1 Introduction

La commande vectorielle par orientation du flux présente une solution attractive pour

réaliser de meilleures performances dans les applications à vitesse variable pour le cas de la

machine asynchrone double alimentée aussi bien en fonctionnement générateur que moteur.

Dans ce chapitre, nous allons étudier la commande vectorielle de la MADA basée sur

l’orientation du flux statorique, utilisée pour la faire fonctionner en génératrice intégrée dans

système éolien. Cette dernière met en évidence les relations entre les grandeurs statoriques et

rotoriques. Ces relations vont permettre d'agir sur les signaux rotoriques en vue de contrôler

l'échange de puissance active et réactive entre le stator de la machine et le réseau. Nous allons

simuler tout le système global en utilisant le logiciel MATLAB.


55

4.2 Principe de la commande vectorielle

Le but de la commande vectorielle est d’arriver à commander la machine asynchrone

comme une machine à courant continu à excitation indépendante où il y a un découplage

naturel entre la grandeur commandant le flux, courant d’excitation et celle liée au couple, le

courant d’induit .ce découplage permet d’avoir une réponse très rapide du couple [4].La

figure (4.1) illustre l’équivalence entre l’expression du couple que l’on réalise avec la

commande découplée classique d’une machine à courant continu et la commande vectorielle

d’une machine asynchrone.

Fig .4.1. Équivalence entre la commande d’une MCC et la commande vectorielle d’une machine asynchrone

De nombreuses variétés ont été présentées dans la littérature, que l’on peut classer :

Suivant la source d’énergie :

• Commande en tension.

• Commande en courant.

Suivant l’orientation du repère :

• Le flux rotorique.

• Le flux statorique.

• Le flux d’entrefer.

Suivant la détermination de la position du flux :

• Directe par mesure ou observation de vecteur flux (module, phase).

• Indirecte par contrôle de la fréquence du glissement


56

4.3 Modèle de la MADA avec orientation du flux statorique : On rappelle d’abord le système équations différentielles de la machine [2], [4], [7], [27].

(4.1)

(4.2)

Pour la machine asynchrone à double alimentation les variables de contrôle sont les tensions

statoriques et rotoriques. En considérant les flux statoriques et les courants rotoriques comme

des vecteurs d’état, alors le modèle de la MADA est décrit par les équations suivantes :

. . . .

. . . .

. . . . . . . . .

. . . . . . . . .

4.3

Avec :

1 , , ,

P : le nombre de pair de pôles

4.3.1 Choix du référentiel pour le modèle diphasé

La méthode du flux orienté est basée sur le choix de repère de référence. En parlant

d’orientation du flux, c’est plutôt le système d’axe dq que l’on oriente de manière à ce que

l’axe d soit en phase avec le flux.


57

En orientant un des flux, le modèle obtenu de la MADA se simplifie et le dispositif de

commande qui en résulte l’est également. Un contrôle vectoriel de cette machine a été conçu

en orientant le repère de Park pour que le flux statorique suivant l’axe q soit constamment nul

[4], [8], [21].

Nous pouvons écrire donc :

, 0

(4.4)

(4.5)

Dans le repère triphasé a, b, c, la tension aux bornes d’une phase n du stator s’exprimé par la relation générale : (4.6) Si l'on néglige la résistance du bobinage statorique Rs, ce qui est une hypothèse assez réaliste

pour les machines de moyenne et forte puissance utilisées dans l'énergie éolienne, cette

relation devient [21]:

(4.7) Cette relation montre qu’un repère lié au flux statorique tourne alors à la même vitesse

angulaire que le vecteur tension statorique et qu’il est en avance de (Л/2) sur ce même

vecteur. Toujours dans l’hypothèse d’un flux statorique constant, on peut écrire :

0 , Le principe d’orientation de la tension et du flux statorique est illustré sur la figure (4.2)


58

Fig.4.2 : Orientation de la tension et de flux statorique

Dans l'hypothèse où le flux φds est maintenu constant, (ce qui est assuré par la présence

d'un réseau stable connecté au stator). Le choix de ce repère rend le couple électromagnétique

produit par la machine et par conséquent la puissance active uniquement dépendants du

courant rotorique d’axe q.

L’expression du couple électromagnétique devient alors :

. (4.8)

Le courant iqr sera rendu variable par action sur la tension vqr, le flux peut être contrôlé par le

réglage du courant idr. Ce dernier est rendu variable par action sur la tension vdr [21]

En utilisant les simplifications ci-dessus, nous pouvons simplifier les équations des

tensions et des flux statoriques comme suit :

0 (4.9)

0 (4.10)


59

4.3.2 Relation entre le courant statorique et le courant rotorique A partir des équations des composantes directes et quadrature du flux statoriques

(équation 4.10), Nous pouvons écrire les équations liant les courants statoriques aux courants

rotoriques :

(4.11)

4.3.3 Relations entre puissances statoriques et courants rotoriques Dans un repère diphasé, les puissances active et réactive statoriques d’une machine

asynchrone s’écrivent :

(4.12)

L'adaptation de ces équations au système d'axe choisi et aux hypothèses simplificatrices effectuées dans notre cas (vds=0) donne :

(4.13)

En remplaçant ids et iqs par leurs expressions données à l'équation (4.11), nous obtenons :

(4.14)

A partir de l’équation (4-9), on peut avoir :

(4.15)

L’expression de la puissance réactive Qs devient alors :

(4.16)


60

Afin de montrer que la commande par orientation du flux statorique permet d’avoir un

découplage effectif des grandeurs réelles (couple, vitesse) de la MADA, on considère les

tensions rotoriques vdr, vqr comme variable de commande qui sont générées par le bloc de

contrôle à flux orienté et les courants rotoriques idr, iqr comme variable d’état. Ces grandeurs

sont fonction des grandeurs de consigne Pref et Qref.

Fig.4.3: Bloc du F.O.C (field oriented control)

(4.17)

Compte tenu du repère choisi et des approximations faites, et si l'on considère

l'inductance magnétisante M comme constante, le système obtenu lie de façon proportionnelle

à la puissance active au courant rotorique d'axe q et la puissance réactive au courant rotorique

d'axe d à la constante vs 2/Lsωs près imposée par le réseau.

4.3.4 Relations entre tensions rotoriques et courants rotoriques D’abord, pour les flux on a :

(4.18)

(4.19)

En remplaçant les courants statoriques par leurs expressions, on aura :

(4.20)

Commande à flux orienté F.O.C

Pref Qref

Vdr-ref Vqr-ref


61

Ces expressions des flux rotoriques d'axe d et q sont alors intégrées aux expressions

tensions rotoriques diphasées de l'équation (4-5). Nous obtenons alors :

(4.21)

En régime permanent, les termes faisant intervenir les dérivées des courants rotoriques

diphasés disparaissent, nous pouvons donc écrire :

(4.22)

En appliquant la transformation de Laplace à ces deux équations, on obtient :

(4.23)

v qr et v dr sont les composantes déphasées des tensions rotoriques à imposer à la machine pour

obtenir les courants rotoriques voulus.

est le terme de couplage entre les deux axes.

: représente une force électromotrice dépendante de la vitesse de rotation.

Les équations (4.14), (4.22) permettent d'établir un schéma bloc du système électrique à

réguler figure (4.4).

A partir des équations que nous venons de les mettre en place, nous pouvons établir les

relations entres les tensions appliquées au rotor de la machine et les puissances statoriques

que cela engendre, la figure ci-dessous décrit le schéma bloc de la machine asynchrone à

double alimentation


62

Fig 4.4 : Schéma bloc de la MADA [4]

4.4 Commande de la MADA

Dans cette section, nous allons présenter la régulation des puissances actives et

réactives, en utilisant les équations précédentes, il a été mis en évidence le lien entre, d’une

part la puissance active et la tension Vqr et d’autre part entre la puissance réactive et la tension

Vdr.

4.4.1 Mise en place de la régulation Considérons le schéma bloc du système à réguler de la figure 4.4 afin de

déterminer les éléments à mettre en place dans la boucle de régulation. Si l’on regarde la

relation qui lie les courants rotoriques aux puissances statoriques, on voit apparaître le terme

(MVs /Ls). Dans notre étude, nous avons considéré que l’éolienne était raccordée à un réseau

de forte puissance et stable, ce terme de est constant, nous ne placerons donc pas régulateurs

entre les courants rotoriques et les puissances [6][21][8].


63

Pour réguler la machine, nous allons mettre en place une boucle de régulation sur chaque

puissance avec un régulateur indépendant tout en compensant les termes d perturbation qui

sont présent dans le schéma bloc de la figure 4.4 [4].

Nous négligerons les termes de couplage entre les deux axes de contrôle du fait de la

faible valeur du glissement .nous obtenons une commande vectorielle avec un seul régulateur

par axe, présente sur la figure 4.5.

Fig 4.5 : Schéma de commande de la MADA [4]

4.4.2 Synthèse de régulateur PI Nous allons procéder à la synthèse de régulateurs nécessaires à la réalisation de la

commande en puissance active et réactive de la MADA. Le régulateur Proportionnel Intégral

(PI) reste le plus communément utilisé pour la commande de la MADA en génératrice [16],

ainsi que dans de nombreux systèmes de régulation industrielle. Il est simple et rapide de

mettre en œuvre tout en offrant des performances acceptables. [4], [22].

Les régulateurs de chaque axe ont pour rôle d’éliminer l’écart entre les puissances actives et

réactives de références et la puissance active et réactive mesurée.

Le dimensionnement du régulateur PI est présenté dans ce qui suit :

La figure (4.4) montre un système en boucle fermée corrigé par un régulateur PI


64

Fig.4.6 : Schéma bloc d’un système régulé par un PI

La forme du correcteur est la suivante :

⁄ (4.24)

Avec Kp : est le gain proportionnel du régulateur ; Ki : est le gain intégral du régulateur.

