Etude et simulation d’un générateur photovoltaïque ...

Université Larbi Ben M’hidi Oum El Bouaghi

Faculté des Sciences et des Sciences Appliquées, Ain Beida

Département de Génie Electrique

Mémoire de fin d’étude

En vue de l’obtention du diplôme de

MASTER

Spécialité : Énergie et Réseaux Électriques

THEME

Etude et simulation d’un générateur photovoltaïque

connecté au réseau électrique et doté d’un FAP

Mémoire de fin d’études soutenu publiquement à Oum El Bouaghi

Le 06/2017

Par :

ZAABOUB FATIMA

Dirigé par :

Mr : LAIB HICHEM

Année Universitaire : 2016/2017

.

.

Remerciements

Tout d’abord je remercie Allah le Tout Puissant qui m’a donné la volonté, le

courage et la patience pour terminer ce travail.

Je tiens particulièrement à remercier vivement mon promoteur Mr : LAIB

hichem d’avoir accepté d’encadrer et diriger ce travail. Je le remercie pour son

aide, pour ses précieux conseils, ainsi que pour son assistance et sa et ses

orientations.

Je tiens à remercier également tous les membres de jury qui ont voulu

examiner ce travail.

Et enfin, Ma profonde gratitude s’adresse aussi à l’ensemble des

Enseignants qui ont contribué de prés ou de loin à ma formation.

Dédicace

Je dédie ce modeste travail à ceux que sont Les plus chers

À mon cœur, mes parents (mama et papa) qui m’ont encouragé au cours de ma

formation.

A mes très chers frères et ma petite sœur et à ma grande famille.

Tous mes amis Tous mes collègues d’étude.

Toute la promotion de 2éme année Master

Energie et réseaux électrique, Génie Electrique 2017- 2018.

Tous ceux qui m’aiment et ceux qui j’aime

Fatima ZAABOUB

Résumé

Ce travail présente un système photovoltaïque connecté au réseau électrique triphasé en

associant les fonctionnalités d’un filtre actif parallèle afin de compenser simultanément les

courants harmoniques et la puissance réactive consommée, donc d’améliorer la qualité de

l’énergie fournie au consommateur. La configuration du système étudié est constitué d’un

champ de panneaux solaires de type BP SX150, un hacheur élévateur de tension connecté aux

bornes du système de stockage de l’énergie de l’onduleur, un onduleur de tension triphasé

raccordé au réseau via une inductance de découplage et une charge non linéaire constituée par

un pont redresseur à diodes alimentant une charge résistive en série avec une inductance. La

commande FMV directe est utilisée pour compenser l’ensemble des courants harmoniques

ainsi que la puissance réactive au point de raccordement tout en injectant de la puissance

active solaire vers le réseau. Une méthode globale de recherche du point de puissance

maximal de type perturbation et observation (P&O) est appliquée. La simulation du système

sous l’environnement Matlab/Simulin et les résultats obtenus prouvent la robustesse de la

commande utilisée qui garantit simultanément la compensation des courants harmoniques, la

correction du facteur de puissance et l’injection de la puissance maximale solaire vers le

réseau électrique. Plusieurs régimes sont abordés en fonction des niveaux de la puissance

solaire PV injectée et consommée par la charge non linéaire.

Mots-clés : Système Solaire Photovoltaïque, Filtre Multi-Variables FMV, Filtre Actif

Parallèle, MPPT.

I

Sommaire

INTRODUCTION GENERALE………………………………………………………...……I

Chapitre I: système Photovoltaïque.

I.1 Introduction… ...................................................................................................... ……01

I.2 La cellule photovoltaïque…………………………………………………… ........ ……01

I.3 Les différents types des cellules photovoltaïques .................................................. ……02

a. Les cellules monocristallines ................................................................................. ……02

b. Les cellules poly-cristallines .................................................................................. ……02

c. Les cellules amorphes ........................................................................................... ……02

I.4 Modélisation de la cellule Photovoltaïque............................................................. ……03

Le courant de saturation 𝐼0……………………………………………………………….....04

Le photo courant 𝐼𝑝ℎ …………………………………………………………………..........04

I.4.2 Paramètres de la cellule PV …………………………………………….…………..…05

a. Le courant de court-circuit 𝐼𝑠𝑐 …………………………………………………………...05

b. La tension de circuit ouvert 𝑉𝑜𝑐…………………………………………………………..05

I.4.3 La puissance maximale…………………………………………………………….….05

I.4.4 Le rendement τ………………………………………………………………………...07

I.5 Module photovoltaïque GPV et ses performances………………………………………07

I.5.1 Influence de l’association série des cellules PV……………………………………….07

I.5.2 Influence de l’association parallèle des cellules PV………………………………..…08

I.5.3 Influence de l’éclairement…………………………………………………………..…09

I.5.4 Influence de la temperature…………………………………………………………...10

I.6 Etages d’adaptations ……………………………………………………………………10

I.6.1 Convertisseur DC-DC………………………………………………………………....11

I.6.2 Le principe du convertisseur Boost…………………………………………………....11

I.6.3 Le modèle du convertisseur……………………………………………………………12

I.6.4 Dimensionnement des composants du convertisseur (L et C)………………………...13

1.7 Recherche du point de la puissance maximale (MPPT)……………………………...…14

1.9 Conclusion………………………………………………………………………….….17

Chapitre II: Commande-Contrôle d’un Filtre Actif Parallèle.

II.1 introduction………………………………………………………………..……………19

II.2 Principe du filtrage actif parallèle ……………………………………………………..19

II. 3 Structure du filtre actif paralléle………………………………………………………20

II

II.3.1. Le filtre actif parallèle à structure tension………………………………………..…21

II.3.2 Filtre de sortie …………………………………………………………………..……22

II.3.3 Système de stockage de l’énergie ……………………………………………………22

II.4 Méthodes d’identification des courants de references…………………………………22

II.4.1 Principe de fonctionnement du FMV…………………………………………………23

II.4.2 Méthode d’identification "FMV-directe"…………………………………………….24

II.5 Contrôle de la tension du bus continu 𝑉𝑑𝑐 ……………………………………………..26

II.6 Stratégie de commande de l’onduleur ………………………………………………….29

II.6.1 Contrôle par hystérésis conventionnelle…………………………………………...…29

II.7 Structure de la P.L.L classique…………………………………………………………30

II.8 Conclusion……………………………………………………………………………...32

Chapitre III: Simulation du Système de Compensation Photovoltaïque.

III.1 Introduction…………………………………………………………………………...33

III.2 Description de la configuration étudiée………………………………………………..33

III.2.1 Simulation du panneau photovoltaïque …………………………………………..…34

III.2.2 Simulation de système de compensation photovoltaïques……………………….….36

III.3 Conclusion……………………………………………………………………….……42

CONCLUSION GENERALE………………………………………………………………43

Bibliographé

Listes des figures et tableaux

Liste des Figures

Figure I.1 : Structure d'une cellule photovoltaïque (présence d’une jonction PN)……..……01

Figure I.2 :a. Cellule monocristalline, b. cellule poly-cristalline, C. cellule amorphe…….…02

Figure I.3: Schéma équivalent d’une cellule solaire…………………………………….……03

Figure I.4 Caractéristiques I-V P-V d’un module PV(MPP)………………………………...06

Figure I.5: une cellule, un panneau photovoltaïque et un champ photovoltaïque……………07

Figure I.6: Connexion en série des cellules (Ns) et son caractéristique I-V………………….08

Figure I.7: Connexion en parallèle des cellules (Np) et son caractéristique I-V……………..09

Figure I.8 :L’influence de l’éclairement sur les caractéristiques I-V et P-V…………………09

Figure I.9 : a. L’influence de la température sur la caractéristique I-V. b.L’influence de la

température sur la caractéristique P-V………………………………………………………..10

Figure I.10: étage d’adaptation entre un GPV et une charge………………………………....11

Figure I.11 : circuit électrique de convertisseur Boost…………………………………….…12

Figure I.12 : Chaîne de conversion photovoltaïque contrôlée par une commande MPPT…..15

Figure I.13 : CaractéristiquePpv − Vpv d’un panneau solaire………………………………....15

Figure I.14: Algorithme type de la méthode P&O…………………………………………....16

Figure I.15 : Chemin de point de fonctionnement : (a) Avec petite changement d’éclairement.

(b) avec changement brutal d’éclairement…………………………………………………....17

Figure II.1 : Schéma bloc du filtre actif connecte en parallèle sur le réseau…………...…….19

Figure II.2: Structure générale d’un filtre actif parallèle……………………………………..20

Figure II.3 - Filtre actif parallèle à structure de tension………………………………………21

Figure II.4. Diagramme de Bode du FMV………………………………………………...….23

Figure II. 5. Schéma bloc du FMV…………………………………………………………...24

Figure II-6. Principe de la méthode d’identification "FMV-directe"…………………………25

Figure II.7 : Schéma de régulation de la tension du bus continu par un PI…………………..28

Figure. II.8. Principe de la commande par hystérésis………………………………………...30

Figure II.9 Schéma de principe d’une PLL classique. ……………………………………….30

Figure II.10 Schéma fonctionnel de la PLL…………………………………………………..32

Figure III.1 Synoptique de la configuration globale………………………………………….34

Figure III.2 schéma de simulation du PV sous Matlab/Similik……………………………...36

Figure III.3 Caractéristiques I-V et P-V d’un module photovoltaïque……………………….36

Figure III.4 : Système de compensation des harmoniques par GPV…………………………37

Listes des figures et tableaux

Figure III.5 : Modèle de simulation du système de compensation photovoltaïque……….….38

Figure III.6 Profil d'irradiation et la variation du courant Ipv…………………………………39

Figure III.7: la puissance active injectée au réseau par le GPV………………………………40

Figure III.8 : Évolution de la tension du bus continue………………………………………..40

Figure III.9 : Les puissances actives (réseau et charge)……………………………………....41

Figure III.10 : Flux des puissances actives …………………………………………………..41

Figure III.11 : l’évolution du courant de la première phase coté source ……………………..42

Figure III.12 : le courant coté source pour chaque régime et sa valeur du THD mesuré…….42

Figure III.13 : Courant et tension de la première phase coté source………………………….43

Liste des tableaux

Tableau I.1 Performances des différentes filières silicium…………………………………….2

Tableau I.2 : Caractéristiques électriques typiques d’un GPV BP SX 150……………………6

Tableau III.1: Caractéristiques physiques et électriques du générateur PV choisi pour la

modélisation et la simulation………………………………………………………………....35

Tableau III.2 : Paramètres utilisés pour la simulation………………………………………...38

Abréviation utilisée

Abréviation utilisée

PV : Photovoltaïque.

GPV : Générateur Photovoltaïque.

MPPT : Maximum Power Point Tracking.

P&O : Perturbation et Observation. DC: Courant Continu (Direct Current).

DC : Courant Continu (Direct Current).

FAP : filtre actif paralléle.

Introduction Générale

Introduction générale

1

L’énergie solaire captée à l’aide de panneaux photovoltaïques représente une

alternative énergétique viable pour la production d’électricité puisque cette dernière est une

source renouvelable, a la fois propre, illimitée et avec un niveau de risque très réduit. Son

potentiel est trés important a l’échelle du besoin de l’activité humaine, il est aussi trés

largement reparti sur l’ensemble du globe ce qui lui confère un intérêt partage par tous. Avec

la diminution du prix des modules photovoltaïques (PV) et l'augmentation du prix des

énergies fossiles, l’exploitation de cette ressource, à fort potentiel de développement, avec des

systèmes de génération PV devient viable et rentable.

Le photovoltaïques (PV) est une technologie dans laquelle l’énergie rayonnante du

soleil est convertie en courant électrique continue (DC).les avantages les plus importants des

systèmes photovoltaïques sont :

Il n’y pas de pièce mobiles et il n’y a aucuns autres matériaux consommés ou

émis (donc pas d’usure mécanique).

Ils sont des sources d’énergie non polluantes.

