Mr. TADJER SID-AHMED - univ-boumerdes.dz

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE

LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA-BOUMERDES

FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

Département : Automatisation des Procédés Industriels et Electrification

LABORATOIRE DE RECHERCHE SUR L’ELECTRIFICATION DES ENTREPRISES INDUSTRIELLES (LREEI)

MEMOIRE Présenté par :

Mr. TADJER SID-AHMED EN VUE DE L’OBTENTION DU TITRE DE

MAGISTER EN GENIE ELECTRIQUE Option : Equipements Electriques Industriels

THEME

Soutenu devant le jury : Mr M.HADDADI Professeur (ENP) Président Mr I.HABI Maître de Conférences (UMBB) Rapporteur Mlle B.NADJI Maître de Conférences (UMBB) Examinateur Mr D.OUAHDI Maître de Conférences (UMBB) Examinateur Mr M.HAMADACHE Chargé de Cours (UMBB) Examinateur

Boumerdès 2008

Remerciements

Tout d’abord je tiens à remercier Monsieur I. HABI pour l’encadrement qu’il m'a

assuré et ses précieux et judicieux conseils qu’il n'a cessé de me prodiguer tout au long

de ce projet, sa confiance témoignée, sans oublier sa qualité humaine. Il trouve ici ma

gratitude et ma reconnaissance profonde.

Par ailleurs, je tiens à exprimer mes vifs remerciements au président du jury Monsieur

M.HADDADI, Professeur à Polytechnique (ENP) ainsi qu’à Messieurs : D.OUAHDI,

M.HAMADACHE et Madame B.NADJI qui ont bien voulu être membres du Jury de ma

soutenance.

Mes remerciements vont également à tous mes enseignants de l’université

M’Hamed Bougara et Monsieur M.Kecir pour leurs conseils et surtout leur

compréhension.

J’exprime toute ma gratitude à mes grands parents, mon père, ma mère, mes

frères et ma sœur qui m’ont apporté soutien et encouragements tout au long de mes

études. Je leurs réserve une pensée toute particulière.

Enfin, merci à mes amis qui ont partagé au quotidien mes espoirs et mes

inquiétudes, qui m’ont réconforté dans les moments difficiles et avec qui j’ai partagé

d’inoubliables instants de détente. Je vous remercie tous chaleureusement : F.Khelifi,

H.Medaouri, C.Mekhaldi, N.Haoui, F.Chekired, A.Aibech, W.Belmedreg, S.Boutaleb,

M.Benguedda, N.Djerouit, R.Hadouche, K.Issemlelt, S.Tireche, ZKebouche, F.Rekina,

R.kifouche, A.Gherbi, D.Zougab, mes collègues de travail de Hydrotraitement, Faïencerie

et SARPI sans oublier mes amis des deux équipes NARBR et de la résidence et tous ceux

qui m’aiment.

TADJER Sid-Ahmed

ملخص

ملخص

قد ساعدت كثيرا في تحسين ةالكهربائيالطاقة ل تحويداراة ساكنة في الاستخدام المحولات إن

شبكات فرق آمون التيار و موجةومع ذلك فقد ساهمت في تدهور نوعية . هذه النظم كفاءة و أداء

:جيبيكمون مغذية بفرق ، حتى لو كانتجيبيةغير تيارات تستهلك هذه النظم الواقع،في .التوزيع

.ةيالتوافقولدات التيارات يتصرفون كم إنهم

أخرىطرق . ةالتوافقي ستطاعاتالامن حساب ات تحديد عناصر التوافقيتمكن من عدة طرق

ها في حالة ما ماستخدو التي يمكن ا .من التيار الكلي الأساسيتيار لفعال لالجزء الحذف على تتركز

.دفعة واحدةوالتوافقيات الارتكاسية اقةالط ال تعويضالمصفاة الفعهدف يكون

. تها التنفيذيةسرعلسهولتها و الاستطاعات الآنية ةطريقتنفيذ ناذكرتنا قد اختارمفي

يات ثنائاو نفسها من خلال معدل ةالشبكعن طريق ىاستطاعة تتغذ التقليدية الفعالة المصفاة تستخدم

ليس ثابتا، لما له من هحصل عليمن التوتر الا. موجالم مقحلاتع مالقطب المركبة بالتوازي المعاكس

ومن ثم من . ةالكهربائيبين الحمولة الملوثة و الشبكة الفعالة نظرا لتبادل الاستطاعات ةحساسي

.يلتوافقا المصفاة لتفادي الانعكاسات علىالضروري تنظيم الجهد المستمر

نظامت متطلباتحقيق ل ،ئيوكهرضيتألف من مولد ،تعويض التوافقياتل نظام نقترح فإنناولهذا السبب

. التصفية

المحولات الساكنة، ،التصفية الفعالة ،الآنية طاعة ستالا، طاعة الارتكاسيةستالاالتوافقيات، : كلمات مفتاحية

.مستمر -تمرمحول مسة، ئيوالكهرضالمولدات

Résumé

Résumé

L’utilisation des convertisseurs statiques dans les installations de conversion d’énergie

électrique a considérablement contribué à améliorer les performances et l’efficacité de ces

systèmes. En revanche, ils ont participé à détériorer la qualité du courant et de la tension des

réseaux de distribution. En effet, ces systèmes consomment des courants non-sinusoidaux,

même s’ils sont alimentés par une tension sinusoïdale : ils se comportent comme des

générateurs de courants harmoniques.

Plusieurs méthodes permettant l’identification des composantes harmoniques du courant

à partir du calcul des puissances harmoniques. D’autres méthodes basées sur la soustraction

de la partie active du courant fondamental du courant total peuvent être utilisées dans le cas

où l’objectif du filtre actif est la compensation à la fois de l’énergie réactive et des

harmoniques. Dans notre mémoire, on a choisi de mettre en application la méthode des

puissances instantanées sous forme analogique vue sa rapidité.

