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Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement Au Réseau Electrique D’Installations Techniques Photovoltaïques Interactions onduleur PV/réseau Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV

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Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement

Au Réseau Electrique D’Installations Techniques

Photovoltaïques

Interactions onduleur PV/réseau

Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 2/43

ESPRIT

Tâche 3

Interactions onduleur PV/réseau

Investigations sur les services apportés

par les onduleurs PV

Rédacteur :

Tran-Quoc Tuan (IDEA)

Bacha Seddik (G2elab)

Travaux réalisés avec le soutien financier de l’ADEME

Décembre 2011

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 3/43

Table des matières

I. INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 4

II. TACHE 3.1 : REGLAGE DE TENSION .................................................................................................. 5

II.1 INTRODUCTION ..................................................................................................................................... 5 II.2 LE REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF POUR LE REGLAGE DE TENSION...................................................... 7

II.2.1 Variations de tension ....................................................................................................................... 7 II.2.2 Solutions de réglage de tension ....................................................................................................... 8 II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ? ........................................................................................ 9

II.3 DESCRIPTION DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE [TRAN-05] ............................................ 10 II.4 RESEAU D’ETUDE ET SCENARIOS [TRAN-09] ..................................................................................... 15 II.5 REGULATION EN P/Q (RPQ) ............................................................................................................... 17 II.6 REGULATION AUTO-ADAPTATIVE DE TENSION (RAA) ........................................................................ 18 II.7 VALIDATION PAR LES ESSAIS AVEC L’ONDULEUR REEL ET LE SIMULATEUR TEMPS REEL .................... 20

II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel ................................................................................................ 20 II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais ................................................................................................. 20 II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20) ..................................................................................... 20 II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) ............................................................................ 21 II.7.5 Capteurs de courant et de tension ................................................................................................. 21 II.7.6 Impact sur la variation de tension ................................................................................................. 21

II.8 AVANTAGES DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE ................................................................. 22

III. TACHE 3.2 : CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE LA QUALITE ................................ 23

III.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................... 23 III.2 PROBLEMATIQUE DES COURANTS HARMONIQUES ET DES FILTRES ...................................................... 23

III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau ......................................................... 23 III.2.2 Filtre passif ............................................................................................................................... 24 III.2.3 Filtre actif ................................................................................................................................. 25 III.2.4 Filtre actif hybride .................................................................................................................... 25

III.3 COMMANDE GENERIQUE D’UN FILTRE ACTIF PARALLELE .................................................................... 25 III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle ................................................................................... 25 III.3.2 Commande générique ............................................................................................................... 26

III.4 COMMANDE D’UN ONDULEUR COMME FILTRE ACTIF .......................................................................... 27 III.4.1 Modèle de la charge ................................................................................................................. 27 III.4.2 Fonction PV de filtrage actif .................................................................................................... 29 III.4.3 Simulation ................................................................................................................................. 30

III.5 CONCLUSION ...................................................................................................................................... 31

IV. TACHE 3.3 : TENUE AUX PERTURBATIONS .............................................................................. 32

IV.1 COMPORTEMENT DES ONDULEURS PV EN CAS DE COURT-CIRCUIT [LE_11] ...................................... 32 IV.2 LIMITATION DE LA TENSION DU BUS DC EN CAS DE CREUX DE TENSION [NGUY_11] ........................ 33

IV.2.1 Problématique ............................................................................................................................... 33 IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal .......................................................... 35 IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut....................................................... 36 IV.2.4 Simulation ..................................................................................................................................... 37 IV.2.5 Conclusion..................................................................................................................................... 39

V. AUTRES SERVICES APPORTES PAR LE PV : REDUCTION DU TAUX DE DESEQUILIBRE

DE TENSIONS [TRAN_10C] ............................................................................................................................ 39

VI. CONCLUSIONS ................................................................................................................................... 41

VII. REFERENCES ..................................................................................................................................... 42

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Tran Quoc Tuan - IDEA 4/43

I. Introduction

Le raccordement des systèmes PV au réseau peut avoir des impacts sur le fonctionnement du

réseau [TRAN-03]:

Variation de tension due à l’injection de puissance active (ou/et réactive) sur le

réseau, en particulier pendant une période de fort ensoleillement et de faible

consommation

Déséquilibre de tension entre phases

Impact du caractère intermittent de la ressource solaire

Injection d’harmoniques de découpage au réseau si les onduleurs ne sont pas

munis de filtres efficaces

Injection de courant continu au réseau

Contribution au courant de court-circuit

Courants de fuite

Perturbations des signaux tarifaires

Impact des systèmes PV sur les pertes…

Cependant, ces impacts peuvent être fortement diminués en remplaçant le contrôle/commande

des onduleurs existants par un contrôle/commande « intelligent ». L’utilisation d’un

contrôle/commande « intelligent » des onduleurs pourrait avoir comme bénéfices la réduction

des coûts de raccordement, l’augmentation de la performance des onduleurs PV raccordés au

réseau voire la possibilité de mise en œuvre de fonctionnalités permettant d’améliorer le

fonctionnement du réseau ou la qualité de la tension sans pour autant diminuer l’efficacité du

dispositif de découplage des onduleurs..

Ce rapport présente les fonctionnalités qui pourraient être intégrées aux onduleurs PV grâce à

la mise en place d’un contrôle/commande intelligent ainsi que les critères de qualité de la

tension pouvant être améliorés : respect du plan de tension en régulant le niveau de tension,

absorption/production de puissance réactive selon les besoins, tenue aux creux de tension …

Dans ce rapport, on parlera principalement de la BT. Il faut déjà noter que la solution qui

consiste à implémenter une régulation de tension en BT ne peut pas actuellement se mettre en

place pour régler les problèmes de tension haute. En effet, dans l’arrêté du 28 avril 2008, il est

dit que les installations de production raccordées en basse tension ne doivent pas absorber de

puissance réactive.

Il présente :

- Un exemple de contrôle/commande intelligent permettant d’assurer le réglage de

tension (chapitre II)

- Une analyse des possibilités d’amélioration de la qualité de la tension (filtrage des

harmoniques) (chapitre III)

- Une étude de la capacité de tenue des onduleurs PV face aux perturbations du réseau

(chapitre IV)

- Enfin, une proposition d’un service apporté par onduleurs PV pour la réduction du

taux de déséquilibre de tension (chapitre V).

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 5/43

II. Tâche 3.1 : Réglage de tension

II.1 Introduction

Le raccordement d'une installation de production décentralisée d'énergie (PDE ou

génération décentralisée d’énergie GDE) sur un réseau de distribution modifie, du fait de

l'injection de puissance active et réactive, le plan de tension et les transits de puissance sur le

réseau. Ceci a pour effet une augmentation du niveau de tension du réseau de distribution. Le

changement de régime de fonctionnement du réseau (charge maximale et minimale) et le

caractère intermittent des GED peuvent provoquer des variations importantes de la tension

pouvant dépasser les limites réglementaires admissibles avec comme conséquence directe une

déconnexion intempestive des GED [TRAN-03].

Par ailleurs, les GED étant en majorité de petite puissance relativement modeste, elles ne sont,

en général, pas suivies par les gestionnaires de réseaux et donc pas dispatchables. La

communication entre les GED et le gestionnaire du réseau de distribution est donc limitée, ce

qui induit des difficultés dans l'application des algorithmes de répartition optimale de

puissance (OPF : Optimal Power Flow) et de gestion centralisée du réactif (VVC : Volt Var

Control).

Aussi, comme les moyens traditionnels de contrôle ne permettent pas de maintenir de façon

satisfaisante la tension dans les limites admissibles, le développement d’un régulateur de

tension intégré aux onduleurs semble être une option intéressante pour éviter d’avoir à

renforcer le réseau, pour réduire le coût de raccordement et pour augmenter le taux de

pénétration et les performances des GED.

Il y a plusieurs solutions pour le réglage de tension (Voir II.2.2). Mais un tel régulateur auto-

adaptatif est en effet capable de maintenir la tension du réseau dans les différents régimes de

fonctionnement de manière locale, automatique, adaptative et intelligente sans besoin des

moyens de communication avec le gestionnaire du réseau. Ce concept de régulateur a comme

avantage de faciliter le plan de contrôle et de gestion des réseaux en présence des GED sans

nécessiter de nouveaux équipements ou d’intervention sur les réseaux.

Des régulateurs de ce type sont d’ores-et-déjà intégrés à certains onduleurs, notamment ceux

commercialisés au Japon. En effet, au Japon tous les onduleurs doivent être équipés d’une

fonction de limitation de la tension [IEA_09]. Ces onduleurs possèdent une régulation de la

puissance réactive en fonction de la tension du réseau (voir Figure II.1).

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Tran Quoc Tuan - IDEA 6/43

Figure II.1. Algorithme de contrôle de la tension utilisé dans les onduleurs au Japon [IEA-

09]

Il existe aussi en France des réflexions sur la mise en place de régulation de tension (Q=f(U))

que ce soit en HTA ou en BT, basées sur des solutions plus simples que la régulation auto-

adaptative.

Le présent rapport présente une autre méthode de régulation, bien adaptée au contexte de

smart-grid et de l’intelligence répartie, qui permet aux onduleurs PV de participer au réglage

de tension. Elle est basée sur le principe d’utiliser les onduleurs comme les DFACTs répartis

afin de réguler la tension du réseau [TRAN-10c]. Les onduleurs PV utilisent le régulateur

adaptatif de tension proposé [TRAN-2005]. Pour agir sur les tensions basses, il est intéressant

que les onduleurs restent connectés au réseau même au moment où il n’y a pas

d’ensoleillement (ex : la nuit). Néanmoins, l’étude de raccordement, notamment en HTA mais

aussi en BT, réalisée par ERDF, évite ce genre de problème.

La satisfaction des besoins du gestionnaire de réseau consiste à utiliser, à chaque instant, les

possibilités de fourniture ou d'absorption de réactif des onduleurs PV (lorsqu'ils existent) pour

effectuer un réglage de tension en fonction des besoins du réseau. L'échange des informations

étant limité, chaque installation PV doit assurer la fonction de régulation de tension de

manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque installation PV doit détecter

les variations de tension et les niveaux critiques en utilisant des mesures locales, ainsi,

l’installation PV doit s’adapter aux différents régimes de fonctionnement. C’est pourquoi une

stratégie de réglage local avec un système contrôle/commande intelligent des onduleurs PV

est développée.

Dans cette éventualité, dans [TRAN-05, TRAN-09 et TRAN-10c] un nouveau concept d’un

système PV plus intelligent a été conçu. Un régulateur auto-adaptatif capable de maintenir la

tension du point de raccordement des installations PV dans les limites admissibles et de

participer au réglage « optimal » de tension du réseau a été proposé. Cette solution permet à

chaque production PV d’être indépendante, et de ne pas dépendre d’une entité définissant les

consignes à appliquer à la production. Avec le principe actuel de tarification des réseaux pour

les producteurs, ce service de réglage fourni par le producteur peut contribuer à réduire le coût

des renforcements de réseau rendus nécessaires par le raccordement du producteur.

Afin d’évaluer la performance de la solution proposée, cette partie présente tout d’abord la

nécessité de développement d’un régulateur auto-adaptatif de tension pour les productions

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Tran Quoc Tuan - IDEA 7/43

décentralisés, en particulier les productions PV (en HTA). La description du régulateur auto-

adaptatif proposé est ensuite abordée. D’autres solutions sont aussi présentées succinctement.

Enfin, la démonstration de la performance de la méthode proposée est effectuée par les

simulations sur un réseau réel BT en présence d’installations PV.

II.2 Le régulateur auto-adaptatif pour le réglage de tension

II.2.1 Variations de tension

Dans le réseau de distribution classique avec la structure radiale, la tension est plus élevée au

poste source et diminue vers l’extrémité du départ. La puissance circule dans un sens à partir

du poste source vers les consommations. Mais avec la présence des GED sur le réseau, le

réseau devient actif, la puissance circule dans les deux sens.

VR�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

R�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

VR�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

R�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

R�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

R�seau GED

PG

QG

Comp. QQC

Charge

PL

QLVRes

VCharge

X R

Figure II.2: Schéma simplifié pour détermination de chute de tension

La chute de tension entre le poste source et le point de raccordement d’une GED via une ligne

est déterminée par :

2

( ) ( )res G L G L C

res res

V R P P X Q Q Q

V V

Où : R, X : résistance et réactance totale de la ligne

PG, QG : puissance active et réactive fournie par une GED

PL, QL : puissance active et réactive de consommation

QC : puissance réactive du dispositif de compensation

Vres : tension du réseau

Selon la structure du réseau, le point de raccordement et la puissance injectée par GED, la

tension peut être élevée au point de raccordement, pouvant même dépasser la limite

admissible. Dans le réseau de distribution, la résistance linéique est plus importante que la

réactance linéique : la puissance active injectée par GED joue un rôle important pour la

modification de tension. La production des GED est non garantie en général pour les sources

d’énergie renouvelable (caractère intermittent), pouvant provoquer une fluctuation imprévue

de tension.