Ils ne nécessitent pas de connexion à une source d'alimentation en énergie.

Ils peuvent être combinés avec d’autres sources d’énergie pour augmenter la

fiabilité ou la rentabilité de l’ensemble.

Ils peuvent résister à des conditions métrologiques extrêmes, ils fonctionnent

par temps nuageux.

Ils peuvent être installés et mis à jour en tant que blocs de construction

modulaire, des modules photovoltaïques supplémentaires peuvent être ajoutés lorsque la

demande de puissance augmente.

La croissance rapide d’utilisation des charges non linéaires et leur généralisation dans

les réseaux électriques tend à dégrader la qualité de l’énergie électrique par l'injection de

courants harmoniques sur ce dernier principalement. La conséquence directe est la

détérioration de l'onde de tension et donc le niveau de qualité de l'énergie fournie aux


2

consommateurs. Pour pallier ces problèmes de pollutions harmoniques, le filtrage actif de

puissance s’avère être une solution adéquate et performante.

Dans le contexte de l’injection de la puissance produite par les générateurs

photovoltaïques au réseau électrique. Cette production décentralisée permet d'ajouter du

service en participant à l'amélioration de la qualité de l'énergie.

Afin d’assurer l’adaptation entre la source photovoltaïque et la charge, il est nécessaire

d’insérer entre les deux un convertisseur de puissance. Son dimensionnement est important,

car le rendement de l’installation dépendra de lui.

L’objectif principal de ce travail est d’injecté la puissance active maximale fournie

par le générateur photovoltaïque tout en gardant une meilleure qualité d’énergie en

exploitant les fonctions fournies par l’onduleur qui peut être utilisé en même temps

comme un système d’interface entre la source photovoltaïque et le réseau et comme un

filtre actif parallèle.

Figure 1: mise en place d’une source photovoltaïque associé à un filtre actif.

En présence d’une charge non linéaire, des harmoniques se superposent au courant de

la source 𝑖𝑠 créant ainsi un courant pollué 𝑖𝑐 .l’injection par le FAP (filtre actif parallèle) de

courants de compensations 𝑖𝑖𝑛𝑗 dans le réseau électrique permet de retrouver la forme

initiale du courant𝑖𝑠 − 𝑖𝑝𝑣 . Une source photovoltaïque peut être associée à ce dispositif afin

de participer à la production des courants de compensation. Le schéma de la figure 1 illustre

ce principe.

La structure de ce mémoire est comme suit.

Le premier chapitre sera consacré à l’étude par modélisation d’un panneau solaire.

Pour cela, dans une première étape, nous donnerons une introduction sur les cellules


3

photovoltaïques (l’effet photovoltaïque), le panneau solaire et une description détaillée de

leurs modèles mathématiques. Dans une seconde étape nous abordons les convertisseurs DC-

DC également le Boost (Hacheur élévateur de tension) et leur modèle mathématique, et leur

commande et contrôle basée sur les algorithmes de maximisation (Méthode de poursuite du

point de puissance maximale) MPPT (maximum power point tracking) dans notre étude,

l’algorithme Perturb and Observe ‘’P&O’’ est utilisé.

Le deuxième chapitre sera consacrée au principe de fonctionnement et à la

commande d’un filtre actif parallèle à structure tension. Pour la partie commande, nous

présenterons : la méthode FMV directe pour l’extraction de l’ensemble des courants

harmoniques, la régulation de la tension du bus continu par un régulateur PI classique, la

PLL classique pour la synchronisation et finalement la commande à hystérésis

conventionnelle pour la stratégie de commande de l’onduleur.

Le troixiéme chapitre nous présenterons dans l’environnement Matlab/Similink les

résultats de simulation obtenus par cette configuration ‘’ Système solaire photovoltaïque

connecté au réseau et associé à un FAP’’. Nous allons tout d’abord présenter la configuration

étudiée, ainsi que les résultats de simulation représentant les caractéristiques I-V et P-V du

panneau solaire de type BP SX150. Et par la suite, les résultats obtenus de l’ensemble GPV

associé à un FAP.

Enfin, nous terminons ce travail par une conclusion générale et des perspectives.

Système photovoltaïque

Chapitre 1 Système photovoltaïque

Page | 4

1.1 Introduction :

Le soleil est une source énergétique quasiment illimitée, il pourrait couvrir plusieurs

milliers de fois notre consommation globale d'énergie. C'est pourquoi, l'homme cherche

depuis long temps à mettre à profit cette énergie importante et diffusée sur l'ensemble de la

planète, il est arrivé à réaliser ce but par le moyen dit cellule photovoltaïque, pour comprendre

l’effet de cette énergie et en optimiser son utilisation, nous effectuons dans ce chapitre le

principe de l’effet photovoltaïque, le générateur solaire photovoltaïque et leurs performances,

et pour fonctionnement à des points de puissance maximale de ses source énergétiques

(panneau solaire) on utilise un type de commande nommé « Recherche du Point de Puissance

Maximum » ou bien « Maximum Power Point Tracking » en anglais (MPPT). Le principe de

ces commandes est d'effectuer une recherche du point de puissance maximale (PPM) tout en

assurant une parfaite adaptation entre le générateur et sa charge de façon à transférer le

maximum de puissance.

1.2 La cellule photovoltaïque

Une cellule photovoltaïque est assimilable à une diode phot-sensible, son principe de

fonctionnement est basé sur les propriétés d’absorption du rayonnement lumineux par des

matériaux semi-conducteurs. Elle permet la conversion directe de l’énergie lumineuse en

énergie électrique. Une cellule est constituée de deux couches minces d’un semi conducteur.

Ces deux couches sont dopées différemment.

Figure I.1 : Structure d'une cellule photovoltaïque (présence d’une jonction PN).

Pour la couche (N) c’est un apport d’électrons périphériques et pour la couche (P) c’est

un déficit d’électrons. Les deux couches présentent ainsi une différence de potentiel,

l’énergie des photons lumineux captés par les électrons périphériques (couche N), leur permet

de franchir la barrière de potentiel et d’engendrer un courant électrique continu. Pour


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effectuer la collecte de ce courant, des électrodes sont déposées par sérigraphie sur les deux

couches du semi conducteur (Figure I.1) L’électrode supérieure est une grille permettant le

passage des rayons lumineux. Une couche anti reflet est ensuite déposée sur cette électrode

afin d’accroitre la quantité de lumière absorbée.[1]

I.3 Les différents types des cellules photovoltaïques :

Il existe trois principaux types de cellules à l'heure actuelle:

A. Les cellules monocristallines : Ce sont celles qui ont le meilleur rendement (12-

16%), mais aussi celle qui ont le coût le plus élevé, du fait d'une fabrication

compliquée.

B. Les cellules poly-cristallines : Leur conception étant plus facile, leur coût de

fabrication est moins important, cependant leur rendement est plus faible : (11% -

13%).

C. Les cellules amorphes : Elles ont un faible rendement (8% - 10%), mais ne

nécessitent que de très faibles épaisseurs de silicium et ont un coût peu élevé. Elles

sont utilisées couramment dans les produits de petite consommation tel que les

calculatrices solaires ou encore les montres.

Figure I.2 :a. Cellule monocristalline, b. cellule poly-cristalline, C. cellule amorphe.

Le tableau I.1 montre les performances des ces différentes types présentent actuellement sur

le marché [2]

technologie Rendement typique Influence de la

température

Taux de dégradation

monocristallin 12 à 16 ℅ -0.442℅ par C° -0.38℅ par an

Poly-cristallin 11 à 13 ℅ -0.416℅ par C° -0.35℅ par an

amorphe 8 à 10 ℅ -0.175℅ par C° -1.15℅ par an

Tableau I.1 Performances des différentes filières silicium


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1.4 Modélisation de la cellule Photovoltaïque

Le schéma équivalent d’une cellule photovoltaïque peut être représenté sous diverses

variantes. La configuration de la figure I.3 peut être considérée comme la plus usuelle

(Standard). Elle comporte une source de courant variable, monté en parallèle avec une diode

D caractérisant la jonction et une résistance 𝑅𝑝 (résistance parallèle) simulant les courants de

fuites de la jonction, et en série avec une autre résistance 𝑅𝑠(résistance série) représentant les

diverses résistances de contacts et de connexions, elle dépend principalement de la résistance

du semi-conducteur. [2]

Figure I.3: Schéma équivalent d’une cellule solaire

De la figure I.1, l’expression du courant I fourni par la cellule est donné par l’équation

suivante:

𝐼 = 𝐼𝑝𝑕 − 𝐼𝐷 −𝑉 + 𝑅𝑠 𝐼

𝑅𝑃 (I. 1)

𝐼 = 𝐼𝑝𝑕 − 𝐼0 𝑒𝑞

𝑉+𝑅𝑠 𝐼𝑛𝐾𝑇

− 1 −𝑉 + 𝑅𝑠 𝐼

𝑅𝑃 (I. 2)

Ou :

𝑰; 𝑽: Le courant et la tension du GPV.

𝑹𝒔; 𝑹𝑷: La résistance série et parallèle.

𝑰𝟎 : le courant de saturation inverse.

𝑰𝒑𝒉 : le photo courant .

𝒒: La charge de l’électron =1,6.10-19

C.

𝒏 : Le facteur de qualité de la cellule.

𝑲 : La constante de Boltzmann = 1.38. 10-23

J/K.


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𝑻 : La température de fonctionnement en Kelvin.

Généralement, la résistance parallèle (𝑅𝑝 ) est très grande par rapport à la résistance série

(𝑅𝑠), son effet est donc très faible de telle sorte que l’on peut la négliger. Ce modèle, qui est

largement utilisé qui est donné par l’équation suivante :

𝐼 = 𝐼𝑝𝑕 − 𝐼0 exp 𝑞𝑉 + 𝑅𝑠 𝐼

𝑛𝐾𝑇 − 1 (I. 3)

Les grandeurs électriques du GPV sont données sous la forme suivant :

𝐼𝑠𝑐 = 𝑁𝑃 . 𝐼𝑠𝑐

𝐼0 = 𝑁𝑃 . 𝐼0

𝑉 = 𝑁𝑃 .𝑉

𝑅𝑠 =𝑁𝑠

𝑁𝑝.𝑅𝑠

𝑁𝑠 et 𝑁𝑝 sont respectivement le nombre de cellules en série et le nombre de cellules parallèle.

Le courant de saturation 𝑰𝟎

Le courant de saturation 𝐼0 de la diode pour une température donnée (T) est calculé par

l’équation suivante :

𝐼0 𝑇 = 𝐼0 𝑇0∗

𝑇

𝑇0

3𝑛∗ 𝑒

−𝑞𝐸𝑔𝑛𝐾𝑇

1𝑇−

1𝑇0

(I. 4)

Cette équation dépend de la relation du courant de saturation 𝐼 0|𝑇0 à une température

ambiante 𝑇0 (dans condition standard) :

𝐼0|𝑇0 =

𝐼𝑠𝑐

(𝑒

𝑉𝑜𝑐𝑉𝑡𝑕 )−1

(I. 5)

Avec :

𝑬𝒈 : Tension barrière.

Le photo courant 𝑰𝒑𝒉

Le photo courant 𝐼𝑝𝑕 est directement proportionnel à l’éclairement solaire

𝐸 (𝑤/𝑚2) pour une température choisie T (Kelvin). Il est donné par :

𝐼𝑝𝑕 |𝑇0=

𝐸

𝐸0 𝐼𝑠𝑐0 (I. 6)

𝐼𝑝𝑕 |𝑇 = 𝐼𝑝𝑕 |𝑇0(1 + 𝑎 𝑇 − 𝑇0 (I. 7)


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Avec

a: coefficient de température de courant ( ݄ habituellement donné par le fabricant sur le

datasheet).

1.4.2 Paramètres de la cellule PV :

a. Le courant de court-circuit 𝑰𝒔𝒄 :

C’est la valeur la plus grand du courant générée par la cellule pour lequel la tension du

générateur PV est nulle 𝑉 = 0.

