Modélisation et contrôle d‘un système éolien connecté à un ...Modèle mécanique simplifié de la turbine 21 Figure 2.3. schéma de la turbine éolienne 21 Figure 2.4. Coefficient

Mention : Electronique, Electrotechnique et Automatique

Parcours : Automatique

Nom du cours:

Modélisation et contrôle d’un système

éolien connecté à un réseau électrique

Réalisé par :

Zeineb BELGASMI

Année universitaire : 2016-2017

Notations

vV La vitesse du vent.

S La surface circulaire balayée par la turbine

La densité de l’air.

F Force de l’air

a Le facteur fractionnaire

Paer Puissance aérodynamique de la turbine.

Cp Le coefficient aérodynamique de puissance de la turbine.

ʎ Ratio de vitesse.

β L’angle d’orientation des pales.

R La longueur des pales.

Ωturbine Vitesse de la turbine.

G Gain du multiplicateur de vitesse.

Cg Couple résistant (issu du multiplicateur).

Caer Le couple aérodynamique de la turbine.

Ωmec Vitesse de la génératrice

Jpale L’inertie des pales

Kb L’élasticité des pales.

Jh L‘inertie de l’arbre.

Kh L’élasticité de l’arbre.

Dh Coefficient de frottement de l’arbre par rapport au multiplicateur.

Jg L’inertie de la génératrice.

Jturbine L’inertie de la turbine éolienne.

J L’inertie totale.

Cmec Couple mécanique.

Cem Couple électromagnétique.

Cvis Couple des frottements visqueux

f Coefficient des frottements visqueux.

Pnom La puissance nominale.

Ωs Vitesse de glissement de champ par rapport au stator.

ws La pulsation du réseau d’alimentation triphasé statorique.

p Le nombre de paires de pôles.

θ L’angle entre le repère statorique et le repère rotorique

ϕ Flux propre de l’enroulement.

ϕc Flux de couplage magnétique avec d’autres enroulements.

v La tension aux bornes d’une bobine.

vsa La tension à la phase statorique a

vsb La tension à la phase statorique b.

vsc La tension à la phase statorique c

vra La tension à la phase rotorique a.

vrb La tension à la phase rotorique b.

vrc La tension à la phase rotorique c.

isa L’intensité du courant à la phase statorique a.

isb L’intensité du courant à la phase statorique b.

isc L’intensité du courant à la phase statorique c.

ira L’intensité du courant à la phase rotorique a.

irb L’intensité du courant à la phase rotorique b.

irc L’intensité du courant à la phase rotorique c.

Φsa Le flux statorique à la phase a.

Φsb Le flux statorique à la phase b.

Φsc Le flux statorique à la phase c.

Φra Le flux rotorique à la phase a.

Φrb Le flux rotorique à la phase b.

Φrc Le flux rotorique à la phase c.

Rs La résistance des enroulements statoriques.

Rr La résistance des enroulements rotoriques.

ls L’inductance propre des enroulements statoriques.

lr L’inductance propre des enroulements rotoriques.

ms L’inductance mutuelle des enroulements statoriques.

mr L’inductance mutuelle des enroulements rotoriques.

[P (𝜓)] La matrice de Park.

Mmax Valeur maximale des coefficients d’inductances mutuelles stator-

rotor

vsd Composante directe de la tension au stator dans le repère

de Park

vrd Composante directe de la tension au rotor dans le repère de Park

isd Composante directe du courant au stator dans le repère de Park

ird Composante directe du courant au rotor dans le repère de Park

Φsd .Composante directe du flux au stator dans le repère de Park

Φrd Composante directe du flux au rotor dans le repère de Park

vsq Composante en quadrature de la tension au stator dans le repère

de Park

Vrq Composante en quadrature de la tension au rotor dans le repère

de Park

isq Composante en quadrature du courant au stator dans le repère de

Park

irq Composante en quadrature du courant au rotor dans le repère de

Park

Φsq Composante en quadrature du flux au stator dans le repère de

Park

Φrq Composante en quadrature du flux au rotor dans le repère de

Park

[Ls] La matrice de l’inductance propres statorique

[Lr] La matrice de l’inductance propres rotorique

[Msr] Mutuelle inductance entre les deux bobines

𝜞e Le couple électromagnétique

Udc Tension instantanée du bus continu

ed, q La f.e.m de la machine sur les axes d et q

S Fonction définissant l’état d’un interrupteur

idc Courant du bus continu

i1 Courant de ligne coté réseau

e1 Tension de ligne

Pg Puissance active générée

Qg Puissance réactive générée

ek Creux de tension

.

Abréviations MADA : Machine asynchrone doublement alimentée.

MPPT: Maximum power point tracking.

MLI: Modulation de largeur d’impulsions.

Liste des figures

Figure 1.1. Capacité éolienne installée en GW dans le monde entre 2000 et

2013

4

Figure 1.2. Types d’éoliennes

9

Figure 1.3. Variation de la vitesse de vent (m/s)

12

Figure 1.4. Schéma de principe de la théorie de Betz.

12

Figure 1.5. Eolienne basée sur une machine asynchrone à double alimentation

15

Figure 1.6. Eolienne basée sur une machine asynchrone

16

Figure 1.7. Eolienne basée sur une machine synchrone

16

Figure 2.1. Système mécanique de l’éolienne

19

Figure 2.2. Modèle mécanique simplifié de la turbine

21

Figure 2.3. schéma de la turbine éolienne

21

Figure 2.4. Coefficient aérodynamique en fonction du ratio de vitesse de la

turbine ʎ et l’angle de l’orientation de la pale β

22

Figure 2.5. Schéma bloc du modèle de la turbine

24

Figure 2.6. Caractéristique puissance-vitesse typique d’une éolienne de

grande puissance

25

Figure 2.7. Caractéristique puissance-vitesse et conception des dispositifs de

commande d’une éolienne de 1,5MW

26

Figure 2.8. Représentation de la machine asynchrone triphasée dans l’espace

électrique.

27

Figure 2.9. Représentation de la machine asynchrone triphasée dans le repère

de Park.

31

Figure 2.10. Topologies de base d’un redresseur de tension.

35

Figure 2.11. Schéma d’un onduleur de tension

39

Figure 3.2. Profit du vent Vvent (m/s) appliquée

45

Figure 3.3. Vitesse mécanique Ωm (rad/s) de la génératrice 45

Figure 3.4. Couple électromagnétique Cem (Nm) de la génératrice.

45

Figure 3.5. Puissance mécanique Pmec (W) fournie par la turbine .

45

Figure 3.6. Tension du bus-continu Udc (V) avec sa référence.

46

Figure 3.7. Courant de ligne coté réseau i1 (A).

46

Figure 3.8. Courants iK (A) de lignes .

46

Figure 3.9. Courants éolien i1 (A) et tension e1 (V) de ligne 46

Figure 3.10. Puissance active générée Pg (W).

47

Figure 3.11. Puissance réactive générée Qg (W).

47

Figure 3.12. Creux de tension ek (V) du réseau .

48

Figure 3.13. Zoom sur le creux de tension eK (V) du réseau.

48

Figure 3.14. Tension du bus-continu Udc (V) avec sa référence.

49


49

Figure 3.16. Courants ik (A) de lignes .

49

Figure 3.17. Courants éolien i1 (A) et tension e1 (V) de ligne .

49


50


50

SOMMAIRE

Module2. 1 : Etat de l'Art

1. Introduction ....................................................................................................................... 3

2. Facteurs favorables au développement des énergies renouvelables .................................. 3

3. Principales sources de production des énergies renouvelables .......................................... 4

3.1. L’énergie hydraulique ........................................................................................................ 4

3.2. L'énergie de la biomasse .................................................................................................... 5

3.3. L’énergie photovoltaïque .................................................................................................. 5

3.4. L’énergie éolienne ............................................................................................................. 5

4. Etude d'un système éolien ................................................................................................. 6

4.1. Descriptif d’une éolienne ................................................................................................ 6

4.1.1. La tour ..................................................................................................................... 6

4.1.2. La nacelle ................................................................................................................ 7

4.1.3. Le rotor .................................................................................................................... 7

4.2. Types d’éoliennes............................................................................................................ 8

4.2.2. Les éoliennes à axe vertical ..................................................................................... 8

4.2. Les éoliennes à axes horizontal ............................................................................... 8

4.3. Différentes technologies d’éoliennes .............................................................................. 9

4.3.1. Fonctionnement à vitesse fixe : ............................................................................... 9

4.3.2. Fonctionnement à vitesse variable ......................................................................... 10

4.4. Conversion de l’énergie mécanique en énergie électrique ............................................ 11

4.4.1. Modèle du vent : .................................................................................................... 11

4.4.2. Limite de Betz ....................................................................................................... 12

4.5. Structure des systèmes de conversion de l'énergie éolienne ......................................... 15

4.5.1. Système éolien avec machine asynchrone ............................................................. 15

4.5.2. Système éolien avec machine synchrone............................................................... 16

4.6. Avantage des systèmes éoliens ..................................................................................... 17

4.7. Inconvénients des systèmes éoliens .............................................................................. 17

5. Conclusion ....................................................................................................................... 18

Module2. 1 : Modélisation des éléments de la chaine

conversion éolienne

1. Introduction ..................................................................................................................... 19

2. Modélisation de l’éolienne : ............................................................................................ 20