En France, l’élévation calculée de la tension induite par l’installation de production doit

permettre de maintenir en tout point de livraison du réseau la tension à l’intérieur de la plage :

230V-10% et +10% en BT et tension contractuelle (en générale 20 kV) -5% à +5% en HTA.

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Tran Quoc Tuan - IDEA 8/43

Le plan de tension dans le réseau de distribution dépend fortement du niveau de

consommation et du facteur de puissance de ces charges. Un changement de charge provoque

une variation de tension sur le réseau. Le cas extrême pour une élévation de tension

correspond à la charge consommée nulle associée à une production maximale.

La variation de tension dépend des moyens de compensation (DFACTS, Condensateurs) et

des moyens de réglage (transformateur réglable en charge, régulateur des générateurs …).

D’autre part, la tension en chaque nœud dépend aussi de la configuration du réseau,

notamment de la section des lignes ou des câbles et de leurs longueurs.

En résumé, la variation de tension est causée par :

- La variation de charge (à pleine charge, à faible charge)

- La variation de production des GED (caractère intermittent)

- Les moyens de compensation et de réglage

- La configuration du réseau (R, X …)

II.2.2 Solutions de réglage de tension

Dans les réseaux de distribution, les solutions possibles pour le réglage de tension sont :

Le changement automatique des prises des transformateurs réglables en charge

HTB/HTA. Cette solution est disponible en France mais pas dans tous les pays. De plus

la présence des GED dans le réseau peut provoquer des dysfonctionnements sur la

régulation standard d’un transformateur. Cette solution qui peut paraître insuffisante dans

les cas où la répartition des GED est hétérogène entre les départs est possible avec l’étude

de raccordement qui se fait en amont.

Le changement manuel des prises des transformateurs HTA/BT. Cette solution n'est pas

adaptée aux variations fréquentes de tension dans le réseau de distribution

Le compensateur de chute de tension sur les lignes ou les câbles (LDC: line drop

compensator). Cette solution est non disponible en France

La compensation par les condensateurs. Cette solution est généralement utilisée pour la

compensation réactive des flux de puissance dans le réseau, mais elle pourrait être utilisée

sur le réseau BT pour remonter la tension. Le raccordement des GED au réseau peut

provoquer des surtensions, ainsi cette solution reste difficile à mettre en œuvre.

Les moyens de compensation par DFACTS. Cette solution n'est pas encore développée et

serait onéreuse.

L’utilisation spécifique des GED pour participer au réglage de tension : cette solution est

l’objet du développement proposé, avec une solution spécifique.

Pour les GED, il y a deux types de régulation :

Le régulateur de tension (Automatic Voltage Regulator: AVR) est capable de maintenir

la tension terminale constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les générateurs de

dizaines à centaines de MVA dans le réseau de transport ou par les générateurs

fonctionnant en réseau séparé.

Le régulateur de facteur de puissance ou de puissance réactive (Power Factor :

PF/VAR) est capable de maintenir le facteur de puissance ou la puissance réactive

constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les GED ou les générateurs connectés

aux réseaux de distribution de quelques kVA à dizaines de MVA. Il faut noter que la

production PV est un cas particulier de ce type de régulation. Pour ce cas on peut

l’appeler la régulation P/Q (avec Q=0).

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 9/43

Le système de régulation PF/VAR (ou P/Q) est bien adapté pour les GED, en particulier les

GED de petites puissantes.

Pour les GED avec l’interface d’électronique de puissance, la régulation de tension de type

P/Q est largement utilisée (Figure II.3). Cette régulation maintient les puissances active et

réactive constantes.

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & QCalcule

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

PI PWM

PWM

Pmes

Qmes

Imes

VmesImes

Iref

Calcule

de

courant

de

référence

Iref

PI

Vmes

Vmes

Qconsigne

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & QCalcule

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

PI PWM

PWM

Pmes

Qmes

Imes

VmesImes

Iref

Calcule

de

courant

de

référence

Iref

PI

Vmes

Vmes

Qconsigne

Figure II.3: Principe de Régulation P/Q

II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ?

Les GED disposés sur une portion de réseau peuvent participer au réglage de tension sur cette

portion. Mais des questions se posent :

- Qui décide de changer les valeurs de consigne de ces GED?

- de combien? (La quantité nécessaire pour ramener la tension dans les limites

admissibles)

- Quand et combien de temps ? (Le moment de changement)

- Où ? (Quelles GED ?)

Un régulateur auto-adaptatif permet de répondre en partie aux questions posées avec un

intérêt particulier : prise de décision locale sur des mesures locales.

Une quantité significative de GED de petite puissance n’est en général ni observable, ni

dispatchable. Dans ce contexte, les stratégies de contrôle centralisé avec les communications

entre les GED et le gestionnaire du réseau sont difficiles ou cela augmente sensiblement le

coût de raccordement en ajoutant les équipements supplémentaires de mesure et de contrôle.

L'échange des informations étant limité, chaque GED doit assurer la fonction de régulation de

tension de manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque GED doit détecter

la situation de fonctionnement et s’adapter pour les différents régimes de fonctionnement avec

les mesures locales.

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Tran Quoc Tuan - IDEA 10/43

II.3 Description du régulateur auto-adaptatif proposé [TRAN-05]

Le système concerné comporte une production décentralisée d’énergie (GED) raccordée sur

un réseau de distribution via un point de raccordement. Un régulateur auto-adaptatif de

tension est développé afin d’assurer la fonction de régulation de tension pour maintenir la

tension dans les limites dans les différents régimes de fonctionnement. Trois modes de

fonctionnement du régulateur sont possibles (Figure II.4) correspondant à trois régimes de

fonctionnement possibles (Régime normal, Régime perturbé et Régime critique) :

- Mode de régulation de facteur de puissance ou de puissance réactive (Mode PF/VAR)

pour le régime de fonctionnement normal (Régime normal)

- Mode de régulation de tension (Mode AVR) pour le régime de fonctionnement

perturbé (Régime perturbé)

- Mode de régulation de puissance active (Mode P) pour le régime de fonctionnement

perturbé (Régime critique)

Le changement de mode de fonctionnement du régulateur est assuré de manière automatique

et auto-adaptative afin de maintenir la tension au nœud désiré dans la limite désirée pour

n’importe quel régime de fonctionnement. Ce régulateur utilise les mesures de tension ou de

courant au point de raccordement.

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & QCalcule

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

PI PWM

PWM

Pmes

Qmes

Imes

VmesImes

Iref

Calcule

de

courant

de

référence

Iref

PI

Vmax

Vmin

Qconsigne

Q adaptée

Bloc

Adaptation

+

Vmes

+

Vmes

Vmes

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & QCalcule

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

PI PWM

PWM

Pmes

Qmes

Imes

VmesImes

Iref

Calcule

de

courant

de

référence

Iref

PI

VmaxVmax

VminVmin

Qconsigne

Q adaptée

Bloc

Adaptation

+

Vmes

+

Vmes

Vmes

Figure II.4: Régulation auto-adaptative de tension proposée

Dans cette partie, la description d'un régulateur auto-adaptatif est présentée. Quelques points

importants du régulateur auto-adaptatif proposé sont:

Rôle du régulateur auto-adaptatif:

Ce régulateur permet de maintenir la tension au point de raccordement ou un point désiré du

réseau dans les limites désirées dans n'importe quelles conditions de fonctionnement.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 11/43

Normalement, ce système permet de maintenir localement la tension au point de

raccordement dans la limite désirée s'il n'y a aucun échange d'information (mode local). Dans

le cas où il y a un minimum d'information sur le réseau (mode coordonné), ce système permet

de maintenir la tension au point désiré dans la limite désirée. Cela permet de maintenir

globalement le niveau de tension du réseau dans les limites désirées. Ce régulateur fonctionne

en 3 modes. La détection de la condition de fonctionnement et le basculement entre ces modes

de fonctionnement sont automatiques et auto-adaptatifs.

Vmax admissible

Vmin désirée

Vmin admissible

Vnominale

PDE absorbe Q PDE fournit Q

Vmax désirée

Q

Régime normal (Vmin_désirée ≤ V ≤ Vmax_désirée)

Fonctionnement en mode de régulation de

PF ou de VAR (Mode PF/VAR) pour

maintenir PF ou VAR à la valeur désirée

Régime perturbé (V> Vmax_désirée)

Basculement en mode de régulation de

tension (Mode AVR) pour maintenir V à

la valeur Vmax_desirée

(Absorber Q => diminuer V)

Régime perturbé (V< Vmin_désirée)

Basculement en mode de régulation de

tension (Mode AVR) pour maintenir V à

la valeur Vmin_desirée

(Fournir Q => augmenter V)

Qmin

Régime critique

(V> Vmax_admissible et Q=Qmin)

Basculement en mode de régulation de

puissance active (Mode P) pour

maintenir V à la valeur Vmax_admissible

(Diminuer P => diminuer V)

Régime critique

(V< Vmin_admissible et Q=Qmax)

Basculement en mode de régulation de

puissance active (Mode P) pour

maintenir V à la valeur Vmax_admissible

(Augmenter P => augmenter V)

Qmax

1

2 3

2 36

1

45

4 57

Figure II.5: Principe de fonctionnement du régulateur auto-adaptatif proposé

Domaine d’application:

Ce régulateur est utilisable pour les GED de quelques kW à quelques dizaines de MW sur les

réseaux de distribution BT ou HTA. Cela concerne les GED de type de machine tournante ou

de type de convertisseur DC/AC (onduleur).

Variable d’entrée:

Le système utilise uniquement les mesures de tension et de courant au point de raccordement

ou au point désiré.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 12/43

- Pour les productions raccordées au réseau AC la valeur efficace simple (phase-neutre

ou phase-terre) ou composée (phase-phase ou entre phases) est utilisée.

- Pour les productions raccordées au réseau DC la valeur directe est utilisée

Il faut définir les différents niveaux de tension pour le fonctionnement du régulateur comme

sur la Figure II.5:

- La tension nominale Vnominale, normalement égale à 1.0 pu

- La tension admissible, fixée par les réglementations. Par exemple en France, en BT:

Vmin_admissible =0.90 pu et Vmax_admissible =1.1 pu; en HTA: Vmin_admissible = 0.95 pu et

Vmax_admissible =1.05 pu

- La limite de tension désirée, c'est une plage de tension désirée; ex: Vmin_désirée =1.0 pu;

Vmax_désirée =1.04 pu. Un bon choix de ces valeurs permet de maintenir non seulement

la tension au nœud de raccordement mais encore les autres nœuds du réseau dans la

limite admissible. Cette limite peut être fixée par le client ou par le gestionnaire du

réseau après les calculs d’optimisation de façon à assurer le réglage optimal du plan de

tension du réseau.

Le fonctionnement est expliqué comme suit:

Régime normal C’est le cas d’une tension au point de raccordement restant dans les limites désirées

(Vmin_désirée V Vmax_désirée) - (point 1 sur la Figure II.5)

Le régulateur fonctionne en mode régulateur PF/VAR (Mode PF/VAR) avec deux

possibilités:

- Soit le régulateur maintient le facteur de puissance constant afin de minimiser les

pertes

- Soit le régulateur maintient la puissance réactive constante à la valeur désirée; ex: Q=0

Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement supérieure à la limite maximale désirée

(V > Vmax_désirée)

Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne

Vmax_désirée. Pour ce cas, la GED absorbe de puissance réactive afin de diminuer et ramener la

tension à la valeur Vmax_désirée Si la capacité d’absorption de puissance réactive de la GED est

possible, la tension est maintenue à la valeur Vmax_désirée (points 2 sur la Figure II.5). Si la

GED a atteint la valeur minimale de puissance réactive (Qmin) et si la GED est capable de

maintenir la tension au point de raccordement inférieure ou égale à la valeur Vmax_admissible

(point 3 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension dépasse la valeur

Vmax_admissible le basculement en mode P est effectué.

Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement inférieure à la limite minimale désirée (V

< Vmin_désirée)

Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne

Vmin_désirée . Pour ce cas, la GED fournit de la puissance réactive afin d’augmenter et ramener

la tension à la valeur Vmin_désirée. Si la capacité de fourniture de puissance réactive de la GED

est possible, la tension est maintenue à la valeur Vmin_désirée (points 4 sur la Figure II.5). Si la

GED a atteint la valeur maximale de puissance réactive (Qmax) et si la GED est capable de

maintenir la tension au point de raccordement supérieure ou égale à la valeur Vmin_admissible

(point 5 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension est inférieure à la

valeur Vmin_admissible le basculement en mode P est effectué.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 13/43

Régime critique 1 C’est le cas d’une tension supérieure à la limite admissible (V > Vmax_admissible) et quand la

puissance réactive absorbée par la GED atteint la limite minimale (Q=Qmin)

Dans la situation où la GED absorbe la puissance réactive pour diminuer la tension et sa

puissance réactive a atteint la limite minimale, mais la tension est encore très élevée et

supérieure à la limite admissible maximale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le

régulateur passe en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de

consigne fixée à Vmax_admissible. La GED diminue sa puissance active afin de ramener la tension

à la valeur Vmax_admissibe (point 6 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la puissance réactive peut

être fixée à la valeur minimale. Cette valeur minimale de puissance réactive peut être changée

par la relation 22 PSQ . La régulation de puissance active et réactive en même temps

pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire. L’action de réduction de

production est équivalente à une action de reprise de charge pour diminuer la tension.

Régime critique 2:

C’est le cas si la tension est inférieure à la limite admissible (V < Vmin_admissible) et la

puissance réactive fournie par la GED a atteint la limite maximale (Q=Qmax)

Dans la situation où la GED fournit la puissance réactive pour augmenter la tension et sa

puissance réactive a atteint la limite maximale, mais la tension est encore très basse et

inférieure à la limite admissible minimale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le

régulateur peut passer en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de

consigne de réglage fixée à Vmin_admissible. La GED augmente de puissance active afin de

ramener la tension à la valeur Vmin_admissibe (point 7 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la

puissance réactive peut être fixée à la valeur maximale. Cette valeur maximale de puissance

réactive peut être changée par la relation 22 PSQ . La régulation de puissance active et

réactive en même temps pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire.

L’action d’augmentation de production est équivalente à une action de délestage de charge

pour augmenter la tension.

Grâce à l’action de régulation de puissance active et réactive, une solution est toujours

possible dans n’importe quel régime de fonctionnement. De plus, sur le réseau de distribution

où le rapport R/X est très important, l’action sur la puissance active est efficace.

Les autres points importants du régulateur sont les suivants :

Il y a trois possibilités de réglage des valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée

1) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible et Vmin_désirée = Vmin_admissible le régulateur

fonctionne de façon à assurer localement la tension au nœud de raccordement dans la

limite admissible. Cette solution maintient la tension au point de raccordement, mais

agit faiblement pour le maintien de la tension normale dans les conducteurs adjacents.

2) Si on fixe Vmax_désirée < Vmax_admissible et Vmin_désirée > Vmin_admissible le régulateur

fonctionne de façon à assurer non seulement la tension locale au nœud de

raccordement mais encore la tension sur d’autres nœuds voisins du réseau. Pour les

GED de petite puissance le choix de ces valeurs est sensible aux valeurs limites de

puissance réactive fournie ou absorbée par chaque GED. Si on fixe la valeur

Vmax_désirée à une valeur assez basse, la GED atteint souvent la limite minimale de

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 14/43

puissance réactive. Au contraire, si on fixe la valeur Vmin_désirée à une valeur assez

haute, la GED atteint souvent la limite maximale de puissance réactive. Il y a 3

possibilités de choix de ces valeurs :

- Soit le l’utilisateur fixe ces valeurs à la valeur désirée ; ex : Vmax_désirée = 1.04 pu et

Vmin_désirée = 1.0 pu. Ce choix par défaut est applicable pour tous les types de réseau.

La valeur Vmin_désirée fixée à 1.0 pu permet aux GED de participer au maintien d’un

plan de tension assez élevé afin de diminuer les pertes du réseau. La valeur Vmax_désirée

fixée à 1.04 pu permet de maintenir un plan de tension du réseau pas trop haut. Avec

ces valeurs par défaut la tension du réseau reste toujours dans la limite 1.0 et 1.04 pu.

- Soit, après calcul, le gestionnaire du réseau peut imposer ces valeurs pour chaque

GED. Un calcul d’optimisation du plan de tension est nécessaire pour deux régimes

extrêmes (régime de faible charge associée à la production maximale ; régime de forte

charge associée à la production minimale) pour déterminer ces valeur. Ces valeurs

peuvent être modifiées par le gestionnaire du réseau si nécessaire.

- Soit le régulateur change de manière adaptative ; ça dépend du régime de

fonctionnement en respectant les limites de puissance réactive de chaque GED. Pour

ce cas, le régulateur fonctionne en mode AVR pour le régime perturbé. Si le régulateur

détecte une variation de tension qui dépasse la valeur désirée et la puissance réactive

de GED a atteint la limite, il essaie de changer la limite désirée, en respectant la limite

admissible (Vmin_admissible ≤ Vmin_désirée ≤ Vmax_désirée ≤ Vmax_admissible), pour débloquer le

problème de limitation de puissance réactive.

3) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible = Vmin_désirée = Vmin_admissible = Vfixée , le

régulateur maintient la tension constante à la valeur Vfixée . Ce fonctionnement est

choisi en cas de fonctionnement en mode îlotage.

Les stratégies de contrôle peuvent être effectuées par :

- un contrôleur analogique

- un contrôleur numérique

- un contrôleur utilisant la logique floue

Pour un mode de secours, le basculement en mode de la régulation de PF/VAR à la

régulation de tension est possible.

En cas de fonctionnement de plusieurs GED en parallèle, la régulation par statisme peut

être utilisée pour que la répartition de puissance active et réactive de chaque GED soit

optimale en respectant les limites de puissances active et réactive.

Pour éviter les oscillations, un mode de contrôle avec hystérésis (retard) est utilisé.

Pour les régulateurs des machines tournantes, les limites de sous et sur excitation sont

utilisées pour éviter les contraintes thermiques du rotor et les contraintes de stabilité de la

machine.

Les fonctions de protection, comme la protection de surtension, de sous tension, de

surcharge, etc. peuvent être intégrées dans ce système de régulation

Au cas où une communication simple entre le régulateur et le gestionnaire du réseau est

possible, le gestionnaire peut modifier en ligne les valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée . Ce

régulateur passe en mode coordonné, permettant de coordonner les actions de réglage

optimal de tension du réseau.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 15/43

II.4 Réseau d’étude et scénarios [TRAN-09]

Afin d’étudier la performance du régulateur auto-adaptatif de tension appliqué pour les

onduleurs PV, un réseau réel BT (Figure II.6) a été utilisé. Ce réseau est alimenté par un

transformateur de 160 kVA, 20/0.4 kV. Il se compose de 14 nœuds, 10 charges et 10

productions de PV. La charge placée au nœud 3 est triphasée (centre commerciale), le reste du

réseau est monophasé (charge résidentielle) comme présenté sur les Figure II.8 à Figure II.9.

Ce réseau BT triphasé avec neutre est modélisé sous EMTP-RV.

La Figure II.7 présente la variation d’ensoleillement mesurée à Saint Jean d’Arvey en juillet

2005. La courbe d’ensoleillement du 14 juillet 2005 est utilisée pour effectuer les études.

20 kV Network

PV-3kWPV-2kW

PV-1kW

PV-3kW PV-2kW

PV-3kWPV-2kW

PV-1kWPV-1kW

PV3P-75kW

LV3 LV4LV5

LV2

LV1

LV6

LV7

LV8

LV9 LV14

LV13 LV12

LV10 LV11

+

LF

+

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

p1 p2N1 N2

1 2

20/0.42

DY_1+

PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

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PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

b

PV

NPV

a

PV

cN

PV

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PV

NPV

a

PV

cN

PV

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La Lb LcN

L3abc

LN

L_Dyn

L4b

LN

L_Dyn

L5c

LN

L_Dyn

L6a

LN

L_Dyn

L7c

LN

L_Dyn

L10b LN

L_Dyn

L11a

LN

L_Dyn

L14c

LN

L_Dyn

L13b

LN

L_Dyn

PV

a

PV

cN

PV

b

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

b

b

b

c

c

a

a

c

b

a

a

c

Figure II.6: Réseau réel BT avec les systèmes PV (monophasés et triphasé)

0

500

1000

1500

2000

2500

00:0

0

01:1

202

:24

03:3

604

:48

06:0

0

07:1

2

08:2

4

09:3

6

10:4

8

12:0

013

:12

14:2

415

:36

16:4

8

18:0

0

19:1

220

:24

21:3

6

22:4

8

00:0

0

Heure

Puis

sa

nc

e (

W)

25/06/2005

26/06/2005

27/06/2005

28/06/2005

29/06/2005

30/06/2005

01/07/2005

02/07/2005

03/07/2005

04/07/2005

05/07/2005

06/07/200507/07/2005

08/07/2005

09/07/2005

10/07/2005

11/07/2005

12/07/2005

13/07/200514/07/2005

15/07/2005

16/07/2005

17/07/2005

18/07/2005

19/07/2005

20/07/200521/07/2005

22/07/2005

23/07/2005

24/07/2005

00/00/2005

0

500

1000

1500

2000

2500

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Heure

Pu

iss

an

ce

(W

)

14/07/2005

Figure II.7: Variation d’ensoleillement (scénario d’étude) – scénarios 1

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 16/43

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

5

6

time (H)

Po

we

r lo

ad

(kW

, kV

AR

)

L4b/P_Load

L4b/Q_Load

L5c/P_Load

L5c/Q_Load

L6a/P_Load

L6a/Q_Load

L7c/P_Load

L7c/Q_Load

L10b/P_Load

L10b/Q_Load

L11a/P_Load

L11a/Q_Load

L12a/P_Load

L12a/Q_Load

L13b/P_Load

L13b/Q_Load

L14c/P_Load

L14c/Q_Load

Figure II.8 : Variation des charges

monophasées - scénario 1 (Charges

résidentielles)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

time (H)

Po

we

r lo

ad

(kW

, kV

AR

)

L3abc/P_Load

L3abc/Q_Load

Figure II.9 : Variation des charges

triphasées (charge commerciale) – scénarios

1 & 2

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

time (H)

Active

an

d r

ea

ctive

po

we

r o

f lo

ad

(kW

, kV

AR

)

P_Load_N11a

Q_Load_N11a

Figure II.10. Variation des charges

monophasées - scénario 2 (Charges

résidentielles)

Figure II.11. Variation de puissance des

onduleurs PV – scénario 2 (Charges

résidentielles)

Pour le raccordement des systèmes PV au réseau étudié (Figure II.6), on suppose qu’il y a

deux types de générateur PV:

Une production PV triphasée raccordée au nœud 3 (75 kWc) – centre commercial

Neuf productions PV monophasées raccordées aux autres nœuds (1, 2 ou 3 kWc).

Il y a deux scénarios de production PV : le scénario 1 présenté sur la Figure II.7

(ensoleillement du 14 juillet) et le scénario 2 présenté sur la Figure II.11 (ensoleillement de

quel jour ?).

Deux types de régulation pour ces systèmes PV seront utilisés :

Régulation classique P/Q (RPQ),

Régulation auto-adaptative de tension (RAA).

Deux types de charge sont utilisés pour la simulation :

Charge résidentielle : scénario 1 présenté sur la Figure II.8 et scénario présenté sur la

Figure II.10

Charge commerciale (Figure II.9).

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Active

an

d r

ea

ctive

po

we

r o

f P

V in

ve

rte

rs (

kW

, kV

AR

)

PV4b_2kW/PPV4b_2kW/QPV5c_1kW/PPV5c_1kW/QPV6a_2kW/PPV6a_2kW/QPV7c_3kW/PPV7c_3kW/QPV10b_3kW/PPV10b_3kW/QPV11a_3kW/PPV11a_3kW/QPV12a_1kW/PPV12a_1kW/QPV13b_1kW/PPV13b_1kW/QPV14c_2kW/PPV14c_2kW/Q

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 17/43

II.5 Régulation en P/Q (RPQ)

Scénario 1

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

time (H)

Po

we

r o

utp

ut o

f P

V (

kW

, kV

AR

)

PV4b_2kW/P_PV

PV4b_2kW/Q_PV

PV5c_3kW/P_PV

PV5c_3kW/Q_PV

PV6a_1kW/P_PV

PV6a_1kW/Q_PV

PV7c_3kW/P_PV

PV7c_3kW/Q_PV

PV11a_3kW/P_PV

PV11a_3kW/Q_PV

PV12a_1kW/P_PV

PV12a_1kW/Q_PV

PV13b_1kW/P_PV

PV13b_1kW/Q_PV

PV14b_2kW/P_PV

PV14b_2kW/Q_PV

PV14c_2kW/P_PV

PV14c_2kW/Q_PV

Figure II.12. Variation de puissance des

installations PV monophasées

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

time (H)

Po

we

r o

utp

ut (k

W, kV

AR

)

PV3P3_75kW/P_PV

PV3P3_75kW/Q_PV

Figure II.13. Variation de puissance de

l’installation PV triphasée

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Vo

lta

ge

(p

u)

V2_aV2_bV2_cV3_aV3_bV3_cV4_aV4_bV4_cV5_aV5_bV5_cV6_aV6_bV6_cV7_aV7_b V7_cV10_aV10_bV10_cV11_aV11_bV11_cV12_aV12_bV12_cV13_aV13_bV13_cV14_aV14_bV14_c

Figure II.14. Variation de tension

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40

-20

0

20

40

60

80

100

time (H)

Po

we

r o

f tr

an

sfo

rme

r (k

W, kV

AR

)PtotalQtotal

Figure II.15. Variation de puissance du

transformateur

Scénario 2

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR)

PV4b_2kW/PPV4b_2kW/QPV5c_1kW/PPV5c_1kW/QPV6a_2kW/PPV6a_2kW/QPV7c_3kW/PPV7c_3kW/QPV10b_3kW/PPV10b_3kW/QPV11a_3kW/PPV11a_3kW/QPV12a_1kW/PPV12a_1kW/QPV13b_1kW/PPV13b_1kW/QPV14c_2kW/PPV14c_2kW/Q

Figure II.16. Variation de puissance des

installations PV monophasées

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Voltage (pu)

Figure II.17. Variation de tension

Pour les onduleurs PV, en cas de fonctionnement avec le mode de régulation P/Q, la

puissance réactive est imposée nulle (0 kVAR). Pour le scénario 1, la production PV pendant

une journée en fonction de la courbe d’ensoleillement est présentée dans la Figure II.12 pour

les productions PV monophasées et la Figure II.13 pour la production PV triphasée. La

Figure II.14 présente la variation de tension aux nœuds de raccordement des installations PV

et la Figure II.15 présente l’échange de puissance entre le réseau en amont (HTA) et le

réseau BT étudié.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 18/43

La démarche est identique pour le scénario 2, la Figure II.16 présente la variation des

puissances actives des installations PV monophasées et la Figure II.17 présente la variation

de tension aux nœuds de raccordement des installations PV.

On constate que :

Sur quelques nœuds où les installations PV sont raccordées, il y a une surtension

importante aux moments de fort ensoleillement. La tension dépasse la tension admissible

(1.1 pu), ainsi ces installations PV pourront être déconnectées par leurs protections

associées

Aux moments de forte charge et de la production PV nulle (ou faible), il y a une sous-

tension sur la plupart des nœuds ; cela peut provoquer une augmentation des pertes

En cas de raccordement monophasé, il y a un déséquilibre de tension entre les phases.

Ces résultats mettent donc en évidence le dépassement des limites de tension dû à la

production de puissance active des installations PV. A cet effet, l’énergie réactive des

systèmes PV devrait être modifiée pour régler la tension dans les limites admissibles. C’est

pourquoi, le réglage de tension effectué par la régulation intelligente de tension sera présenté

dans la partie suivante.

II.6 Régulation auto-adaptative de tension (RAA)

La structure du réseau, les paramètres et les scénarios sont identiques à l’étude précédente.

Les onduleurs PV utilisent le régulateur auto-adaptatatif de tension au lieu de la régulation en

PQ.

Pour le scénario 1, les Figure II.18 et Figure II.19 présentent la variation des puissances

active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé raccordé au

nœud 3. La Figure II.20 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement

des onduleurs PV.

De même, pour le scénario 2, les Figure II.22 et Figure II.23 présentent la variation des

puissances active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé. La

Figure II.24 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement des

onduleurs PV.

Scénario 1

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

-2

-1

0

1

2

3

time (H)

Po

we

r o

utp

ut o

f P

V (

kW

, kV

AR

)

PV4b_2kW_P_PV

PV4b_2kW/Q_PV

PV5c_3kW/P_PV

PV5c_3kW/Q_PV

PV6a_1kW/P_PV

PV6a_1kW/Q_PV

PV7c_3kW/P_PV

PV7c_3kW/Q_PV

PV10b_2kW/P_PV

PV10b_2kW/Q_PV

PV11a_3kW/P_PV

PV11a_3kW/Q_PV

PV12a_1kW/P_PV

PV12a_1kW/Q_PV

PV13b_1kW/P_PV

PV13b_1kW/Q_PV

PV14b_2kW/P_PV

PV14b_2kW/Q_PV

Figure II.18. Variation de puissance des

installations PV monophasées

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40

-20

0

20

40

60

80

time (H)

Po

we

r o

utp

ut o

f P

V (

kW

, kV

AR

)

PV3abc_75kW/P_PV

PV3abc_75kW/Q_PV

Figure II.19. Variation de puissance de

l’installation PV triphasée

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 19/43

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Vo

lta

ge

(p

u)

V2_aV2_b V2_cV3_a V3_bV3_cV4_a V4_bV4_cV5_aV5_bV5_cV6_a V6_bV6_c V7_a V7_b V7_cV10_aV10_bV10_cV11_aV11_bV11_cV12_aV12_bV12_cV13_aV13_bV13_cV14_aV14_bV14_c

Figure II.20. Variation de tension

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40

-20

0

20

40

60

80

100

time (H)

Po

we

r o

f tr

an

sfo

rme

r (k

W, kV

AR

)

Ptotal

Qtotal

Figure II.21. Variation de puissance du

transformateur

Scénario 2

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR)

PV4b_2kW_RAA/PPV4b_2kW_RAA/QPV5c_1kW_RAA/PPV5c_1kW_RAA/QPV6a_2kW_RAA/PPV6a_2kW_RAA/QPV7c_3kW_RAA/P PV7c_3kW_RAA/QPV10b_3kW_RAA/PPV10b_3kW_RAA/QPV11a_3kW_RAA/PPV11a_3kW_RAA/QPV12a_1kW_RAA/PPV12a_1kW_RAA/QPV13b_1kW_RAA/PPV13b_1kW_RAA/QPV14b_2kW_RAA/PPV14b_2kW_RAA/Q

Figure II.22. Variation de puissance des

installations PV monophasées

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40

-20

0

20

40

60

80

time (H)

Active and reactive power of 3p-PV system (kW, kVAR)

PV3abc_75kW_RAA/P

PV3abc_75kW_RAA/Q

Figure II.23. Variation de puissance de

l’installation PV triphasée

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Voltage (pu)

Figure II.24. Variation de tension

Les onduleurs PV participent au réglage de tension (voir la puissance réactive absorbée et

fournies par ces onduleurs PV) pour maintenir la tension dans la limite admissible (0.9 et 1.1

pu). En cas de forte production, les onduleurs PV participent à la réduction des surtensions

par absorption de puissance réactive afin de maintenir la tension inférieure à la tension

admissible maximale. En cas de forte consommation, les onduleurs PV participent au

maintien d’un plan de tension assez élevé par production de puissance réactive afin de

maintenir la tension plus proche de la tension nominale. Cette participation dépend de

plusieurs facteurs comme la puissance des onduleurs PV, du lieu de raccordement, du niveau

de la tension… Ces cas démontrent les performances et les services apportés par les onduleurs

équipés de régulateur auto-adaptatif de tension proposé.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 20/43

II.7 Validation par les essais avec l’onduleur réel et le simulateur temps réel

Cette partie présente une validation de l’impact des onduleurs sur la variation en utilisant le

simulateur temps réel OPAL-RT.

II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel

Le réseau test utilisé est le même que celui présenté dans la partie II.4 (voir Figure II.25).

L’onduleur réel est raccordé au nœud 5. On étudie la variation de tension sur le réseau test en

réponse à la variation de l’ensoleillement.

N_PV1LV5

LV1

LV13

LV12

LV11LV10

LV14

LV9LV8

LV7

LV6LV2

LV4LV3

2

PQ_ond

1

out_ampli

i+

-

i_ond_mes

A B C

chv

+

-

a

Vmes_abc neutre

Vpn_mes_N24

N

A

B

C

Three-Phase Source1

A

B

C

a

b

c

n2

Three-PhaseTransformer

(Two Windings)1

Terminator1

Terminator

Subtract2 Saturation

Rn9

Rn8

Rn7

Rn6

Rn5

Rn4

Rn3

Rn2

Rn13

Rn12

Rn11

Rn10

RNPV

RN5

RN14

RN1

R

s

-+

Onduleur réel

A

B

C

a

b

c

N_70

A

B

C

a

b

c

N_24

A

B

C

a

b

c

LV_9

A

B

C

a

b

c

LV_8

A

B

C

a

b

c

LV_7

A

B

C

a

b

c

LV_6

A

B

C

a

b

c

LV_5

A

B

C

a

b

c

LV_4

A

B

C

a

b

c

LV_3

A

B

C

a

b

c

LV_2d4

A

B

C

a

b

c

LV_2d3

A

B

C

a

b

c

LV_2d2

A

B

C

a

b

c

LV_2d1

A

B

C

a

b

c

LV_2

A

B

C

a

b

c

LV_14

A

B

C

a

b

c

LV_13

A

B

C

a

b

c

LV_12

A

B

C

a

b

c

LV_10

A

B

C

a

b

c

LV_1 LN7

LN6

LN13

LN12

L5cL5bL5a L24c L24b L24a

L14b

L11cL11bL11a

L10b

-K-

GainVabc_NPV1

From11

Vabc_NPV1

From1

Câble_35mm2_5m

Cable 9Cable 8Cable 7

Cable 6

Cable 5

Cable 4Cable 3Cable 2

Cable 13

Cable 12

Cable 11

Cable 10

Cable 1

a b c n

CL9a b c n

CL8

a b c n

CL7

a b c n

CL6

a b c n

CL5

a b c n

CL4

a b c n

CL3

a b c n

CL14

a b c n

CL13

a b c n

CL12

a b c n

CL11a b c n

CL10

a b c n

CL1

A B C

C13

V

I

PQ

Active & ReactivePower

1

iAC_ond

Va

Charge

Onduleur PV

HardwareSoftware

Réseau simulé

Modèle

PV

Simulateur

Temps Réel

Numérique

Amplificateur de puissance

(PCU-3X5000-BC)

Source DC Contrôlable

(XDC 600-20 ) 300V

Vond

Iond

VDC

IDC

Consigne Q

Réseau BT rural

N_PV1LV5

LV1

LV13

LV12

LV11LV10

LV14

LV9LV8

LV7

LV6LV2

LV4LV3

2

PQ_ond

1

out_ampli

i+

-

i_ond_mes

A B C

chv

+

-

a

Vmes_abc neutre

Vpn_mes_N24

N

A

B

C

Three-Phase Source1

A

B

C

a

b

c

n2

Three-PhaseTransformer

(Two Windings)1

Terminator1

Terminator

Subtract2 Saturation

Rn9

Rn8

Rn7

Rn6

Rn5

Rn4

Rn3

Rn2

Rn13

Rn12

Rn11

Rn10

RNPV

RN5

RN14

RN1

R

s

-+

Onduleur réel

A

B

C

a

b

c

N_70

A

B

C

a

b

c

N_24

A

B

C

a

b

c

LV_9

A

B

C

a

b

c

LV_8

A

B

C

a

b

c

LV_7

A

B

C

a

b

c

LV_6

A

B

C

a

b

c

LV_5

A

B

C

a

b

c

LV_4

A

B

C

a

b

c

LV_3

A

B

C

a

b

c

LV_2d4

A

B

C

a

b

c

LV_2d3

A

B

C

a

b

c

LV_2d2

A

B

C

a

b

c

LV_2d1

A

B

C

a

b

c

LV_2

A

B

C

a

b

c

LV_14

A

B

C

a

b

c

LV_13

A

B

C

a

b

c

LV_12

A

B

C

a

b

c

LV_10

A

B

C

a

b

c

LV_1 LN7

LN6

LN13

LN12

L5cL5bL5a L24c L24b L24a

L14b

L11cL11bL11a

L10b

-K-

GainVabc_NPV1

From11

Vabc_NPV1

From1

Câble_35mm2_5m

Cable 9Cable 8Cable 7

Cable 6

Cable 5

Cable 4Cable 3Cable 2

Cable 13

Cable 12

Cable 11

Cable 10

Cable 1

a b c n

CL9a b c n

CL8

a b c n

CL7

a b c n

CL6

a b c n

CL5

a b c n

CL4

a b c n

CL3

a b c n

CL14

a b c n

CL13

a b c n

CL12

a b c n

CL11a b c n

CL10

a b c n

CL1

A B C

C13

V

I

PQ

Active & ReactivePower

1

iAC_ond

Va

Charge

Onduleur PV

HardwareSoftware

Réseau simulé

Modèle

PV

Simulateur

Temps Réel

Numérique

Amplificateur de puissance

(PCU-3X5000-BC)