Dans le cas idéal (𝑅𝑠 = 0 et 𝑅𝑃 infini), ce courant se confond avec le photo courant Iph .

𝐼𝑠𝑐 = 𝐼𝑝𝑕 (I. 8)

Dans le contraire si on annulant la tension V dans l’équation (I.2), on obtient :

𝐼𝑠𝑐 = 𝐼𝑝𝑕 − 𝐼0 exp 𝑞𝑅𝑠 𝐼𝑠𝑐𝑛𝐾𝑇

− 1 −𝑅𝑠 𝐼𝑠𝑐𝑅𝑃

(I. 9)

b. La tension de circuit ouvert 𝑽𝒐𝒄 :

C’est la valeur de la tension lorsque la cellule est en circuit ouvert et le courant débité

par le générateur photovoltaïque est nul 𝐼𝑝𝑕 = 0, c’est la tension maximale aux bornes de la

cellule. Cette tension est nommée tension de circuit ouvert (𝑉𝑜𝑐 ).

L’annulation du courant I dans l’équation (I.2) donne :

0 = 𝐼𝑝𝑕 − 𝐼0 exp 𝑞𝑉

𝑛𝐾𝑇 − 1 −

𝑉

𝑅𝑃 (I. 10)

A partir de l’équation (I.9), on peut écrire :

𝑉𝑜𝑐 =𝑛𝐾𝑇

𝑞 ln 𝑞

𝐼𝑝𝑕

𝐼0 + 1 (I. 11)

1.4.3 La puissance maximale :

La puissance électrique disponible aux borne d’une cellule photovoltaïque est égale le

produit du courant continue I fourni par la tension continue V.

𝑃 = 𝑉 ∗ 𝐼 (I. 12)

𝑷 : La puissance générée par la cellule photovoltaïque.

𝑽 : La tension mesurée aux bornes de la cellule photovoltaïque.

𝑰 : Le courant fourni par la cellule photovoltaïque.

La puissance maximale 𝑃𝑚𝑎𝑥 d'une cellule photovoltaïque c’est la puissance généré au

point dans la courbe 𝐼_𝑉 ou la tension et le courant sont optimaux.


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𝑃𝑚𝑎𝑥 = 𝑉𝑚𝑎𝑥 ∗ 𝐼𝑚𝑎𝑥 (I. 13)

Pour notre travail nous avons utilisé le modèle BP SX150 dont les paramètres de

construction sont donnés dans le tableau suivant :

Puissance maximal 150W

Tension de 𝑃𝑚𝑎𝑥 (𝑽𝒎𝒑) 34.5V

courant de 𝑃𝑚𝑎𝑥 (𝑰𝒎𝒑) 4.35A

Tension de circuit ouvert 𝑽𝒐𝒄 43.5V

Courant de court circuit 𝑰𝒔𝒄 4.75A

Coefficient de température de 𝑰𝒔𝒄 0.065 0.015%/C˚

Coefficient de température de 𝑽𝒐𝒄 -160 20mV/C˚

Coefficient de température de puissance -0.5 0.05%/C˚

NOCT 47 2C˚

Tableau I.2 : Caractéristiques électriques typiques d’un GPV BP SX 150.

La figure (I.4) montre les courbes typiques 𝐼_𝑉 et 𝑃_𝑉 pour un module PV de 150W.

Figure I.4 Caractéristiques I-V P-V d’un module PV(MPP).


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1.4.4 Le rendement ƞ:

Le rendement énergétique c’est un rapport entre la puissance maximale 𝑃𝑚𝑎𝑥 délivré

par la cellule photovoltaïque et la puissance du l’éclairement solaire incident sur la surface S

de la cellule.

ƞ =Pout

Pin=

Pmax

Pray solaire=

Vmax ∗ Imax

Ea ∗ S (I. 14)

𝑷𝒎𝒂𝒙 : La puissance maximale générée par la cellule photovoltaïque [W].

𝑷𝒓𝒂𝒚 𝒔𝒐𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆 : La puissance du rayonnement solaire [W].

𝑽 𝒎𝒂𝒙

: La tension maximale mesurée aux bornes de la cellule photovoltaïque [V].

𝑰 𝒎𝒂𝒙

: Le courant fourni par la cellule photovoltaïque [A].

𝐄𝐚 : Éclairement par unité de surface [W/m2].

S : surface effectifs du panneau [m2].

1.5 Module photovoltaïque GPV et ses performances :

Dans une centrale solaire photovoltaïque, Le champ photovoltaïque consiste de

regroupement de plusieurs panneaux solaires (modules). Donc, le panneau solaire est

composé de plusieurs cellules PV connectées en série, parallèles ou série parallèles pour

former le module photovoltaïque. La figure I.5 donne des photos réelles d’une cellule, d’un

panneau et d’un champ photovoltaïque.

Figure I.5: une cellule, un panneau photovoltaïque et un champ photovoltaïque.

I.5.1 Influence de l’association série des cellules PV:

Dans des conditions d’ensoleillement standard (1000W/m2

; 25˚C), la tension pour une

puissance maximale délivrée par une cellule en silicium et d’environ (0.47 V) sous un courant

de (4.35 A).


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Une cellule photovoltaïque élémentaire constitue donc un générateur électrique de faible

puissance insuffisante en tant que telle pour la plupart des applications domestiques ou

industrielles. Les générateurs photovoltaïques sont, de ce fait, réalisés par association, en

série et/ou en parallèle, d’un grand nombre de cellules élémentaires .

Une association de (𝑁𝑆) cellules en série permet d’augmenter la tension du générateur

photovoltaïque. [3]

Donc Le courant de générateur PV est équivalente au courant d'une cellule unique, mais

la tension de sortie a augmenté (une addition des tensions de toutes les cellules)

𝑉𝑃𝑉 = 𝑁𝑆 ∗ 𝑉𝑐𝑒𝑙𝑙 ( I. 15)

𝐼𝑃𝑉 = 𝐼𝑐𝑒𝑙𝑙 (I. 16)

La caractéristique d'un groupement de (𝑁𝑠) modules solaires en série est représentée par la

figure suivante :

Figure I.6: Connexion en série des cellules (Ns).

1.5.2 Influence de l’association parallèle des cellules PV :

Une association parallèle de(𝑁𝑝) cellules est possible et permet d’accroitre le courant de

sortie du générateur ainsi créé. Dans un groupement de cellules identiques connectées en

parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristique résultant du

groupement est obtenue par addition des courants.

Les équations (I.17-I.18) et la figure (I.7) résument les caractéristiques électriques d’une

association parallèle de(𝑁𝑝) cellules. [3]

𝐼𝑃𝑉 = 𝑁𝑃 ∗ 𝐼𝑐𝑒𝑙𝑙 (I. 17)

𝑉𝑃𝑉 = 𝑉𝑐𝑒𝑙𝑙 (I. 18)

𝑁𝑠𝑉𝑐𝑜

𝐼𝑐𝑐

Cell1

Cell2

𝑁𝑠Cell

x 𝑁𝑠


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Figure I.7: Connexion en parallèle des cellules (𝑵𝒑) et son caractéristique I-V.

1.5.3 Influence de l’éclairement :

La figure (I.8) montre l’effet de l’éclairement sur les caractéristiques 𝐼 − 𝑉 et 𝑃 − 𝑉

a une température constante.

On remarque que le courant subit une variation importante, mais par contre la tension

varie légèrement, la puissance augmente et chaque courbe a un point de puissance maximale

PPM qui est le point de fonctionnement maximal.

Figure I.8 :L’influence de l’éclairement sur les caractéristiques I-V et P-V.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

20

40

60

80

100

120

140

160

la tension (V)

lapuis

sance (W

)

200 w/m2

400 w/m2

600 w/m2

800 w/m2

1000 w/m2

0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

tension (V)

courant (A

)

200 w/m2

400 w/m2

600 w/m2

800 w/m2

1000 w/m2


Page | 13

1.5.4 Influence de la température :

Le courant dépend de la température puisque le courant augmente légèrement à mesure

que la température augmente, mais la température influe négativement sur la tension de circuit

ouvert. Quand la température augmente la tension de circuit ouvert diminue. Par conséquent

la puissance maximale du générateur subit une diminution.

Figure I.9 : L’influence de la température sur la caractéristique P-V.

La figure (I.9) illustre la variation de la puissance délivrée par le générateur en fonction

de la tension pour différentes valeurs de la température, ce qui nous permet de déduire

l’influence de la température sur la caractéristique P=f (V) [4]

I.6 Etages d’adaptations

Afin d’extraire à chaque instant le maximum de puissance disponible aux bornes du

GPV et de la transférer à la charge, la technique utilisée classiquement est d’utiliser un étage

d’adaptation entre le GPV et la charge comme décrit dans la figure (I.10). Cet étage joue le

rôle d’interface entre les deux éléments en assurant à travers une action de contrôle, le

transfert du maximum de puissance fournie par le générateur pour qu’elle soit la plus proche

possible de 𝑃𝑚𝑎𝑥 disponible.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 550

20

40

60

80

100

120

140

160

180

la tension (V)

la p

uis

sance (

W)

0° C 65° C


Page | 14

Figure I.10: étage d’adaptation entre un GPV et une charge.

I.6.1 Convertisseur DC-DC :

Un convertisseur DC-DC (hacheur) est un dispositif électrique qui permet de

transformer une tension continue de valeur fixe en une tension continue réglable. Il est

constitué de condensateur, d’inductance et d’un interrupteur qui peut être un transistor (pour

faible puissance) ou un thyristor (pour grand puissance). Le rôle de ce convertisseur est de

faire fonctionné les modules à leur point de puissance maximale quelques soient l’éclairement

et la température pour délivrer cette puissance à l’utilisation. Les convertisseurs de tension

continue DC-DC se démarquent par leur fonction. Ils augmentent, abaissent ou inversent la tension.

Les convertisseurs électriques DC-DC qui abaissent la valeur de la tension sont appelés

convertisseurs Buck ou hacheurs série. Ces composants électriques sont très utilisés dans les

ordinateurs.

Les convertisseurs Boost, ou hacheurs parallèles, augmentent la valeur de la tension

continue. Ils permettent d'éviter l'utilisation de plusieurs accumulateurs disposés en série et de

gagner de la place ou de miniaturiser les objets.

Enfin, le convertisseur Buck-Boost convertit une tension continue en une tension

continue de polarité inverse. Il est essentiellement utilisé pour les appareils électroniques

portatifs, et permet d’optimiser la durée d'autonomie de la batterie tout en protégeant le

système.

Pour notre travail nous utilisons un convertisseur parallèle (Boost) comme un étage

d’adaptation :

I.6.2 Le principe du convertisseur Boost :

La figure (I.11) représente le schéma de principe de base du convertisseur Boost. Son

application typique est de convertir sa tension d’entrée en une tension de sortie supérieure.

Nous avons le comportement suivant : Lorsque le transistor Q est passant la diode est

polarisée en inverse. D’où, la source E n’est pas connectée à la charge R .Lorsque le transistor

I1

GPV Etage

d’adaptation

DC-DC.

Charge

DC. V1

I2

V2


Page | 15

est bloqué, la diode est polarisée en direct et conduit. Ce qui connecte la charge R à la source

E.

Figure I.11 : circuit électrique de convertisseur Boost.