2.1. Modélisation de la partie aérodynamique : ................................................................... 20

2.2. Modèle de la turbine éolienne ....................................................................................... 22

2.3. Modèle du multiplicateur de vitesse.............................................................................. 24

2.4. Modèle de l’arbre : ........................................................................................................ 24

3. Stratégies de commande de la turbine éolienne ............................................................... 25

4. Modélisation de la machine asynchrone .......................................................................... 27

4.1. Modèle généralisé de la machine asynchrone dans le repère naturel ............................ 27

4.1.1. Loi de Faraday : ..................................................................................................... 29

4.1.2. Hypothèses simplificatrices : ................................................................................. 29

4.2. Modèle généralisé de la machine asynchrone dans le repère de Park : ......................... 34

5. Modélisation du redresseur MLI ..................................................................................... 36

5.1. La commande MLI ........................................................................................................ 36

5.2. Modèle du redresseur MLI ............................................................................................ 37

a. Modèle du redresseur dans le référentiel triphasé (a, b, c) ................................... 38

b. Modèle du redresseur dans le repère fixe (α, β) .................................................... 40

c. Modèle du redresseur dans le référentiel tournant (d, q) ...................................... 41

6. Modélisation de l’onduleur .............................................................................................. 41

7. Conclusion ....................................................................................................................... 44

Module2. 1 : Résultats des simulations

1. Introduction ..................................................................................................................... 45

2. Courbes obtenues et interprétations ................................................................................. 45

3. Performance du système face à un creux de tension de 20% .......................................... 48

4. Conclusion ....................................................................................................................... 51

Bibliographie ............................................................................................................. 54

Annexe .............................................................................................................................. 57

Introduction Générale

Modélisation et contrôle d’un système éolien connecté à un réseau électrique Page 1

Module 2.1 :

Etat de l’Art

Module2. 1 : Etat de l’Art


Module 2.1 :Etat de l’Art

1. Introduction

Il y’a 2600 ans, l’homme utilisait déjà l’énergie éolienne pour la convertir en

énergie mécanique. Cette application était utilisée pour faire avancer les bateaux,

pomper de l’eau ou moudre du grain. La transformation en énergie électrique ne

débute qu’au 19ème

siècle. Ce n’est véritablement qu’en 1891 que l’on trouve les

premiers ancêtres des éoliennes actuelles.

Dans le présent chapitre, les facteurs favorables au développement des énergies

renouvelables ainsi que leurs sources de production seront brièvement présentés.

Ensuite, les différents types d’éoliennes et les structures des systèmes de conversion

de l'énergie éolienne seront particulièrement présentés en détails. Par ailleurs, les

avantages et les inconvénients d'un système éolien seront discutés.

2. Facteurs favorables au développement des énergies renouvelables

Durant les dernières décennies, l’industrialisation très forte et la multiplication du

recours aux appareils électriques domestiques (chauffage, climatisation, lavage,

médicale, informatique… etc.) ont mené à des besoins planétaires immenses en

énergie électrique. Aujourd’hui, plus de 2 milliards d’êtres humains n’ont pas l’accès

à l’électricité pour cause d’économie fragile, d’infrastructures lourdes et coûteuses, de

zones difficiles d’accès et d’habitat dispersé [1]. Face à la demande croissante en

électricité, et loin de l’utilisation des énergies fossiles polluantes (pétrole et gaz),

plusieurs pays se sont tournés vers les énergies renouvelables. En effet, un véritable

challenge mondial est pris au sérieux concernant la politique de réduction des

émissions de gaz à effet de serre. Dans ce contexte, les énergies vertes dites aussi

"renouvelables" sont réapparues et prennent peu à peu une place indéniable dans le

marché d’électricité. Parmi celles-ci, l'éolien apparaît actuellement en bonne place

comme énergie d'appoint complémentaire à l'énergie fossile et nucléaire puisque

l'énergie potentielle des masses d'air en mouvement représente, au niveau mondial, un

gisement considérable [2] (voir Fig. 1.1).



Figure 1.1. Capacité éolienne installée en GW dans le monde entre 2000 et 2013.

En Tunisie, deux facteurs sont favorables au développement croissant des énergies

renouvelables [3]:

En raison des faibles ressources pétrolières, les énergies renouvelables sont

intégrées à la stratégie énergétique nationale et devraient constituer une part

croissante du mix énergétique tunisien.

La position stratégique de la Tunisie présente une plateforme énergétique idéale

au cœur de la méditerranée.

3. Principales sources de production des énergies renouvelables

L'humanité n'a confectionné, pendant la plus grande partie de son histoire, que

d'énergies renouvelables pour couvrir ses besoins en énergie. Au Paléolithique, les

seules énergies disponibles étaient la force musculaire humaine et l'énergie de la

biomasse utilisable grâce au feu [4], mais de nombreux progrès ont permis d'utiliser

ces énergies avec une efficacité grandissante.

3.1. L’énergie hydraulique

L'énergie hydraulique permet de produire de l'électricité, dans les centrales

hydroélectriques, grâce à la force de l'eau. Cette force dépend soit de la hauteur de la

chute d'eau soit du débit des fleuves et des rivières.

Une centrale hydraulique est composée de 3 parties :

Le barrage qui retient l'eau

La centrale qui produit l'électricité

http://fr.wikipedia.org/wiki/Pal%C3%A9olithique



Les lignes électriques qui évacuent et transportent l'énergie électrique

Cette énergie dépend du cycle de l’eau, elle est la plus importante source

d’énergie renouvelable. [5]

3.2. L'énergie de la biomasse

Le terme de biomasse désigne l'ensemble des matières organiques d'origine

végétale (algues incluses), animale ou fongique (champignons)qui peuvent devenir

une source d'énergie par combustion après méthanisation (biogaz) ou après de

nouvelles transformations chimiques. C’est la forme d’énergie la plus ancienne

utilisée par l’homme depuis la découverte du feu à la préhistoire. Le principe

s'appelle cogénération… un mot complexe pour un concept simplissime : à partir

de la même matière première, on produit à la fois de la chaleur et de

l’électricité (une partie de la chaleur produite est utilisée pour chauffer un circuit

d'eau, entraîner une turbine grâce à la vapeur et produire de l'électricité). [4]

3.3. L’énergie photovoltaïque

L’énergie solaire photovoltaïque provient de la conversion de la lumière du

soleil en électricité moyennant de matériaux semi-conducteurs comme le silicium.

Ces matériaux photosensibles ont la propriété de libérer leurs électrons sous

l’influence d’une énergie extérieure: c’est l’effet photovoltaïque. L’énergie est

apportée par les photons, (composants de la lumière) qui heurtent les électrons et

les libèrent, induisant ainsi un courant électrique [6]. Ce courant continu de micro

puissance calculée en watt crête (WC) peut être utilisé directement sur un bus DC

ou transformé en courant alternatif grâce à un onduleur.

3.4. L’énergie éolienne

L’énergie éolienne désigne l’énergie cinétique véhiculée par les masses d’air,

c’est-à-dire par les vents, autour de notre planète. C’est une d’une énergie

renouvelable de plus en plus utilisée pour produire une électricité verte à grande

échelle. Elle est une source d'énergie qui dépend du vent, en effet, le soleil chauffe

différemment la terre, ce qui crée des zones de températures et de pression

atmosphérique différentes tout autour du globe, de ces différences de pression

naissent des mouvements d'air, appelés vent [7]. Cette énergie permet, grâce à la

force du vent, de produire de l'électricité en faisant recours aux éoliennes appelées

aussi aérogénérateurs. L'électricité produite peut être transformée et utilisée à

http://fr.wikipedia.org/wiki/Mati%C3%A8re_organique

http://fr.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9thanisation

http://fr.wikipedia.org/wiki/Biogaz



plusieurs fins. Le principe de la production à base d'éoliennes s'articule

essentiellement autour de:

La transformation en énergie mécanique : le vent est utilisé pour faire avancer

un véhicule (voilier ou char à voile), pour pomper de l’eau (éoliennes de pompage

pour irriguer ou abreuver le bétail) ou pour faire tourner la turbine éolienne.

La production de l’énergie électrique : La turbine éolienne entraine un

générateur électrique pour produire du courant continu ou alternatif. Le générateur est

relié à un réseau électrique ou bien fonctionne au sein d'un système « autonome »

avec un générateur d’appoint (par exemple un groupe électrogène), un parc de

batteries ou un autre dispositif de stockage d'énergie [7]. Une éolienne est parfois

qualifiée d’aérogénérateur dès lors qu'elle produit de l'électricité.

4. Etude d'un système éolien

4.1. Descriptif d’une éolienne

Pour faire tourner le rotor, l’éolienne capte l’énergie cinétique du vent et la

transforme en un couple mécanique. La densité de l’air, la surface balayée par les

pales et la vitesse du vent sont les trois facteurs qui déterminent le rapport entre

l’énergie du vent et l’énergie mécanique récupérée par la turbine. La densité de l’air et

la vitesse du vent sont des paramètres météorologiques qui dépendent du site [8].

Une éolienne est constituée par un tour d'une telle hauteur, au sommet duquel se

trouve la nacelle. Spécifiquement une éolienne de 1 MW a un diamètre de rotor

d'environ 80 mètres. C'est à l’intérieur de ce tour que sont disposés les câbles de

transport de l’énergie électrique, les éléments de contrôle, les appareillages de

connexion au réseau de distribution ainsi que l’échelle d’accès à la nacelle regroupant

tout le système de transformation de l’énergie éolienne en énergie électrique et les

divers actionneurs de commande [9].