Source DC Contrôlable

(XDC 600-20 ) 300V

Vond

Iond

VDC

IDC

Consigne Q

Charge

Onduleur PV

HardwareSoftware

Réseau simulé

Modèle

PV

HardwareSoftware

Réseau simulé

Modèle

PV

Simulateur

Temps Réel

Numérique

Amplificateur de puissance

(PCU-3X5000-BC)

Source DC Contrôlable

(XDC 600-20 ) 300V

Vond

Iond

VDC

IDC

Consigne Q

Réseau BT rural

Figure II.25. Banc d’essai et réseau test

II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais

Dans ce cadre des essais, trois onduleurs PV réels monophasés ont été utilisés :

- Fronius IG 20 (avec transformateur HF)

- Axun Platinium 2100s (avec transformateur BF)

- Sunny Mini Central 9000TL avec Réactive Power Control (sans transformateur)

II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20)

Dans le banc d’essai, on alimente un onduleur PV avec une alimentation DC commandée par

le simulateur temps réel RT-Lab. Le modèle photovoltaïque simulé sur Matlab/Simulink©,

donne la bonne caractéristique I-V grâce au bloc fonction « lookup table » comme le montre

la Figure II.26. Ensuite la caractéristique I-V est envoyée en temps réel par RT-Lab qui

l’injecte comme un signal de courant dans l’entrée de l’alimentation DC. La tension de la

source à vide est de 300 V et elle est ensuite imposée par la tension MPP de l’onduleur quand

ce dernier est démarré.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 21/43

Figure II.26 : Modèle des panneaux PV

II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC)

Le banc PCU-3X5000-BC est un amplificateur triphasé régulé en tension ou courant. Cet

amplificateur est l’élément essentiel de l’interface de puissance qui transforme les signaux de

sortie du simulateur temps réel numérique, RT-LAB, en grandeurs électriques réels. Il a une

puissance de 2kVA par phase à 5KVA en point, et sa technologie linéaire autorise une bande

de fréquence du DC à 2 kHz pour le fondamental et jusqu’à 150 KHz en petits signaux,

permettant de représenter des phénomènes électriques en base et haute fréquence.

II.7.5 Capteurs de courant et de tension

Un deuxième élément essentiel de l’interface de puissance est le capteur. Son rôle est

également important car il permet de mesurer les courants, tensions ou autres grandeurs, qui

seront utilisées par la suite par le simulateur numérique temps-réel. Il accomplit par

conséquent la fermeture de la boucle temps-réel hybride.

II.7.6 Impact sur la variation de tension

Cette partie présente seulement les résultats d’essai pour l’onduleur Fronius IG 20 (2 kW). La

Figure II.27 présente la variation du courant de la source DC en fonction de l’ensoleillement.

La Figure II.28 présente la variation de la tension DC du bus continu. La Figure II.29

présente la variation des puissances active et réactive à la sortie de l’onduleur en fonction

d’ensoleillement. La Figure II.30 présente la variation de tension au nœud de raccordement

de l’onduleur.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 22/43

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-1

0

1

2

3

4

5

Time (H)

DC current (A)

Figure II.27. Courant DC fourni par la source DC

en fonction de variation de l’ensoleillement

Figure II.28. Variation de la tension coté DC de

l’onduleur (tension MPP)

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-200

0

200

400

600

800

1000

1200

Time (H)

Power (W, VAR)

Figure II.29. Variation de puissances active et

réactive de l’onduleur

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20233

234

235

236

237

238

239

240

241

242

243

Time (H)

Voltage (V)

Figure II.30. Variation de la tension au point de

raccordement de l’onduleur (Nœud 5)

Ces essais en utilisant le simulateur temps réel confirment l’élévation de tension au point de

raccordement en fonction de la puissance injectée.

II.8 Avantages du régulateur auto-adaptatif proposé

Le régulateur auto-adaptatif de tension proposé présente les avantages suivants.

- Ce régulateur permet de maintenir la tension dans les limites désirées (ou admissibles)

et permet d’améliorer la qualité de tension de fourniture des GED pour les différents

régimes de fonctionnement

- Ce régulateur permet d’améliorer les performances des GED et permet de diminuer les

variations de tension en régime permanent ou transitoire lent

- Le basculement entre les modes de régulation est effectué de manière automatique et

adaptative pour les différents régimes de fonctionnement

- Il est possible de maintenir les puissances active et réactive de la GED dans ses limites

constructives

- Le fonctionnement du régulateur est totalement automatique, il n’exige pas de

connaissances spécifiques sur les caractéristiques de la GED pour son paramétrage

- Le régulateur assure la fonction de régulation de manière autonome sans avoir des

communications avec les autres GED ou avec le gestionnaire du réseau

- En cas où il y a un échange d’information avec le gestionnaire du réseau, ce régulateur

peut fonctionner en mode coordonné pour assurer la coordination de réglage optimal

de tension du réseau

- Le régulateur n’exige pas de mesures supplémentaires ou de nouveaux équipements,

permettant ainsi de réduire le coût de raccordement

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 23/43

- Ce système de régulateur permet le fonctionnement de GED en mode de couplage au

réseau et en mode îlotage

- Ce régulateur permet d’augmenter la capacité de pénétration des GED au réseau

- Le principe peut être utilisé pour les GED de type machine tournante ou pour les GED

raccordées au réseau via un convertisseur DC/AC (éolien, photovoltaïque, pile à

combustible, micro turbine)

- Ce principe est applicable pour les différentes gammes de puissance des GED

- Ce principe est utilisable pour les GED raccordées en HTA ou BT.

III. Tâche 3.2 : Contribution à l’amélioration de la qualité

[NGUY_11]

III.1 Introduction

Cette sous-tâche vise à explorer les moyens offerts par l’onduleur PV en vue de l’amélioration

de la qualité des courants injectés au réseau et ce, via un filtrage actif des charges non

linéaires connectées (PC, TV, Lampes à basse consommation…). Les problèmes de

détérioration harmonique de tension sont actuellement assez rares. S’ils devaient se

développer, des producteurs PV pourrait être perturbés et, à terme, il serait probablement

nécessaire pour le distributeur d’installer des systèmes de filtrage actif ou d’imposer des

normes de pollution plus restrictives. Toutefois, les onduleurs des installations PV ont

potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage actif. Cette action est assez

prospective mais est cohérente avec le souci général de maîtriser les interactions entre

onduleurs.

III.2 Problématique des courants harmoniques et des filtres

III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau

Actuellement, des charges non linéaires (comme les dispositifs de l’électronique de puissance,

le redresseur à diode ou à thyristor, le four d’induction…) se connectent de plus en plus au

réseau, ce qui provoquent une distorsion du courant et donc de la tension. La qualité de

l’énergie électrique peut être perturbée, ce qui peut entraîner un mauvais fonctionnement des

dispositifs raccordés au réseau. C'est pourquoi il est nécessaire de développer des dispositifs

de filtrage qui permettent d’améliorer la qualité d'énergie. Les onduleurs des installations PV

ont potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage. Ce chapitre présente une

nouvelle stratégie de commande d’un onduleur comme filtre actif.

On illustre dans la Figure III.1 le problème de la pollution harmonique ; ainsi, même si la

tension du réseau A est purement sinusoïdale, la chute de tension due à l’impédance de ligne

(Zl1+ Zl2) provoque la perturbation de la tension au point B. Cette distorsion de tension

influence à son tour d’autres charges connectées au point B, c’est l’impact principal des

courants harmoniques qui se rebouclent sur les tensions aux nœuds de raccordement.

Un des critères importants de la qualité électrique est le taux de distorsion harmonique du

courant (THD) :

fond

h

h

I

I

THD

2

2

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 24/43

R

Figure III.1. exemple d’une charge non linéaire raccordée au réseau

La norme principale [IEEE_92] et CEI 61727 impose les limites de la pollution harmonique

générée par les clients et de distorsion harmonique totale sur le réseau. Cette norme limite le

THD du courant des réseaux <69kV à 5%.

Pour limiter des courants harmoniques dans le réseau, on introduit souvent des chemins

privilégiés de circulation de ces courants qui évitent le réseau. Cette solution est connue sous

le nom de filtrage d’harmonique. En pratique, il y a trois types de filtres : filtre passif, filtre

actif et filtre hybride.

III.2.2 Filtre passif

La solution d’utilisation du filtre passif est la plus classique et la plus utilisée dans la réalité ;

elle se compose des éléments passifs suivants: inductance, condensateur, résistance. Ces

filtres sont généralement connectés en parallèle avec les charges polluantes. Il y a plusieurs

types de filtres passifs qui jouent le rôle de filtrage des différentes fréquences : filtre passe-bas,

filtre passe-haut et filtre passe-bande.

Normalement, un filtre passif est la combinaison de plusieurs filtres, chacun conçu à une

fréquence déterminée (l’ordre 3, 5, 7, 9, 11, 13 dépend du réseau monophasé ou triphasé) et

un filtre passe-haut l’est pour les fréquences plus grandes, comme dans la Figure

III.2Erreur ! Source du renvoi introuvable..

Les filtres passifs ont l’avantage d’être d’une grande efficacité et d’avoir une structure simple,

mais ils présentent aussi des inconvénients :

Risque de phénomène de résonance avec d’autres composantes du même réseau.

R

. . .

Figure III.2. Schéma d’un filtre passif

rzerzerzer

Zl1

Charge

non

linéaire

Autres

charges

A

B

Zl2

rzerzerzer

Vréseauu

Ih

Iréseau

Icharge

L3

C3

L13

C13

Passe-

haut Passe-

bas

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 25/43

Risque de surcharge quand le filtre passif absorbe le courant des autres charges

non linéaires.

Peu flexible, pas commandable (sauf cas de composants commutés)

III.2.3 Filtre actif

Les filtres actifs ont été conçus et commercialisés plus récemment et n’ont pas vraiment percé

sur le marché. Un filtre actif se compose d’un onduleur connecté au réseau équipé d’un un

petit filtre passif. Les avantages du filtre actif par rapport au filtre passif sont :

Dimensionnement plus réduit.

Capacité de filtrage plus grande.

Plus flexible, sans phénomène de résonance ou surcharge car bien contrôlés.

Mais le coût et les pertes sont les plus grandes limites. Deux types de filtre actif sont

développés : filtre actif parallèle pour compenser les courants harmoniques et filtre actif série

pour compenser les harmoniques de tension ( Figure III.3).

III.2.4 Filtre actif hybride

Pour pouvoir bénéficier des avantages des

deux types de filtres présentés en dessus, on

combine les deux structures. Dans le schéma

de la Figure III.4, le filtre passif réduit les

harmoniques en basses fréquences, ce qui

permet de réduire la taille du filtre actif,

alors que le filtre actif ne compense que le

reste des perturbations de rangs plus élevés.

R

Figure III.3. Schéma d’un filtre actif parallèle (gauche) et filtre actif série (droite)

R

Figure III.4. Schéma d’une topologie du

filtre hybride

rzerzerzer

Ih

Iréseau

Icharge

Vréseau

Charge non

linéaire

Charge à

protéger

Vh

Vréseau

Vréseau

Filtre

passif Filtre actif

Iréseau Icharge

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 26/43

III.3 Commande générique d’un filtre actif parallèle

III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle

Dans ce chapitre, on ne considère que le filtre actif parallèle et ce, du fait de l’onduleur PV

qui est connecté en shunt. Deux topologies d’onduleurs monophasés sont proposées en

[GRA_90], soit un onduleur de tension avec un condensateur du côté continu et un filtre

inductif du côté réseau, soit un commutateur de courant avec une inductance du côté continu

et un filtre capacitif du côté réseau, (Figure III.5)

Actuellement, le filtre actif basé sur le commutateur de courant est présenté dans quelques

articles ([RAH_05], [SAL_05]), par contre l’onduleur de tension est généralement préféré à

cause des raisons suivantes :

Rendement plus grand

Coût moins cher et volume plus petit quand on compare le condensateur et

l’inductance du côté continu

Les modules à IGBT disponibles actuellement sur le marché sont bien adaptés aux

onduleurs de tension car en général une diode en antiparallèle est rajoutée pour

chaque IGBT. Le commutateur de courant a quant à lui besoin de mettre en série

chaque IGBT avec une diode anti-retour.

En conséquence, presque tous les filtres actifs commercialisés sont composés d’onduleurs de

tension qui conviennent à l’objet de ce chapitre qui est d’introduire cette fonction de filtrage

actif à un onduleur PV.