I.6.3 Le modèle du convertisseur :

Lorsque la fonction de commutation est D=1, on obtient la dynamique suivante :

𝑉𝑖𝑛 = 𝑉𝐿 (I. 19)

𝑉𝑖𝑛 = 𝐿𝑑𝑖

𝑑𝑡 (I. 20)

𝐶𝑑𝑉𝑐𝑑𝑡

= −𝑉𝑜𝑢𝑡𝑅

(I. 21)

A partir de l’équation (I.20)

𝑖 𝑡 =𝑉𝑖𝑛𝐿

𝑡 + 𝑖𝑚𝑖𝑛 (I. 22)

Le courant augmente linéairement avec le temps jusqu’à ce qu’il atteint son maximum à

𝑡 → 𝑡𝑜𝑛 = 𝐷𝑇 :

𝑖𝑚𝑎𝑥 =𝑉𝑖𝑛𝐿

𝐷𝑇 + 𝑖𝑚𝑖𝑛 (I. 23)

𝑖𝑚𝑎𝑥 − 𝑖𝑚𝑖𝑛 =𝑉𝑖𝑛𝐿

𝐷𝑇 (I. 24)

∆𝑖 =𝑉𝑖𝑛𝐿

𝐷𝑇 (I. 25)

Lorsque la fonction de commutation est D=0, on obtient la dynamique suivante :

𝑉𝐿 = 𝑉𝑖𝑛 − 𝑉𝑜𝑢𝑡 (I. 26)

𝐿𝑑𝑖

𝑑𝑡= 𝑉𝑖𝑛 − 𝑉𝑜𝑢𝑡 (I. 27)

𝑖 𝑡 =𝑉𝑖𝑛 − 𝑉𝑜𝑢𝑡

𝐿 𝑡 + 𝑖𝑚𝑖𝑛 (I. 28)

𝑖𝐶 = 𝑖 − 𝑖𝑜𝑢𝑡 (I. 29)

E 𝑉𝑠 𝑉𝑖𝑛 𝐶 𝑅

𝐿 𝐷

𝑄

𝐼𝑠

𝐼𝐿 𝐼𝐷

𝑉𝑜𝑢𝑡


Page | 16

𝐶𝑑𝑉𝑐𝑑𝑡

= 𝑖 −𝑉𝑜𝑢𝑡𝑅

(I. 30)

Quand 𝑡 → 𝑡𝑜𝑛 Le courant à travers l’inductance diminue linéairement de sa valeur maximale

à sa valeur minimale :

𝑖𝑚𝑖𝑛 =𝑉𝑖𝑛 − 𝑉𝑜𝑢𝑡

𝐿 1 − 𝐷 𝑇 + 𝑖𝑚𝑎𝑥 (I. 31)

donc :

∆𝑖 =𝑉𝑜𝑢𝑡 − 𝑉𝑖𝑛

𝐿 1 −𝐷 𝑇 (I. 32)

En combinant ces deux relations (I.25) et (I.32) on peut établir l'expression de la tension de

sortie:

𝑉𝑖𝑛𝐿

𝐷𝑇 =𝑉𝑜𝑢𝑡 − 𝑉𝑖𝑛

𝐿 1 − 𝐷𝑇 (I. 33)

Ce qui implique :

𝑉𝑜𝑢𝑡 =1

1 − 𝐷𝑉𝑖𝑛 (I. 34)

L'équation (I.34) donne la relation fondamentale entre l'entrée et la tension de sortie de

ce convertisseur. De ce fait, on peut augmenter la tension d’entré par l’utilisation d’un circuit

Boost.

I.6.4 Dimensionnement des composants du convertisseur (L et C) :

Pour le dimensionnement des différents composants du circuit du convertisseur afin de

diminuer les ondulations des courants et des tensions sans faire un surdimensionnement ce qui

accroîtrait le poids et le prix des circuits, un calcul de ces composants en fonction des

ondulations voulues est nécessaire. Cette remarque est très importante pour le

dimensionnement de l’inductance L afin de respecter le courant admissible par l’interrupteur

où dans le cas pratique les ondulations du courant 𝐼𝐿 sont plus importantes par rapport aux

autres ondulations. [5]

On appliquant la relation 𝑉𝐿 = 𝐿𝑑𝐼𝑙

𝑑𝑡 est on obtient :

𝑑𝑖

𝑑𝑡=

𝑉𝐿𝐿

=𝑉𝑖𝑛𝐿

(I. 35)

A partir de la relation (I.35), la valeur crête à crête du courant 𝐼𝑙 est :

𝐼𝑙𝑐𝑐 = 2∆𝑖 ≈𝑉𝑖𝑛𝐿

𝐷𝑇 (I. 36)

La valeur de l’inductance L à choisir pour certaine ondulation ∆𝐼𝑙 est :

𝐿 ≈𝑉𝑖𝑛2∆𝑖

𝐷𝑇 (I. 37)


Page | 17

Pour le calcul de la capacité C du condensateur on a :

𝑑𝑉𝑜𝑢𝑡𝑑𝑡

=𝐼𝐶𝐶

≈𝐼𝑜𝑢𝑡𝐶

(I. 38)

La valeur d’ondulation crête à crête de tension de sortie est :

𝑉𝐶𝑐𝑐 = 2∆𝑉𝐶 ≈𝐼𝑜𝑢𝑡𝐶

𝐷𝑇 (I. 39)

La valeur de la capacité est données par :

𝐶 =𝐼𝑜𝑢𝑡

2∆𝑉𝐶𝐷𝑇 (I. 40)

1.7 Recherche du point de la puissance maximale (MPPT) :

L’unité de régulation de l’onduleur assure un fonctionnement du générateur PV au point

de fonctionnement optimal (point de puissance maximale ou MPP*) pour garantir une

production de puissance électrique maximale (tell que la variation de l’éclairement). Il existe

environ une vingtaine de méthodes de recherche du point de puissance maximale d’un champ

de modules (Maximum Power Point Tracking), dont l’efficacité et la rapidité varient.

Les deux méthodes les plus couramment rencontrées sont celles dites du Hill-Climbing

et du P&O (Perturb and Observe). Ces deux méthodes fonctionnent sur le même principe qui

consiste à perturber le fonctionnement du système et à analyser ensuite comment le système

réagit à cette perturbation : modification du rapport cyclique de hachage pour la méthode de

Hill-Climbing, modification de la tension aux bornes du champ de modules photovoltaïques

pour la méthode P&O. Le fait de modifier le rendement de conversion de l’onduleur perturbe

le courant continu issu des modules et par conséquent la tension à leurs bornes et la puissance

instantanée délivrée.

On se étudier sur la méthode de (P&O), Cette méthode est donc basées sur le contrôle

de la puissance instantanée délivrée par le champ de modules PV en fonction de variations de

la tension continue aux bornes du champ PV. [5]

GPV Etage

d’adaptation

DC-DC.

Charge

DC.

Commande

MPPT.

Rapport Cyclique

V1 V2

I2


Page | 18

Figure I.12 : Chaîne de conversion photovoltaïque contrôlée par une commande MPPT.

Figure I.13 : Caractéristique𝑷𝒑𝒗 − 𝑽𝒑𝒗 d’un panneau solaire.

D'abord la tension 𝑉𝑝𝑣 et le courant 𝐼𝑝𝑣sont mesurés pour calculer la puissance𝑃𝑝𝑣 (𝑘).

Cette valeur 𝑃𝑝𝑣 (𝑘) est comparée avec la valeur de puissance obtenue durant la dernière

mesure 𝑃𝑝𝑣 (𝑘 − 1).

Si la puissance fournie par le panneau a augmentée depuis la dernière mesure,

l’incrémentation de tension 𝑉𝑟𝑒𝑓 continuera dans le même sens que lors du dernier cycle et

cela est fait par le test sur ∆𝑉𝑝𝑣 .

Si ∆𝑉𝑝𝑣 > 0 cela veut dire qu’on a incrémenté 𝑉𝑝𝑣 durant le dernier cycle c’est-à-

dire ∆𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑘 + 1 = 𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑘 + ∆𝑉.

Si ∆𝑉𝑝𝑣 < 0 cela veut dire qu’on a décrémenté 𝑉𝑝𝑣 durant le dernier cycle c’est-à-dire

qu’on va mettre 𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑘 + 1 = 𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑘 − ∆𝑉 donc on termine dans le chemin où P continue

à augmenter.

Si la puissance fournie par le panneau a diminué depuis la dernière mesure,

l’incrémentation ou la décrémentation de la tension de référence 𝑉𝑟𝑒𝑓 sera en sens inverse par

rapport au dernier cycle et cela est fait aussi par le test sur ∆𝑉.

Avec cet algorithme la tension de fonctionnement 𝑉𝑝𝑣est perturbée avec chaque cycle et

elle oscillera autour du point de fonctionnement idéal (𝑉𝑚𝑝𝑝 ). [6]


Page | 19

Figure I.14: Algorithme type de la méthode P&O.

Pour une meilleure compréhension du principe de fonctionnement de la commande,

prenons l’exemple sur la figure (I.15.a) pour un changement faible d’éclairement et pour un

grand changement brutal de ce dernier, l’algorithme de commande débute avec un point

comme un état initial, avec cet exemple on prend A le point de début (pas obligatoirement un

début avec le point zéro, ce n’est qu’un point que nous choisissons), la tension augmente avec

un pas égal ∆𝑉, la perturbation bascule vers le point B (point de puissance maximal) , ensuite

vers le point C impliquant, dans un fonctionnement sans variation d’éclairement une inversion

du signe de la perturbation due à la détection d’une dérivée de la puissance négative, dans ce

cas des oscillations autour du PPM causées par la trajectoire du point de fonctionnement entre

les points B et C. Lors d’un changement d’irradiation (évolution des caractéristiques 𝑃(𝑉) du

module de E1 à E2), le point de fonctionnement va se déplacer de C vers D, et reste en

déplacement jusqu’au changement d’éclairement qui se stabilise (le point F).

S’il y a un grand changement d’éclairement, l’algorithme de commande fonctionne

comme précédant mais dans ce cas il y a une augmentation brutale d’éclairement donc le

point de fonctionnement bascule de B vers D puis détecte le point F(PPM), figure (I.15.b)


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Figure I.15 : Chemin de point de fonctionnement : (a) Avec petite changement d’éclairement

(b) avec changement brutal d’éclairement.

Toutefois, la méthode présente quelques problèmes liés aux oscillations autour du PPM

qu’elle engendre en régime établi car la procédure de recherche du PPM doit être répétée

périodiquement, obligeant le système à osciller en permanence autour du PPM. Ces

oscillations peuvent être minimisées en réduisant la valeur de la variable de perturbation.

Cependant, une faible valeur d’incrément ralenti la recherche du PPM, il faut donc trouver un

compromis entre précision et rapidité. Ce qui rend cette commande difficile à optimiser. [7]

1.9 Conclusion :

Dans ce chapitre nous avons présenté le principe de la conversion et la modélisation

d’une cellule solaire, les caractéristiques et ses performances. Nous avons vu aussi dans ce

chapitre l’analyse du convertisseur statique DC/DC de type boost utilisé comme interface

entre la charge est le générateur photovoltaïque pour que celui-ci fonctionne à un rendement

optimal en plus de la commande classique MPPT (méthode P&O) pour la recherche du point

où la puissance du générateur photovoltaïque est maximale.

Commande-contrôle d’un filtre actif paralléle

Chapitre II Commande-Contrôle d’un Filtre Actif Parallèle

Page | 21

II. 1 Introduction:

L'énergie électrique, principalement produite et distribuée sous forme de tensions

triphasées sinusoïdales équilibrées, permet de fournir la puissance électrique nécessaire aux

différentes charges sur le réseau électrique. La croissance rapide d’utilisation des charges non

linéaires et leur généralisation dans les réseaux électriques tend à dégrader la qualité de

l’énergie électriques par l'injection de courants harmoniques sur ce dernier. Lorsque la forme

d'onde de la tension n'est plus sinusoïdale, on rencontre des perturbations qui peuvent affecter

le bon fonctionnement des appareilles raccordés sur le réseau, voir les endommager. Dans ces

conditions, des problèmes de compatibilité électromagnétique peuvent survenir entre ces

éléments connectés au réseau. Pour remédier à ce problème, le filtre actif parallèle est la

solution la plus adapté aujourd’hui, il injecte les mêmes courants harmoniques mais en

opposition de phase à ceux crées par ces charges non linéaire raccordées.