Il existe plusieurs configurations possibles d’aérogénérateurs qui peuvent avoir des

différences importantes. Cependant, une éolienne « classique »est généralement

constituée de trois éléments principaux.

4.1.1. La tour



Son rôle est de supporter l’ensemble rotor-nacelle pour éviter que les pâles ne

touchent pas le sol, aussi de placer le rotor à une hauteur suffisante, de manière à

sortir autant que possible le rotor du gradient de vent qui existe à proximité du sol, ce

qui améliore ainsi la récupération de l’énergie. Pour s’adapter au mieux à différents

sites d’implantations, certains constructeurs proposent des différentes hauteurs de

tour pour un même ensemble rotor-nacelle [10].

4.1.2. La nacelle

Elle regroupe tous les éléments mécaniques permettant de coupler le rotor éolien

au générateur électrique : les arbres lent et rapide, le multiplicateur de vitesse, le frein

qui permet d’arrêter le système en cas de surcharge, le générateur qui est en général

synchrone ou asynchrone et les systèmes hydrauliques ou électriques d’orientation des

pâles (frein aérodynamique) et de la nacelle (nécessaire pour garder la surface balayée

par l’aérogénérateur perpendiculaire à la direction du vent). [11]

Les différents composants de la nacelle sont : [10]

Le multiplicateur de vitesse : il élève la vitesse de rotation de l’arbre

primaire à celle de l’arbre secondaire entrainant la génératrice.

L’arbre secondaire : il contient généralement un frein mécanique qui

permet d’immobiliser le rotor au cours des opérations de maintenance

et d’éviter le déchaînement de la machine.

La génératrice : elle convertit l’énergie mécanique en énergie

électrique.

Un contrôleur électronique chargé de surveiller le fonctionnement de

l’éolienne. Il s’agit d’un ordinateur qui peut contrôler le démarrage de

la machine lorsque la vitesse du vent est de l’ordre de 5m/s, le freinage

de la machine, l’orientation de l’ensemble rotor et nacelle face au vent

de manière à maximiser la récupération d’énergie. Pour mener à bien

ces tâches, le contrôleur utilise un anémomètre qui mesure la vitesse du

vent et une girouette qui détecte la direction du vent, et ils sont situés

habituellement à l’arrière de la nacelle.

4.1.3. Le rotor



Il est formé par les pales assemblées dans leur moyeu. Pour les éoliennes

destinées à la production de l’électricité, le nombre des pâles varie

classiquement de 1 à 3, le rotor tripale étant de loin le plus répandu car il

représente un bon compromis entre le coût et le comportement vibratoire. Les

pâles se caractérisent par leur géométrie dont dépendent les performances

aérodynamiques et les matériaux dont elles sont constituées [11].

4.2. Types d’éoliennes

Les solutions techniques permettant de recueillir l’énergie du vent sont très

variées. En effet, les turbines éoliennes sont classées selon la disposition géométrique

de leur arbre sur lequel est montée l'hélice, en deux types : les éoliennes à axe vertical

et les éoliennes à axe horizontal.

4.2.2. Les éoliennes à axe vertical

Ces éoliennes à axe vertical ont été conçues pour répondre au mieux aux

contraintes engendrées par les perturbations du milieu urbain (voir Fig 1.2). Grâce à

leur structure, elles fonctionnent avec des vents provenant de toutes les directions et

sont moins soumises à ces perturbations que les éoliennes à axe horizontal.

[10] Les avantages d’une machine à axe vertical sont :

La génératrice, le multiplicateur, ….. etc. sont placés à la terre.

Il n’est pas nécessaire d’utiliser un mécanisme d’orientation pour orienter le

rotor dans la direction du vent.

Les inconvénients sont :

L’efficacité globale des éoliennes à axe vertical n’est pas impressionnante.

L’éolienne ne démarre pas automatiquement.

4.2. Les éoliennes à axes horizontal

Les éoliennes à axe horizontal sont en tout point similaires aux éoliennes

classiques (de type hélice) quant à leur principe de fonctionnement. Les pales mises

en rotation par l’énergie cinétique du vent entraînent un arbre raccordé à une

génératrice qui transforme l’énergie mécanique créée en énergie électrique. Les

éoliennes urbaines à axe horizontal se caractérisent par leur petite taille, allant de 5 à



20 mètres, par le diamètre des pales (2 à 10 m) et par leur puissance atteignant pour

certaines 20 kW (voir Fig. 1.2).

Aujourd’hui, les seules éoliennes commerciales sont les éoliennes à axe

horizontal. Les éoliennes à axe vertical ont été prometteuses dans les années 80 et au

début des années 90 mais elles ont été écartées du marché à cause de leur faible

rendement aérodynamique ainsi que les fluctuations élevées de leur puissance

électrique générée [12].

Figure 1.2. Types d’éoliennes

4.3. Différentes technologies d’éoliennes

Il existe deux technologies d’éoliennes, celles dont la vitesse est fixe et celles

dont la vitesse est variable.

4.3.1. Fonctionnement à vitesse fixe :

Dans ce cas, le générateur tourne à une vitesse fixe ou qui varie très légèrement

en jouant sur le glissement de la machine (seules les génératrices asynchrones sont

utilisées dans ce cas).

Pour ce type d’éoliennes, deux générateurs sont utilisées, un générateur pour des

faibles puissances correspondant à des vitesses de vent faibles, et un générateur pour

des fortes puissances correspondant à des vitesses de vents plus élevées. Mais cette



solution pose un problème majeur qui est la complexité de montage et l'augmentation

de la masse embarquée. Il existe une autre solution qui consiste à utiliser un câblage

du stator qui peut être modifié afin de faire varier le nombre de pôles. Deux régimes

de rotation sont proposés par cette distribution l’un rapide en journée et l’autre plus

lent la nuit qui permet de diminuer le bruit [13].

a. Les avantages de la vitesse fixe

Simplicité d’implantation [9].

Plus grande fiabilité [9].

Il n’y a pas besoin de système électronique de commande [12].

Moins cher [9].

b. Les inconvénients de la vitesse fixe

On ne peut pas atteindre le point de maximum de puissance [10].

4.3.2. Fonctionnement à vitesse variable

Pour ce mode de fonctionnement, une interface d'électronique de

puissance permet de fonctionner à vitesse variable par l’adaptation de la

fréquence des courants du générateur à celle du réseau. Autrement dit,

l’introduction des convertisseurs d'électronique de puissance entre le

générateur et le réseau donne lieu à un découplage entre la fréquence du

réseau électrique et la vitesse de rotation de la machine électrique. [13]

a. Les avantages de la vitesse variable

Les avantages des systèmes de conversion éolienne à vitesse variable

s'articulent autour de ces principaux points [9], [10]:

La meilleure exploitation de l’énergie de vent par la poursuite du

point de maximum de puissance via les algorithmes MPPT.

La réduction des oscillations du couple et des efforts mécaniques.

La possibilité d’augmenter la vitesse de rotation du rotor lors des

rafales, tout en stockant l’énergie supplémentaire sous forme

d’énergie rotative jusqu’à la fin de la rafale. Cela exige évidement

un système de contrôle très intelligent qui est en mesure de



distinguer entre une vraie rafale et simplement des vitesses élevées

du vent. De cette manière on arrive à réduire le couple maximal.

b. Les inconvénients de la vitesse variable

Parmi les inconvénients des systèmes de conversion éolienne à vitesse

variable on peut citer:

Le coût du raccordement indirect au réseau.

L'obligation du contrôle complexe des convertisseurs de

puissance

4.4. Conversion de l’énergie mécanique en énergie électrique

4.4.1. Modèle du vent :

Le choix géographique d’un site éolien est essentiel dans un projet de

production d’énergie. Les caractéristiques du vent déterminent la qualité de

l’énergie qui pourra être effectivement extraite du gisement éolien. Pour connaitre

les propriétés d’un site, il faut mesurer la vitesse du vent ainsi que sa direction sur

une grande période de temps. [10]

Les systèmes éoliens fonctionnent de manière à enclencher lorsque la vitesse du

vent atteint 15 Km/h et à déclencher lorsqu’elle est très élevée et ce pour que le

vent ne les endommage pas. Le vent n’a pas toujours la vitesse suffisante pour

enclencher le système éolien, donc on le connecte avec d’autres sources d’énergie.

Pour cette raison, certains systèmes éoliens sont connectés en parallèle à des

batteries de manière à utiliser ces batteries quand la vitesse du vent est inférieure à

la vitesse d’enclenchement mais quand la vitesse du vent est suffisante, les turbines

chargent ces batteries.

Dans notre travail et en absence des données d'un gisement éolien réel, la

vitesse du vent sera modélisée sous forme déterministe par une somme de plusieurs

harmoniques : [10]

ttttVv 6645.3sin2.02665.0sin21047.0sin2.08 1.1



0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1005

6

7

8

9

10

11

Temps [s]

Vit

esse

du

vent

[m

.s-1

]

Figure 1.3. Variation de la vitesse du vent (m/s).

4.4.2. Limite de Betz

La théorie globale du générateur éolien à axe horizontal a été établie par Albert

Betz [9] qui suppose que le système éolien est placé dans un air animé à l’infini en

amont d’une vitesse 0V et à l’infini en aval d’une vitesse 2V

Figure 1.4. Schéma de principe de la théorie de Betz.