III.3.2 Commande générique

Dans [THO_98] et [JAR_06], on a développé la commande de filtre actif parallèle. Le

contenu est présenté dans la Figure III.6Erreur ! Source du renvoi introuvable..

Figure III.5. Filtre actif basé sur onduleur de tension (gauche) ou commutateur de courant (droite)

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 27/43

R

MLI

PLL

VDC

Ih

α

u

Figure III.6. Schéma de contrôle d’un filtre actif parallèle

La commande du filtre se compose des boucles suivantes :

Boucle à verrouillage de phase (PLL) pour synchroniser avec le réseau.

Boucle de contrôle de la tension du bus continu VDC.

Boucle d’identification des perturbations de courant de charge.

Boucle de contrôle du courant de référence.

III.4 Commande d’un onduleur comme filtre actif

III.4.1 Modèle de la charge

III.4.1.1 Principe de la charge redresseur à thyristor

Pour séparer la composante de distorsion du courant (harmoniques de rang supérieur), on

prendra comme exemple un redresseur à thyristor sur filtrage capacitif, ce dernier montage

présente des formes d’ondes représentatives de la pollution harmonique générée dans le

bâtiment, même s’il est rarement présent. Le schéma de principe est représenté dans la

Figure III.7Erreur ! Source du renvoi introuvable. et la structure dans Matlab/Simulink est

représentée dans la Figure III.8.Erreur ! Source du renvoi introuvable.

rzerzerzer

Réseau

électrique Charge

polluante

Vréseau

Icharge

Circuit de

puissance

Bloc de

commande

Contrôle de

courant/puissance

Idendification des

perturbations

harmoniques

Contrôle

VDC

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 28/43

R

Icharge

PLLV

α

Pulse

ωt

Distorsion

f

Commandeonduleur

I

R

Icharge

PLLV

α

Pulse

ωt

Distorsion

f

Commandeonduleur

I

1

distortion

2

neutre

1

réseau

in

u

u*

pulse

v+-

mesure v

i+

-

mesure i

i

f

distortion

V*sqrt(2)

alpha1

g ak

T4

g a

k

T3

g a

k

T2

g a

k

T1

R_charge

L

[u2]

[u1]

[u2]

[u2]

[u1]

[u1]

Divide

V(pu)

Freq

wt

Discrete1-phase PLL

C

Figure III.7. Principe de la charge

redresseur à thyristors Figure III.8. Modèle de charge réalisé dans

Simulink

Le bloc PLL synchronise les signaux de commandes avec la tension du réseau, et donne

l’information au bloc Pulse qui crée les signaux pour commander les thyristors.

Le bloc Distorsion calcule les composantes harmoniques du courant de charge, (Figure

III.9) :

Figure III.9: Calcul des composantes de distorsion

III.4.1.2 Comportement de la charge

Pour ce cas particulier, on alimente la charge par une tension sinusoïdale et on excite les

thyristors avec un angle de retard à l’amorçage de 60o, on obtient ainsi une forme d’onde de

courant réseau non sinusoïdale dont on extrait ainsi la composante harmonique (déduction

faite du fondamental).

Ih

Icharge

Composante

fondamental

Composante

continue

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 29/43

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-400

-200

0

200

400

Vc

ha

rge (

V)

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-40

-20

0

20

40I c

ha

rge (

A)

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.61000

2000

3000

4000

Pc

ha

rge,

Qc

ha

rge

(W

, V

Ar)

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-20

-10

0

10

20

Temps (s)

Dis

tors

ion

(A)

P

Q

Figure III.10. Comportement de la charge redresseur à thyristor

En regardant la figure ci-dessus, la tension appliquée à la borne de la charge est purement

sinusoïdale mais le courant absorbé fournit la composante de distorsion.

III.4.2 Fonction PV de filtrage actif

On utilise ici l’onduleur PV comme filtre actif tel qu’il est montré dans la Figure III.11 et la

Figure III.12.

R

PV

Iond

Iligne

Icharge

réseau

dis

tors

ion

R

PV

Ion

d

Iligne

Icharge

réseau

distorsio

n

Figure III.11. Chemin de distorsion en

cas normal

Figure III.12. Chemin de distorsion en

cas de présence du filtre PV

La boucle du contrôle de courant est donnée dans la Figure III.13.

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 30/43

I h

I1sin(wt) Iref

Ion

d

erreurPI

alphaMLI

u

IGB

T

Figure III.13. Principe de commande d’onduleur en fonctionnement de filtre actif

Le principe consiste simplement à rajouter la composante harmonique à la référence, le calcul

de la composante harmonique est déjà présenté dans la section III.4.1.1 et dans la Figure III.9.

III.4.3 Simulation

La puissance produite par le système PV est égale à 3000 W, la puissance de la charge est de

3300 W+1100 VAr

N01

N05

N13 N14 N15

N07 N08 N09 N10 N11 N12

N24

N22

N16 N17 N18 N19 N20

N23

N02

N04

Load

N03 N06

Discrete,Ts = 1e-005 s.

powergui

i_PV2

V_PV2

N

A

B

C

Three-Phase Source

A

B

C

N

A

B

C

A

B

C

a

b

c

n2

Three-PhaseTransformer

(Two Windings)

Series RLC Load9

Series RLC Load22Series RLC Load21Series RLC Load20Series RLC Load19Series RLC Load18

Series RLC Load16

Series RLC Load13

Series RLC Load12

Series RLC Load11

V1

iond

PQ

Va

neutre

PV2

PQ

A

B

C

a

b

c

N_2d2

A

B

C

a

b

c

N_2d1

A

B

C

a

b

c

N_24

A

B

C

a

b

c

N_23

A

B

C

a

b

c

N_22

A

B

C

a

b

c

N_21

A

B

C

a

b

c

N_20

A

B

C

a

b

c

N_2

A

B

C

a

b

c

N_19

A

B

C

a

b

c

N_18

A

B

C

a

b

c

N_17

A

B

C

a

b

c

N_16

A

B

C

a

b

c

N_15

A

B

C

a

b

c

N_14

A

B

C

a

b

c

N_13

A

B

C

a

b

c

N_12

A

B

C

a

b

c

N_11

A

B

C

a

b

c

N_10

A

B

C

a

b

c

N_09

A

B

C

a

b

c

N_08

A

B

C

a

b

c

N_07

A

B

C

a

b

c

N_06

A

B

C

a

b

c

N_05

A

B

C

a

b

c

N_04

A

B

C

a

b

c

N_03

Câble_35mm2_5m

Câble_35mm2_1m

Câble_35mm2_15m

Câble_35mm2_10m

Câble_240mm2_20m9Câble_240mm2_20m8Câble_240mm2_20m7

Câble_240mm2_20m6Câble_240mm2_20m5Câble_240mm2_20m4Câble_240mm2_20m3Câble_240mm2_20m2 Câble_240mm2_20m15

Câble_240mm2_20m14Câble_240mm2_20m13Câble_240mm2_20m12Câble_240mm2_20m11Câble_240mm2_20m10

Câble_240mm2_20m1Câble_240mm2_20m Câble_240mm2_10m1Câble_240mm2_10m

a b c n

C_20m9

a b c n

C_20m8

a b c n

C_20m7a b c n

C_20m6

a b c n

C_20m5

a b c n

C_20m4

a b c n

C_20m3

a b c n

C_20m2

a b c n

C_20m15

a b c n

C_20m14

a b c n

C_20m13

a b c n

C_20m12

a b c n

C_20m11

a b c n

C_20m10

a b c n

C_20m1

a b c n

C_10m2

a b c n

C_10m1

a b c n

C_10m

Figure III.14. Réseau d’étude

Dans une branche du réseau de distribution, l’onduleur PV est connecté en parallèle avec la

charge non linéaire, et on estime la forme d’onde du courant totale au début de la ligne.

0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Temps (s)

Pu

iss

an

ce

(W

, V

Ar)

PPV

QPV

Pcharge

Qcharge

0.3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Temps (s)

I -ch

arg

e (

A)

Figure III.15. Puissance de la charge et du

système PV

Figure III.16. Courant de charge

Le courant de charge est vraiment non sinusoïdal, à cause de la composante de distorsion.

PV de 3kW

Lieu de charge

Courant

du réseau

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 31/43

0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

Temps (s)

Vré

se

au (

V)

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56

-100

-50

0

50

100

Temps (s)

I rés

ea

u (

A)

sans filtre PV

avec filtre PV

Figure III.17. Tension du réseau Figure III.18. Courant du réseau avec

et sans filtre actif PV

Le courant du réseau retrouve une forme plus sinusoïdale en présence de filtre actif

PV.

0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Temps (s)

I PV (

A)

sans filtre actif

avec filtre actif

0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Temps (s)

TH

D (

%)

THD iPV

sans filtre actif

THD iPV

avec filtre actif

THD iligne

sans filtre actif

THD iligne

avec filtre actif

THD iPV

THD iligne

Figure III.19. Courant du système PV

avec et sans filtre actif

Figure III.20. THD du courant du

système PV et courant du réseau avec et

sans filtre actif PV

On observe que le courant du réseau devient sinusoïdal, le THD diminuant de 17% à 0,8%. La

puissance injectée par le système PV au réseau reste constante P=3000 W, Q=20 VAr. La

forme du courant PV devient très perturbée. Le système PV a bien réalisé les deux rôles de

générateur et de filtre actif moyennant un surdimensionnement que l’on peut évaluer par 21 THD ; (pour ce cas, il y a un surdimensionnement de 2% si le THD du courant fourni

par le système PV est de 20%).

III.5 Conclusion

On montre qu’il est aisé de réaliser la fonction du filtrage actif sans ajout d’éléments

physiques mais seulement en utilisant un bloc de traitement (extraction des harmoniques à

compenser) et un ajout des courants perturbés à la boucle de courant de l’onduleur PV, cette

boucle de courant étant déjà implantée.

Ceci n’influe pas énormément sur le dimensionnement de l’onduleur PV.

Le filtrage actif ne peut fonctionner qu’à des fréquences assez nettement inferieures à la

fréquence de hachage de l’onduleur (typiquement rapport 3 à 5). Pour les perturbations

harmoniques de rang élevé, l’utilisation de filtres passifs est indispensable, mais ces filtres

sont assez légers et donc peu onéreux.

rzerzerzer

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 32/43

IV. Tâche 3.3 : Tenue aux perturbations

IV.1 Comportement des onduleurs PV en cas de court-circuit [LE_11]

R�seau HTA 20 kV

N2

N3

N7N6

N8 N10 N12N9N5N4

N1

N11

N13 N15 N17N14 N16 N18N20

N19

N21

N24

N23

N22

D�faut 1

D�faut 5

D�faut 2

D�faut 3

D�faut 6

D�faut 7

D�faut 4

VM+

V_H TA

?v/?v/?v

LF

Load23

+

R 1

1

LF

Phase:0

Slack: 20.kVR M SLL/_0

Vsine_z:Vw Z1

LF1

+

C 1

5nF

+

20.kVR M SLL /_0

Slack:LF1

Vw Z1

p

V_pu

V3

+

40

R 2

p1

p2

p3

p4

AL240x95_10m

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 3

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 4

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 5

p1

p2

p3

p4

AL240x95_10m

+

40

R 6

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 7

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 8

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 9

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 10

+

40

R 11

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 12

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 13

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 14

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 15

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 16

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 17

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 18

p1

p2

p3

p4

AL240x95_20m

+

40

R 19

p

V_pu

V1

p1 p2N1 N2

ALM 35_1m

PI

+

40

R 20

+

40

R 22

p1 p2N1 N2

D EV20

PI

+

40

R 23

LF

Load1

LF

Load3

LF

Load4

LF

Load5

LF

Load6

LF

Load7

LF

Load8

LF

Load9

LF

Load10

LF

Load11

LF

Load12

LF

Load13

LF

Load14

LF

Load15

LF

Load16

LF

Load17

LF

Load18

LF

Load19

LF

Load20

LF

Load21

E1 S1

Fusible_90A

AD 3_90A_N 23

E1 S1

Fusible_90A

AD 1_F90A_N 21

E1 S1

Fusible_90A

AD 4_F90A_N 24

LF

Load2

p1 p2N1 N2

D EV19

PI

+

40

R 21

E1 S1

Fusible_90A

AD 2_F90A_N 22

E1 S1

Fusible_400A

FD 2_400A

p

V_pu

V12

p

V_pu

V22

p

V_pu

V24

p

V_pu

V21

p

V_pu

V23

p

V_pu

V7

p

V_pu

V20

PV

NPV

a

PV

c

NP

Vb

PV24c_3kW

p

V_pu

V_H TA

p1

p2

p3

p4

AL240x95_10m

E1 S1

Fusible_400A

FD 1_400A

+

100k

R 24

+

100k

R 25

+

100k

R 26

+

100k

R 27

+

100k

R 28

+

100k

R 29

+

100k

R 30

+

100k

R 31

+

100k

R 32

+

100k

R 33

+

100k

R 34

+

100k

R 35

+

100k

R 36

1 2

20/0.4

D Y_1

PV

NPV

a

PV

c

NP

Vb

PV23b_3kW

N P

Box_C C

PV

NPV

a

PV

c

NP

Vb

PV21a_3kW

b c a c a b c

ca b c a b c

b

b

H TA

b

b

c

a

a

a

Figure IV.1. Réseau de distribution BT modélisé sous EMTP-RV avec les installations PV

(monophasés)

Pour étudier le comportement des installations PV en cas de court-circuit, un réseau de

distribution BT est utilisé (Figure IV.1). Ce réseau est alimenté par un transformateur de

distribution de 400 kVA (20/0.4 kV). Ce réseau comporte 2 départs avec câbles souterrains de

240 mm2. Chaque départ a un fusible de départ FD 400 A. La distance entre les clients est de

10 ou 20 m. Les charges monophasées des clients sont bien réparties entre les trois phases.