II.2 Principe du filtrage actif parallèle :

Le filtre actif connecté en parallèle sur le réseau, comme le montre la figure II.1, injecte

dans le réseau des courants perturbateurs égaux a ceux absorbes par la charge polluante, mais

en opposition de phase avec ceux-ci. Le courant coté réseau est alors sinusoïdal. Ainsi

l'objectif du filtre actif parallèle consiste à empêcher les courants perturbateurs (harmoniques

et réactifs), produits par des charges polluantes, de circuler a travers l'impédance du réseau,

située en amont du point de connexion du filtre actif. [8]

Figure II.1 : Schéma bloc du filtre actif connecte en parallèle sur le réseau.


Page | 22

II. 3 Structure du filtre actif parallèle :

Comme le montre la figure II.2, un filtre actif parallèle est composé de deux blocs

essentiels : un bloc de puissance et un bloc de commande.

Figure II.2: Structure générale d’un filtre actif parallèle.

Le premier bloc (bloc de puissance) est composé essentiellement :

D’un onduleur triphasé de puissance.

D’un filtre de découplage.

D’une source de stockage de l’énergie.

Tandis que le bloc de commande est constitué :

D’un estimateur du courant de référence.

D’un régulateur maintenant la tension continue aux bornes de l’élément de stockage.

D’un contrôleur qui peut être conventionnel à hystérésis, MLI ou évoluant avec les

techniques intelligences.

Le filtre actif parallèle s’agit de deux types (les deux derniers éléments de la partie

puissance qui déterminent la nature du filtre actif) :

Filtre actif à structure courant.

Filtre actif à structure tension.


Page | 23

Dans cette étude nous intéressons à la deuxième structure (le filtre actif à structure

tension).

II.3.1. Le filtre actif parallèle à structure tension :

Principalement, le filtre actif est constitué par un onduleur où ce dispositif permet de

transformer en alternatif une énergie électrique de type continue. La figure II.3 illustre le filtre

actif parallèle à structure tension. La capacité et l'inductance de couplage caractérisent cette

structure. L'élément servant de source d'énergie est la capacité C qui doit délivrer une tension

à valeur quasi constante. La fluctuation de cette tension doit être faible. Elle ne doit pas

dépasser la limite de tension supportable par les semi-conducteurs. De plus, pour une

inductance 𝐿𝑓 donnée, cette tension ne doit pas être inférieure à une certaine limite, car cela

affecterait les performances de compensation du filtre actif. L'inductance par laquelle

l'onduleur est relié au réseau sert à filtrer les courants harmoniques hautes fréquences. Ces

courants harmoniques sont causés par les impulsions de tension générées par l'onduleur. [8]

Figure II.3 - Filtre actif parallèle à structure de tension.

Pour cette structure, on doit respecter les contraintes suivantes :

A un instant donné, un seul interrupteur d’un même bras doit conduire afin d’éviter tout

court-circuit de la source de tension, par exemple si T1 est fermée alors T4 est ouverte.

Le courant de ligne doit toujours trouver un chemin possible d’où la mise en

antiparallèle de diodes au niveau des interrupteurs. [9]


Page | 24

II.3.2 Filtre de sortie :

Afin de connecter l’onduleur de tension en parallèle avec le réseau et lui faire remplir le

rôle de source de courant, on doit assurer un filtre de raccordement entre les deux, c’est un

filtre de premier ordre qui est en réalité une simple inductance.

Le fonctionne de se filtre permet de [10] :

sert à filtrer les courants harmoniques hautes frequencies.

permet d’une part de convertir le compensateur en un dipôle de courant du point de

vue du réseau, et d’autre part à limiter la dynamique du courant, de façon à le rendre plus

facile à contrôler.

II.3.3 Système de stockage de l’énergie :

Pour les petites et moyennes puissances, l’élément de stockage de l’énergie le plus

adapté est une capacité placée du côté continu de l’onduleur qui a deux taches essentielles :

A. En régime permanent, il maintient la tension du bus continu 𝑉𝑑𝑐 constante avec des

faibles oscillations.

B. Il sert comme élément de stockage d’énergie pour compenser la différence de la

puissance active entre la charge et la source lors des périodes transitoires.

On passe maintenant à la deuxième partie qui est la partie commande, où elle-même

généralement est composée par quatre blocs de commande, à savoir l’identification des

courants de références, la poursuite de ces courants, la régulation de la tension du bus continu

et le bloc de synchronisation PLL, où dans notre travail ce bloc sera utilisé juste pour

synchroniser le courant nécessaire à la régulation de la tension du bus continu.

II.4 Méthodes d’identification des courants de références :

Plusieurs méthodes d’identification des courants de références ont été développées dans

la littérature scientifique, où ces méthodes sont classées dans deux domaines, fréquentiel et

temporel. Dans notre travail nous nous intéressons aux méthodes basées sur le deuxième

domaine. Donc, l’approche que nous serons exposée dans la suite de ce chapitre est basée sur

l’utilisation des filtres multi-variables ’’FMV’’ où ce filtre à été développées par Mr.

BNHABIBE dans sa thèse de doctorat. De ce fait, afin de vérifier l’efficacité de l’FMV, il est

préférable d’étudier le principe de fonctionnement de ce filtre. [11]


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II.4.1 Principe de fonctionnement du FMV

M. Benhabib a été proposé dans sa Thèse de doctorat un nouveau filtre d’extraction des

harmoniques dit FMV (filtre multi variable). Ce filtre est destiné à extraire la composante

fondamentale des signaux électriques (tension ou courant) directement selon les axes 𝛼𝛽. La

fonction de transfert de ce filtre est la suivante :

𝐻 𝑠 =𝑥 𝛼𝛽 𝑠

𝑥𝛼𝛽 𝑠 = 𝐾

𝑠 + 𝐾 + 𝑗𝜔𝑐

𝑠 + 𝐾 2 + 𝑗𝜔𝑐 ² (𝐼𝐼. 1)

Avec :

𝜔𝑐 : Représente la pulsation fondamentale (𝑓𝑐 = 50 𝐻𝑧).

𝐾: Est un constant positif.

𝑥 : Le signal électrique d’entrée du FMV (courant ou tension).

𝑥 : Est le signal correspondant à 𝑥 en sortie du FMV.

Figure II.4. Diagramme de Bode du FMV.

La figure II.4 présente le diagramme de Bode du FMV pour deux valeurs du paramètre

K. On peut noter qu’à la fréquence 𝑓 = 𝑓𝑐 = 50 Hℎℎℎℎℎℎℎℎ𝑧 , le déphasage introduit par le FMV est

égal à zéro et le gain est égal à 1 (ou 0 dB). Ainsi, le signal de sortie est égal au signal

électrique d’entrée pour la pulsation 𝜔 = 𝜔𝑐 . De plus, ce FMV présente une atténuation

importante pour toutes les autres fréquences, y compris pour la composante continue du


Page | 26

signal. Notons par ailleurs que la diminution de la valeur de K permet d’augmenter la

sélectivité du FMV. [9]

De ce fait, en utilisant un FMV, la composante fondamentale des signaux électriques

(tension ou courant) peut être extraite directement selon les axes, sans déphasage ni

changement de l'amplitude.

A partir de l’équation (II.1), nous obtenons les deux expressions suivantes après un

court développement [9]:

𝑥 𝛼 𝑠 =𝐾 𝑠 + 𝐾 + 𝑗𝜔𝑐

𝑠 + 𝐾 2 + 𝑗𝜔𝑐 ² 𝑥𝛼 𝑠 −

𝐾𝜔𝑐

𝑠 + 𝐾 2 + 𝜔𝑐 ² 𝑥𝛽 𝑠 (𝐼𝐼. 2)

𝑥 𝛽 𝑠 =𝐾 𝑠 + 𝐾 + 𝑗𝜔𝑐

𝑠 + 𝐾 2 + 𝑗𝜔𝑐 ² 𝑥𝛽 𝑠 −

𝐾𝜔𝑐

𝑠 + 𝐾 2 + 𝜔𝑐 ² 𝑥𝛼 𝑠 (𝐼𝐼. 3)

Les équations (II.12) et (II.13) peuvent également être exprimées sous la forme :

𝑥 𝛼 𝑠 =𝐾

𝑠 𝑥𝛼 𝑠 − 𝑥 𝛼 𝑠 −

𝜔𝑐

𝑠𝑥 𝛽 𝑠 (𝐼𝐼. 4)

𝑥 𝛽 𝑠 =𝐾

𝑠 𝑥𝛽 𝑠 − 𝑥 𝛽 𝑠 −

𝜔𝑐

𝑠𝑥 𝛼 𝑠 (𝐼𝐼. 5)

Nous obtenons alors le schéma bloc suivant pour le FMV :

Figure II. 5. Schéma bloc du FMV.

II.4.2 Méthode d’identification "FMV-directe"

Cette méthode d’identification des courants de références "FMV-directe" basée sur les

travaux de M. Benhabib [11] [12]. Le principe de cette méthode est le même que la méthode

"pq-modifiée", elle a l’avantage de simplifier les calculs en éliminant les blocs des

puissances actives et réactives instantanées et celle de la PLL.


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La figure II-6 présente son principe pour identifier les courants harmoniques de

référence. De ce fait, Les courants de référence sont identifiés en utilisant un filtre multi-

variables et un régulateur PI pour maintenir la tension du bus continu à une valeur constante.

Figure II-6. Principe de la méthode d’identification "FMV-directe".

Le filtre FMV est utilisé directement sur les courants mesurés de la charge 𝐼𝐿𝑎 , 𝐼𝐿𝑏 𝑒𝑡 𝐼𝐿𝑐

afin d’extraire l’ensemble des courants harmoniques 𝐼 𝐿𝑎 , 𝐼 𝐿𝑏 𝑒𝑡 𝐼 𝐿𝑐 . Par contre, le bloc de la

PLL génère un signal unitaire correspond à la tension au point de raccordement pour

synchroniser les courants nécessaires à la régulation de la tension aux bornes du condensateur,

ces courants doivent en opposition de phase avec la tension fondamentale du réseau. Du fait

de l'action du filtre actif. Et comme l’objectif de notre travail est de compenser les courants

harmoniques générés par les charges non linéaires et d’injecter la puissance active produite

par le générateur photovoltaïque, cette injection bien sur se faite à travers l’onduleur de

tension, de ce fait, le courant produit par le générateur photovoltaïque sera ajouté au courant

maximal obtenu à la sortie du régulateur PI. En plus ce courant 𝐼𝐵𝑜𝑜𝑠𝑡 doit être en phase à la

tension au point de raccordement en utilisant le signal unitaire obtenu à la sortie du PLL

comme il est illustré par la figure II.6 [13]. La somme de ces courants et les courants

harmoniques de compensation identifiés par le filtre FMV seront les nouveaux courants de

références que doit l’onduleur injectés au réseau électrique.


Page | 28

Les étapes suivantes détaillent le calcul des références par cette méthode :

Les courants de la charge et les tensions au point de raccordement sont transformés à

l’aide de la transformation de Concordia à un système biphasé .

𝑉𝛼𝑉𝛽

= √2

3 1

−1

2

−1

2

0√3

2−

√3

2

𝑉𝑆𝑎

𝑉𝑆𝑏

𝑉𝑆𝑐

(𝐼𝐼. 6)

𝑖𝛼𝑖𝛽

= √2

3 1

−1

2

−1

2

0√3

2−

√3

2

𝑖𝑐𝑎𝑖𝑐𝑏𝑖𝑐𝑐

(𝐼𝐼. 7)

Quant aux courants diphasés d’axes 𝛼𝛽, ils peuvent être définis comme la somme d’une

composante fondamentale et d’une composante harmonique :

𝑖𝛼 = 𝑖 𝛼 + 𝑖 𝛼 (𝐼𝐼. 8)

𝑖𝛽 = 𝑖 𝛽 + 𝑖 𝛽 (𝐼𝐼. 9)

Le rôle du FMV est d’extraire les composantes fondamentales du courant de charge à la

pulsation 𝑤𝑐 , directement selon les axes 𝛼𝛽. Ensuite, les composantes harmoniques du

courant selon les axes 𝛼𝛽, notées ici 𝑖 𝛼 et 𝑖 𝛽 , sont obtenues en soustrayant sur chaque axe, la

sortie du FMV à son entrée.