En appliquant la conservation de masse au cas de la figure 1.4 :

221100 SVSVSV 1.2

Avec :

PV : La position du vent à la position p.

PS : La surface traversée par le vent à la position p.

On considère VV 1 et SS 1

La force de portance au rotor de la turbine est donnée par :



2

22

2

00 VSVSF 1.3

Avec :

𝞺 est la densité de l’air (1.22 kg/ à la pression atmosphérique à 15ºC)

En tenant compte de l’équation (1.2) on peut écrire:

20 VVVSF 1.4

Supposons que la vitesse du vent traversant le rotor est égale à la moyenne

entre la vitesse du vent non perturbé à l’avant de l’éolienne 0V et la vitesse du

vent après passage à travers le rotor 2V soit :

2

20 VVV

1.5

Le facteur fractionnaire de diminution dans la vitesse du vent entre la

position 0 et la position 1 est :

0

0

V

VVa

1.6

En tenant compte de l’équation (1.5), l’équation (1.4) devient :

aaVSF 142

1 2

0 1.7

La puissance extraite du vent par le rotor est :

23

00

2

0 142

1114

2

1aaVSaVaaVSVFPaer

1.8

Un vent théoriquement non perturbé traverserait cette même surface S sans

diminution de vitesse, soit à la vitesse 0V

la puissance P correspondante serait

alors :

3

02

1VSPV

1.9

On a alors :

214 aaP

PC

aer

VP

1.10



La valeur théorique maximale de PC est donnée par la limite de Betz, elle

est obtenue en dérivant l’équation (1.10) par rapport à :

3

1143 2

aaa

a

CP

1.11

On remplace alors a dans l’équation (1.10), on obtient :

593.027

16max PC

1.12

La limite de Betz permet de fixer la puissance maximale extractible pour une

vitesse de vent donnée. Cette limite n’est jamais en réalité atteinte et chaque éolienne

est caractérisée par son coefficient de puissance exprimé en fonction de la vitesse

relative ʎ représentant le rapport entre la vitesse de l’extrémité des pales et la vitesse

du vent et de l’angle de l’orientation des pales β.

L’évolution du coefficient de puissance est propre à chaque éolienne. Pour les

meilleures éoliennes actuelles, en pratique on atteint des valeurs de 0.45 à 0.5

A partir de relevés réalisés sur une éolienne, l’expression de coefficient de

puissance a été approchée, pour ce type de turbine, par l’équation suivante

[14] :

ieCi

P

21

54.0116

22.0,

1.13

1

035.0

08.0

113

i

1.14

Le coefficient de puissance peut être en fonction de la vitesse relative ʎ pour

les turbines éoliennes utilisant un système de décrochage aérodynamique

« stall » ou en fonction de la vitesse relative ʎ et l’angle de calage β pour les

turbines éoliennes utilisant un système d’orientation des pales « pitch » [10].



4.5. Structure des systèmes de conversion de l'énergie éolienne

4.5.1. Système éolien avec machine asynchrone

La plupart des génératrices utilisées par les éoliennes sont des génératrices

asynchrones triphasées. Celles-ci ont plusieurs avantages .En fait, elles sont

robustes et résistantes, leur coût est faible et ont une simplicité mécanique. Par

ailleurs, leurs inconvénients résident au niveau de la consommation d’énergie

réactive qu’elles tirent soit du réseau, soit elles sont compensées par une batterie de

condensateurs d’où la possibilité de fonctionnent autonome. Il existe deux types de

machine asynchrone : la machine asynchrone à cage d’écureuil et la machine

asynchrone à rotor bobiné [15].

a. Système éolien avec machine asynchrone à double alimentation

Dans le domaine de l’énergie éolienne la Machine Asynchrone Doublement

Alimentée (MADA) a suscité un intérêt particulier surtout en tant que

génératrice [15]. Pour les éoliennes utilisant la MADA, le stator de celle-ci est

directement couplé au réseau alors que son rotor est connecté au réseau à travers

une interface composée de deux convertisseurs statiques (convertisseur coté

MADA et convertisseur coté réseau) (voir Fig. 1.5).

Figure 1.5. Eolienne basée sur une machine asynchrone à double alimentation

b. Système éolien avec machine asynchrone à cage d’écureuil :

Actuellement, la génératrice asynchrone à cage est la machine électrique dont

l’usage est le plus répandu dans la production de l’énergie éolienne à vitesse



fixe. L’absence de contacts électriques par balais-collecteur représente son

principal intérêt ce qui conduit à une structure simple, robuste et facile à

construire. Cette génératrice peut fonctionner à vitesse variable à cause de

l’emploi des convertisseurs de puissance. Une adaptation constante et aussi

possible entre la puissance aérodynamique et le réseau de distribution. [9]

Figure 1.6. Eolienne basée sur une machine asynchrone

4.5.2. Système éolien avec machine synchrone

A cause de la présence du multiplicateur de vitesse, les machines asynchrones

possèdent un couple mécanique insuffisant pour un couplage mécanique direct aux

pales ce qui présente un défaut malgré toutes ses caractéristiques et avantages (voir

Fig. 1.7). Par contre, les machines synchrones offrent un couple important à des

dimensions géométriques convenables ce qui offre l’avantage de se passer du

multiplicateur de vitesse notamment si le nombre de pôles est important. Malgré ça,

l’adaptation de cette machine à un système éolien pose des problèmes pour maintenir

la vitesse de rotation de l’éolienne strictement fixe et pour synchroniser la machine

aves le réseau lors des phases de connexion [16].



Figure 1.7. Eolienne basée sur une machine synchrone

4.6. Avantage des systèmes éoliens

L’énergie éolienne est une énergie renouvelable écologique, économique, propre,

inépuisable et qui respecte l’environnement. Cette énergie n’est pas non plus une

énergie à risque et ne produit pas les déchets toxiques et radioactifs. Contrairement

aux procédés continus de la plupart des centrales thermiques et nucléaires,

l’exploitation de l’énergie éolienne n’est pas un procédé continu puisque les éoliennes

peuvent facilement être arrêtées lors du fonctionnement. Aussi, c’est l’énergie la

moins chère entre les énergies renouvelables, le coût d’investissement nécessaire est

faible par rapport à des énergies plus traditionnelles [12] et ce type d’énergie peut être

facilement intégré dans un système électrique déjà existant.

4.7. Inconvénients des systèmes éoliens

La source d’énergie éolienne est stochastique, la puissance électrique produite par

les aérogénérateurs n’est pas constante donc la qualité de puissance produite n’est pas

toujours bonne. Aussi les systèmes éoliens coûtent généralement très chers à l’achat

que les systèmes utilisant des sources d’énergie classiques, mais à long terme, ils

constituent une source d’énergie économique et ils demandent peu d’entretien [12].



5. Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons présenté des généralités sur la production de l’énergie

électrique à partir des énergies renouvelables. Nous nous sommes intéressés

essentiellement à l’exploitation des systèmes de conversion éolienne et leur

importance en tant que générateurs d’énergie verte. Nous avons également présenté

les structures des systèmes de conversion de l’énergie éolienne en se basant sur les

machines synchrones et asynchrones. La dernière partie de ce chapitre a fait l’objet

d’une étude des avantages et des inconvénients d'un tel système éolien.

Dans le chapitre suivant, nous nous penchons sur la modélisation des éléments de

la chaine de conversion éolienne.



Module 2.2 :

Modélisation des éléments de

la chaine de conversion

éolienne

Module2. 2 : Modélisation des éléments de la chaine de conversion éolienne

Zeineb BELGASMI Page 19

Module 2.2 :

Modélisation des éléments de la chaine de

conversion éolienne

1. Introduction

Une éolienne a pour rôle de convertir l’énergie cinétique du vent en

énergie électrique. Ses différents éléments sont conçus pour maximiser cette

conversion énergétique et, d’une manière générale, une bonne adéquation

entre les caractéristiques couple/vitesse de la turbine et de la génératrice

électrique est indispensable. Pour parvenir à cet objectif, idéalement, une

éolienne doit comporter :

Un système qui doit la contrôler mécaniquement (orientation des

pâles de l’éolienne, orientation de la nacelle)

Un système qui permet de la contrôler électriquement (machine

électrique associée à l’électronique de commande)

La modélisation de la chaîne de conversion éolienne est une étape

primordiale dans la compréhension du système éolien. Cette étape permet en

premier lieu de comprendre le comportement dynamique et les interactions

électromécaniques entre les divers composants du système. Avec le modèle

approprié, on peut s'orienter facilement à une commande optimale.

Dans ce chapitre, on s’intéresse, dans un premier temps, à la

modélisation de la turbine éolienne, le multiplicateur de vitesse et l’arbre.

Notre choix, qui a été justifiée dans le premier chapitre, se porte sur la

génératrice asynchrone. La dernière partie de ce chapitre illustre les stratégies

de commande de la chaîne des convertisseurs d'électronique de puissance.



2. Modélisation de l’éolienne :

2.1. Modélisation de la partie aérodynamique :

La partie mécanique de la turbine comporte trois pales de longueur R

qui sont orientables. Ces pales sont fixées sur un arbre d’entrainement

tournant à une vitesse turbine qui est relié à un multiplicateur de gain G. Ce

multiplicateur entraine une génératrice électrique.