Les systèmes de filtrage actif classiques utilisent une capacité dont la charge est assurée

par le réseau lui-même à travers un redresseur ou à travers la diode montée en antiparallèle

aux bornes des transistors de l’onduleur en formant ainsi une source flottante. La tension de

cette dernière n’est pas constante, à cause de sa sensibilité aux échanges de puissances actives

entre la charge polluante et le réseau. Il est alors nécessaire de réguler la tension du bus

continu ce qui se fait au détriment des performances du filtrage des harmoniques.

C’est pourquoi nous proposons un dispositif de compensation des harmoniques composé d’un

Générateur Photovoltaïque GPV pour répondre au mieux aux exigences du système de

filtrage.

Mot clés : Harmoniques, Puissance réactive, Puissances Instantanées, Filtrage Actif, Convertisseurs

Statiques, Générateurs Photovoltaïques, Hacheurs.

Abstract

Abstract

The use of static converters in the conversion facilities Electric Power has greatly

helped improve the performance and efficiency of these systems. However, they have

contributed to the deterioration of the quality of current and voltage distribution networks.

In fact, those systems consume current non-sinusoidal, even if they are powered by a

sinusoidal voltage : they behave as current generators harmonics.

Several methods to identify components of the current harmonics from the calculation of

Powers harmonics. Other methods based on the subtraction of the active part of the current

fundamental current total may be used if the goal of crossover is the compensation to both

reactive power and harmonics. In our memory we have chosen to implement the method of

instant Powers in analogue form for its high speed.

Filtering systems conventional active capacity which handles the network itself using

through a rectifier or the antiparallel diode mounted in the terminals of transistors of the

inverter forming a floating source. The tension of the latter is not constant, because of its

sensitivity to active trading powers between the pollution load and the network. It is then

necessary to regulate the voltage bus continuous what is being done at the expense of

performance filtering harmonics.

That is why we propose a compensation harmonics consisting of a generator

Photovoltaics GPV to suit the requirements of the filtering system.

Keywords: Harmonics, reactive power, Powers Instant, Filtering assets, Converters Statistics,

Photovoltaic Generator, Converters DC-DC (Choppers).

Nomenclature

Nomenclature

hα : Phase initiale de la tension harmonique d’ordre h,

hβ : Phase initiale du courant harmonique d’ordre h,

hϕ : Déphase de la tension harmonique d’ordre h sur le courant harmonique d’ordre h.

D : Puissance déformante.

F : Facteur de puissance.

P : Puissance active (W).

Q : Puissance réactive (VAR).

S : Puissance apparente (VA).

Ih : Courant harmonique de rang h (A).

THh : Taux de distorsion de rang h.

fh : Fréquence de la composante harmonique de rang h (Hz).

f1 : Fréquence de la composante fondamentale (Hz).

Vh : Valeur efficace de la tension de l’harmonique de rang h (V).

V1 : Valeur efficace de la tension du fondamental (V).

ϕcos : Facteur de puissance.

L : Inductance (H).

C : Capacité (F).

R : Résistance (Ω).

Vs : Tension simple de la source (V).

ic : Courant de la charge (A).

P : Puissance continue liée à la composante fondamentale active du courant (W).

q : Puissance continue liée à la composante fondamentale réactive du courant (VAR).

P~ et q~ : Puissance alternatives liées à la somme des composantes harmoniques du courant.

Ud : Tension redressée (V).

if : Courant généré par le filtre actif (A).

Rf, Lf : Résistance et inductance du filtre de sortie (Ω, H).

Rd, Ld : Résistance et inductance de la charge (Ω, H).

ic1 : Courant dans la phase1 (A).

ih1 : Les harmoniques dans la phase 1 (A).

∆Vc : Variation de la tension aux bornes de la capacité C (F).

Nomenclature

Cdc : La capacité du bus continu.

Vdc : Tension aux bornes de la capacité (V).

Vdc-ref : Tension de référence aux bornes de la capacité (V).

Pc : Puissance absorbée par le filtre (W).

ID : Courant de la jonction (A).

Eg : Largeur de la bande interdite (eV) (1.1eV pour le Silicium).

IL : Courant photogénéré par la cellule photovoltaïque sous éclairement donné (A).

Io : Courant de saturation de la diode ou courant à l’obscurité (A).

q : Charge de l’électron (C).

RS : Résistance série du cellule photovoltaïque (Ω).

RSh : Résistance parallèle ou shunt (Ω).

m : Coefficient d’idéalité de la cellule photovoltaïque.

k : Constante de Boltzmann (1,3810-23 J/K).

T : Température absolue (K).

VOC : Tension à circuit ouvert (V).

Isc : Courant de court-circuit de la courbe de référence (A).

Pm : Puissance maximale débitée par la cellule photovoltaïque (W).

Im : Courant maximal de la cellule photovoltaïque (A).

Vm : Tension maximale de la cellule photovoltaïque (V).

G : Eclairement global incident sur la cellule photovoltaïque (W/m2).

S : Surface totale de la cellule photovoltaïque (m2).

IPV : Courant générateur photovoltaïque (A).

VPV : Tension du générateur photovoltaïque (V).

NP : Nombre de modules photovoltaïques associés en parallèle.

NS : Nombre de modules photovoltaïques associés en série.

Te : Période d’échantillonnage (s).

Vco : Tension de circuit ouvert.

Ico : Courant de court-circuit.

Vm, Im: Tension et courant au point de puissance maximale (V), (A).

Ts : