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A classer sous: 9 Divers

«Rendement total» et «rendement MPPT dynamique»

Rendement des onduleurs photovoltaïques

Il est aussi fréquemment indiqué une ten-sion nominale DC, à laquelle ces indica-tions de rendement peuvent alors cor-respondre. Occasionnellement une cour-be de rendement (généralement impri-mée en très petit) est indiquée (en géné-ral à cette tension nominale).

Rendement ≠ rendementCes indications sont souvent insuffisantespour la planification d’installations PVdimensionnées de façon optimale. Il estparfaitement clair que le rendement deconversion � dépend de la tension DC uti-lisée (et il est vrai aussi dans une moindremesure également de la tension AC) [1, 3,4]. Il manque en règle générale des indica-tions sur la dépendance du rendement enfonction de la tension. Un fabricant n’in-dique que rarement le rendement européenpour deux ou plusieurs tensions différentes.Des exemples de rendements mesurés enfonction de la tension sont reproduits dansles figures 1 et 2, de même que dans [3, 5],mais également dans diverses publicationsdu laboratoire photovoltaïque du HTI.

Le générateur solaire d’une installationphotovoltaïque possède une caractéris-tique I-U déterminée selon la températu-re du module et le rayonnement solairemomentané, laquelle présente dans unpoint déterminé (Maximum Power PointMPP) une puissance maximale PMPP àune tension UMPP. L’onduleur tente entreautres de rester autant que possible sur leMPP avec des valeurs d’ensoleillement etde température variables. (Maximum-Power-Point-Tracking MPPT). Etantdonné que la mesure de la qualité de ceMaximum-Power-Point-Tracking est rela-tivement difficile, il est généralementtacitement admis que l’onduleur travailleexactement sur ce MPP. Mais, selon lesprocédés MPPT mis en œuvre, des écartsplus ou moins importants, tout au moinspour certaines puissances et tensions,apparaissent, ce qui peut réduire la pro-duction d’énergie de l’ensemble de l’ins-tallation (dans certaines circonstancesjusqu’à quelques pour-cent).Une tendance existe dans les modulessolaires à améliorer les spécifications, demanière que les spécifications de puis-

sance soient indiquées pour différentsensoleillements et la production d’éner-gie mesurée dans des conditions météo-rologiques réelles. On peut de ce faitobtenir une amélioration du calcul de laproduction DC des installations PV. Mais,si les pertes d’énergie consécutives auxerreurs dans le MPP-Tracking des ondu-leurs ne sont pas aussi correctement pri-ses en considération, une insécuritéimportante continue à subsister pour ladétermination de la production d’énergiedes installations couplées au réseau.Le but de cet article est en premier lieu dedéfinir le rendement MPP-Tracking �MPPTensuite de définir à partir de � et �MPPT unrendement global �tot et d’illustrer cesgrandeurs sur la base de quelques mesurespratiques. Si, sur la base de mesures effec-tuées sur un onduleur ce rendement global�tot est connu pour différentes tensions, leconcepteur d’une installation photovol-taïque peut non seulement adapter le géné-rateur solaire et l’onduleur entre eux defaçon optimale sur la base de la puissance,mais également sur celle de la tension. Lesvaleurs mesurées pour �tot peuvent égale-ment être utilisées dans les programmes desimulation existants, si bien qu’un calculde production amélioré est possible.

Rendement de conversion �de deux onduleursDes onduleurs sans transformateur (figu-re 1) atteignent des rendements deconversion � très élevés jusqu’àquelques pour cent au-dessus de ceuxd’appareils comparables à séparationgalvanique (figure 2).

Meilleure caractérisation des onduleurs photovoltaïques couplés auréseau avec les nouvelles grandeurs de «rendement total» et «rendementMPPT dynamique».De nombreux onduleurs solaires destinés à des installations connectéesau réseau sont spécifiés de façon relativement succincte par leur fabricant.Ils disposent souvent aujourd’hui d’une gamme de tension d’entréerelativement large. Mais les fabricants n’indiquent fréquemment qu’unrendement maximum (conversion) � et le rendement européen �EU.