Les trois pales sont considérées de conception identique et possèdent

donc :

La même inertie paleJ .

La même élasticité bK

Le même coefficient de frottement par rapport à l’air.

Figure 2.1. Système mécanique de l’éolienne

Ces pales présentent toutes un même coefficient de frottement par

rapport au support . Les vitesses d’orientation de chaque pale sont



notées 321 ,, bbb Chaque pale reçoit une force 21, bb TT ou 3bT dépend de la

vitesse de vent qui lui est appliquée.

L’arbre d’entraînement des pales est caractérisé par :

Son inertie hJ .

Son élasticité hK .

Son coefficient de frottement par rapport au multiplicateur hD .

Le rotor de la génératrice possède :

Une inertie gJ

Un coefficient de frottement gD

Ce rotor transmet un couple entraînant ( gC) à la génératrice électrique et

tourne à une vitesse notée mec.

Si l’on considère une répartition uniforme de la vitesse du vent sur toutes

les pales, donc on a une égalité sur toute les forces de poussée

321 bbb TTT alors on peut considérer l’ensemble des trois pales comme

une seule et un même système mécanique caractérisé par la somme de toutes

les caractéristiques mécaniques. D'une part la conception aérodynamique des

pales, leur coefficient de frottement par rapport à l’air est très faible et peut

être ignoré. D'autre part, la vitesse de la turbine étant très faible, les pertes par

frottement sont négligeables par rapport aux pertes par frottement du côté de

la génératrice. On obtient alors un modèle mécanique comportant deux

masses (Fig. 2.2) dont la validité (par rapport au modèle complet) a déjà été

vérifiée par [17].



Figure 2.2. Modèle mécanique simplifié de la turbine

2.2. Modèle de la turbine éolienne

Ce dispositif est constitué d’une turbine éolienne qui comprend des pales

de longueur R et qui entraine une génératrice à travers un multiplicateur de

vitesse de gain G.

Figure 2.3. Schéma de la turbine éolienne

La puissance du vent ou la puissance éolienne est définie de la manière suivante

[18] :

2

3vSPv

2 .1

Avec :

𝞺 est la densité de l’air (approx 1,22kg/ à la pression atmosphérique à 15ºC)

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

par la longueur des pales.

v est la vitesse du vent.

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

alors :



2

,3vS

CPCP pvpaer

2.2

Le coefficient de puissance pC représente le rendement aérodynamique

de la turbine éolienne. Il dépend de la caractéristique de la turbine.

Le radio vitesse est défini comme le rapport entre la vitesse linéaire des

pales et la vitesse du vent :

v

Rturbine

2.3

Avec turbine est la vitesse de la turbine.

0 5 10 15 20

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Rapport de vitesse

Co

ffic

ien

t d

e p

uis

san

ce

Beta=0°

Beta=5°

Beta=10°

Beta=15°

Beta=20°

Figure 2.4. Coefficient aérodynamique en fonction du ratio de vitesse de la

turbine ʎ et l’angle de l’orientation de la pale β

A partir de relevés réalisés sur une éolienne de 1.5 MW, l’expression du

coefficient de puissance a été approchée, pour ce type de turbine, par

l’équation suivante [19] :

2300184.0

23.05.18

1.0sin2167.05.0

pC

2.4

Connaissant la vitesse de la turbine, le couple aérodynamique est donc directement

déterminé par :



turbine

p

turbine

aer

aer

vSC

PC

1

2

3

2.5

2.3. Modèle du multiplicateur de vitesse

Le multiplicateur sert à adapter la vitesse lente de la turbine à la vitesse

de la génératrice. Ce multiplicateur est modélisé mathématiquement par les

équations suivantes :

G

CC aer

g 2.6

G

mec

tyrbine

2.7

2.4. Modèle de l’arbre :

La masse de la turbine est reportée sur l’arbre de la turbine sous la forme

d’une inertie Jturbine et comprend la masse des pales et la masse du rotor de la

turbine. Le modèle mécanique proposé considère l’inertie totale J constituée

de l’inertie de la turbine reportée sur le rotor de la génératrice et de l’inertie

de la génératrice.

g

turbine JG

JJ

2

2.8

Il est à noter que l’inertie du rotor de la génératrice est très faible par

rapport à l’inertie de la turbine reportée par cet axe. A titre illustratif, pour

une éolienne de 2MW une pale a une longueur de 39m et pèse 6,5 tonnes

[20]. L’équation fondamentale e la dynamique permet de déterminer

l’évolution de la vitesse mécanique à partir du couple mécanique total

appliqué au rotor

mec

mec Cdt

dJ

2.9

Avec J est l’inertie totale qui apparait sur le rotor de la génératrice, ce

couple mécanique prend en compte, le couple électromagnétique Cem produit



par la génératrice, le couple des frottements visqueux Cvis et le couple issu du

multiplicateur Cg

visemgmec CCCC 2.10

Le couple résistant dû aux frottements est modélisé par un coefficient de frottements

visqueux ƒ:

mecvis fC 2.11

Le schéma bloc est ainsi déduit comme le montre la figure 2. 5 [9].

Figure 2.5. Schéma bloc du modèle de la turbine

3. Stratégies de commande de la turbine éolienne

Dans le but d'expliquer les stratégies de commande d'une éolienne, il est

commode d'exploiter la caractéristique puissance vitesse. La caractéristique

puissance-vitesse d’une éolienne peut se décomposer en quatre zones :

β ʎ

v

La turbine Multiplicateur L’arbre



Figure 2.6 : Caractéristique puissance-vitesse typique d’une éolienne de

grande puissance

La caractéristique équivalente d’une éolienne de 1,5 MW est représentée

par la figure 2.6.

On distingue 4 zones principales de fonctionnement [9] :

Zone 1 : La zone de démarrage de la machine, elle commence lorsque la

vitesse mécanique est supérieure à une certaine vitesse incut .

Zone 2 : Lorsque la vitesse de la génératrice atteint une valeur de seuil, un

algorithme MPPT de commande permettant l’extraction de la puissance

maximale du vent est appliqué. Pour extraire le maximum de la puissance,

l’angle de la pale est maintenu constant à sa valeur minimale, c’est-à-dire

β=0. Ce processus continu jusqu’à atteindre une certaine valeur de la

puissance mécanique.

Zone 3 : Au-delà, l’éolienne fonctionne à vitesse constante, dans cette

zone la puissance de la génératrice atteint des valeurs plus importantes,

jusqu’à 90 % de la puissance nominale nomP

Zone 4 : arrivée à la puissance nominale nomP , une limitation de la

puissance générée est effectuée à l’aide d’un système d’orientation des pales :

pitch control.

Au-delà de la vitesse outcut un dispositif d’urgence est actionné d’une

manière à éviter une rupture mécanique.



En pratique, le passage de la zone 2 à la zone 4 est un peu particulier. En

effet la vitesse de rotation est contrôlée par le couple électromagnétique emC

dans la zone 2 et dans la zone 4, c’est la puissance qui doit être contrôlée par

le dispositif d’orientation des pâles [9]. Le système d’orientation des pâles a

une dynamique bien plus lente que la dynamique électrique de la machine.

Ainsi la lenteur de la régulation de l’angle de calage peut entraîner un

dépassement de la vitesse de rotation limite lors d’une rafale se produisant

pendant un fonctionnement entre les zones 2 et 4. Dans ce cas, il est

intéressant de concevoir une procédure permettant d’anticiper l’action du

dispositif d’orientation en réglant le couple électromagnétique de manière à

contrôler la vitesse de rotation, dans la zone 3 intermédiaire. La conception

des dispositifs de commande pour chaque zone de fonctionnement est illustré

dans la figure 2. 7.

Figure 2.7. Caractéristique puissance-vitesse et conception de dispositif de

commande d’une éolienne de 1,5MW

4. Modélisation de la machine asynchrone

4.1. Modèle généralisé de la machine asynchrone dans le repère naturel

La machine asynchrone triphasée est formée d’un stator fixe et d’un

rotor cylindrique mobile. Le stator a trois enroulements couplés en étoile ou



en triangle qui sont alimentés par un système triphasé de tension. Il en résulte

alors la création d’un champ magnétique glissant dans l’entrefer de la

machine (théorème de FERRARIS). La vitesse de glissement de champ par

rapport au stator est [9]:

p

wg s

2.12

Avec :

s : La pulsation du réseau d’alimentation triphasé statorique.

: Le nombre de bobines de chaque bobinage et également le nombre de

paires de pôles du champ magnétique apparaissant au stator.

Le rotor de la machine peut être un bobinage triphasé couplé en étoile

avec un même nombre de pôles que celui du stator. Ce type de rotor est dit

bobiné mais on peut envisager un rotor plus sommaire constitué de barres

conductrices court-circuitées par un anneau conducteur à chaque extrémité.

Ce second type de machines est appelé machine asynchrone à cage. Le rotor

tourne par rapport au stator à la vitesse dt

dmec

avec θ est l’angle entre le

repère statorique et le repère rotorique.[8]

Figure 2.8. Représentation de la machine asynchrone triphasée dans l’espace

électrique.