Si on considère la fonction du transfert suivante :

(4.25)

En boucle ouverte on aura la fonction de transfert suivante :

. (4.26)

On prend : (4.27)

Alors

(4.28)

En boucle fermée, la fonction de transfert s’écrit comme suit :

(4.29)

Pour notre système représenté dans (4.23), la fonction de transfert du

régulateur est donnée par:


65

(4.30)

(1 ) ( )

K iPK i K i K p K i K pK p K p p PP K p P P K p

K p

++ = + = + =

La fonction de transfert en boucle ouverte FBO.

. ⁄

. (4.31)

..

.

(4.32)

Afin d'éliminer le zéro présent sur la fonction de transfert, nous choisissons la méthode de

compensation de pôles pour la synthèse du régulateur, ce qui nous donne l’égalité suivante :

(4.33)

La fonction en boucle ouverte FBO devient :

. (4.34)

La fonction de transfert en boucle fermée FBF.

.

(4.35)

Le terme τ désigne ici le temps de réponse du système. Nous choisissons de fixer

celui-ci à 10 ms, ce qui représente une valeur suffisamment rapide pour l'application de

(4.30)

Fig.4.7 : Schéma bloc du système [4]


66

production d'énergie sur le réseau avec la MADA de 7,5 kW. Une valeur inférieure est

susceptible d'engendrer des régimes transitoires avec des dépassements importants et ne

présente pas d'intérêt particulier pour notre application [21].

Les termes Kp et Ki sont alors exprimés en fonction de ce temps de réponse et des

paramètres de la machine :

Donc 2

(4.36)

. 2 (4.37)

2

(4.38)

(4.39)

4.5 Prise en compte de l'onduleur côté rotor

Le rotor de la MADA est connecté au bus continu par l'intermédiaire d'un onduleur de

tension. La tension de sortie de ce dernier est contrôlée par une technique de modulation de

largeur d’impulsion (MLI) qui permet le réglage simultané de la fréquence et de la tension de

sortie de l’onduleur.

Fig.4.14 : Onduleur triphasé à deux niveaux


67

4.6 Modulation de largeur d’impulsion MLI Elle consiste à convertir une modulante (tension de référence au niveau commande),

généralement sinusoïdale, en tension sous forme de créneaux successifs, générée à la sortie de

l’onduleur (niveau puissance). Au niveau électronique, son principe repose sur la comparaison

de la modulante avec la porteuse (tension à haute fréquence de commutation). La valeur du

rapport de fréquences entre une bonne neutralisation des harmoniques et un bon rendement de

l’onduleur [9]. Celui-ci est pris en compte dans les simulations par l'intermédiaire de

l'équation classique suivante :

2 1 11 2 11 1 2

(4.40)

Avec : VAO =E/2S1 S1=1 Si K1 fermé (vr1≥ vp) Si non S1= -1

VBO =E/2S2 ou S2 =1 Si K2 fermé (vr2≥ vp) Si non S2= -1

VCO =E/2S3 S3 =1 Si K2 fermé (vr3≥ vp) Si non S3= -1

S1, S2 et S3 sont des fonctions logiques correspondant à l'état des interrupteurs de l'onduleur

(+1 lorsque l'interrupteur haut d’un bras de l’onduleur est fermé, -1 quand il est ouvert) et E

est la tension du bus continu.

4.7. Convertisseur coté réseau Les deux convertisseurs interposés entre le rotor et le réseau sont à deux niveaux.

Commandés par MLI (Figure 4.15), ils sont bidirectionnels en puissance donc répondant aux

exigences de ce type d’application. Chaque convertisseur a six interrupteurs (transistors

IGBT) qui peuvent être commandés à l’ouverture et à la fermeture.

Plusieurs études récentes montrent la viabilité de ce dispositif dans un système éolien

à vitesse variable [7], [20], [21]. La bidirectionnalité du convertisseur rotorique autorise le

fonctionnement en hypo synchrone et le contrôle du facteur de puissance coté réseau. Le

convertisseur est alors dimensionné pour un tiers de la puissance nominale de la machine si le

glissement reste inférieur à +30% autour du synchronisme. [4], [20], [21].

L’avantage de la commande MLI ne s’arrête pas au contrôle de la puissance active,

mais la puissance réactive également, permettant à ce type de convertisseur de corriger le


68

facteur de puissance du réseau. Ainsi, la commande MLI nous permet d’avoir une bonne

qualité de signal (formes sinusoïdales), ramenant le contenu harmonique vers des fréquences

élevées et par la suite la facilité de filtrage [9].

Le rôle principal du convertisseur coté rotor est de contrôler le couple ou la vitesse de la

MADA et le facteur de puissance au stator, cependant l’objectif principal du convertisseur

coté réseau est de maintenir la tension du bus continu constante quelle que soit l’amplitude et

le sens de la puissance. [20]

Fig.4.15 : Structure avec deux convertisseurs MLI -MADA

4.8 Intégration de la MADA dans un système éolien

Après avoir modélisé la machine asynchrone à double alimentation, la partie

mécanique de la turbine éolienne, élaboré la commande vectorielle de la puissance active et

réactive, nous allons dans ce qui suit étudier le système global de conversion d’énergie

éolienne à base de MADA.

Le modèle mathématique de la turbine déjà établi précédemment montre que la

puissance aérodynamique est directement liée au cube de la vitesse du vent et de la surface

balayée par les pales de la turbine, le coefficient Cp et la densité de l’air. L’équation (4.42) représente le coefficient Cp en fonction de vitesse spécifique qui est définie comme étant le rapport entre la vitesse linéaire des pales

Ωturbine. R, et la vitesse du vent v.

λ =v

Rturbine.Ω (4.41)

7.9563. 10 17.375. 10 9.86. 10 9.410 6.38. 10

0.001 (4.42)

Bus DC

MADA

RSC GSC Turbine éolienne

Multiplicateur


69

Dans notre block, nous aurons comme grandeur de référence la puissance statorique qui liée

directement à la vitesse du vent, et la puissance réactive statorique qui sera maintenue nulle

afin d’avoir un facteur de puissance unité.

Fig. 4.16. Schéma du système éolien global

4.9 Simulation du système

Dans ce qui suit, nous allons présenter les résultats de simulation du modèle de la

machine asynchrone à double alimentation intégrée dans un système éolien. Nous avons

choisi un profil du vent pour une période de 30 secondes, afin d’avoir une puissance active de

référence, La consigne de puissance réactive sera maintenue nulle de façon à garder un facteur

de puissance unitaire côté stator. Les figures ci-dessous montrent les performances de la

commande vectorielle en puissance actives et réactives statorique appliquée à la MADA

intégrée dans un système éolien.

Les paramètres de la MADA utilisée :

=0

Ω

Bus DC

PWM

Régulateur PI

Régulateur PI

Mesure de puissance

RSC GSC

,

MADA


70

7.5 KW, 220V/50Hz à 2 paires de pôles Vs : 220V/50Hz. Rs (Résistance du stator) =0.7384 Ω Rr (Résistance du rotor) =0.7402 Ω

Ls (Inductance stator) = 0.1244045H

Lr (Inductance du rotor) = 0.1244045H

M (Inductance Mutuelle) = 0.1244045H

J (Moment d’inertie) = 0.0343 Kg.m2

f (Coefficient de frottement) = 0.000503N.m.s/rd

Les paramètres de la turbine éolienne utilisée : Nombre de pale =3, la longueur d’une pale

R=2, Gain du multiplicateur : G=95

Fig. 4.17. Schéma block du model Simulink


71

0 5 10 15 20 25 308

9

10

11

12

13

14

15

Temps (s)

La v

itess

e du

Ven

t (m

/s)

0 5 10 15 20 25 30-1

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1x 10

4

Temps(s)

Pui

ssan

ce a

ctiv

e st

ator

qiue

(W

)

Puissance Active Statorique mesurée (W)

0 5 10 15 20 25 30-3

-2

-1

0

1

2

3x 10

4

Temps(s)

Pui

ssan

ce r

eact

ive

(VA

R)

Puissance reactive statorique avec sa référence

Q(VAR)

Qref

Fig 4.18 profile du vent utilisé dans la simulation

Fig 4.19 puissance réactive statorique mesurée avec sa référence

Fig. 4.20 puissance active statorique mesurée


72

0 5 10 15 20 25 30-10000

-9000

-8000

-7000

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

Temps (s)

Pui

ssan

ce a

ctiv

e de

réf

éren

ce (

W)

22 22.1 22.2 22.3 22.4 22.5 22.6 22.7 22.8 22.9 23

-30

-20

-10

0

10

20

30

Temps (s)

Cou

rant

Rot

oriq

ue (A)

Courant Rotorique (A)

12 12.2 12.4 12.6 12.8 13 13.2 13.4 13.6 13.8 14-30

-20

-10

0

10

20

30

Temps (s)

Cou

rant

ira

(A)

Courant rotorique ira (A)

Fig. 4.21. Puissance active statorique de Référence

Fig 4.22 Courant rotorique d’une phase de la MADA Fig 4.23 Courant rotorique de la MADA


73

2 2.05 2.1 2.15 2.2 2.25-300

-200

-100

0

100

200

300

Temsp(s)

Ten

sion

et

Cou

rant

Sat

oriq

ues

Courant isa (A)

Tension vsa (V)La tension en avancede 180° sur le courant

2*isa

25 25.02 25.04 25.06 25.08 25.1 25.12 25.14 25.16 25.18 25.2-30

-20

-10

0

10

20

30

Temps (s)

Cou

rant

sta

toriq

ue (

A)

Courant statorique (A) de la MADA

Fig. 4.24 Tension et courant statorique de la MADA Fig. 4.25 Courant statorique de la MADA

4.10 Interprétation des résultats

Les figures ci-dessus représentent les résultats de simulation obtenus par la

commande des puissances actives et réactives générées au niveau du stator de la MADA,

Cette commande permet de découpler les expressions de la puissance actives et


74

réactives du générateur ou celle du flux et du couple. La composante en quadrature du

courant rotorique iqr contrôle le couple électromagnétique et la puissance active statorique ,

et la composante directe idr contrôle la puissance réactive échangée entre le stator et le

réseau.