La transformation de Concordia inverse nous permet alors d’obtenir les références

triphasées des courants harmoniques comme suit :

𝑖𝑎∗

𝑖𝑏∗

𝑖𝑐∗ = √

2

3

1 0

−1

2

√3

2

−1

2−

√3

2

𝑖𝛼

∗

𝑖𝛽∗ (𝐼𝐼. 10)

II.5 Contrôle de la tension du bus continu 𝑽𝒅𝒄 :

En régime permanent, la puissance réelle générée par la source doit être égale à celle

imposée par la charge ajoutée à une petite quantité de puissance pour compenser les pertes

dans l’onduleur. Lorsque les conditions de fonctionnement de la charge non linéaire évoluent,

l’équilibre en puissance réelle entre celle-ci et la source d’entrée sera perturbé. La différence

en puissance engendrée doit être compensée par celle du condensateur. Il En résulte alors une

variation de la tension continue aux bornes du condensateur C. si la puissance active fournie


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par le réseau est inférieur à celle absorbée par la charge (𝑃𝑓 > 0) alors la valeur moyenne de

la tension aux bornes du condensateur diminue. Dans le cas contraire (𝑃𝑓 < 0), la valeur

moyenne de la tension augmente [13] Donc le contrôle de la tension du bus continu est une

procédure indispensable pour la commande du FAP.

Les causes principales de sa variation sont :

Les pertes dans les semi conducteur par de puissance de l’onduleur.

Les pertes dans les inductances de découpage.

Les transitions de la charge polluante qui créent un échange du puissance active avec

le réseau à travers l’onduleur. Cela ce traduit par une variation de l’énergie dans la

capacité de stockage et par conséquent une modification de la valeur de la tension

continue. [9]

La régulation de la tension du bus continue est basée sur les courants fluctuant, alors la

sortie du régulateur donne un courant de référence qui sera par la suite multiplié par les

signaux unitaires de la tension directe du réseau.

En se basant sur le principe d’équilibre de l’énergie emmagasinée dans le condensateur

correspondante à (𝐸𝑑𝑐∗) et la valeur de la tension de référence (𝑉𝑑𝑐

∗), donc les énergies

correspondantes seront alors:

𝐸𝑑𝑐∗ =

1

2𝐶. 𝑉𝑑𝑐

∗2 (𝐼𝐼. 11)

Pour contre l’énergie instantanée dans le condensateur 𝑒𝑑𝑐 (𝑡) s’écrit en fonction de la

tension 𝑉𝑑𝑐 (𝑡) comme suit :

𝑒𝑑𝑐 (𝑡) =1

2𝐶. 𝑉𝑑𝑐

2(t) (𝐼𝐼. 12)

Donc l’écart entre la quantité instantanée et sa référence sera :

∆𝐸𝑑𝑐 𝑡 = 𝐸𝑑𝑐∗ − 𝑒𝑑𝑐 𝑡 =

𝐶

2 𝑉𝑑𝑐

∗2 − 𝑉𝑑𝑐

2 t =𝐶

2 𝑉𝑑𝑐

∗ − 𝑉𝑑𝑐 𝑡 𝑉𝑑𝑐∗ + 𝑉𝑑𝑐 𝑡 𝐼𝐼. 13

Si on considère une petite variation de la tension continue 𝑑𝑉𝑑𝑐 autour de sa valeur de

référence, il est alors possible d’écrire l’équation suivante pour la variation de l’énergie :

𝑉𝑑𝑐∗ − 𝑉𝑑𝑐 𝑡 = 𝑑𝑉𝑑𝑐 𝑒𝑡 𝑉𝑑𝑐

∗ + 𝑉𝑑𝑐 𝑡 = 2𝑉𝑑𝑐∗ ⟹ 𝑑𝐸𝑑𝑐 = 𝐶 𝑉𝑑𝑐

∗𝑑𝑉𝑑𝑐 (𝐼𝐼. 14)


Page | 30

Cette énergie perdue doit être délivrée par la source, donc l’équation d’équilibre

d’énergie peut s’écrire comme suit:

𝑑𝐸𝒅𝒄 = 𝐶𝑉𝑑𝑐∗𝑑𝑉𝑑𝑐 =

3

√2𝑉𝑆𝐼𝑆 𝑑𝑡 (𝐼𝐼. 15)

Avec :

𝑉𝑆 : La valeur efficace de la tension de source.

𝐼𝑆 : L’amplitude de courant fondamentele.

A partir de l’equation (𝐼𝐼. 15), nous pouvons en déduire la fonction de transfert entre 𝐼𝑆 et la

sortie 𝑉𝑑𝑐 suivante:

𝑉𝑑𝑐

𝐼𝑆 =

3𝑉𝑠

√2𝐶𝑑𝑐𝑉𝑑𝑐𝑟𝑒𝑓 . 𝑆 (𝐼𝐼. 16)

De cette équation en peut déduire le schéma fonctionnel de la commande de la tension

du bus continue comme le montre le figure ci-dessous (Figure II.7):

Figure II.7 : Schéma de régulation de la tension du bus continu par un PI

En se basant sur le schéma fonctionnel de la régulation donné par la figure ci-dessus, la

fonction de transfert du système en boucle fermé est de la forme :

𝐹𝑇𝐵𝐹 𝑆 =𝐾𝑃𝑆 + 𝐾𝐼

𝐾𝑆2 + 𝐾𝑃𝑆 + 𝐾𝐼=

𝐾𝑃 𝐾(𝑆 + 𝐾𝐼 𝐾𝑃 )

𝑆2 + 𝐾𝑃 𝐾 𝑆 + 𝐾𝐼 𝐾 (𝐼𝐼. 17)

Cette fonction de transfert présente un système de deuxième ordre. Donc, en égalisant le

dénominateur de cette dernière avec le polynôme caractéristique, on obtient :

𝑆2 + 2𝜉𝑤𝑛𝑆 + 𝑤𝑛2 = 𝑆2 + 𝐾𝑃 𝐾 𝑆 + 𝐾𝐼 𝐾 (𝐼𝐼. 18)

Un calcul simple, nous permet d’obtenir les valeurs de régulateur PI comme suit :


Page | 31

𝐾𝐼 = 𝐾𝑤𝑛

2

𝐾𝑃 = 2𝜉𝑤𝑛𝐾

Un bon choix de 𝜉 𝑒𝑡 𝑤𝑛 nous permet d’obtenir des bons résultats.

II.6 Stratégie de commande de l’onduleur :

Dans notre travail, les performances du filtre actif et notamment la diminution du THD

du courant de source et l’injection de la puissance maximale produite par le générateur

photovoltaïque sont certes liées aux performances de la méthode d’indentification des

courants harmoniques de références et la méthode MPPT utilisée pour extraire toujours le

maximum de puissance du générateur photovoltaïque, mais dépendent également de la

stratégie de commande de l’onduleur de tension (poursuite des références de courant).

Deux types de commandes rapprochées des convertisseurs statiques sont principalement

mis en œuvre : la commande par MLI et la commande par hystérésis. La commande MLI peut

être à échantillonnage naturel ou optimisée. Quant à la commande par hystérésis, elle peut

être à bande fixe, à bande variable ou bien encore dite « modulée ». Dans ce paragraphe, nous

présentons seulement la stratégie de commande dite Hystérésis conventionnelle à cause de sa

simplicité.

II.6.1 Contrôle par hystérésis conventionnelle

Cette stratégie de commande est appelée aussi commande en tout ou rien, elle est très

utilisée à cause de sa simplicité et sa robustesse. De plus elle assure un contrôle satisfaisant

du courant sans exiger une connaissance poussée du modèle du système à contrôler ou de ces

paramètres. Son principe (voir figure II.8) consiste à établir l’erreur existant entre le courant

de référence et le courant produit par l’onduleur. Cette erreur est ensuite comparée à un

gabarit appelé bande d’hystérésis, dés que l’erreur atteint la bande inférieur ou supérieure, un

ordre de commande est envoyé de manière à rester à l’intérieur de la bande.[10]

Malgré les avantages qu’il offre cette méthode, elle présente cependant un inconvénient

majeur : elle ne permet pas de contrôler la fréquence de commutation des semi-conducteurs,

d’où la présence d’un nombre important d’harmoniques dans les courants générés.


Page | 32

Figure. II.8. Principe de la commande par hystérésis.

II.7 Structure de la P.L.L classique :

La P.L.L est un élément clef dans les nouvelles techniques de commande en

électronique de puissance. Principalement cette technique est utilisée comme moyen afin

d’extraire les composantes directe, inverse et homopolaire de la tension triphasé et pour

récupérer les informations de la phase et de la fréquence. Théoriquement le principe de cette

technique est simple, mais sa réalisation dans un environnement perturbé est assez délicate.

De ce fait certains de ses composants nécessitent des réglages fins prenant compte de

nombreux paramètres. Son principe de base est illustré sur la figure II.9. [12]

Figure II.9 Schéma de principe d’une PLL classique.

Supposons que les trois tensions au point de raccordement sont données par le système

triphasé suivant:

𝑉𝑒𝑎 𝜃 = √2𝑉𝑚 sin(𝜃)

𝑉𝑒𝑏 𝜃 = √2𝑉𝑚 sin 𝜃 −2𝜋

3

𝑉𝑒𝑐 𝜃 = √2𝑉𝑚 sin 𝜃 +2𝜋

3

(𝐼𝐼. 19)


Page | 33

D’un un premier temps, ces tensions subissent une transformation triphasée biphasée de

Concordia directe (transformation𝛼𝛽), cette transformation est donnée par l’équation (III.2).

Un calcul simple nous permet de trouver les expressions de 𝑉𝑒𝛼 𝜃 𝑒𝑡 𝑉𝑒𝛽 𝜃

𝑉𝑒𝛼 = √3𝑉𝑚 sin(𝜃)

𝑉𝑒𝛽 = −√3𝑉𝑚 cos(𝜃) (𝐼𝐼. 20)

Les tensions obtenues 𝑉𝑒𝛼 𝜃 𝑒𝑡 𝑉𝑒𝛽 𝜃 sont exprimées dans le repère de Park (𝑑𝑞) par

la relation matricielle suivante :

𝑉𝑒𝑑

𝑉𝑒𝑞 =

cos(𝜃 ) sin(𝜃 )

−sin(𝜃 ) cos(𝜃 )

𝑉𝑒𝛼𝑉𝑒𝛽

(𝐼𝐼. 21)

Avec :

𝜃 La phase instantanée réelle de la tension et 𝜃 est l'intégrale de l'estimation de la

pulsation 𝑤 déterminée par le régulateur PI.

Nous obtenons ainsi :

𝑉𝑒𝑑 = √3 𝑉𝑚 sin 𝜃 − 𝜃 (𝐼𝐼. 22)

Il apparait claire que, l'angle de phase de la tension 𝑉𝑒𝑑 est égale à (𝜃𝑑 − 𝜃 𝑑). Pour

satisfaire la condition 𝜃𝑑 = 𝜃 𝑑 (l'angle de phase réel de la tension directe égal à l'angle de

rotation estimé), il faut choisir la valeur de la tension de référence 𝑉𝑒𝑑∗ nulle. A cette

condition, la PLL sera verrouillée.