Chaque branchement a un fusible AD 90 A.

On suppose qu’il y a trois installations PV de 3 kW raccordés sur trois phases aux nœuds 21,

23 et 24, respectivement. La protection de découplage des installations PV est basée sur les

critères de tension et de fréquence de la prénorme DIN VDE 0126-1-1 (0.80 pu ≤ V ≤

1.15pu, 47.5 Hz ≤ f ≤ 50.2 Hz).

Différents types de courts-circuits (monophasé, biphasé, triphasé) ont lieu aux différents

points du réseau sur les deux départs. Les comportements des onduleurs PV en cas de court-

circuit sont observés. Dans cette partie nous présentons seulement les comportements des

onduleurs PV en cas de court-circuit monophasé.

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

time (s)

Cu

rre

nt (A

)

FD1_400A/FD/Icc_a@control@1

FD1_400A/FD/Icc_b@control@1

FD1_400A/FD/Icc_c@control@1

Figure IV.2. Courant vu par le fusible FD1

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

time (s)

Po

we

r o

f P

V (

W, V

AR

)

PV21a_3kW/Measure/P_Inv@control@1

PV21a_3kW/Measure/Q_Inv@control@1

Figure IV.3. Variation de puissance de l’onduleur

PV raccordé sur la phase en défaut (N21)

Page 33: Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le … · Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement Au Réseau Electrique D’Installations Techniques Photovoltaïques Interactions

Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 33/43

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20

0.2

0.4

0.6

0.8

1

time (s)

Vo

lta

ge

(p

u)

PV21a_3kW/Measure/V_pu@control@1

Figure IV.4. Variation de tension de l’onduleur PV

raccordé sur la phase en défaut (N21)

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-30

-20

-10

0

10

20

30

time (s)

Cu

rre

nt o

f P

V

PV21a_3kW/PWM/i_inv_mes@control@1

Figure IV.5. Variation de courant de l’onduleur PV

raccordé sur la phase en défaut (N21)

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

time (s)

Po

we

r o

f P

V (

W, V

AR

) PV23b_3kW/Measure/P_Inv@control@1

PV23b_3kW/Measure/Q_Inv@control@1

Figure IV.6. Puissance de l’onduleur PV raccordé

sur la phase saine (N23)

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20

0.2

0.4

0.6

0.8

1

time (s)

Vo

lta

ge

(p

u)

PV23b_3kW/Measure/V_pu@control@1

Figure IV.7. Variation de tension de l’onduleur PV

raccordé sur la phase saine (N23)

On suppose qu’un court-circuit monophasé apparaît à l’instant t=1.0 s sur la phase A au nœud

7. Le courant de court-circuit vu par le fusible FD1 atteint 7 kA (Figure IV.2). Ce fusible

fond à l’instant t=1.41 s. Les Figure IV.3-Figure IV.5 présentent les variations de puissance,

de tension et de courant de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (phase A au nœud

N21). Pendant le court-circuit la tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (au

nœud 21) baisse jusqu’à 0.52 pu (Figure IV.4). Cet onduleur PV est déconnecté 200 ms après

le court-circuit (t=1.2s). Pendant le court-circuit le courant de l’onduleur PV augmente

légèrement mais ne dépasse pas 1.1 pu (Figure IV.5). Cela indique que pendant le court-

circuit, la contribution au courant de court-circuit des productions PV est très faible et les

productions PV peuvent rester connectées sans provoquer de contraintes majeures pour le

réseau et pour les productions PV. Les Figure IV.6 et Figure IV.7 présentent les variations de

puissance et de tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase saine (phase B au nœud 23).

Cet onduleur maintient le raccordement pendant et après le défaut. C’est identique avec

l’onduleur PV raccordé sur la phase C au nœud N24.

IV.2 Limitation de la tension du bus DC en cas de creux de tension [NGUY_11]

Actuellement la tenue au creux de tension n’est demandée que pour des moyens de production

supérieurs à 5 MW (donc en HTA) (arrêté du 23 décembre 2010).

IV.2.1 Problématique

Il existe des critères pour les protections de découplage du système PV comme ceux

[ERDF_06] qui imposent le temps de déconnexion du PV lors d’un creux ou d’une baisse de

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 34/43

tension. Dans la Figure IV.8, la courbe temps-tension est la limite de deux zones : zone

« rester connecté » et zone « déclenchement »

Figure IV.8. Caractéristique temps de déclenchement et creux de tension, norme

[ERDF_06]

Dans [NGY_10], on analyse l’impact des systèmes PV sur le réseau en régime transitoire face

aux creux de tension (causés par un court-circuit). On trouve que la capacité à rester connecté

des systèmes PV peut faire contribuer à la stabilité du réseau. Cette capacité influence non

seulement la stabilité transitoire au moment du défaut, mais aussi l’état permanent après le

défaut. C’est pourquoi dans un futur proche, on préconise que les systèmes PV restent

connectés au réseau en cas de creux de tension quand le défaut n’est pas dans sa zone

d’influence.

Dans l’onduleur, il y a une protection de surtension du bus continu VDC, et le dépassement de

la valeur imposée est une des causes de déconnexion.

Dans [BLE_06], avec plus de 1000 tests sur 9 différents types d'onduleurs PV commercialisés,

on a constaté que leur comportement face aux creux de tension est différent dans chaque

scénario et qu’il existe des cas de non déconnexion.

On a simulé dans [BEN_10], un système PV triphasé soumis à un creux de tension du réseau,

les fluctuations de courant, de puissances active et réactive, mais sans tenir pas compte de la

surtension sur le condensateur du bus DC.

[GUS_09] présente une solution pour le système PV avec un étage AC/DC et sans étage

DC/DC. On utilise directement la caractéristique des panneaux solaires : quand la tension du

PV augmente, la puissance du PV diminue automatiquement et en conséquence, la tension du

bus DC est toujours dans la limite admissible.

Le paragraphe IV.2.2 présente une solution pour résoudre ce problème de surtension pour le

cas d’un système PV comprenant un étage DC/ DC.

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 35/43

IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal

hacheur onduleur

PPV

CPV

PV

C

PDC Pond

PC

VD

C

Pres

Figure IV.9. Bilan de puissance dans le bus continu

La tension du bus continu VDC subit la variation du courant de sortie du hacheur lequel

dépend du MPPT donc des caractéristiques exogènes (T°, ensoleillement..). Cette tension peut

aussi augmenter en cas de saturation du courant injecté au réseau (creux de tension ou court-

circuit à la sortie de l’onduleur). Ces perturbations feront l’objet de la section suivante IV.2.3.

Dans cette section, on s’intéresse qu’au fonctionnement normal, où le courant de sortie de

l’onduleur reste encore dans les limites admissibles.

En négligeant les pertes internes dans le hacheur et l’onduleur, comme montrés dans la

Figure IV.9, la puissance fournie par les panneaux PV (PPV) est la somme de la puissance

d’entrée dans le condensateur (PC) et de la puissance fournie au réseau (Pres).

resCPV PPP

En cas de court-circuit du côté du réseau, la tension du réseau baisse, ce qui provoque une

baisse de puissance fournie au réseau (Pres). Pendant ce temps, la puissance fournie par les

panneaux PV reste constante. Le déséquilibre entre la puissance entrée (PPV) et la puissance

sortie (Pres) provoque une augmentation de la puissance accumulée par le condensateur C.

C’est pourquoi la tension aux bornes du condensateur augmente et dépasse la limite

admissible. Après élimination du défaut, la puissance PPV = Pres, l’énergie stockée dans le

condensateur reste constante et la tension reste encore élevée. Alors, il faut ajouter une boucle

pour régler cette tension. Le principe de contrôle de la tension du bus continue VDC est de

décharger l’énergie résiduelle pour diminuer la tension.

La relation entre la tension du bus continu VDC et l’énergie stockée dans le condensateur

est : 2..2

1DCVCE . On veut que VDC ne dépasse pas la valeur V0ref, donc l’énergie stocké

est de : 2

00 ..2

1refVCE Alors, si la tension VDC>V0ref, il faut décharger une quantité

d’énergie ).(.2

1 2

0

2

0 rrefDC VVCEEE . Ainsi, on augmente le courant par une quantité

)().(.2

2

0

22

0

2

rrefDCPrrefDC VVKVVT

C

T

EP

où, T est le temps de décharge du

condensateur etT

CKP

.2 .

En résumé, on contrôle le courant de sortie pour maintenir la tension VDC dans la limite

acceptable.

Si VDC<V0ref, I=I’

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 36/43

Si VDC>V0ref, I=I’+I

Dans la simulation en régime normal, on impose V0ref = 500 V et on trouve que la tension VDC

reste toujours inférieure à cette valeur.

IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut

f(VDC)

X

hacheur

CPV

PV

C

MPPTrégulateur

u5

IL

I’Lref

IPV

VPV

Commande

du hacheur

Pond

PC

PDC

k

ILref

Figure IV.10. Schéma de principe de la commande du

hacheur pour limiter la tension du bus continu

Dans la dernière section IV.2.2, on a réglé la tension VDC dans le cas d’un courant de sortie de

l’onduleur resté dans la limite admissible. On s’intéresse dans la suite à ce qu’il se passe

quand ce courant dépasse cette limite.

On rappelle que dans la Figure IV.10, la puissance en sortie du hacheur est la somme de la

puissance en entrée dans le condensateur et de la puissance en entrée de l’onduleur de tension.

ondCDC PPP

resondond VIP .

Quand Vres diminue, Iond augmente. Jusqu’à une valeur quelconque, Iond doit être limité, alors

Pond<PDC, PC augmente, l’énergie est accumulée dans le condensateur. C’est pourquoi la

tension VDC augmente toujours et dépasse la limite admissible Vseuil. Par ailleurs, Vseuil est le

seuil de déclenchement de la protection de découplage, donc le système PV est déconnecté du

réseau.

A partir de l’analyse ci-dessus, on peut conclure que pour limiter la tension VDC, il est

nécessaire de limiter la puissance PDC, c'est-à-dire limiter le courant du hacheur. En plus, PDC

est presque proportionnelle à PPV (PDC=PPV si on néglige les pertes dans le hacheur), donc il

faut diminuer PPV. Une solution très simple est de diminuer le courant IL en multipliant le

courant de référence ILref par un coefficient k, 0<k<1.

En résumé, on contrôle le courant IL du hacheur pour maintenir la tension VDC dans la limite

acceptable.

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 37/43

I’Lref=k.ILref

I’Lref est le courant de référence pour commander le hacheur

ILref est le courant de référence géré par le MPPT

k est le coefficient qui dépend de la tension VDC

Si VDC>Vseuil, k=1

Si VDC< Vseuil, k=f(VDC), 0<k<1.

Dans la section suivante, une simulation est effectuée avec Vseuil =1,2×V0ref =600V avec la

commande proposée (on l’appellera « nouvelle commande ») et sans commande proposé (on

dira « commande classique »).

La différence entre la commande classique et la nouvelle commande est que :

La commande classique limite la tension VDC en laissant constante la puissance PV

La nouvelle commande limite la surtension VDC en diminuant la puissance PV. En

comparaison avec la commande classique, la nouvelle commande a encore une

marge pour régler le courant en entrée du hacheur.

IV.2.4 Simulation

La simulation est effectuée dans le cas d’un court-circuit phase-neutre, avec la commande

classique et la nouvelle commande.