Heinrich Häberlin

Figure 1 – Rendement de conversion d’un onduleur sans transformateur NT 4000

pour différentes tensions DC (PDCn = 3,4 kW). L’appareil présente le rendement le

plus élevé mesuré jusqu’à présent.

Figure 2 – Rendement de conversion d’un onduleur IG 30 avec séparation galva-

nique (et par conséquent � légèrement plus faible) pour différentes tensions DC

(PDCn ≈ 2,7 kW)

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Mesure du rendement MPP-Tracking statique �MPPT

Des simulateurs de générateurs solaires dehaute stabilité sont nécessaires pour desmesures précises et reproductibles du ren-dement statique MPP-Tracking [3, 5]; lessimulateurs à diodes linéaires utilisés parde nombreux laboratoires de test convien-nent moins à cet effet du fait des problè-mes de stabilité thermique qui leur sontinhérents. D’autre part, avec des simula-teurs de générateurs solaires pilotables parPC, on peut mesurer simultanément denombreuses grandeurs sur un niveau depuissance (par exemple �, �MPPT, cos�,harmoniques) et des mesures automa-tiques sont rendues possibles par unevariation échelonnée du courant suivantune caractéristique déterminée.Une certaine période de stabilisation (parexemple 60 secondes dans le cas desonduleurs à régulation MPP lente et éga-lement plus) est nécessaire avant lamesure du rendement statique MPP-trac-king �MPPT après le réglage d’un nouveauniveau de puissance. Le courant DC et latension DC sont alors, pendant la pério-de de mesure qui suit TM, si possiblemesurés simultanément à une fréquence

d’exploration élevée (par exemple 1000 à10 000 points de mesure/s). La formationd’une moyenne sur 50 ms ou 100 ms estutile pour éliminer la composante de 100Hz typique des onduleurs monophaséssur le côté DC. Le rendement statiqueMPP-Tracking est alors le rapport del’énergie DC effectivement absorbée parl’onduleur pendant la période de mesureet de l’énergie DC PMPP • TM offerte par lesimulateur pendant ce temps.Le rendement statique MPP-Tracking�MPPT est en conséquence déterminécomme suit:

(1)

uA(t) = tension à l’entrée DCiA(t) = courant } de l’onduleurPMPP = puissance PV maximale

disponible sur MPPTM = durée de la mesure (début à t = (0).

Recommandé: 60 s à 300 s par échelon.

Les wattmètres de précision classiquessont généralement trop lents pour déter-miner avec suffisamment de précision lesvaleurs MPP. C’est pourquoi la méthode

de balayage et de constitution de lamoyenne décrite ci-dessus convientbeaucoup mieux. Les valeurs de mesureainsi obtenues peuvent être indiquéesdans les diagrammes dits de nébulosité(figures 3 et 4).Il est utile, pour indiquer le comporte-ment MPP-Tracking précis à différentespuissances, de représenter �MPPT en fonc-tion de la puissance MPP et dans lemême diagramme, d’indiquer sur undeuxième axe d’une part la valeur réellemesurée de UMPP et de l’autre, la moyen-ne de la tension d’entrée DC efficaceréglée par l’onduleur sur la caractéris-tique (figures 5 + 6).Etant donné que la grandeur d’entrée duMPP-Tracking est la puissance MPP miseà disposition par le générateur solairePMPP, �MPPT est utilement représenté enfonction de PMPP. Il est d’autre part avan-tageux, pour comparer le comportementdes onduleurs de différentes grandeurs,de normaliser cette puissance MPP sur lapuissance nominale DC de l’onduleurPDCn, donc de représenter �MPPT en fonc-tion de PMPP/PDCn comme dans les figures5 à 8.Comme on peut le constater dans la figu-re 5, de nombreux onduleurs travaillent

Figure 3 – Diagramme de nébulosité d’un NT 4000 à PMPP ≈ 2 kW et UMPP ≈ 370 V.

La valeur mesurée de �MPPT se situe à 99,8 %, c’est-à-dire que l’onduleur présente

ici un excellent comportement MPP-Tracking.

Figure 4 – Diagramme de nébulosité d’un NT 4000 pour PMPP ≈ 130 W et UMPP =

355 V. L’onduleur travaille à UDC = 410 V largement à côté du MPP, �MPPT se situe à

76 %, c’est-à-dire que le MPP-Tracking est ici plutôt mauvais.

Figure 5 – Rendement MPP-Tracking �MPPT d’un NT 4000 en fonction de PMPP/PDCn

à UMPP ≈ 560 V. Etant donné que l’appareil, dans le cas de petites puissances, fonc-

tionne à une tension plus basse UDC ≈ 410 V, �MPPT est ici bas. �MPPT augmente avec

PMPP vers 100 %, étant donné que UDC ≈ UMPP.

Figure 6 – Rendement MPP-Tracking �MPPT d’un IG 30 en fonction de la puissance

MPP normalisée PMPP/PDCn pour UMPP ≈ 260 V. UDC ne s’écarte également que peu

de UMPP, même dans le cas de petites puissances, le comportement statique MPP-

Tracking est également très bon.

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avec de petites puissances sur une tensionfixe, étant donné que les perturbationsdues à leur fréquence de commutationinterne PWM rendent difficile l’identifica-tion du petit signal de courant aux bassespuissances et en conséquence la recher-che correcte du MPP. En conséquence,pour de petites puissances, un fonction-nement judicieux est toujours encore pos-sible grâce à cette stratégie. Toutefois,pour de petites puissances, selon la posi-tion de la tension MPP effective UMPP,plus ou moins d’énergie est délivrée, carl’énergie offerte par le générateur PV n’estpas intégralement utilisée, en particulierlorsque cette tension fixe se situe commedans la figure 5 éloignée de la tensionUMPP efficace. Il serait vraisemblablementpréférable, pour de petites puissances, detravailler par exemple à 0,8 fois la tensionà vide préalablement mesurée UOC.L’onduleur représenté dans figure 6 pré-sente par contre un comportement MPPTstatique sensiblement supérieur, sa ten-sion de travail UDC n’est que peu en des-sous de UMPP, même à de petites puissan-ces, ce qui a pour conséquence de moin-dres pertes de puissance et en consé-quence un rendement �MPPT supérieur.Les figures 7 et 8 montrent le rendementMPP-Tracking statique �MPPT d’un NT4000 et d’un IG 30 en fonction de PMPPpour trois et quatre tensions MPP diffé-rentes. A de petites puissances, le com-portement MPPT de l’IG 30 est nettementsupérieur.

Introduction du rendementtotal �tot

On peut maintenant, avec une considé-ration presque fondamentale, introduirele rendement total �tot d’un onduleur(voir figure 9).Le générateur solaire met à disposition,sur la base du rayonnement actuel G etde la température T, une puissance déter-minée PMPP. Mais l’onduleur en modestationnaire ne valorise que PDC = �MPPT • PMPP et en tire PAC = � • PDCOn peut en conséquence définir unenouvelle grandeur:rendement total d’un onduleur:�tot = � • �MPPT = PAC / PMPP (2)On a en conséquence dans le mode sta-tionnaire:PAC = � • PDC = �MPPT • PMPP •

= �tot • PMPP (3)Le rendement total d’un onduleur est enconséquence une caractéristique de qua-lité directe, qui pour la pratique présente

une pertinence plus élevée que le rende-ment de conversion pur �. Comme � et�MPPT, �tot dépend naturellement aussi dePMPP et UMPP et doit être déterminé pardes mesures adéquates.Les figures 10 et 11 présentent le rende-ment �tot total qui vient d’être calculé desdeux onduleurs en fonction de la puis-sance MPP normalisée PMPP / PDCn pourtrois et quatre tensions MPP différentes.De manière à brièvement décrire avec uneseule valeur le comportement d’un ondu-leur, on peut également pour �tot et �MPPTcalculer un rendement moyen (par exem-ple rendement européen) (tableau 1).Attention:�tot-EU n’est pas exactement �EU • �MPPT-EU,étant donné que �EU ne se rapporte pas àPMPP.