Supposons que 𝜃 − 𝜃 soit petit, alors, l’expression (𝐼𝐼. 22)peut être réécrite comme suit :

𝑉𝑒𝑑 = √3 𝑉𝑚 𝜃 − 𝜃 (𝐼𝐼. 23)

Et comme la pulsation angulaire estimée 𝑤 est déterminée par le régulateur PI, de ce

fait, on peut écrire :

𝑤 = 𝐹𝑃𝐼 𝑠 ∗ √3 𝑉𝑚 𝜃 − 𝜃 (𝐼𝐼. 24)

Avec, 𝐹𝑃𝐼 𝑠 est la fonction de transfert du régulateur PI, donnée par l’expression

suivante :

𝐹𝑃𝐼 𝑠 = 𝐾𝑃 +𝐾𝐼

𝑆= 𝐾𝑃

1 + 𝜏𝑖𝑆

𝜏𝑖𝑆 (𝐼𝐼. 25)

Ainsi, la position angulaire aura pour expression :


Page | 34

𝜃 =1

𝑆𝑤 (𝐼𝐼. 26)

Nous obtenons donc le schéma fonctionnel de la PLL illustré sur la figure II.10

Figure II.10 Schéma fonctionnel de la PLL.

Afin de déterminer les paramètres du régulateur PI, la fonction de transfert en boucle

fermée de ce système est donnée par :

𝜃 (𝑠)

𝜃(𝑠)=

√3𝑉𝑚𝐾𝑃 1 + 𝜏𝑖𝑆

𝜏𝑖𝑆 .

1𝑆

1 + √3𝑉𝑚𝐾𝑃 1 + 𝜏𝑖𝑆

𝜏𝑖𝑆 .

1𝑆

(𝐼𝐼. 27)

La fonction de transfert trouvée peut s’identifier avec le système général du deuxième

ordre donné par :

𝐹 𝑆 =2𝜁𝑤𝑛𝑆 + 𝑤𝑛

2

𝑆2 + 2𝜁𝑤𝑛𝑆 + 𝑤𝑛2 (𝐼𝐼. 28)

Ce qui nous permet d’en déterminer :

𝐾𝑃 =2𝜁𝑤𝑛

√3𝑉𝑚 𝑒𝑡 𝜏𝑖 =

2𝜁

𝑤𝑛

Afin de réaliser un bon compromis entre la stabilité et les performances dynamiques,

nous avons choisir : 𝜁 = 0.707 𝑒𝑡 𝑓𝑛 = 𝑤𝑛 2𝜋 = 50𝐻𝑧.

II.8 Conclusion :

Ce chapitre est consacré à la structure générale d’un filtre actif, dans laquelle nous

avons distingué deux parties principales à savoir : partie puissance où elle est composée par

l’onduleur de tension, le filtre de découplage et le système de stockage d’énergie représenté

par le condensateur C et la partie commande où elle-même est constituée par quatre blocs de

commande : bloc d’identification des courants de références, bloc de régulation de la tension

continue, bloc de synchronisation PLL et finalement le bloc utilisé pour la stratégie de

commande de l’onduleur. Dans ce chapitre, nous avons également étudié analysé ces

différents blocs. Pour le bloc d’identification nous avons étudié une nouvelle méthode basée

sur les filtres FMV, un régulateur de type PI classique est chois pour sa simplicité

d’implantation, nous avons aussi étudié la PLL classique pour la synchronisation des courants


Page | 35

de références et pour la poursuite des ces courants, nous avons choisi la stratégie de

commande dite hystérésis conventionnelle.

Simulation du système de compensation photovoltaïque

Chapitre III Simulation du Système de Compensation Photovoltaïque

Page | 36

III.1 Introduction :

Le présent chapitre sera consacré à l’étude par simulation d’un générateur

photovoltaïque connecté au réseau électrique associée d’un filtre actif parallèle à structure

tension. Cette configuration est utilisée afin d’injecter la puissance active maximale

produite par le générateur photovoltaïque au réseau pour n'importe quelle situation de la

radiation solaire, toute en assurant une bonne qualité d’énergie par la compensation en

même temps de la puissance réactive consommée par la charge non linéaire raccordée au

réseau et les courants harmoniques générés par celle-ci.

III.2 Description de la configuration étudiée

Dans notre travail, nous avons choisi d’étudier une configuration composée d’un

générateur photovoltaïque composé par neuf panneaux connectés en séries et huit en

parallèles. Ce générateur solaire GPV est connecté sur le bus continu d’un onduleur de tension

triphasé, couplé en parallèle au réseau à travers une inductance de découplage. Ce réseau

électrique alimente un récepteur non linéaire constitue par un redresseur PD3 ayant pour

charge une résistance en série avec une inductance. Le synoptique de la figure II.1 illustre

cette configuration avec le flux idéal des puissances. [13]

Figure III.1 Synoptique de la configuration globale.

L’analyse de ces flux est ainsi examinée dans divers régimes imposés par la fluctuation

du niveau d’irradiation durant la période quotidien et l’alternance avec la partie nocturne ou

seulement les fonctions du filtre actif sont actives. Durant la journée, en fonction des niveaux

d'irradiation et de la consommation de la charge, il est possible de distinguer plusieurs


Page | 37

régimes: 𝑃𝑝𝑣 < 𝑃𝑐𝑕𝑎𝑟𝑔𝑒 donc la puissance réseau reste positive, 𝑃𝑝𝑣 > 𝑃𝑐𝑕𝑎𝑟𝑔𝑒 donc le

réseau reçoit de la puissance active, il devient récepteur. Ces phases de gestion des flux de

puissance sont couplées avec les fonctionnalités de filtre actif. L'ajout de ce service auxiliaire

permet d’améliorer la qualité de l’énergie sur le réseau au point de raccordement. C’est donc

l’algorithme de commande de l’onduleur de tension qui est adapté afin d’assurer

simultanément au niveau du réseau électrique la compensation de la pollution harmonique, de

la puissance réactive, des déséquilibres et l’injection de la puissance fournie par les panneaux

photovoltaïque.

III.2.1 Simulation du panneau photovoltaïque :

Le module photovoltaïque (BP SX150), choisi contient 72 cellules solaires du silicium

multi cristallines, et fournit une puissance maximum de 150(W). Les caractéristiques

physiques et électriques de ce panneau photovoltaïque sont données par le tableau suivant :

Caractéristiques physiques BP SX150

Nombre de cellule en série (𝑵𝒔 ) Nombre de cellule en parallèle (𝑵𝒑)

𝑁𝑠 = 72

𝑁𝑠 = 1

Caractéristiques électriques STC (𝐺𝑎 = 1000 𝑤/𝑚2 25°𝐶)

Puissance maximal

Tension de 𝑃𝑚𝑎𝑥 (𝑽𝒎𝒑)

courant de 𝑃𝑚𝑎𝑥 (𝑰𝒎𝒑)

Tension de circuit ouvert 𝑽𝒐𝒄

Courant de court circuit 𝑰𝒔𝒄

150 (W)

34.5 (V)

4.35 (A)

43.5 (V)

4.75 (A)

Tableau III.1: Caractéristiques physiques et électriques du générateur PV choisi pour

la modélisation et la simulation.

Le modèle mathématique d’un PV a été présenté dans le chapitre II et donné par

l'équation suivante:

𝑰 = 𝑰𝒑𝒉 − 𝑰𝟎 𝐞𝐱𝐩 𝒒𝑽 + 𝑹𝒔 𝑰

𝒏𝑲𝑻 − 𝟏 −

𝑽 + 𝑹𝒔 𝑰

𝑹𝒑

Afin d’obtenir un modèle mathématique généralisé d’un GPV, toutes les pertes causées

par l’association des panneaux en série et en parallèle sont incluses, ce qui permet d’obtenir

l’équation suivante :

𝑰 = 𝑵𝑷𝑰𝒑𝒉 − 𝑵𝑷𝑰𝟎 𝐞𝐱𝐩 𝒒𝑵𝒔𝑽 + 𝑹𝒔 𝑰(𝑵𝒔 𝑵𝑷 )

𝑵𝒔𝒏𝑲𝑻 − 𝟏 −

𝑵𝒔𝑽 + 𝑹𝒔 𝑰(𝑵𝒔 𝑵𝑷 )

𝑹𝒑(𝑵𝒔 𝑵𝑷 )


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Où : 𝑁𝑃 : nombre de panneaux connectés en parallèle, 𝑁𝑠 : nombre de panneaux

connectés en série.

On utilise les équations décrivant le modèle mathématique du panneau photovoltaïque

de type BP SX150 étudiées dans le premier chapitre, la figure III.2 présente le schéma de

simulation de ce panneau sous le logiciel MATLAB/SIMILIK.

Figure III.2 schéma de simulation du PV sous Matlab/Similik.

Pour un éclairement et température constante particulièrement aux conditions standards

(STC) (𝐺𝑎 = 1000 𝑤/𝑚2 25°𝐶).

Les caractéristiques (I-V et P-V) sont données par la figure III.3.


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Figure III.3 Caractéristiques I-V et P-V d’un module photovoltaïque.

Les valeurs de la température de cellules T, l'ensoleillement E, et le nombre de cellules

photovoltaïques en série 𝑁𝑠 𝑒𝑡 𝑁𝑝 sont accessibles en tant que variables externes et peuvent

être changées pendant le procédé de simulation. Ceci permet d’observer et d’évaluer la

réaction du système aux changements brusques des conditions de fonctionnement, telles que

des variations de l’ensoleillement.

III.2.2 Simulation de système de compensation photovoltaïque :

La Figure III.4 présente la configuration globale utilisée.

Figure III.4 : Système de compensation des harmoniques par GPV.

Le système de compensation photovoltaïque est constitué d’un générateur

photovoltaïque (𝑁𝑠 = 72 ∗ 9 𝑒𝑡 𝑁𝑝 = 1 ∗ 8 ), Le contrôleur de Poursuivre du Point de

Puissance Maximum (MPPT) est celui basé sur la méthode P&O, d’un hacheur Boost

(survolteur) et un filtre actif parallèle qui assure la compensation des courants harmoniques et

la connexion au réseau.

Le réseau est modélisé par un système triphasé équilibré de tensions sinusoïdales en

série avec une inductance et une résistance.

Ce dernier alimente une charge non linéaire. Le filtre actif est constitué d'un onduleur

de six interrupteurs et d'une source de courant. Les interrupteurs du pont onduleur sont formés

par des IGBT.

Le schéma bloc de simulation de cette configuration est donné par la figure III.5. Le

tableau III.2 résume les paramètres des différents éléments.


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Figure III.5 : Modèle de simulation du système de compensation photovoltaïque.

Elément de l'installation Valeur de paramètre

Réseau d’alimentation Source triphasée sinusoïdale et équilibrée

𝑉𝑠 = 100 2𝑉

𝑓𝑠=50Hz

𝑅𝑠 = 0.33Ω, 𝐿𝑠 = 0.05𝜇𝐹

Charge non linéaire Charge RL :

𝑅𝐿1 = 20Ω, 𝑅𝐿2 = 10Ω

𝐿𝐿 = 0.056 𝑚𝐻

Convertisseur DC-DC (Boost) 𝐿𝑏𝑜𝑜𝑠𝑡 = 10 𝑚𝐻

𝐶𝑏𝑜𝑜𝑠𝑡 = 2200𝜇𝐹

Filtre actif paralléle Capacité de stockage :𝐶𝑑𝑐 = 2200𝜇𝐹

Inductance du filtre de sortie :𝐿𝑓 = 3𝑚𝐻

Bande d’hystérésis :𝐵𝑕 = 0.1

Tableau III.2 : Paramètres utilisés pour la simulation.

Le système de compensation utilisé joue le rôle d’un compensateur des réactifs dans le

cas de faible éclairement, et joue le rôle d’un filtre actif parallèle avec une injection de

puissance active au réseau électrique produite par la chaine de conversion photovoltaïque

dans le cas d’un fort éclairement.


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Pour tester la robustesse de la commande et l’algorithme de recherche du point de

puissance maximum (MPPT), un profil d’ensoleillement trapézoïdal pour balayer tous les

modes de fonctionnement de notre système est établi.

L’étude est partagée suivant deux modes : filtre actif parallèle seul entre les temps

t=0.1s et t=0.5s puis le filtre actif parallèle est associé avec l’injection de la puissance solaire

de 0.5s à 2s avec une variation de la charge non linéaire à 1.25s.

Figure III.6 Profil d'irradiation et la variation du courant Ipv.