Dans la Figure IV.11Erreur ! Source du renvoi introuvable., le court-circuit a lieu de 0,4s

à 0,55s. Avec la commande classique, la puissance du panneau PV injectée dans le hacheur

reste constante, c’est pourquoi la tension VDC croît jusqu’à 1500V après 150ms ; en réalité,

cette surtension provoquera un déclenchement du système PV. Avec la nouvelle commande,

la puissance du PV diminue pour maintenir VDC inférieur à 600 V, la tension VPV augmente

selon la caractéristique du PV. Après 150 ms, le défaut est éliminé, le MPPT continue à

chercher le point de puissance maximale pendant 0,15 s, le système PV continuant à produire

de l’énergie sans aucune déconnexion.

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1400

600

800

1000

1200

1400

1600

Temps (s)

VD

C (

V)

commande classique

nouvelle commande

a. Tension du bus continu

rzerzerzer

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 38/43

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Temps (s)

PP

V (

W)

commande classique

nouvelle commande

b. Puissance du système PV

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1150

200

250

300

350

Temps (s)

VP

V (

V)

commande classique

nouvelle commande

c. Tension du panneau PV

Figure IV.11. Comportement de l’onduleur avec la commande tension du bus

continu face au court-circuit

0.2 0.4 0.6 0.8 1-30

-20

-10

0

10

20

30

Temps (s)

I on

d (

A)

0.2 0.4 0.6 0.8 1-30

-20

-10

0

10

20

30

Temps (s)

I on

d (

A)

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

1000

2000

3000

4000

Temps (s)

Pu

issa

ce

(W

)

commande classique

nouvelle commande

Figure IV.12. Puissance et courant sortie de l’onduleur

Quand le court-circuit apparaît, le courant en sortie de l’onduleur atteint la valeur maximale

(Imax=22 A crête). Avec la commande classique, pour déstocker l’énergie dans le

condensateur, après défaut, le courant reste à Imax pour diminuer VDC, voir ???Erreur !

Source du renvoi introuvable. (selon la commande VDC dans la section IV.2.2), et la

puissance en sortie est supérieure de celle produite par le champ PV. Avec la nouvelle

commande, le courant en sortie croît jusqu’à Imax seulement au moment du court-circuit et

revient à sa valeur normale 0,1 s après le défaut

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 39/43

IV.2.5 Conclusion

Ce chapitre propose une méthode très efficace pour éliminer la déconnexion non souhaitée

des systèmes PV en cas de court-circuit. La cause de déconnexion est la surtension du bus

continu. Dans cette situation, la solution est de limiter la puissance d’entrée dans le

condensateur pour limiter la tension du bus continu. Pour réaliser cette fonction dans le

système de contrôle numérique de l’onduleur PV, on ajoute seulement quelques instructions

de commande, sans modifier le matériel physique.

V. Autres services apportés par le PV : réduction du taux de

déséquilibre de tensions [TRAN_10c]

Une installation photovoltaïque raccordée au réseau par branchement triphasé peut être

conçue de 2 façons : soit à partir d’onduleurs triphasés, soit à partir d’onduleurs monophasés

répartis sur les 3 phases. La grande majorité des systèmes PV raccordés en BT est constituée

d’onduleurs monophasés et la répartition de ces onduleurs sur les trois phases du réseau se fait

rarement de façon égale. La répartition des charges monophasées sur les trois phases du

réseau est aussi potentiellement déséquilibrée. Cela peut provoquer les déséquilibres de

tension importants sur trois phases.

En effet, un réseau de distribution BT peut présenter, sous certaines conditions, des situations

de déséquilibre entre phases générées par le caractère monophasé et aléatoire de certaines

charges. Ce déséquilibre de la tension des phases d’un réseau se traduit par l’apparition d’un

courant dans le neutre du réseau. Le courant inverse causé par les déséquilibres peut

provoquer les échauffements des machines tournantes et les pertes supplémentaires.

Dans cette partie, nous proposons une nouvelle méthode qui permet de réduire le taux de

déséquilibre de tension du réseau. Cette solution est réalisée par des onduleurs triphasés. Le

principe du système de contrôle proposé est présenté sur la Figure V.1. Le principe est basé

sur la modification des courants de référence triphasés en fonction du niveau de déséquilibre

de tension.

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & Q

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

Pmes

Qmes

Imes

Iref

Calcule

de

courant

de

r�f�rence

Iref

PIQconsigne

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & Q

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

Pmes

Qmes

Imes

Iref

Calcule

de

courant

de

r�f�rence

I*ref

PIQconsigne

++

iref

PIvMoy

mesVmes

+-

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & Q

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

Pmes

Qmes

Imes

Iref

Calcule

de

courant

de

r�f�rence

Iref

PIQconsigne

dqId

Iq

PI

Pconsigne

Vd

Vq

P & Q

Pref

Qref

PLL

V

Vd,Vq

Pmes

Qmes

Imes

Iref

Calcule

de

courant

de

r�f�rence

I*ref

PIQconsigne

++

iref

PIvMoy

mesVmes

+-

Figure V.1. Principe de contrôle afin de réduire le déséquilibre de tension

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 40/43

Pour démontrer l’efficacité de la méthode, on suppose qu’un onduleur PV triphasé est

raccordé au nœud 3 (Fig. II.1) avec un système de contrôle/commande avancé.

0 5 10 15 20 25-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

time (H)

Po

we

r o

f P

V o

nd

ule

ur

(kW

, kV

AR

)

PV3abc_75kW

PV3abc_75kW

Figure V.2. Puissance de l’onduleur PV – Contrôle

P/Q

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Vo

lta

ge

un

ba

lan

ce

ra

te (

%)

N2_V2sV1

N3_V2sV1

N4_V2sV1

N5_V2sV1

N6_V2sV1

N7_V2sV1

N10_V2sV1

N11_V2sV1

N12_V2sV1

N13_V2sV1

N14_V2sV1

Figure V.3. Variation du taux de déséquilibre de

tension – Contrôle P/Q

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Vo

lta

ge

(p

u)

V3/Vpu_a

V3/Vpu_b

V3/Vpu_c

Figure V.4. Variation de tension au nœud 3 –

Contrôle P/Q

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Vo

lta

ge

un

ba

lan

ce

ra

te (

%)

N2_V2sV1

N3_V2sV1

N4_V2sV1

N5_V2sV1

N6_V2sV1

N7_V2sV1

N10_V2sV1

N11_V2sV1

N12_V2sV1

N13_V2sV1

N14_V2sV1

Figure V.5. Variation du taux de déséquilibre de

tension – Contrôle P/Q

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

time (H)

Vo

lta

ge

Un

ba

lan

ce

Ra

te (

%)

V3/Vpu_a

V3/Vpu_b

V3/Vpu_c

Figure V.6. Variation de tension au nœud 3 –

Contrôle intelligent

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180

0.5

1

1.5

2

2.5

3

time (H)

Vo

lta

ge

Un

ba

lan

ce

Ra

te (

%)

N2_V2sV1

N3_V2sV1

N4_V2sV1

N5_V2sV1

N6_V2sV1

N7_V2sV1

N10_V2sV1

N11_V2sV1

N12_V2sV1

N13_V2sV1

N14_V2sV1

Figure V.7. Variation du taux de déséquilibre de

tension – Contrôle intelligent

La Figure V.2 présente la production de l’onduleur PV triphasé raccordé au nœud 3 en

fonction de l’ensoleillement. On peut constater que pendant la période de fort ensoleillement

(de 8h00 à 20h00), il y a des déséquilibres importants de tension (Figure V.3 - Figure V.5).

Le taux de déséquilibre peut dépasser 2 %. Avec le contrôle intelligent, le taux de

déséquilibre est réduit à une valeur inférieure à 1% (Figure V.6). Les Figure V.4 - Figure

V.7 présentent les tensions au nœud 3 en cas de contrôle P/Q et de contrôle intelligent. Avec

la solution proposée, les tensions sur les trois phases deviennent identiques (Figure V.6).

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 41/43

Les résultats obtenus montrent la performance de la méthode proposée afin de réduire le taux

de déséquilibre de tension. Pour des charges monophasées totales de 33.6 kW et 12.2 kVAR,

en utilisant la méthode proposée, on peut réduire les pertes de 1.6 kWh par jour, soit 584 kWh

par an.

La méthode proposée permet de donc de :

Réduire la composante inverse de tension, et par conséquence de réduire le taux de

déséquilibre de tension sur les trois phases,

Réduire le courant qui circule dans le neutre,

Réduire les pertes supplémentaires sur le réseau.

VI. Conclusions

Dans ce rapport, nous proposons un système particulier de contrôle/commande intelligent

pour les onduleurs PV. Bien évidemment, il existe par ailleurs d’autres solutions qui n’ont pas

été décrites dans ce document. En utilisant ce système, les services sont apportés par les

onduleurs PV comme le réglage de tension, la réduction du taux de déséquilibre de tension.

Avec les systèmes de contrôle/commande robuste, les onduleurs PV sont capables de résister

face aux perturbations sur le réseau (creux de tension par exemple).

Les résultats de simulation montrent la performance des méthodes proposées.

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 42/43

VII. Références [ARRE_08] Arrêté du 23.04.2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique [BEN_10] Christian H. Benz, W. Toke Franke, Fredrich W. Fuchs, “Low voltage ride through

capability of a 5 kW grid-tied solar inverter”, IEEE Conference 21 October 2010, page(s):

T12-13 - T12-20

[BLE] B. Bletterie, R. Bründlinger, H. Fechner, “Sensitivity of photovoltaic inverters to

voltage sags-test results for a set of commercial products”, IEEE Conference 6-9 June 2005,

page(s): 549 [DIS-06] DISPOWER project, D2.2, “State of the art solutions and new concepts for islanding protection”, Roland Bruendlinger, ARSENAL, Feb. 2006 [DIN-06] DIN VDE 0126-1-1, “Automatic disconnection device between a generator and the public low-voltage grid”, Fev. 2006 [ERDF_06] ERDF-NOI-RES_13E, “Protections des installations de production raccordées au

réseau public de distribution Identification”, June 2006

[GRA_90] [GR-90] W. M. Grady, M. J. Samotyj, A. H. Noyola. “Survey of Active Power

Line Conditioning Methodologies” IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 5, nº 3, Juillet 1990. [IEA-02] IEA-PVPS T5-09, “photovoltaic utility-interactive power systems”, Task V Report IEA-PVPS T5-09, March 2002 [GUS_09] Gustavo M. S. Azevedo, Gerardo Vazquez, Alvaro Luna, Daniel Aguilar,

Alejandro Rolan, W. Toke Franke, Fredrich W.Fuchs, “Photovoltaic Inverters with Fault

Ride-Through Capability”, IEEE Conference 25 août 2009, page(s): 549

[IEA_09] Rapport IEA PVPS T10-06-2009 Overcoming PV grid issues in the urban areas

page 47].

[IEEE_92] IEEE STD 519-1992, “IEEE Recommended Practices and Requirements for

Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE 519 working Group. 1992.

[JAR_06] Tarik JAROU, Mohamed CHERKAOUI, Mohamed MAAROUFI, “Nouvelle

stratégie de commande du filtre actif parallèle pour compenser les perturbations en courant :

courants harmoniques, réactifs et déséquilibres“, IEEE Conférences 2006, Page(s) : 2278 –

2283.

[LE_11] Cette partie présente une partie de la thèse de Grenble INP de LE Thi Minh Chau,

encadrée par Tran-Quoc Tuan et S. Bacha, 2011

[NGUY_11] Van Linh NGUYEN, “Fonctions supplémentaires sur onduleurs photovoltaïques

-Aspects commande ”, rapport M2R Grenoble INP encadré par TRAN Quoc Tuan et Seddik

Bacha, 22 juin 2011

[NGY_10] Nguyen Hoang Viet, Akihiko Yokoyama, “Impact of fault ride-through

characteristics of high-penetration photovoltaic generation on transient stability”, IEEE

Conference 13 December 2010, page(s): 1-7

[RAH_05] H. P. To, F. Rahman, C. Grantham “Time Delay Compensation For a Current-

Source Active Power Filter Using State-Feedback Controller”, IEEE Conférence 2005,

Page(s): 1213 - 1219 Vol. 2

[SAL_05] M. Salo, H. Tuusa. « A New Control System With a Control Delay Compensation

for Current-Source Active Power Filter ». IEEE Journals 2005, Page(s): 1616 - 1624

[THO_98] Thierry Thomas, Kévork Haddad, Géza Joos, Alain Jaafari, “Design and

performance of active power filters”, IEEE Journals 1998, Page(s): 38 – 46

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Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV

Tran Quoc Tuan - IDEA 43/43

[TRAN_10] TRAN Quoc Tuan, BACHA Seddik, chapitre 6: “système photovoltaïques

raccordés au réseau”, Livre : La distribution d’énergie électrique en présence de production

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