Nous remarquons que les grandeurs de référence ont été bien suivies par la MADA

pour les deux puissances active et réactive, la puissance active statorique a la même allure

que celle de la vitesse du vent, la puissance réactive statorique est nulle.

Nous remarquons également que la puissance active statorique (Fig.4.20) est négative ce qui

signifie que la MADA produise de l’énergie et la fournie au réseau. Ainsi la puissance

réactive est nulle, ce qui nous permet d’avoir un facteur de puissance unitaire.

Nous remarquons que la tension statorique est en avance de 180° sur le courant

statorique, ce qui montre aussi que nous avons un facteur de puissance unitaire et que la

puissance statorique active est négative ( ce qui confirme que la MADA produise de l’énergie

électrique)

4.11 Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons étudié la commande vectorielle de la MADA basée sur

l’orientation du flux statorique, utilisée pour la faire fonctionner en génératrice. Cette

méthode nous a permis non seulement de simplifier notre modèle mathématique mais aussi,

elle nous a assuré un découplage entre le couple et le flux. Nous avons vu également que la

composante directe du courant rotorique contrôle la puissance réactive, et la composante en

quadrature contrôle la puissance active, chose qui nous a permis d’avoir des performances

dynamiques élevées similaires à celle obtenues avec la machine à courant continu (MCC) ;

Nous avons aussi présenté les résultats de simulation de la MADA avec un

convertisseur coté rotor et un convertisseur coté réseau dont le but est d’obtenir une

alimentation variable en tension et en fréquence à partir d’une source continue.

Chapitre 5 : Dimensionnement et optimisation technico-économique d’un système éolien hybride appliqué sur la région de Tindouf

75

5. Dimensionnement et optimisation technico-économique d’un système éolien hybride appliqué sur la région de Tindouf

5.1 Introduction

Pour répondre aux besoins énergétiques croissants dans les sociétés actuelles, tout les

pays du monde construisent des centrales électriques pour pouvoir compenser la demande en

énergie qui ne cesse d’augmenter, et pour cela, il faudrait la produire, la transporter et la

distribuer vers chaque consommateur, ce qui représente un lourd investissement pour les sites

isolés de notre pays. Installer des lignes électriques sur des centaines de kilomètres ne pourra

pas résoudre ce problème. Ceci est par le faite de la présence des contraintes dues aux

intempéries dont le vent de sable, les gradients de température entre les différentes saisons et

celle entre la nuit et le jour pour la saison hivernale. Utilisés le générateur diesel seul coûte

trop cher. A cet effet, nous avons pensé à contourner le problème par une autre solution à

savoir le système hybride.

Les systèmes de génération éolienne individuels (stand-alone) qui fournissent de

l’électricité à de petites communautés sont assez répandus. La caractéristique intermittente du

vent est à l’origine de systèmes hybrides avec un soutien diesel et/ou photovoltaïque pour

l’utilisation dans des endroits isolés. Pour augmenter la puissance, les turbines éoliennes

peuvent être regroupées en parcs éoliens et transférer l’énergie au réseau public à travers leurs

propres transformateurs, lignes de transport et sous-stations. Dans le domaine de

l’électrification rurale, il existe normalement deux méthodes pour fournir de l’énergie

électrique :

a) Extension du réseau de puissance

b) Utilisation de générateurs diesel.

Pour des lieux éloignés ces deux solutions peuvent être excessivement onéreuses.

L’introduction de technologies renouvelables peut contribuer à diminuer les coûts de

fourniture d’énergie pour ces sites isolés en réduisant les coûts de fonctionnement. Les

technologies renouvelables, autres que la biomasse, sont dépendantes d’une source non fatale


76

(Dispatchable) ; la combinaison d’une technologie renouvelable de coût faible avec une

technologie non-fatale plus coûteuse représente donc une option intéressante.

Dans ce chapitre, nous allons présenter la carte des vents de l’Algérie, et les vitesses

moyennes mensuelles de chaque région du pays, nous allons considérer un site isolé situé

dans la région de Tindouf au sud-ouest du pays, qui comporte une vingtaines de maisons,

nous déterminerons la puissance maximale à fournir pour assurer une alimentation continue et

de bonne qualité, afin de pouvoir montrer la faisabilité et la rentabilité de notre système, nous

allons fait appel au logiciel de modélisation énergétique HOMER (Hybrid Optimisation

Model for Electric Renewables).


77

5.2 La carte des Vents de L’Algérie Pour connaître l’importance du vent en un point donné, il suffit de déterminer la

vitesse moyenne arithmétique annuelle pondérée, calculée sur un échantillon de 10

années minimum. Cette dernière donne un ordre de grandeur de la vitesse du vent sur

un site donné. Par ailleurs, les vents varient différemment selon la saison, la journée et

l’année. Cette variation doit être déterminée puisqu’elle permet d’adapter le

dimensionnement des systèmes éoliens aux besoins énergétiques qui peuvent varier

suivant les saisons, la journée ou l’année.

La carte des vents de l’Algérie, estimée à 10 m du sol est présentée en figure 5.1.

Les vitesses moyennes annuelles obtenues varient de 2 à 6.5 m/s. On remarque qu’à

l’exception de la région côtière (moins Bejaia et Oran), du Tassili et de Beni Abbés, la vitesse

de vent moyenne est supérieure à 3 m/s, la région centrale de l'Algérie est caractérisée par des

vitesses de vent variant de 3 à 4 m/s, et augmente au fur et a mesure que l'on descend vers le

sud-ouest. Le maximum est obtenu pour la région d'Adrar avec une valeur moyenne de 6.5

m/s. Cependant, nous pouvons observer l'existence de plusieurs microclimats où la vitesse

excède les 5 m/s comme dans les régions de Tiaret, Tindouf et Oran [11].

Fig 5.1 : Atlas de la vitesse moyenne du vent de l’Algérie estimée à 10 m du sol [11].


78

5.3 La vitesse moyenne saisonnière du vent en Algérie

Les figures ci-après montrent que les périodes estivales et printanières sont plus

ventées que le reste de l'année, tous les atlas établis présentent la région sud ouest, à

savoir Adrar, Timimoun et In Salah comme la zone les plus ventée, à l’exception de

l’atlas hivernal qui se distingue par le microclimat de Tiaret qui présente les vitesses

de vent les plus élevées. [11].

Fig5.2 : Atlas saisonniers de la vitesse moyenne annuelle à 10 m du sol [11].


79

Le tableau (5.1) ci-dessous représente les vitesses moyennes mensuelles en Algérie. Nous

remarquons que les mois (Avril, mai, juin) sont les plus ventés de l’année. Nous remarquons

aussi que la région sud ouest du pays est la plus ventée. Pour notre cas nous allons nous

intéresser de la région de Tindouf avec une vitesse moyenne annuelle de 5.7 m/s et une

vitesse moyenne printanière de 7 m/s.

Tableau (5.1) : Vitesses mensuelles et annuelles moyennes des différents sites en Algérie [5]

5.4 Evolution de l’éolien dans les sites isolés

Les turbines éoliennes installées dans un système isolé d’une communauté rurale

diffèrent des turbines placées dans les fermes éoliennes « offshore » au Danemark. Il est utile

de présenter une catégorisation des systèmes de puissance selon le niveau de puissance

installée. Une classification est montrée dans le Tableau 5.2.

Elévation Latitude Longitude Janvier Fevrier Mars Avril Mai Juin Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre Annuelle