Cette figure (Fig 2.8) rappelle la position des axes des phases statoriques

et rotoriques dans l’espace électrique. Le sens des enroulements des phases

est conventionnellement repéré par un point(.), un courant positif i entrant par

ce point crée un flux ϕ compté positivement selon l’orientation de l’axe de

l’enroulement. [8]

4.1.1. Loi de Faraday :

La loi de Faraday exprime la relation entre la tension υ aux bornes d’une

bobine de résistance BR , d’inductance BL , le courant i, la variation du flux

totalisé t :

iRvdt

dB

t

2.13

Avec :

ct : c est un flux de couplage magnétique avec d’autres enroulements et ϕ

est le flux propre de l’enroulement.

4.1.2. Hypothèses simplificatrices :

Pour faciliter l’étude de la génératrice asynchrone, on introduit les hypothèses

simplificatrices suivantes : [21]

L’entrefer est constant.

L’effet des encoches est négligeable.

La distribution spatiale des forces magnétomotrices d’entrefer est sinusoïdale.

L’influence de l’effet de peau et de l’échauffement n’est pas prise en compte.

Le circuit magnétique est non saturé et à perméabilité constante.

Les pertes ferromagnétiques négligeables.

De ce fait, tous les coefficients d’inductance propre sont constants et les

coefficients d’inductance mutuelle ne dépendent que de la position des

enroulements.



En appliquant la loi de Faraday aux enroulements de la machine

asynchrone, on détermine les équations différentielles exprimant les

différents flux [22] :

Pour le stator :

sc

sb

sa

s

s

s

sc

sb

sa

sc

sb

sa

i

i

i

R

R

R

v

v

v

dt

d

00

00

00

2.14

Pour le rotor :

rc

rb

ra

r

r

r

rc

rb

ra

rc

rb

ra

i

i

i

R

R

R

v

v

v

dt

d

00

00

00

2.15

Avec :

sbsa vv , et scv sont les tensions simples triphasées au stator de la machine.

sbsa ii , et sci sont les courants statoriques de la machine.

sbsa , et sc sont les flux propres circulants au stator de la machine.

rbra vv , et rcv sont les tensions simples triphasées au rotor de la machine.

rbra ii , et rci sont les courants rotoriques de la machine.

rbra , et rc sont les flux les flux propres circulants au rotor de la machine.

sR est la résistance des enroulements statoriques.

rR est la résistance des enroulements rotoriques.

On définit les vecteurs flux suivants :



sc

sb

sa

sabc

rc

rb

ra

rabc

2.15

Ainsi que les vecteurs courants :

sc

sb

sa

sabc

i

i

i

i

rc

rb

ra

rabc

i

i

i

i

2.16

Les flux sont exprimés par l’écriture matricielle :

rabc

sabc

rsr

srs

rabc

sabc

i

i

LM

ML

2.17

Avec :

12

1

2

12

11

2

12

1

2

11

s

sss

sss

sss

s l

lmm

mlm

mml

L

2.18

sl : inductance propre des enroulements statoriques.

sm : inductance mutuelle des enroulements statoriques 2

ss

lm

Et :

12

1

2

12

11

2

12

1

2

11

r

rrr

rrr

rrr

r l

lmm

mlm

mml

L

2.19



rl : inductance propre des enroulements rotoriques.

rm : inductance mutuelle des enroulements rotoriques2

rr

lm

Et finalement :

)cos()3

4cos()

3

2cos(

)3

2cos()cos()

3

4cos(

)3

4cos()

3

2cos(cos

max

ppp

ppp

ppp

MM sr

2.20

Avec :

θ est l’angle entre le repère statorique et le repère rotorique.

maxM : La valeur maximale des coefficients d’inductance mutuelle stator-rotor

obtenue lorsque les bobinages sont en regard l’un de l’autre.

Sous forme matricielle, les équations de la machine deviennent :

sabcssabcsabc iRvdt

d

2.21

rabcrrabcrabc iRvdt

d

2.22

Avec :

sc

sb

sa

sabc

v

v

v

v

rc

rb

ra

rabc

v

v

v

v

2.23

IRR ss

IRR rr 2.24



Avec :

100

010

001

I

2.25

L’expression générale du couple est [16] :

iLit

e

2

1

2.26

Avec :

trcrbrascsbsa iiiiiii

2.27

Et :

rsr

srs

LM

MLL

2.28

On constate la complexité des équations de la machine asynchrone qui

ne peuvent pas être facilement exploitées à cause des dimensions des

matrices utilisées dans le calcul et de la dépendance de la matrice inductance

vis-à-vis de la position de l’axe rotorique qui est variable dans le temps par

rapport à l’axe statorique.

Pour faciliter l'étude d'une telle machine, le changement de repère est

utile pour rendre l’écriture des équations de la machine plus simples à

exploiter. Dans notre étude, nous avons utilisé la transformation de Park [16].



4.2. Modèle généralisé de la machine asynchrone dans le repère de Park :

La modélisation de la machine asynchrone s’effectue en partant du

système à trois axes dit réel, difficilement identifiable expérimentalement,

vers le repère de Park (à deux axes). La transformation de Park définie par la

matrice de rotation permet de ramener les variables du repère triphasé

(a, b, c) sur les axes d’un repère biphasé tournant (d, q, 0). [8]

Figure 2.9. Représentation de la machine asynchrone triphasée dans le

repère de Park.

Le produit matriciel qui définit la transformation de Park est défini par :

abcdq xPx 0

2.29

Avec :

2

1

2

1

2

13

4sin

3

2sinsin

3

4cos

3

2coscos

3

2

ppp

ppp

P

2.30

S Pour les grandeurs statoriques.



r Pour les grandeurs rotoriques.

Les équations dynamiques de la machine sont exprimées par :

dt

diRv

dt

d ssdqsdqssdqsdq

0000

2.31

dt

diRv

dt

d rrdqrdqrrdqrdq

0000

2.32

Avec :

000

001

010

2.33

Et :

0sdqv : Le vecteur de la tension statorique dans le repère de Park.

0sdqi : Le vecteur du courant statorique dans le repère de Park.

0sdq : Le vecteur de flux statorique dans le repère de Park.

0rdqv : Le vecteur de la tension rotorique dans le repère de Park.

0rdqi : Le vecteur du courant rotorique dans le repère de Park.

0rdq : Le vecteur de flux rotorique dans le repère de Park.

Dans le repère de Park, les flux et les courants sont liés par :

0

0

0

0

rdq

sdq

rpsrp

srpsp

rdq

sdq

i

i

LM

ML

2.34

Avec :

ss

ss

ss

sp

ml

ml

ml

L

00

00

00

2.35



rr

rr

rr

rp

ml

ml

ml

L

00

00

00

2.36

2

300

02

30

002

3

max

max

max

M

M

M

M srp

2.37

Le couple électromagnétique développé par la machine est :

rdsqrqsd

s

srem ii

L

MpC

2.38

Ayant présenté le modèle de la machine asynchrone dans le repère (a, b, c) et

dans le repère tournant de Park, on passe dans ce qui suit à la modélisation et la

commande du redresseur responsable du contrôle de la génératrice éolienne.

5. Modélisation du redresseur MLI

5.1. La commande MLI

Le principe de la technique de modulation de largeur d’impulsions (MLI) est basé

sur la comparaison de deux signaux, l’un dit la modulante et l’autre dit la porteuse. La

technique choisie pour la commande des convertisseurs présents dans ce travail est la

MLI sinus-triangle car elle permet d’éliminer les harmoniques et d’obtenir un bon

rendement. Elle est basée sur la comparaison d’un signal triangulaire de grande

fréquence (appelé porteuse) à un signal sinusoïdal (appelé la modulante) de la même

fréquence que le signal de référence que l’on souhaite obtenir. Ces signaux ont les

propriétés suivantes [10]

La modulante est une onde sinusoïdale tvref d’amplitude ur et de

fréquence fr

La porteuse est une onde triangulaire ou en dent de scie vp (t),

d’amplitude pu ≥ ru et de fréquence pf >> fr



L’indice de modulation m=r

p

f

f

Le coefficient de réglage en tension r, qui est égal au rapport de

l’amplitude de la tension de référence à celle de la porteuse r=p

r

u

u

5.2. Modèle du redresseur MLI

Un redresseur est un convertisseur statique, il sert comme son nom l’indique

à redresser un signal alternatif et le transformer en un signal continu. Pour l’étude

de l’ensemble (génératrice- redresseur MLI- onduleur- charge/réseau) on

s’intéressera uniquement au comportement dynamique des variables électriques

et mécaniques de la machine [23].

Pour faciliter la modélisation et réduire le temps de simulation, le redresseur

a été modélisé par un ensemble d’interrupteurs idéaux c’est-à-dire de résistance

nulle à l’état passant, de résistance infinie à l’état bloqué, et de réaction

instantanée aux signaux de commande. Le redresseur MLI est composé de trois

bras, dont chacun comporte deux cellules de commutation constituées d’une

diode et d’un transistor antiparallèle. Cette structure permet de transiter le courant

dans les deux sens.

Le redresseur MLI fournit une tension constante quelque soit la tension

produite par la génératrice, par contre, un redresseur non commandé à diodes

fournit une valeur de tension égale à celle de la tension redressée (interrupteurs

idéaux) [24]. Pour le modèle dynamique du système, on va sectionner l’étude du

convertisseur en trois parties :

Le côté alternatif.

La partie discontinue composée par les interrupteurs.

Le côté continu.



Figure 2.10. Topologies de base d’un redresseur de tension.

La fonction des interrupteurs est d’établir une liaison entre le côté alternatif

et le bus continu. Ces interrupteurs étant complémentaires, leur état est défini par

la fonction suivante : [10], [25]

Ii

IiS

j

j

,1

,1

2.39

jϵ a, b, c

Les tensions de phase d’entrée et le courant de sortie peuvent être

écrits en fonction des fonctions , de la tension redressée et les

courants d’entrée isa, isb et isc ces courants vérifient:

0 scsbsa iii

2.40

a. Modèle du redresseur dans le référentiel triphasé (a, b, c)

Les tensions d’entrée entre phases du redresseur MLI peuvent être décrites par

[10], [25]:

dcbaab VSSu

2.41

dccbbc VSSu

2.42

dcacca VSSu

2.43



Les équations en tension pour le système triphasé équilibré sans raccordement

neutre peuvent être écrites de la façon suivante :

sc

sb

sa

c

b

a

c

b

a

c

b

a

u

u

u

i

i

i

dt

dL

i

i

i

R

V

V

V

2.44

Avec :

dccba

a vSSS

u

3

2

2.45

dccab

b vSSS

u

3

2

2.46

dcbac

c vSSS

u

3

2

2.47

La tension d’entrée du redresseur s’écrit sous la forme :

c

An

nndcn SSUv3

1

2.48

Sn=0 ou 1 : Etats des interrupteurs avec n= a, b, c

Par ailleurs, on peut écrire le courant du bus continu comme :

cdc i

dt

dUC

2.49

Le courant dans la capacité peut s’écrire sous la forme :

chdcc iii

2.50

dsccbbaadc iiSiSiS

dt

dUC

2.51

Le courant est la somme du produit des courants de chaque phase par l’état

de son interrupteur :



chccbbaadc iiSiSiS

dt

dUC

2.52

Donc, nous pouvons écrire du côté alternatif du redresseur les relations

suivantes:

cbaadca

c

An

nadcaaa SSSSUeSSUeRi

dt

diL

3

1

3

1

2.53

cbabdcb

c

An

nbdcbbb SSSSUeSSUeRi

dt

diL

3

1

3

1

2.54

cbacdcc

c

An

ncdcccc SSSSUeSSUeRi

dt

diL

3

1

3

1

2.55

Où les tensions du réseau de la machine sont exprimées par :

tEe ma sin

2.56

3

2sin

tEe mb

2.57

3

2sin

tEe mc

2.58

Le contrôle de la tension continue exige une boucle d’asservissement

fermée, la tension Udc continue est mesurée et comparée avec Udc-ref et

le signal d’erreur obtenu à partir de cette comparaison est employé pour

produire une forme d’onde pour la référence du courant.

b. Modèle du redresseur dans le repère fixe (α, β)

SUedt

diLiR dc

2.57

SUedt

diLiR dc

2.58

chchn

K

ndc iiSiSiiS

dt

dUC

2

3

2.59



Avec :

cba SSSS 26

1

2.60

cb SSS 2

1

2.61

c. Modèle du redresseur dans le référentiel tournant (d, q)

dqsd

dd viLdt

diLiRe

2.62

qds

q

qq viLdt

diLiRe

2.63

Au niveau du bus continu, on peut également écrire [10]:

dcqqddch

q

dK

nndc iiSiSiiS

dt

dUC

2

3

2.64

Avec :

tStSS

tStSS

q

d

sincos

sincos

2.65

Dans la section suivante, on s'intéressera à la modélisation et la

commande de l'onduleur.

6. Modélisation de l’onduleur

L’onduleur de courant convient mieux pour les grandes puissances dont

la récupération d’énergie lors du freinage est demandée, en raison de sa

réversibilité naturelle. Mais l’inconvénient de cet onduleur est de créer à

basse fréquence statorique des ondulations de couple d’amplitudes élevées

[26]. On peut remédier à cet inconvénient en provoquant un hachage des

signaux de courant, mais en raison des commutations non instantanées, la

fréquence de ce hachage est très limitée et ne permet pas toujours de

supprimer les harmoniques de rang faible. Par contre la modulation de

largeur d’impulsions avec suppression sélective des harmoniques est

facilement réalisable sur un onduleur de tension [26].



Pour simplifier l’étude, on s'intéresse à la connexion d'un onduleur

alimentant une charge triphasée et on suppose que [21] :

La commutation des interrupteurs est instantanée.

La chute de tension aux bornes des interrupteurs est négligeable

La charge est équilibrée couplée en étoile avec neutre isolé

Figure 2.11. Schéma d’un onduleur de tension

On a donc :

Ikci=0, Vkci ≠0 : Interrupteur ouvert

Ikci ≠0, Vkci =0 : Interrupteur fermé

Les tensions composées Vab, Vbc, Vca sont obtenues à partir de ces

relations [27] :

aocooacoca

coboocboac

boaoobaoab

VVVVV

VVVVV

VVVVV

2.66

Vao, Vbo, Vco sont les tensions de l’onduleur. Elles sont référencées par

rapport au point milieu « o » d’un diviseur fictif d’entrée. On peut écrire les

relations de Chasles comme suit :

nocnco

nobnbo

noanao

VVV

VVV

VVV

2.67



Van, Vbn, Vcn sont les tensions des phases de la charge (valeurs alternatives).

Vno est la tension de neutre de la charge par rapport au point fictif « o ».

Du système [Van, Vbn, Vcn] équilibré découle la relation suivante :

0 cnbnan VVV

2.68

La substitution de (2.68) dans (2.67) aboutit à :

coboaono VVVV 3

1

2.69

En remplaçant (2.69) dans (2.67) on obtient :

coboaocn

coboaobn

coboaoan

VVVV

VVVV

VVVV

3

2

3

1

3

13

1

3

2

3

13

1

3

1

3

2

2.70

Donc l’onduleur de tension peut être modélisé par une matrice assurant le

passage continu-alternatif

dcac VTV

2.71

Tel que :

Tcnbnanac VVVV 2.72

Tcoboaodc VVVV 2.73

Tdcdc SSSUV 321 2.74



Donc pour chaque bras, il y’a deux états indépendants. Ces deux états

peuvent être considérés comme des grandeurs booléennes.

Commutation supposée idéale : Si= (1 ou 2 )i=1,2,3

La matrice de transfert est la suivante :

3

2

3

1

3

13

1

3

2

3

13

1

3

1

3

2

T

2.75

Dans notre travail, la commande des interrupteurs de l’onduleur est fate grâce

à l’utilisation de la commande MLI (modélisation par largeur d’impulsion)

[21].

7. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons d’abord modélisé l’éolienne avec ses

différents éléments utilisant un multiplicateur, puis nous avons

brièvement présenté et modélisé la génératrice asynchrone ainsi que le

redresseur et l’onduleur MLI.

Le but du chapitre prochain est de donner les résultats des

simulations du modèle de la chaîne de conversion éolienne.

Module 2.3 :

Résultats des

simulations

Module2. 3: Résultats des simulations


Module 2.3 :Résultats des simulations

1. Introduction

La réalisation de chaque système dans le domaine de la production ou la

distribution de l’énergie électrique prend des risques. C’est pour ça que toutes les

manipulations pratiques sont prévenues par une simulation des paramètres à partir des

logiciels. Dans ce chapitre, on va essayer de simuler une éolienne à vitesse varable qui

repose sur une machine asynchrone avec le logiciel Matlab/Simulink. Le

fonctionnement du dispositif complet a été simulé avec un pas d'échantionnage (de

calcul) de 5 μs et avec des conditions initiales déterminées à l'avance.

2. Courbes obtenues et interprétations

Dans cette partie nous avons simulé le modèle de profil de vents sous forme

déterministe par une somme de plusieurs harmoniques :

ttttVv 6645.3sin2.02665.0sin21047.0sin2.08

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1005

6

7

8

9

10

11

Temps [s]

Vit

esse

du

vent

[m

.s-1

]

Figure 3.1 : Variation de la vitesse du vent (m/s)

Dans ce qui suit, nous avons choisi d'impser une vitesse constante du vent égale à

sa valeur nominale comme il est indiqué à la figure (3.2) afin de prévoir regarder son



influence sur le système. Dans le cas de ce travail, on adopte la méthode de "l’effet

Stall" qui consiste à caller les pales sur une orientation fixe (β=0). Ensuite, une partie

de la simulation traitera l'influence d'un creux de tensions

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 411

11.5

12

12.5

13

t (s)

Vitesse nom

inale

du vent (m

/s)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4155

160

165

t (s)

Vitesse m

écaniq

ue de la

génératric

e (rad/s)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

t (s)

Couple

éle

ctrom

agnétiq

ue (N

.m

)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-3.095

-3.094

-3.093

-3.092

-3.091

-3.09x 10

5

t (s)

Puis

sance m

écaniq

ue (W

atts)

On observe de la figure (3.3) que la vitesse mécanique de la génératrice commence

par une vitesse égale à 158,65 rad/s correspond à une vitesse du vent nominal égal à

12 m/s, puis il reste constant à une vitesse proche de 160 rad/s.

Figure 3.2. Profit du vent Vvent (m/s)

appliquée .

Figure 3.3. Vitesse mécanique Wm (rad/s) de la génératrice

Figure 3. 4. Couple électromagnétique Cem (Nm)

de la génératrice.

Figure 3.5. Puissance mécanique Pmec (W)

fournie par la turbine .