La figure III.6 illustre le profil d’irradiation et la variation du courant. La première

illustre le profil de l'irradiation (G) par exemple dans un jour, les variations du courant 𝐼𝑝𝑣

et de la puissance active 𝑃𝑝𝑣 en sortie du GPV, les valeurs du courant 𝐼𝑝𝑣 ,puissance 𝑃𝑝𝑣 sont

conforme au profil d'irradiation appliquée. 𝑃𝑝𝑣 𝑒𝑡 𝐼𝑝𝑣 sont nulles lorsque l'irradiation est

inexistant 𝐸 = 0𝑤/𝑚2 puis elles suivent l'évolution de G. donc l’algorithme du MPPT est

bien fonctionné (la puissance 𝑃𝑝𝑣 suive l’évolution du G).

0 0.5 1 1.5 2 2.50

500

1000

le temps (s)

l'écla

rem

ent

G (

W/m

2)

0 0.5 1 1.5 2 2.50

10

20

30

40

le temps (s)

le c

oura

nt

Ipv (

A)


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Figure III.7: la puissance active injectée au réseau par le GPV.

Figure III.8 : Évolution de la tension du bus continue.

Grace au régulateur PI utilisé pour contrôler la tension du bus continu 𝑉𝑑𝑐 , d’après la

figure III.8 on remarque que cette tension suive correctement sa valeur de référence 𝑉𝑑𝑐𝑟𝑒𝑓 .

À t=1.25s et a t=2s la tension du bus continu diminue temporairement et rejoint à sa

valeur de référence après un transitoire de 0.1s car on applique une variation sur la charge

non linéaire (un passage de une seule résistance a deux résistance en parallèle) a t=1.25s. En

plus, la perturbation sur la tension 𝑉𝑑𝑐 (t=1.2s et t=2s) apparaissent lors des fortes

évolutions de l’irradiation (500 → 1000 → 0𝑤/𝑚2).

0 0.5 1 1.5 2 2.5-5000

0

5000

10000

15000

le temps (s)

puis

sance a

ctive P

pv (

W)

0 0.5 1 1.5 2 2.5-5000

0

5000

10000

15000

le temps (s)

puis

sance a

ctive P

ond (

W)

0 0.5 1 1.5 2 2.5285

290

295

300

305

310

315

320

325

le temps (t)

la t

ensi

on d

u bu

s co

ntin

ue V

dc (

V)

Vdcref

Vdc


Page | 43

Figure III.9 : Les puissances actives (réseau et charge).

Sur la figure III.9, les allures des puissances actives réseau 𝑃𝑟é𝑠 et charge 𝑃𝑐𝑕 sont

confondues entre 0s à 0.5s, le réseau fournit toute la puissance demandé par la charge

polluante (éclairement nulle), et de 0.5s à 2s la puissance active du réseau 𝑃𝑟é𝑠 est devenue

négative ou le système solaire injecte de l’énergie (𝑃𝑝𝑣 = 10000 𝑊) vers la charge polluante

et le réseau en même temps ( 𝐸 = 1000𝑤/𝑚2). Entre 0.5s à 1.2s les deux sources assurent

simultanément la génération de la puissance active puisque l’éclairement se diminue

( 𝐸 = 500𝑤/𝑚2) se qui conduit à la diminution du l’énergie photovoltaïque

(𝑃𝑝𝑣 = 5140 𝑊).

Figure III.10 : Flux des puissances actives.

0 0.5 1 1.5 2 2.5-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

le temps (s)

puis

sances a

ctives (

W)

Pch

Prés

0 0.5 1 1.5 2 2.5-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5x 10

4

le temps (s)

les

puis

sanc

es (W

)

Pch

Prés

Ppv

Qrés


Page | 44

Pour juger la qualité d’énergie, le Taux de Distorsion Harmonique ‘’THD’’ en courant est une

grandeur permettant de quantifier le pourcentage de la déformation d’onde causée par les perturbations

harmoniques générées par les charges non linéaire. De ce fait, Les figures suivantes illustres

l’évolution du courant alternatif coté source et sont spectre harmonique.

Figure III.11 : l’évolution du courant de la première phase coté source

Figure III.12 : le courant coté source pour chaque régime et sa valeur du THD mesuré.

L’objectif de filtrage est de réduire la valeur du THD à une valeur inférieure ou égale à

𝑇𝐻𝐷𝑖 ≤ 5% comme l’impose la norme CEI. Alors, d’après les résultats de simulation

obtenus en utilisant un filtre actif parallèle, on remarque que le courant de la source retrouve

sa forme sinusoïdale avec une bonne qualité d’onde.

La figure III.13 montre l’évolution de la tension et le courant de la première phase coté

source.


Page | 45

Figure III.13 : Courant et tension de la première phase coté source.

La variation de l'amplitude du courant de réseau traduit le niveau de puissance qui

transite côté réseau, on remarque que ce courant sous forme sinusoïdal qui montre le

fonctionnement du FAP par l’injection du courant perturbateur (le courant du FAP vient

compenser les courants harmoniques induits par la charge non linéaire), Dès lors, le taux de

distorsion harmonique du courant de source est amélioré :

𝑇𝐻𝐷 = 3.14%, 3.81%, 1.12% 𝑒𝑡 2.5% (Figure III.12)

Dans le cas où 𝑃𝑝𝑣 = 0, le courant de source est sinusoïdal et en phase avec la tension

réseau donc le réseau se comporte comme un générateur et devient récepteur lorsque le

courant est en opposition de phase avec la tension à t=0.5s l’instant de l’injection de la

puissance active photovoltaïque au réseau électrique.

III.3 Conclusion :

Dans ce dernier chapitre nous avons présenté le système de compensation des

harmoniques sous Matlab Simulink, en utilisant un GPV comme solution de dépollution des

réseaux électriques (courants perturbateurs comme le courant harmonique déséquilibré et

réactif) avec une injection de puissance active au réseau, Les résultats de simulation obtenus

dans ce chapitre montrent bien le bon fonctionnement de la configuration utilisée (filtrage

actif et l’injection du puissance solaire). Ils donnent également un courant réseau sinusoïdal

avec une bonne qualité d’onde, cela se traduit par la valeur du THD obtenu après

compensation, également inférieure à 5%. Et une parfaite injection de la puissance active

0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6 0.62 0.64 0.66 0.68 0.7-30

-20

-10

0

10

20

30

le temps (s)

coura

nt-

tensio

n r

éseau

Vrés/5

Irés


Page | 46

produite par le générateur photovoltaïque sans perturber le fonctionnement du réseau

électrique.

Conclusion Générale

Page | 47

Dans ce travail, nous nous intéressé à la modélisation et la commande d’un générateur

photovoltaïque connecté au réseau fonctionnant avec un convertisseur DC/DC (Hacheur

Boost) et associé à un filtre actif parallèle. Cette configuration est bien sur à pour but

d’injecter la puissance active produite par le générateur photovoltaïque au réseau tout en

garantissant une bonne qualité d’énergie fournie aux consommateurs.

Le générateur photovoltaïque compense d’une part les pertes dans l’onduleur et d’autre

part les pertes dans le circuit global. Si l’ensoleillement est suffisant, le système peut fournir

de l’énergie électrique aux consommateurs et au réseau électrique.

Dans ce sujet, nous avons commencé tout d’abord à étudié le contexte de l’énergie

solaire photovoltaïque dans le chapitre 1. La modélisation d’un panneau photovoltaïque sous

l’environnement MATLAB/SIMILIK a été présentée. Pour que le système photovoltaïque

fonctionne à sa puissance maximale, il doit comporter un étage d’adaptation associé à un

algorithme MPPT, plusieurs types d’algorithmes MPPT ont été développés dans la littérature

scientifique. Dans notre étude, nous avons utilisé l’algorithme “Perturb and Observe” (P&O).

Pour l’étude du filtre actif, nous avons étudié la structure tension qui est la plus utilisée,

dans laquelle nous avons distingué deux parties principales à savoir : partie puissance et la

partie commende. Pour le bloc d’identification des courants de référence, nous avons étudié

une nouvelle méthode basée sur les filtres FMV, pour maintenir la tension du bus continu

constante, nous avons choisi un régulateur de type PI classique pour sa simplicité

d’implantation, nous avons aussi étudié la PLL classique pour la synchronisation des courants

de références et pour la poursuite des ces courants, nous avons choisi la stratégie de

commande dite hystérésis conventionnelle.

Et finalement, dans le troisième chapitre, nous avons présenté le système de

compensation des harmoniques sous Matlab/Simulink, en utilisant un GPV comme solution

de dépollution des réseaux électriques (courants perturbateurs comme le courant harmonique

déséquilibré et réactif) avec une injection de puissance active au réseau.

Conclusion Générale

Page | 48

Les résultats de simulation obtenus sont satisfaisants et montrent bien l’efficacité de la

configuration étudiée pour injecter la puissance active du GPV et d’améliorer la qualité de

l’énergie fournée aux consommateurs. Après compensation, le courant de ligne retrouve sa

forme sinusoïdale en phase avec la tension du réseau dans le mode de compensation

harmonique seule et en opposition de phase lors de l’injection de la puissance active au

réseau, ces courants aussi forment un système triphasé équilibré, et cela se traduit par le bon

THD obtenu également inférieur à 5%. De ce fait, dans tous les cas de simulation, on résulte

donc, un facteur de puissance unitaire et une compensation parfaite de la puissance réactive

consommée par les charges raccordées.

De nombreuses actions peuvent faire suite à ce travail de recherche étant donné que

les performances du système sont grandement influencées par l’algorithme de contrôle-

commande utilisé afin d’améliorer les performances de cette association

nous pensons à la reformulation de ces techniques déjà étudiées dans un contexte de la

commande prédictive à états finis FS-MPC (Finite States Model Predictive Control)

avec un accent particulier sur la constance de la fréquence de commutation.

Ces travaux seront d’un grand intérêt si une plate forme expérimentale permet de

valider les résultats obtenus. De ce fait, on prévoit prochainement une validation

expérimentale dés l’acquisition du matériel nécessaire.

Couplage du panneau PV avec l’éolienne et la pile à combustible.

Bibliographie

Bibliographie

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photovoltaïque» thése magister, de l’université MOLOUD MAMMERI DE TIZI OUZOU

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PHOTOVOLTAIQUES APPLICATION AUX SYSTEMES DE POMPAGE» L’Ecole

Nationale d’Ingénieurs de Sfax 2005.

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et d’un filtre actif» thése pour obtenir le grade de docteur de l’Université de Haute-Alasace.

[4] : sahli Abdeslam, «Filtrage actif et contrôle de puissances :application aux systèmes

photovoltaïquesinterconnectés au réseau» thése magister, UNIVERSITE FERHAT ABBAS –

SETIF ALGERIE 2012.

[5] : M.boukli hacene omar, « conception et réalisation d’un générateur photovoltaïque muni

d’un convertisseur MPPT pour une meilleur gestion énergétique » thèse magister, Université

de Tlemcen 2010.

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Système Photovoltaïque », JCGE'08 LYON, 16 et 17/12/2008.

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magister, université de Oum el bouaghi 2011.

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master université de Oum el bouaghi 2013.

[9] : Mohamed Muftah ABDUSALAM, «stucture et stratégie de commande des filtres actifs

paralléle et hybrides avec validation expérimentales» thése de doctorat, l'Université Henri

Poincaré, Nancy-I 2008.

[10] : A. Chaoui, «Filtrage actif triphasé pour charges non linéaires» Thèse de doctorat,

Université Ferhat Abbas – Sétif, Décembre 2010.

[11] : Laib Hichem «Contribution pour une nouvelle approche modulaire aux filtrages actif

des harmoniques dans les réseaux électriques de distribution» Thèse de doctorat, université de

batna, département d’électrotechnique 2017

[12] : M. C. Benhabib, « Contribution à l’étude des différentes topologies et commandes des

filters actifs parallèles à structure tension, Modélisation, simulation et validation

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Bibliographie

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Etude et simulation d’un générateur photovoltaïque ...

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