Adrar 280 27.8 -0.2 6.2 6.4 6.5 6.5 6.9 6.1 6.7 6.2 6 5.8 5.9 5.8 6.3

Ain Sefra 1174 25 -0.6 4.6 5.1 5.4 5.2 5.2 4.9 4.3 4.2 4.1 4 4.2 4.9 4.7

Algiers 25 36.8 3.1 2.2 2.2 2.2 2.1 1.9 1.8 1.6 1.5 1.6 1.4 1.9 2.4 1.9

Annaba 4 36.8 7.8 2.5 2.4 2.5 2.2 2.1 2.2 2.4 2.3 2.3 1.8 2.4 2.5 2.3

Batna 822 35.2 6.3 2.9 3.1 3.6 3.2 2.7 3 3 3.1 3 2.7 2.6 3.3 3.0

Bechar 881 31.7 -2.3 3.2 3.2 4.1 4.6 5 4 4.1 4 3.7 2.8 2.9 3.1 3.7

Bejaia 2 36.7 5.1 3.7 3.4 2.9 2.8 2.5 2.4 2.4 2.3 2.7 3.2 3.6 4.1 3.0

Biskra 87 34.8 5.7 3.9 4.3 4.9 5.3 5.1 4.3 3.8 3.7 3.9 3.3 4 4.1 4.2

Bou-Saada 461 35.3 4.2 5.5 5.1 6.3 5.1 4.3 3.2 2.5 2.6 2.8 3.1 4.7 5.5 4.2

Chlef 143 36.2 1.3 3.1 3.5 3.3 2.6 3 2.7 2.1 2.4 2.7 2.9 3 3.1 2.9

Constantine 694 36.3 6.6 4 3.3 3.5 2.7 2.5 2.1 1.8 2 2 2.1 2.8 3.4 2.7

Djannet 967 24.3 9.5 3 2.9 3.5 4.1 4 4.2 4.1 4.2 3.5 3.2 2.4 2.4 3.5

Djelfa 1144 34.7 3.2 3.2 5 5.2 5.6 4.7 5.1 4 4.2 4 3.9 3.6 3.5 4.3

El-Golea 397 30.6 2.9 2.8 3.8 4.3 4.2 4.7 3.9 3.3 3.2 3.7 3.5 2.6 3 3.6

Eloued 61 33.5 6.8 2.6 2.7 3.6 4 3.9 3.8 3.5 3.5 3 2.6 2.3 2.6 3.2

Ghardaia 450 32.4 3.8 3.5 3.2 4.4 4.5 3.9 3.5 2.9 2.7 3 2.8 2.8 3.5 3.4

Guelma 4 36.5 7.7 2.4 2.3 2.5 2.2 2.1 2.1 2.4 2.3 2.3 1.8 2.4 2.5 2.3

Griss 90 35.2 0.2 2.7 2.3 2.3 2 2.1 1.7 1.5 2 1.9 1.9 2.6 2.7 2.1

H Messaoud 142 31.7 6.2 3.2 3.3 4.1 4.2 4.8 4.1 3.4 3.7 3.9 3.5 2.8 3.1 3.7

H R'mel 774 32.9 3.3 5.7 6.3 7.6 8.1 7.8 6.6 5.3 5.4 5.4 4.8 4.5 5.7 6.1

Illizi 558 26.5 8.4 3.7 3.7 4.1 4.1 4.5 4.9 4.6 4.6 4.3 3.9 3.7 3.4 4.1

Inamenas 652 28 9.6 3.9 4.5 5 5.2 6 5.7 4.6 4.8 4.7 4.4 3.9 3.8 4.7

Insalah 293 27.2 2.5 5.3 4.9 5.5 5.1 5.6 5.3 5.6 5.3 4.9 4.6 4.7 4.3 5.1

Jijel 11 36.8 5.9 2.6 2.9 3.3 2.8 2.1 2.1 2.1 2 2.1 2.2 2.5 3.1 2.5

Laghouat 765 33.8 2.9 3.4 3.4 3.9 4.3 3.8 3.6 3 2.9 2.8 2.6 2.7 3.3 3.3

Oran 90 35.6 -0.6 2.7 2.8 3.2 3 3 2.9 2.6 2.3 2.3 2.1 2.4 2.7 2.7

Ouargla 142 31.9 5.4 3.1 3.3 4.3 4.2 4.9 4.7 4 4.1 4.3 3.5 2.8 2.8 3.8

Setif 1040 36.2 5.3 3.4 3.8 3.8 3.7 3.3 3.4 3.2 3.3 3.4 3 3.2 3.1 3.4

Tamanarasset 1378 22.8 5.4 3.4 2.9 2.9 2.9 3.1 3.2 3.3 3.2 3 2.9 2.5 2.6 3.0

Tebessa 811 35.4 8.1 3.2 3.2 3.5 3.1 2.9 2.5 2 2.1 2.3 2.4 2.9 3.3 2.8

Timimoun 312 29.2 0.3 5 5.6 5.3 5.9 6.1 4.8 4.9 4.9 4.5 4.1 4.4 4 5.0

Tindouf 431 27.7 -8.1 4.6 5.4 5.3 7 7.3 7.3 5.6 6.2 6.7 4.7 4.3 4 5.7Tlemcen 247 35 -1.5 3.7 3.2 3.3 2.3 2.1 1.8 1.5 1.6 1.4 2.4 3.1 3.9 2.5

Touggourt 85 33.1 6.1 2.9 3.1 3.9 4.1 4.2 3.7 3.4 3.7 3.2 2.9 2.5 2.9 3.4


80

Tableau 5.2. Classification des systèmes de puissance [16]

Un microsystème utilise typiquement une petite turbine éolienne avec une capacité de moins

de 1 kW.Un système pour un village a généralement une capacité entre 1 kW et 100 kW, avec

une ou plusieurs turbines éoliennes de l’ordre de 1 à 50 kW [16].

Un système de puissance insulaire est normalement de 100 kW jusqu’à 10 MW de puissance

installée et ses éoliennes sont dans la gamme des 100 kW à 1 MW. Un grand système de

puissance interconnecté est normalement plus grand que 10 MW, avec plusieurs grandes

turbines éoliennes de plus de 500 kW installées sous forme de centrales d’énergie éolienne ou

de fermes éoliennes [16].

5.4.1 Taux de Pénétration du Vent La quantité d’énergie récupérée par les technologies associées aux sources

renouvelables dans les systèmes de puissance isolés influence la structure, la performance et

l’économie du système. Le taux de pénétration du vent relie la puissance produite par des

moyens de génération éoliens et la puissance totale du système de puissance.

Le rapport de pénétration instantanée (Pwind/Pload) est une mesure technique qui

détermine la structure, les composants et les principes de commande à utiliser pour le

système. Le rapport de pénétration moyenne (Ewind/Eload) est une mesure de type

économique qui détermine le coût de l’énergie du système et indique le pourcentage de la

génération qui sera produite par la source renouvelable. La détermination du niveau optimal

de pénétration moyenne de l’éolien dépend de l’écart entre le coût d’installation de la

puissance éolienne et les économies associées au remplacement du carburant par l’énergie

renouvelable [16].

Les valeurs de pénétration du vent diffère tout dépends du système installé, pour un

microsystème devraient être supérieures à 90 % de la génération totale et entre 60% et 100%

pour le système alimentant un village. Pour un système isolé de forte puissance, le niveau de

pénétration du vent n’aurait pas de limites (ni inférieure ni supérieure) mais, pour un grand

<1

1-100100- 10000>10000

Systemes de puissance pour ileGrands Systemes interconnectés

Système DC d’un seul nœud

Système de puissance de petite tailleRéseau de puissance isoléGrand système de puissance

Puissance installée (KW) Description

Micro Systemes

Systemes de puissance pour village

Catégorie


81

système interconnecté (> 10 MW), la valeur maximale proposée est de l’ordre de 65%.

[1][16]

Les raisons principales des faibles niveaux de pénétration dans les plus grands

systèmes sont alors principalement économiques, même si actuellement le coût de production

de l’énergie éolienne est à un niveau équivalent à celui de la plupart des sources

conventionnelles. Pour n’importe quelle configuration donnée, il y a un taux de pénétration

éolien limite, au dessus duquel le retour économique d’un ajout d’énergie éolienne commence

à diminuer.

Le tableau 5.3 montre un résumé des plus grands systèmes de puissance hybrides

installés dans le monde au cours de la dernière décennie. Tous ces systèmes produisent de

l’électricité pour leurs communautés, cependant la plupart d’entre eux sont installés dans le

cadre de projets de démonstration ou de validation avec un certain degré de cofinancement

public. D’autres systèmes ont été installés dès la moitié des années 80 par quelques

laboratoires de recherche d’Amérique du Nord et d’Europe [1]. Le niveau de puissance de ces

diverses applications va de quelques quinzaines de kW à la centaine de kW.

Tableau 5.3. Liste d’une sélection de systèmes de puissance hybrides installés dans le monde pendant la dernière dizaine d’années [1] [16]


82

5.4.2 Systèmes Hybrides avec Technologie Eolienne

Pour les systèmes utilisant un bus DC, le groupe de batteries joue le rôle de réservoir

de puissance qui permet d’amortir les fluctuations du flux de charge à très court terme et à

long terme.

Pour les systèmes à courant alternatif, l’objectif est d’obtenir un équilibre de la

production énergétique, réglant la tension et la fréquence. Pour obtenir une tension à une

amplitude et une fréquence stables, diverses méthodes sont utilisées, comme les

condensateurs synchrones, des groupes de batteries contrôlables, mécanismes de stockage, des

convertisseurs électroniques de puissance et des systèmes de commande [16].

Systèmes Hybrides DC pour des Petites Communautés Isolées

La figure 5.3 montre un système de petite puissance DC conventionnel avec une

liaison en courant alternatif à travers un onduleur.

La commande de ces petits systèmes est faite en fonction de l’état de charge de la

batterie. Le générateur éolien doit limiter sa tension de sortie et dériver la puissance produite

lorsque la batterie est complètement chargée et ne peut donc plus stocker d’énergie. A

l’opposé, l’onduleur et la charge doivent se déconnecter pour arrêter la décharge de la batterie

quand la tension atteint un niveau limite inférieur prédéfini. Ces deux propriétés impliquent

une conception adaptée du système, optimisant ainsi les ressources énergétiques et conduisant

à une quantité minimale d’énergie non fournie.

Fig 5.3. Système hybride de puissance avec bus DC avec sources renouvelables et générateur diesel

Photovoltaïque

Turbine éolienne

Générateur Diesel

DC Bus

Charge DC

Charge AC

Batteries

Onduleur

Contrôleur T- Eolienne Contrôleur

PV


83

Systèmes Hybrides AC pour des Petites Communautés Isolées Le système dans la figure 5.4 représente une topologie d’un mini- réseau, les

différentes sources de production sont raccordées au bus commun de distribution en courant

alternatif avec des onduleurs, l’avancement technologique des convertisseurs statiques peut

rendre cette topologique faisable techniquement et économiquement.

5.4.3 Systèmes Hybrides Wind-Diesel L’association des turbines éoliennes avec des génératrices Diesel pour les systèmes

isolés de grande puissance est nommée Wind-diesel, cette topologie a pour but principal la

production d’énergie avec des éoliennes tout en réduisant la consommation du carburant et en

garantissant une qualité de l’énergie acceptable.

L’un des défis présenté par l’incorporation de l’énergie du vent dans les centrales

diesel est la difficulté de réguler la tension et la fréquence du système, car la production des

éoliennes est liée aux conditions aléatoires du vent. Les problèmes de stabilité de la tension et

de la fréquence augmentent avec la quantité relative de production éolienne par rapport à la

puissance totale du système. Ceci illustre la manière dont le taux de pénétration du vent dans

le système de puissance peut influencer fortement la conception du système et de ses

composants [1] [16].

Fig 5.4. Système hybride de puissance avec mini réseau avec sources renouvelables

Batteries Charge AC

Turbine éolienne Générateur

Diesel

Photovoltaïque

Onduleur T- Eolienne

Onduleur Contrôleur

PV

AC Bus

Onduleur Bidirectionnel


84

5.5 Le choix et les caractéristiques du village à alimenter

Les données climatiques de la carte du vent d’Algérie montrent que la partie sud ouest

du pays est la région la plus ventée, en outre c’est une région isolée sous-peuplée, ces deux

facteurs qui nous ont amenés à choisir un village isolé situé à la région de Tindouf, afin de

pouvoir l’alimenter en énergie électrique, nous allons utiliser un système éolien ou Hybride.

Le tableau (5.1) montre que la vitesse moyenne mensuelle varie entre 4 et 7.3m/s, et

avec une vitesse moyenne annuelle qui atteint 5.7m/s, pour pouvoir dimensionner les

éléments de notre système, nous allons définir notre village à alimenter dans ce qui suit.

Nous allons considérer un village isolé avec (Eau potable, Clinique médicale,

Eclairage public, poste de télécommunication). Ce dernier comporte vingt foyers, nécessite

une alimentation continue en énergie électrique. Pour calculer les besoins énergétiques de ce

site, nous allons les diviser en trois :

Usage domestique : Pour l’usage domestique, nous allons considérer une maison

commodité (éclairage, téléviseur avec accessoires, réfrigérateur) .ce qui nécessite un

pic de puissance de 1.5KW/maison, donc la puissance totale pour l’usage domestique

pour notre village est 30 KW.

Usage publique : pour assurer l’alimentation de l’éclairage publique 1KW (100W/

poteau), d’une mosquée (600W), d’un poste de télécommunication (800W), une petite

clinique pour les premiers soins (800W) et une petite école de trois classes (1.8KW),

la puissance totale est de 5KW.

Pompes d’eau : pour assurer l’alimentation en eau potable pour les villageois, et

l’utilisation agricole, des pompes sont installées au niveau des puits d’eau, ce qui

nécessite une puissance de 5KW.

Finalement la puissance maximale totale à fournir à ce village est de 40 KW.

Pour étudier la faisabilité et la rentabilité de notre système, nous allons fait appel au logiciel

de modélisation énergétique HOMER (Hybrid Optimisation Model for Electric Renewables).

5.6 Présentation du logiciel HOMER

Le logiciel de modélisation énergétique HOMER (Hybrid Optimisation Model for

Electric Renewables) est un outil puissant pour la conception et l'analyse des systèmes de

production d'électricité hybrides, composés de groupes électrogènes, de systèmes de

cogénération, d’éoliennes, de systèmes photovoltaïques, de systèmes hydrauliques, de

batteries, de piles à combustible, de la biomasse et bien d'autres. Récemment HOMER a été


85

utilisé largement dans l’étude technico-économique des systèmes hybrides, en Algérie [5], en

Arabie Saoudite [25], en Romanie [26].

Dans notre cas, nous souhaitons électrifier notre village décrit précédemment. Nous

connaissons alors les besoins en électricité et compte tenu des ressources locales en énergie,

nous souhaitons répondre à ces besoins électriques à l'aide d'un système éolien ou hybride

éolien / groupe électrogène. Le logiciel HOMER va nous aider à choisir la solution qui

convient à notre cas tout en comparant les résultats obtenus.

5.7 Application d’un système éolien/diesel sur le site de Tindouf

Nous allons étudier la faisabilité technique et économique d’un système éolien avec

batteries pour l’alimentation de notre village déjà décrit précédemment, en faisant appel au

logiciel Homer; nous rappelons que la puissance maximale à fournir est 40KW.

Pour notre premier cas, nous allons choisir notre turbine éolienne en se basant sur la puissance

maximale à fournir aux villageois, et le potentiel éolien énergétique du notre site.

Par ailleurs la puissance récupérable par une turbine éolienne est proportionnelle à la

vitesse du vent au cube, c à d, si la vitesse du vent diminue de la moitié, la puissance sera

divisée par 8, afin de pouvoir compenser à cette diminution, nous allons choisir une turbine

éolienne de 100 KW.

Pour le générateur diesel, nous allons choisir une marge de puissance entre 0KW et 40

KW, afin de donner au logiciel HOMER d’étudier tout les cas possibles.

De même pour le convertisseur, nous choisirons une marge de puissance de 5 KW jusqu’au

40 KW.

Nous allons choisir les batteries comme système de stockage, elles seront conçus pour

couvrir la moitié de la puissance maximale pendant 3heures/jours et cela pendant deux jours

successifs d’autonomie, ces batteries seront connectées en série de telle sorte d’atteindre une

tension nominale de 480V dans le bus continu, si on choisit une batterie de 12 Volts il nous

faudra 40 pièces pour avoir 480 V ,la moitié de la puissance maximale est 20 KW, pendant 3

heures/jour, 20 *3=60 KWh/jour avec 480 V à la sortie des batteries, donc nous aurons

125Ah/jour et 250 Ah pour deux jours, nous choisirons 300 Ah / 480V, et afin de donner à

HOMER d’examiner plusieurs scénarios, nous allons fait entrer 1 à 3 chaînes de batteries en

parallèle de 200Ah.


86

Ce pré-dimensionnement nous aide à choisir les composants de notre système, nous allons

maintenant faire appel au logiciel HOMER afin de voir la faisabilité technico-économique de

notre système.

Donc, notre système comporte une turbine éolienne, un générateur diesel, un système de

stockage, un convertisseur.

Comme, nous l’avons mentionné précédemment, HOMER permet de déterminer

comment les sources d'énergies intermittentes comme l'éolien et le solaire peuvent être

intégrée de manière optimale au sein des systèmes hybrides.

Pour y parvenir, nous allons tout d’abord :

Choisir le système à étudier, pour notre cas (éolienne, un générateur diesel, un

système de stockage (batteries), un convertisseur).Ces composants sont déjà

prédéfinis dans notre logiciel ; nous détaillerons chaque composant tout seul.

Faire entrer les détails de la charge (les entrées des simulations exécutées par le

logiciel). La charge en entrée correspond à la demande en électricité auquel le

système doit répondre.

Saisir les détails des ressources (vitesse du vent, diesel)

Saisir les détails économiques

Saisir les contraintes du système

5.7.1 Détails de la charge Nous avons déjà déterminé la puissance maximale à fournir pour notre village isolé,

mais en réalité la charge varie pendant de la journée, donc la demande en énergie électrique

varie aussi pendant le mois, la saison, et l’année, nous allons faire entrer dans ce qui suit une

puissance approximative pour chaque heure tout en respectant les périodes creuse, pleine et de

pointe ; et ça pour toute la période de l’année.

Fig 5.5.Profil journalier de la charge en (KW)

0 6 12 18 240

10

20

30

40

Load

(kW

)

Daily Profile

Hour

Tableau 5.4.Puissance pour chaque heure pendant la journée en (KW)


87

7.5.2 Détails des composants Nous allons dans ce qui suit détailler chaque composant de notre système.

La turbine éolienne : nous avons opté pour une turbine éolienne de puissance

nominale de 100 KW dont la courbe de puissance est illustrée dans la figure (5.6)

Pour notre cas, nous allons choisir un système avec une seule turbine éolienne, pour cela

nous fixerons dans l’onglet Quantité des turbines deux valeurs 1 et 0, c a d, le logiciel Homer

va considérer un système qui contient une turbine ou bien aucune, il va étudier toutes les

configurations possibles en tenant compte des contraintes technico-économiques (charge, prix

des composants et du fuel, les ressources énergétiques, les contraintes environnementales)

On fait entrer le prix de la turbine qui sera fixé à 140 000 $ (11161333.128 DZD, selon

le taux de change du mois d’Octobre 2012), soit 1400$/KW (111613.3 12 DZD/KW) [12],

son coût en remplacement 100000 $ (7972380.805 DZD) et ses coûts d'opération et

maintenance 2800 $/An (223226.663 DZD/An) environ 2% du prix de la turbine. Le générateur Diesel : comme nous l’avons déjà signalé précédemment, nous

choisissons une marge de puissance entre 0 KW et 50 KW, afin de donner au logiciel

0 5 10 15 20 250

20

40

60

80

100

120

140

Pow

er O

utpu

t (kW

)

Wind Speed (m/s)

Fig 5.6.Courbe de puissance de la turbine éolienne

Fig 5.5.Profil mensuel de la charge en (KW)

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Ann26

30

34

38

Load

(kW

)Seasonal Profile

maxdaily highmean

daily lowmin


88

HOMER d’étudier tout les cas possibles y compris la configuration sans groupe

électrogène ;

Tout d’abord, dans l’onglet Generator, on rentre la plage des puissances du groupe (en

kW) qui sera considéré, son coût à l'achat (500$/KW, 39861.9 DZD/KW), son coût en

remplacement (en 400$/KW, 31889.5DZD/KW) et ses coûts d'opération et maintenance

(0.015$/KW/h ; 1.20DZD/KW/h) [32].

Les coûts d'opération et maintenance comprennent ceux de l'opérateur plus à 5% de

l'investissement par an. Ils ne comprennent pas ceux liés à la consommation de carburant.

Nous choisissons comme carburant le diesel qui est déjà prédéfinit.

Le convertisseur : Chaque système contenant à la fois des éléments à courant continu

et à courant alternatif doivent être doté d'un convertisseur. Dans la table des tailles à

considérer, on donne les puissances qui seront utilisées pour les simulations. On

utilise une valeur maximale de 40 kW compte tenu des calculs effectués lors du pré-

dimensionnement. Dans la table des coûts, on rentre son coût à l'achat (en

1000$/KW,79723.8DZD/KW), son coût en remplacement (1000$/KW,

79723.8DZD/KW), et ses coûts d'opération et maintenance (10$/KW). Les coûts

d'opération et maintenance sont estimés à 1% de l'investissement par an [32].

Les batteries de stockage : nous allons choisis une batterie de type 6FM200D, déjà

prédéfinit avec une tension nominale de 12 V et une capacité nominale de 200 Ah,

donc nous aurons besoin de 40 batteries connectées en série ce qui représentera une

tension de 480 V, pour étudier plusieurs scénarios, nous allons faire rentrer une à

trois chaînes en parallèle de 200Ah à être considéré. Dans la table des coûts. On

mentionne le nombre de batteries, son coût à l'achat (120$ ; 9566.8 DZD), son coût en

remplacement (120$; 9566.8 DZD) et ses coûts d'opération et maintenance (10$ ;

797.2DZD).

5.7.3 Détails des ressources Les données de ressource décrivent le potentiel de l'énergie du vent et du carburant pour

toute la période de l'année.

Pour le logiciel Homer, nous pouvons utiliser les vitesses moyennes mensuelles ou bien

les vitesses du vent pour chaque heure pendant la journée pour toute la période de l’année.


89

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec0

2

4

6

8

Win

d S

peed

(m/s

)

Wind Resource

Elévation Latitude Longitude Janvier Fevrier Mars Avril Mai Juin Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre Annuelle

Tindouf 431 27.7 -8.1 4.6 5.4 5.3 7 7.3 7.3 5.6 6.2 6.7 4.7 4.3 4 5.7

Pour notre cas, nous allons utiliser les données du tableau (5.1), qui montre les vitesses

moyennes mensuelles de l’Algérie, pour notre étude nous allons nous intéresser à la région du

Tindouf ou se situe notre village isolé

Tableau (5.4) : Vitesses mensuelles moyennes du site de Tindouf

Fig 5.7. Vitesses mensuelles moyennes du site de Tindouf

Pour le fuel, nous avons choisis le diesel, vu sa disponibilité et son prix de revient en

Algérie, dans l’onglet fuel, nous fixons le prix du diesel à 0. 3$/L (23.91DZD/L). Nous

pouvons aussi fixer la consommation annuelle maximale du diesel à ne pas dépasser, mais

pour notre cas, nous allons nous contenter uniquement de prix de diesel.

5.7.4 Détails économiques Comportent le taux d'intérêt réel annuel, la durée de vie du projet, les coûts fixes du

système en capital, les coûts fixes du système en opération et maintenance et les pénalités

dues aux coupures de courant.

Dans notre cas, le taux d'intérêt réel annuel est de 6%, la durée de vie du projet de 25 ans,

et les coûts d'opération et de maintenance correspondent aux salaires de deux techniciens

seront de l’ordre de 5000$/An (398619 DZD/An), sans pénalités dues aux coupures de

courant. Les émissions des gaz ne seront pas fixées pour notre étude puisque l’Algérie ne

pénalise pas en cas d’émission de polluants.

5.7.5 Les contraintes du système Les contraintes sont les conditions que le système doit satisfaire. HOMER met de côté

les systèmes ne satisfaisant pas les contraintes, ils n'apparaissent donc pas dans les résultats

d'optimisation. Le taux annuel de coupure de courant, la part minimale en énergie

renouvelable, le surplus temporaire de puissance.


90

En outre de ces données, et pour monter l’importance de notre système

standalone, nous avons fixé le coût de la connexion au réseau électrique le plus proche par

10000 $/Km (797238 DZD), et le prix d’achat d’un KWh à 0.1$ (7.97 DZD).

5.7.6 Simulation du système sans groupe électrogène Tout d’abord, avant de commencer l’étude du système hybride, nous allons étudier

la faisabilité du système éolien sans groupe électrogène, nous gardons les mêmes composants

déjà choisis précédemment, et nous maintenons les mêmes conditions et contraintes

techniques. Dans ce cas notre système sera comme suit :

Lors de la simulation du système, nous avons obtenu un message d’erreur, la figure 5.10

indique que HOMER n’a pas trouvé de solutions car le taux annuel de coupure de courant qui

pose problème, le logiciel nous recommande pour pallier à cette contrainte de :

1. considérer d’autres turbines éoliennes

2. ajouter un groupe électrogène

3. utiliser d’autres chaînes de batteries

4. utiliser un grand convertisseur

5. augmenter le taux annuel de coupure de courant.

Fig. 5.9. Schéma du système sans groupe électrogène

Fig 5.8. Contraintes du système à étudier


91

Ce résultat montre que le système de point de vue technique est réalisable, mais avec

l’association d’autres composants, avec l’augmentation du nombre des turbines éoliennes, et

l’augmentation du taux annuel de coupure de courant.

L’augmentation des turbines éoliennes ne présente pas une solution puisque le prix de

revient du système augmente ainsi que le prix du KWh qui atteint une valeur très importante,

nous allons dans ce qui suit appliquer les trois recommandations afin de montrer

l’infaisabilité de ce choix.

Nous entrons des valeurs de 1 jusqu’à 10 turbines, même chose pour les chaînes des

batteries (de 1à 10 chaînes), le taux annuel de coupure sera maintenu à 10%, après nous

simulons notre système. Le résultat est affiché dans la figure 5.11.

La Fig. 5.11 montre que Homer a trouvé deux solutions optimales, la première

correspond à un système avec 5 turbines éoliennes de 100 kW, 6 chaînes de 40 batteries et un

convertisseur de 25 KW avec 0.360$/KWh, la deuxième solution comprend 10 turbines de

100 KW avec 0.605$/KWh, nous remarquons que nous avons un taux annuel de coupure de

10% pour la première configuration cependant pour la deuxième un taux de 0.09%.

Si on augmente le taux annuel de coupure à 46%, et ça ne répond pas à nos critères, on aura

une configuration de deux turbines avec un prix du 0.165$/KWh, avec des coupures pendant

toute l’année, spécialement pendant les mois les moins ventés.

Fig. 5.10.message d’erreur de la simulation du système sans groupe électrogène

Fig 5.11 Résultat de simulation après modifications


92

Tous ces résultats montrent malgré la capacité totale des turbines dépasse largement la

puissance maximale demandée par la charge, les vitesses du vent de la région ou bien le

potentiel éolien énergique joue un rôle trop important dans l’étude technico-économique des

systèmes éoliens, nous remarquons que les mois les moins ventés ont influé sur le choix du

système.

Pour répondre aux besoins énergétiques de notre village tout en respectant les contraintes

et les conditions déjà citées, nous allons associer un groupe électrogène au système précédent.

Dans ce qui suit, nous étudierons la faisabilité technique et économique d’un système

hybride qui doit assurer l’alimentation en énergie électrique de notre village qui se situe à la

région de Tindouf.

5.7.7 Optimisation et Simulation du système hybride éolien/diesel La figure ci-dessus montre le système global qui sera étudié en utilisant le logiciel

Homer, il comprendra une turbine éolienne, un groupe électrogène, un convertisseur back to

back et un système de stockage avec batteries.

Fig. 5.12. Schéma du système global

Maintenant notre système est complété, nous allons procéder à l’étape suivante, qui est

la simulation, à l’aide de Homer nous allons voir toutes les combinaisons faisables de point de

vue économique et technique.

HOMER simule les configurations du système avec toutes les combinaisons des

composants spécifiés en entrée. Il élimine des résultats de toutes les configurations de

systèmes infaisables, qui ne sont pas en adéquation avec la demande en électricité ni ne sont

compatible avec les ressources et les contraintes spécifiées. Une fois la simulation terminée et

sans message d’erreurs, Homer classe les résultats obtenus en fonction du coût de la durée de

vie NPC (Net Present Cost).

Le logiciel Homer simulera toutes les combinaisons possibles et faisables tout en

respectant les caractéristiques de village à alimenter, les contraintes techniques et


93

économiques. Une fois la simulation terminée, il affiche la meilleure combinaison de chaque

système trouvé. Il est à noter que pour notre cas, nous pouvons avoir quatre configurations

possibles :

1. turbine éolienne, groupe électrogène, convertisseur et batteries.

2. turbine éolienne, groupe électrogène.

3. groupe électrogène, convertisseur et batteries.

4. groupe électrogène.

Dans ce qui suit nous allons montrer les résultats d’optimisation et le classement des

systèmes obtenus.

Fig 5.14. Partie des solutions classées par coût sur la durée de vie

Fig 5.13. Résultats d’optimisation et classement des systèmes


94

Notons que Homer affiche l’ensemble des combinaisons possibles en fonction du coût de la

durée de vie (NPC). La durée de vie. Ensuite il choisit la meilleure de chaque système.

Dans la fenêtre des résultats de simulation, nous pouvons voir plusieurs détails

techniques et économiques à propos de chaque configuration de système que HOMER simule.

La figure 5 .13 montre que la meilleure configuration trouvée est celle de la turbine

éolienne, groupe électrogène (35 KW), convertisseur (25 KW), et deux chaînes de 40

batteries, suivie du groupe électrogène (35 KW), convertisseur (10 KW), et deux chaînes de

40 batteries, ensuite un groupe électrogène de (45 KW), et en dernier la turbine éolienne et un

groupe électrogène (40 KW).

Dans ce qui suit nous allons afficher les détails du système optimal choisit par Homer

qui correspond au plus petit coût de la durée vie.

5.7.8 Interprétation et discussion des résultats

La figure 5.15 représente le système optimal choisi par Homer Afin de pouvoir montrer l’importance du résultat d’optimisation du Logiciel Homer,

nous allons interpréter toutes les caractéristiques de la configuration choisie, Nous

commencerons par les détails techniques de notre système.

Détails techniques : nous allons commencer par la production électrique par

chaque composant, la figure 5.16 ci-après montre l’énergie produite et la

consommation de notre système

Fig 5.15.système optimal choisi par Homer

Fig 5.16. Energie électrique produite par le système optimal (Wind/GE/Battery)


95

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec0

10

20

30

40

50

60

Pow

er (k

W)

Monthly Average Electric ProductionWindGenerator 1

Fig 5.17 La production électrique mensuelle moyenne

D’après les résultats obtenus, nous remarquons que le système (Wind/GE/Battery)

produit 16% d’énergie électrique de plus par rapport à la demande de notre village, nous

remarquons aussi que le système ne présente aucune coupure de courant (l’une des contraintes

déjà vérifiée) et que toute la charge a été alimenté en énergie électrique.

La production éolienne représente 67.2% de la production totale de système. Elle est

variable sur toute l’année, elle est directement liée à la vitesse du vent, et pour pallier au

phénomène aléatoire de la vitesse du vent, le groupe électrogène nous aide à assurer la

disponibilité de l’énergie électrique. La figure 5.17 illustre la production électrique totale

mensuelle moyenne sur toute l’année.