Tests MPP-Tracking dynamiquesEn dehors du comportement d’un fonc-tionnement statique, qui peut être parfai-tement décrit par �, �MPPT et �tot, le

Figure 7 – Rendement MPP-Tracking �MPPT d’un NT 4000 en fonction de la puis-

sance MPP normalisée PMPP/PDCn pour quatre tensions MPP différentes. Etant donné

que l’appareil fonctionne de façon fixe sur UDC ≈ 410 V pour de petites puissances,

�MPPT y est plus ou moins inférieur à 100 % suivant la position de UMPP.

Figure 8 – Rendement de MPP-Tracking �MPPT d’un IG 30 en fonction de la puis-

sance MPP normalisée PMPP/PDCn pour quatre tensions MPP différentes. L’échelle

�MPPT est très élargie par rapport à la figure 7. Le comportement statique MPP-

Tracking est également très bon pour de petites puissances.

Figure 9 – Pour le calcul du rendement total d’onduleurs connectés au réseau: un onduleur est constitué de deux ensembles principaux, le MPP-Tracker, qui doit toujours tirer du géné-

rateur PV la puissance maximale possible et la véritable partie onduleur qui doit convertir la puissance de courant continu disponible le plus efficacement possible en courant alternatif.

Tableau 1 – Rendement moyen de � , �MPPT et �tot (pondération selon la formule du rendement européen) du NT

4000 et du IG 30 pour trois tensions différentes.

NT 4000 IG 30

UMPP 400 V 480 V 560 V 170 V 260 V 280 V 350 V

�EU 95,3 % 94,8 % 94,3 % 90,9 % 91,4 % 92,0 % 91,5 %

�MPPT-EU 99,5 % 99,0 % 98,0 % 99,7 % 99,8 % 99,8 % 99,5 %

�tot-EU 94,9 % 93,0 % 92,5 % 90,7 % 91,2 % 91,7 % 91,0 %

Suite en page 14

▲

Figure 13 – Puissance DC PDC (t) absorbée mesurée à UMPP = 260 V pour un IG 30

lorsque la puissance DC offerte varie toutes les 10 secondes entre 20 % (PMPP-T) et

100 % (PMPP-H) de la puissance DC nominale. Du fait de la régulation relativement

lente, le rendement �MPPT dynamique mesuré avec �MPPTdyn = 87,6 % est ici relati-

vement bas.

Figure 12 – Puissance DC PDC(t) absorbée mesurée à UMPP = 480 V sur un NT 4000

lorsque la puissance DC offerte varie toutes les 10 secondes entre 20 % (PMPP-T) et

100 % (PMPP-H) de la puissance DC nominale. Du fait de la régulation relativement

rapide, le rendement MPPT dynamique mesuré avec �MPPTdyn = 97,6 % est relative-

ment élevé.

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comportement dynamique nous intéresseégalement dans la pratique. Des varia-tions relativement rapides entre deuxniveaux de valeurs PMPP connues sont uti-les pour les tests dynamiques qui simu-lent des jours à ensoleillement alterné.Les flancs des variations de puissancesont alors, pour les petites installationsphotovoltaïques, plus pentues que pourles grandes installations. Dans le cas depetites installations jusqu’à quelques kW,la puissance photovoltaïque peut varierdans le cas de situations météorologiquesparticulières avec des nuages nettementdéfinis (en particulier au printemps et audébut de l’été) en moins de 500 ms d’en-viron 15 % à 120 % de la puissance DCnominale. Dans de telles conditions unbon onduleur devrait pour le moins nepas se déclencher.Une variation presque rectangulaireentre environ 20 % et 100 % de la valeurnominale du courant et par conséquencede la puissance avec des flancs pentus etseulement moins (1-3) niveaux intermé-diaires, qui ne sont atteints que pendanttrès peu de temps (par ex. pendant 100ms à 200 ms) constitue un test simple ducomportement dynamique (figure 12 et

figure 13). Comme dans le cas des teststatiques, les valeurs PMPP doivent, avantle début d’un test MPP-Tracking dyna-mique, être déterminées sur les niveauxde puissance prévus et une période destabilisation de 1-2 minutes doit égale-ment être prévue. Suivent ensuitequelques cycles de test (par exemple 6)pendant qu’a lieu la mesure MPPT dyna-mique efficace. Naturellement la plupartdes onduleurs ne trouvent pas immédia-tement le MPP efficace, c’est pourquoi lapuissance MPP offerte n’est pas intégrale-ment absorbée après une modification.Le temps T pendant lequel la valeur decourant élevée et celle basse sont attein-tes pendant un cycle de test peut varierentre 2s et 60 s, ce qui entraîne un tempsde cycle total de 4 s à 120 s et une duréede test totale TM = � TMi sur une plage depuissance et de tension sélectionnée d’aumaximum 12 minutes.Le rendement MPPT-Tracking dynamiquepeut alors être calculé de façon analogueà décrit dans (1):

(4)

où� PMPPi • TMi = PMPP1 • TM1 + PMPP2 • TM2+...+ PMPPn • TMn (5)

(Somme des différentes énergies MPP quipeuvent être absorbées dans des condi-tions optimales dans les différentsniveaux de puissance).TMi = temps, pendant lequel le simulateurde générateur solaire offre la puissanceMPP PMPPiTemps de mesure total TM = � TMi = TM1 +TM2 + TM3 + ... + TMn (6)

Remarque finaleLe rendement total �tot introduit dans cetarticle tient mieux compte du comporte-ment statique des onduleurs connectésau réseau que le rendement de conver-sion pur �. Il devrait être indiqué par lesfabricants pour différentes tensions. Dece fait les articles seraient mieux spécifiéset les planificateurs et programmes desimulation permettraient de concevoir defaçon plus optimale les installationsphotovoltaïques.Dans les sites où la nébulosité changefréquemment, le comportement MPPT

Figure 10 – Rendement total �tot d’un NT 4000 en fonction de PMPP pour trois ten-

sions MPP différentes. Du fait du �MPPT relativement mauvais pour de petites puis-

sances et de UMPP plus élevé, l’appareil a un �tot relativement petit malgré un ren-

dement � élevé.

Figure 11 – Rendement total �ot d’un IG 30 en fonction de PMPP pour trois tensions

MPP différentes. Dans le cas de petites puissances, le IG 30 contrebalance pour �tot

le mauvais rendement de conversion � par son bon MPP-Tracking.

�

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dynamique est également important. Lesonduleurs à régulation MPP rapide ont,dans le cas d’un ensoleillement variable,une production d’énergie plus élevéeque les appareils à régulation lente. Dansle cas des deux appareils décrits ici à titred’exemples, le comportement MPP sta-tique du IG 30 est supérieur, son régula-teur MPP est toutefois plus lent et lecomportement dynamique faible. Dansle cas du NT 4000, le comportementMPP statique n’est pas aussi bon du faitdu fonctionnement sur une tension fixe àpetites puissances, mais le régulateurMPP est déjà relativement rapide et leMPP-Tracking dynamique bon.Sur la base des mesures effectuées,l’UMPP devrait se situer, pour le NT 4000afin d’obtenir des résultats globaux opti-maux, approximativement entre 400 V et460 V à la puissance nominale et, pour leIG 30, approximativement entre 280 V et330 V.

Prof. Dr Heinrich HäberlinHaute Ecole technique bernoise

de technique et d’informatique (HTI)Section Electricité et systèmes

de communication,groupe de compétence systèmes

d’énergieLaboratoire de photovoltaïque

Jlcoweg 1, 3400 BurgdorfE-mail: heinrich.haeberlin@bfh.ch,

Internet: www.pvtest.ch

RemerciementsJe remercie mes assistants L. Borgna, M.Kämpfer et U. Zwahlen , tous ingénieursdiplômés El. FH, qui ont effectué enlaboratoire les mesures présentées danscet article. Les essais décrits dans ce rap-port ont été réalisés dans le cadre du pro-jet «Technique des systèmes photovol-taïques» sur mandat de l’Office fédéralde l’énergie (OFEN). Des parties de ceprojet ont également été financées parLocalnet SA Burgdorf, la société MontSoleil et Elektra Baselland.

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