La figure (3.4) montre qu'afin de contrôler sa vitesse, la machine produit un couple

électromagnétique Cem qui s'oppose au couple mécanique Cmec. Au moment où la

vitesse mécanique est constante, les couples (mécanique et électromagnétique)

deviennnent égaux en valeurs absolues. Après un régime transitoire très court, ce

couple électromagnétique se stabilise à la valeur de -2000 Nm.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4600

650

700

750

800

850

t (s)

Tensio

n d

u b

us-c

ontinu a

vec s

a r

éfé

rence (

V)

3.81 3.815 3.82 3.825 3.83 3.835 3.84 3.845 3.85 3.855 3.86

-600

-400

-200

0

200

400

600

t (s)

Coura

nt

de la lig

ne c

oté

réseau (

A)

2.2 2.4 2.6 2.8 3 3.2 3.4 3.6 3.8

-600

-400

-200

0

200

400

600

t (s)

Coura

nts

de lig

nes ik (

A)

3.82 3.84 3.86 3.88 3.9 3.92 3.94 3.96 3.98

-600

-400

-200

0

200

400

600

t (s)

Coura

nt/

Tensio

n c

oté

réseau

Udc

Udcref

Figure 3.6. Tension du bus-continu Udc (V) avec sa

référence


Figure 3.8. Courants ik (A) de lignes Figure 3.9. Courants éolien i1 (A) et tension e1

(V) de ligne .



0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-5

0

5x 10

5

t (s)

Puis

sance a

ctive g

énéré

e (

Watt

s)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

5

t (s)

Puis

sance r

éactive g

énéré

e (

VA

R)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

À partir des résultats illustrés sur les figures (3.5) et (3.10), on constate que le

l'allure de la puissance mécanique Pmec de la turbine est bien suivie par celle de la

puissance électrique Pg produite par la génératrice. D'ailleurs, ces deux courbes se

stagnent à la valeur de -300 kW. Le signe négatif de la puissance signifie qu'elle est

générée (produite).

La tension du bus continu est illustrée dans la figure (3.6), nous avons étudié ce

système sous une tension du bus continu de référence de 760V. On constate alors

d’après cette figure que cette tension suit convenablement sa référence avec une faible

ondulation ce qui assure une bonne régulation du bus continu.

La figure (3.11) représente la puissance réactive qui se voit presque nulle en valeur

moyenne et est, évidemment négligeable, par rapport à la puissance active.

En ce qui concerne le courat éolien i1 et la tension de ligne e1, ils sont en

opposition de phases, voir figure (3.9). Ce qui est conforme au fonctionnement en

mode onduleur du convertisseur coté réseau (CCR).

3. Performance du système face à un creux de tension de 20%

Les perturbations électriques transitoires ont une durée de moins d’une demi-

période fondamentale. Elles ont pour principale origine les manœuvres d’ouverture et

de fermeture sur le réseau de transport et de distribution, mais également des

phénomènes naturels tels que la foudre. Les perturbations de courte durée sont les





creux de tension, les coupures brèves et les surtensions, qui sont généralement

provoquées par la présence de court-circuit. Elles se caractérisent par des variations

importantes de l’amplitude de la tension, et peuvent avoir des conséquences néfastes

et coûteuses sur les équipements électriques [28]. En effet, un creux de tension peut

durer de 10 ms à 3mn. Les phénomènes de durée inférieure à 10 ms sont considérés

comme des phénomènes transitoires.

Dans le cadre de cette partie, on va tester le comportement de notre système

vis-à-vis d’un défaut de tension symétrique, varient en amplitude et en durée,

correspondant à un creux de tension de 20% qui aura lieu à t=2s et se disparu à t=2.5s.

Nous avons effectué la simulation de la chaine de conversion à la vitesse nominale du

vent. Les résultats essentiels sont illustrées sur les figures (3.12) à (3. 19).

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

t (s)

Creux des tensio

ns réseau ek (V

)

2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

-300

-200

-100

0

100

200

300

t (s)

Zoom

sur le

C

reux de tensio

ns

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

Etant donné que la machine fonctionne en régime établi, la forme des tensions ek

(V) du réseau en présence du défaut, persistant durant 0.5 s, est montrée dans les

figures (3.12) et (3.13).

L'allure en fonction du temps de la tension du bus continu Udc (V) , voir figure

(3.14), a basculé aux alentours de sa référence Udc-ref de quelques dizaines de volts au

début du creux et à la fin des chutes provoquées par les tensions du réseau. En fait,

elle rejoint sa référence exacte juste au moment où le défaut disparu.

Figure 3.12. Creux de tension ek (V) du

réseau

Figure 3.13. Zoom sur le creux de tension ek (V)

du réseau.



0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4600

650

700

750

800

850

t (s)

Tensio

n d

u b

us-c

ontinu a

vec s

a r

éfé

rence (

V)

2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

t (s)

Coura

nt

de lig

ne c

oté

e r

éseau (

A)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Udc

Udcref

2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Coura

nts

de lig

nes ik (

A)

t (s)

2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5-1000

-500

0

500

1000

t (s)

Coura

nt

(A)

et

tensio

n (

V)

du r

éseau

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Sur les figures (3.15) et (3.16), respectivement relatives aux allures des courants i1

(A) et ik (A) de ligne coté réseau, leur forme en fonction du temps est maintenue

sinusoïdale durant l'apparaition du défaut. Toutefois, il s'agit de la modification de

l'amplitude tandis que la fréquence reste constante.

La variation de la puissance active générée en fonction du temps est donnée par la

figure (3.18). On note l'apparition de deux impulsions justement au départ et vers la

fin du creux mais au cours du creux, elle reste constante égale à sa même valeur

nominale.

Figure 3.14. Tension du bus-continu Udc (V) avec sa

référence.


Figure 3.16. Courants ik (A) de lignes .

Figure 3.17. Courants éolien i1 (A) et tension e1 (V) de

ligne .



0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-5

0

5x 10

5P

uis

sance a

ctive g

énéré

e (

Watt

s)

t (s)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

5

Puis

sance r

éactive g

énéré

e (

VA

R)

t (s)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

La figure (3.19) représente la puissance réactive en fonction de temps. Après une

phase transitoire très courte, elle garde sa valeure moyenne nulle même en présence

défaut.

4. Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons pris pour objectif la simulation de la chaine de

conversion éolienne constituée d’une turbine associée à une génératrice asynchrone.

Nous avons décrit les différentes structures de commande des convertisseurs statiques

de l’électronique de puissance. Au départ, nous avons élaboré une méthode de

régulation du bus continu, le convertisseur coté réseau CCR est commandé pour

assurer un contrôle de la liaison au réseau. Nous avons terminé notre étude par la

présentation des résultats de simulations de toute la chaine de conversion connêctée

au réseau. Nous avons également étudié l’influence d’un creux de tensions sur les

grandeurs électriques et mécaniques du système.



Bibliographie


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Annexe


Annexe Paramètres de simulation

1. Paramètres de la turbine

C1 = 0.5109

C2 = 116

C3 = 0.4

C4 = 5

C5 = 21

C6 =0.0068

G = 23

P = 2

𝞺 = 1.22 kg/m3

R = 14 m

β = 0

2. Paramètres de la génératrice asynchrone à cage

Rs=0.0063 Ω

Rr = 0.0048 Ω

Ls =0.0118 H

Lr=0.0116 H

Msr=0.0116 H

P=2 (2p=4pôles).

Vitesse mécanique de rotation Nmec =1515 tr /min

3. Paramètres du convertisseur côté réseau

Udc= 760 V

C= 100 e-3

F

Rs= 0.005 Ω

Ls= 0.0005

INSTITUT SUPÉRIEUR DES SCIENCES APPLIQUÉES ET DE TECHNOLOGIE

DE KASSERINE LF3EEA

Projet Tutoré AU: 2014-2015 Zeineb BELGASMI

MODÉLISATION ET CONTROLE D’UN SYSTÈME ÉOLIEN CONNECTÉ AU RÉSEAU

ÉLECTRIQUE

MODELLLING AND CONTROL OF A GRID-CONNECTED WIND ENERGY

CONVERSION SYSTEM

Résumé : Les travaux présentés dans ce projet s’articulent autour de l'exploitation de

l'énergie éolienne et visent atteindre son incidence profitable sur la production

d’énergie, en terme de coût et de disponibilité, et aboutir à des solutions à son

intégration dans les réseaux électriques. Ce manuscrit présente une synthèse

bibliographique des travaux qui sont en relation avec les études des modèles et

des stratégies de contrôle des systèmes éoliens dotés de leur cascades de

convertisseurs et connectés au réseau électrique.

Mots-clés : Energie éolienne, Machine asynchrone, chaîne de convertisseurs, Algorithmes de

commande, Qualité de puissance

Abstract: The presented works focus on the exploitation of wind energy and aim to achieve

its beneficial effect on energy production, in terms of cost and availability, and

reach solutions to its integration into electrical grid. This manuscript presents a

literature review of the works related to the models and the control strategies of

grid-connected wind energy conversion systems with their back to back power

electronic converters.

Keywords: Wind energy, Induction generator, Back to back converters, Control algorithms,

Power Quality.

Documents

Modélisation et contrôle d‘un système éolien connecté à un ...Modèle mécanique simplifié de la turbine 21 Figure 2.3. schéma de la turbine éolienne 21 Figure 2.4. Coefficient