Nous remarquons qu’il y a une différence dans la production de l’énergie électrique

entre certain mois de l’année, et que la puissance éolienne mensuelle moyenne produite est

importante dans les trois mois les plus ventés (Avril, Mai, juin). On note aussi que la

production éolienne est petite aux mois (janvier, octobre, novembre, décembre). Les Fig 5.18

et Fig.5.19 montrent la production mensuelle moyenne séparée de groupe électrogène et de la

turbine éolienne respectivement.


5

10

15

20

25

30

35

Ave

rage

Val

ue (k

W)

Generator 1 Electrical Output Monthly Averages

Month

maxdaily highmean

daily lowmin


30

60

90

120

Ave

rage

Val

ue (k

W)

Fuhrländer 100 Power Output Monthly Averages

Month

maxdaily highmean

daily lowmin

Fig 5.18. Puissance moyenne mensuelle Produite avec Groupe électrogène

Fig 5.19. Puissance mensuelle moyenne Produite avec Turbine éolienne


96

Fig 5.20 Profil journalier de la puissance produite par Groupe électrogène

Fig 5.21 Profil journalier de la puissance produite par la turbine éolienne


97

Fig 5.22 Profil journalier de l’excès de la production électrique par (Wind/GE/Battery)

Fig 5.23 Profil journalier de la charge électrique non alimentée en KW (Wind/GE/Battery)


98

Les figures 5.20 et 5.21 montrent le profil de la production journalière des deux

composants, nous notons qu’il y a une complémentarité dans la production d’énergie

électrique liée à la vitesse du vent, par exemple pour le mois de Mai, la production éolienne

est importante et la production par groupe électrogène est petite, contrairement au mois de

décembre ou la production éolienne est petite et la production par groupe électrogène est

importante.

Nous remarquons que dans les mois de mai et juin, la production éolienne est la plus

importante, cependant le mois de décembre représente la production la plus grande avec le

groupe électrogène.

La figure 5.22 illustre le profil journalier de l’excès de la production électrique par

(Wind/GE/Battery), elle montre que pendant les quatre mois les moins ventés de l’année, on a

une production électrique sans excès, cependant pour le reste, l’excès varie avec la variation

des vitesses moyennes du vent, le mois de Mai et Juin ont l’excès le plus important de l’année

puisqu’ils correspondent au mois le plus venté avec une vitesse du vent moyenne similaire de

7.3m/s.

La figure 5.23 montre que la demande en énergie électrique pendant toute l’année est

satisfaite par le système (Wind/GE/Battery). Même pour la période la moins ventée de l’année

à savoir les mois de l’hiver, la figure 5.24 illustre une journée du mois du décembre, on voit

que les deux graphes, celui de la puissance demandée et celui de la puissance fournie au

village sont pratiquement identiques.

Fig 5.24. La puissance demandée, et la puissance fournie au village pour la journée du 22 décembre


99

La figure 5.25. illustre La puissance produite par l’éolienne et la vitesse du vent pendant la

journée du 10 juin, montre que les deux graphes sont proportionels, cette proportionnalité

entre la vitesse du vent et la puissance produite par l’éolienne montre l’importance de l’étude

du potentiel énergitique de chaque région avant le dimenssionnement du système.

Détails des composants du système (Wind/GE/Battery)

Détails de la turbine éolienne : Le tableau ci-dessus résume les détails de fonctionnement de la turbine pendant une

année dans notre systeme hybride.

La puissance nominale de la turbine éolienne est 100 KW , la puissance éolienne

produite est de 27 KW, le coefficient de capacité qui représente la puissance moyenne

produite divisée par la capacité totale de la turbine éolienne est de26.8%. la production totale

d’énergie électrique est 234685 KWh/an avec 8756 heures de fonctionnement par an.

Un autre détail important est celui (wind penetration) le taux de pénétration du vent dans le

système, il est de 81.1%, ce taux pour notre cas, l’alimentation d’un village isolé est très

satisfaisant, il est compris entre 60% et 100%.

Fig 5.25 La puissance produite par l’éolienne et la vitesse du vent pendant la journée du 10 juin

Fig 5.26. Détails de la turbine éolienne dans le système hybride (Wind/GE/Battery)


100

Détails du Groupe électrogène : Nous rappelons que le générateur qui a été choisi est de 35KW, ci-après les détails de

fonctionnement du groupe électrogène dans notre système hybride (Wind/GE/Battery)

Détails du système de stockage batteries :

Détails du convertisseur Le tableau ci-après résume les détails de fonctionnement du convertisseur 25KW

(onduleur/redresseur) dans le système hybride (Wind/GE/Battery) pour l’alimentation du

notre village isolé qui se situe à la région de Tindouf.

Détails du système de stockage

Nous avons choisi comme système de stockage pour notre village les batteries, ci-après

les détails de fonctionnement de ces dernières dans le système (Wind/GE/Battery).

Nous avons utilisé deux chaînes en parallèle de 40 batteries, la tension au bus continu est de

480V, d’après Homer l’autonomie de notre système de stockage pour l’alimentation du

village est 3.49 hrs, la durée de vie pour ces batterie est de 9.51 ans.

Fig 5.27. Détails du groupe électrogène dans le système hybride (Wind/GE/Battery)

Fig 5.29. Détails du convertisseur dans le système hybride (Wind/GE/Battery)

Fig 5.28. Détails du système de stockage dans le système hybride (Wind/GE/Battery)


101

Détails économiques : nous trouvons le coût annuel ou coût de la durée de vie

(NPC : Net Present Cost) en $, catégorisé par type de composants ou par type de

coûts. La figure 5.29 montre NPC détaillé de chaque composant du système optimal

et la figure 5.30 montre le coût annuel détaillé de chaque composant du système. Nous

remarquons que le coût total de la durée de vie du groupe électrogène est supérieur

celui de la turbine éolienne, cela revient à la consommation importante du Fuel

(diesel) pour répondre aux besoin de la charge.

« Other » représente les salaires des deux techniciens de maintenance

Le coût total de la durée de vie est la somme de tous les coûts de chaque composant.

Fig.5.29. NPC détaillé de chaque composant du système optimal

FL100 GE Vision 6FM200D Converter Other-50,000

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Net

Pre

sent

Cos

t ($)

Cash Flow SummaryCapitalReplacementOperatingFuelSalvage

Fig 5.30 le coût annuel détaillé de chaque composant du système optimal FL100 GE Vision 6FM200D Converter Other

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

Ann

ualiz

ed C

ost (

$/yr

)



102

La figure 5.31 représente le coût NPC détaillé par type de coût du système optimal,

nous remarquons que le plus important est celui du coût d’investissement du système suivi du

coût des opérations et maintenance du système, ensuite le coût de carburant (161 397 $), en

dernier nous trouvons le coût de remplacement des composants du système, la valeur

négative « salvage » qui peut être la vente d'électricité ou la revente des composants au

démontage du système à la fin de la vie du projet. Le tableau ci-dessous résume tous les coûts

de notre système sur toute la durée de vie du projet.

Détails écologiques

Nous allons maintenant nous intéresser à l’écologie, notre village se situe dans une

région sous-peuplée, mais nous devons protéger l’environnement, dans ce qui suit nous allons

comparer les quatre systèmes optimaux qui ont été choisis par le logiciel Homer à base du

Capital Replacement Operating Fuel Salvage-50,000

0

50,000

100,000

150,000

200,000

Net

Pre

sent

Cos

t ($)


Fig 5.31. NPC détaillé par type de coût du système optimal

Fig 5.32. Résume détaillé des coûts en $ du système sur toute la durée de vie du projet


103

NPC. Notons que nous avions deux systèmes avec groupes électrogènes, deux systèmes

hybrides, le tableau 5.5 résume les émissions engendrées par chaque système.

Système (a) : turbine éolienne, groupe électrogène, convertisseur et batteries

Système (b) : groupe électrogène, convertisseur et batteries.

Système (c) : groupe électrogène.

Système (d) : turbine éolienne, groupe électrogène.

D’après le tableau 5.5, le système moins polluant est notre système (a), suivi par le

deuxième système hybride(d), ensuite le système groupe électrogène, convertisseur et

batteries (b), et en dernier le système (c) qui correspond à celui du groupe électrogène.

Ces résultats montrent l’importance de l’utilisation des énergies renouvelables comme

l’éolienne, elles sont propres, non polluantes de l’environnement et inépuisables.

System (a) System (b) System (c) System (d)

Carbon dioxide 110,824 257,579 273,583 169,180

Carbon monoxide 274 636 675 418

Unburned hydrocarbons 30.3 70.4 74.8 46.3

Particulate matter 20.6 47.9 50.9 31.5

Sulfur dioxide 223 517 549 340

Nitrogen oxides 2,441 5,673 6,026 3,726

Emissions (kg/yr)Pollutant

Tab 5.5 Emissions engendrées par chaque système Kg/an


104

5.8 Comparaison entre systèmes isolés (stand alone) et l’extension du réseau Pour pouvoir comparer ces systèmes isolés (stand alone) optimaux avec ceux

connectés au réseau, nous avons fixé le coût de la connexion au réseau électrique le plus

proche par 10000 $/Km, et le prix d’achat d’un KWh à 0.1$. La figure 5.33 montre la

comparaison de chaque système isolé avec l’extension du réseau électrique, pour la meilleure

configuration (a), le graphe montre que si notre village à alimenter est à moins de 21.5 km du

réseau le plus proche, l’extension du réseau est la solution optimale, au-delà de cette distance

le système hybride (a) est le plus rentable. De même pour les autres configurations, pour le

système (b) moins de 24.7km, celui connecté au réseau est le plus optimal, au-delà de cette

distance l’isolé le mieux placé, pour la configuration (c), à partir de 26.4 km le système isolé

est plus optimal, et pour la configuration (d) au-delà de 28.4 km, le système isolé est le plus

optimal.

Système (a) Système (b)

Système (c) Système (d)

Fig 5.33.Comparaison entre les systèmes optimaux stand alone avec l’extension du réseau


105

Pour en finir, notre village se trouve dans une région éloignée isolée au sud ouest

d’Algérie. L’extension du réseau électrique s’avère une solution onéreuse, en outre, les

contraintes dues aux intempéries dont le vent de sable, les gradients de température entre les

différentes saisons et celle entre la nuit et le jour pour la saison hivernale posent un autre

problème, tous ces facteurs favorisent l’installation des systèmes isolés (stand alone). Le

système optimal (a) est la meilleure solution pour l’alimentation de notre village isolé au sud

ouest de notre pays.

5.9 Etude de la sensibilité avec la variation du vitesse du vent /prix du diesel Dans notre cas nous allons étudier l'impact de l'évolution des prix du carburant et

l'impact de la variation des vitesses annuelles moyennes sur le choix de type de système de

production d'électricité. Dans cette partie, nous allons déterminer quel est le système optimal

le plus adapté pour notre village pour chaque composante vitesse moyenne annuelle du

vent/prix du diesel.

Nous avons déjà fixé le prix du diesel à 0.3$/L, nous ajouterons les prix 0.5$/L,

0.7$/L, 1$/L dans la colonne des sensibilités du prix du carburant, de même pour la vitesse

annuelle moyenne du vent, on fait entrer les vitesses 3m/s, 4m/s, 5m/s, 7m/s dans la colonne

des sensibilités des vitesses annuelles du vent.

Le logiciel Homer nous aide à voir toutes les meilleures configurations pour chaque

composantes vitesse du vent/ prix du diesel, pour notre cas, nous avons cinq vitesses et quatre

prix, on aura donc 20 systèmes. Tous ces résultats vont être illustrés dans la figure 5.34 qui

résume tous les cas possibles.

La figure 5.34 montre que si la composante vitesse du vent/prix diesel change le système

optimal change, nous remarquons que nous avons deux zones différentes, la première c’est la

blanche qui représente le système optimal (GE/Battery) et la deuxième grise qui représente le

système optimal (Wind /GE/ Battery).

Le graphe peut être divisé en trois parties :

la première partie celle des vitesses moyennes du vent inférieures à 4 m/s.

la deuxième partie est intermédiaire comprise entre les vitesses du vent de 4 m/s et

5.38m/s.

la troisième partie celle des vitesses moyennes du vent supérieures à 5.38 m/s.


106

Pour la première partie du graphe, le système optimal est (GE/Battery), quelque soit la

variation de la vitesse du vent au-dessous de 4m/s.

Pour la deuxième partie, on remarque que, de plus le prix du diesel augmente, (la vitesse

supérieure à 4m/s), de plus le système optimal se déplace vers le système (Wind/GE/Battery),

cette partie est caractérisée par deux systèmes optimaux qui sont lies directement à la

composante vitesse du vent/ prix diesel, le système optimal se déplace avec la variation de

cette dernière.

Pour la troisième partie du graphe, le système optimal est (Wind/GE/Battery), quelque soit

la variation du prix du diesel au-dessous de 1$/L.

Cette étude de sensibilité nous a donné une optimisation globale avec l’évolution de la

composante vitesse du vent/ prix diesel, de plus elle nous a montré davantage que nous avons

bien dimensionné le système hybride pour l’alimentation du village isolé de Tindouf même si

le prix du diesel atteint 1$/L.

321


107

5.10 Conclusion Dans ce chapitre, nous avons présenté la carte des vents de l’Algérie, et les vitesses

moyennes mensuelles de chaque région du pays, nous avons aussi présenté l’évolution des

systèmes éoliens et hybrides.

Nous avons étudié la faisabilité technique et économique d’un système

d’alimentation en énergie électrique pour un site isolé situé dans la région de Tindouf au sud-

ouest du pays, à l’aide du logiciel de modélisation énergétique HOMER (Hybrid Optimisation

Model for Electric Renewables).

Le logiciel Homer nous a permis de choisir un système optimal hybride (Wind/GE/

Battery) tout en dimensionnant ces composants en utilisant les caractéristiques de notre

village (ressources du vent et la puissance maximale à fournir) à alimenter. Le taux de

pénétration du vent dans ce système est de 81% qui très acceptable pour les systèmes

alimentant les petits villages isolés [1][16]. Nous avons étudié la faisabilité de l’extension du

réseau électrique pour notre village.

Homer nous a aussi permis d’étudier la sensibilité de l’évolution du prix du diesel avec

la variation des vitesses moyennes annuelles pour l’alimentation du village isolé. Nous avons

vu que malgré l’augmentation du prix du diesel jusqu’à 1$/L, notre système (Wind/GE/

Battery) restera le système optimal.

Conclusion générale et perspectives

108

Conclusion Générale et perspectives

Le travail effectué dans ce mémoire a été structuré de la façon suivante :

Nous avons d’abord présenté les concepts fondamentaux de la chaîne de conversion de

l'énergie éolienne en énergie électrique et nous avons dressé un état de l'art sur les différentes

associations machines électriques – convertisseurs pouvant être accouplées à une éolienne.

Après cet aperçu sur l’état de l’art des aérogénérateurs, le deuxième chapitre avait

pour objectif l’étude et la modélisation de la partie mécanique de la turbine éolienne, dans

cette partie, nous avons présenté tous les composants de l’éolienne ainsi son modèle, traduit

sous forme d’équations.

Dans le troisième chapitre de ce mémoire, nous avons présenté, l’étude de la machine

asynchrone à double alimentation, des généralités sur la MADA ainsi que ses différents

modes de fonctionnement, ses applications, et ses avantages. Et afin de pouvoir représenter le

modèle de la machine asynchrone à double alimentation dans le repère (d-q), nous avons fait

appel à la transformation de Park qui nous a simplifie notre système tout en tenant compte

des hypothèses simplificatrices.

Afin de découpler le flux et le couple, et rendre ainsi le comportement de la machine

asynchrone à double alimentation similaire à celui de la machine à courant continu à

excitation séparée, nous avons élaboré la commande vectorielle en puissance active et réactive

statiques de la MADA intégrée dans système éolien , Nous avons vu que la composante

directe du courant rotorique contrôle la puissance réactive, et la composante en quadrature

contrôle la puissance active, chose qui nous a permis d’avoir des performances dynamiques

élevées similaires à celle obtenues avec la machine à courant continu (MCC), et pour montrer

l’intérêt que présente notre système, nous l’avons simuler à l’aide de MATLAB, les résultats

de simulation sont satisfaisants.

Dans la dernière partie de ce travail, nous avons présenté la carte des vents de

l’Algérie, et les vitesses moyennes mensuelles de chaque région du pays, suivi par l’évolution

des systèmes éoliens et hybrides. Nous avons étudié la faisabilité technique et économique

d’un système hybride d’alimentation en énergie électrique pour un site isolé situé dans la

région de Tindouf au sud-ouest du pays, à l’aide du logiciel de modélisation énergétique

HOMER (Hybrid Optimisation Model for Electric Renewables).

Conclusion générale et perspectives

109

Nous avons constaté que le système (Wind/GE/ Battery) est le plus optimal pour

l’alimentation du village isolé sur tout les plans technique, économique et écologique. Cette

étude nous a montré que l’Algérie dispose d’un potentiel énergique éolien important dans la

région sud Ouest et que les systèmes éoliens hybrides, en plus du solaires présentent une

autre alternative pour la production d’énergie électrique dans la région.

Le logiciel Homer nous a aussi permis d’étudier la sensibilité de l’évolution du prix du

diesel avec la variation des vitesses moyennes annuelles pour notre système optimal. Il nous

a aussi permis de voir la rentabilité économique de l’extension du réseau électrique.

Le travail effectué dans le cadre de ce mémoire de Magistère peut être poursuivi et

complété par des perspectives pouvant contribuer à son amélioration.

En perspectives de ce mémoire, on propose les idées suivantes :

Utilisation du système de conversion d’énergie éolienne à base da la MADA pour le

filtrage des harmoniques.

Etablissement d’un modèle de la MADA prenant notamment en compte la saturation

magnétique ;

Une réalisation expérimentale du système hybride éolien/ solaire.

Références

110

Références

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Stockholm”, Sweden John Wiley & Sons, Ltd, Chichester, England

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Doctorat en Génie Electrique, Université de Henri Poincaré, Nancy-I, France,

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l’énergie électrique et de la continuité de service’’, Thèse de Doctorat en Génie Electrique,

Université de Henri Poincaré, Nancy-I, France, 2010.

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Références

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[16] Miguel LOPEZ, “ Contribution a l'optimisation d'un système de conversion éolien pour

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[21] F. Poitiers, “Etude et Commande de Génératrices Asynchrones pour l’Utilisation de

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[29] Site Internet de l'Association Danoise de l’industrie éolienne,

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[30] www.wwindea.org, World Wind Energy Association.

[31] www.enercon.de.

[32] www.homerenergy.com.

Annexe

113

Annexe Dimensionnement du régulateur PI par la méthode de compensation des pôles.

La figure (1.1) montre un système en boucle fermée corrigé par un régulateur PI

Fig.1.1 : Schéma bloc d’un système réglé par un PI

La forme du correcteur est la suivante :

⁄

Avec Kp : est le gain proportionnel du régulateur ; Ki : est le gain intégral du régulateur.

Si on considère la fonction du transfert suivante :

1

En boucle ouverte on aura la fonction de transfert suivante :

. 1 1 1

1

On prend :

Alors

En boucle fermée, la fonction de transfert s’écrit comme suit :

1

1 1

Pour attendre 95% de la consigne, le temps de repense tr du système bouclé vaut : 3

Annexe

114

Donc :

3

D’où 3

3

Pour notre système

La fonction de transfert du régulateur est donnée par:

(1 ) ( )

K iPK i K i K p K i K pK p K p p PP K p P P K p

K p

++ = + = + =

La fonction de transfert en boucle ouverte (FBO).

. ⁄

.

..

.

La fonction de transfert en boucle fermée (FBF).

.

Annexe

115

Donc on aura :

2

. 2

2

mémoire de magister -...

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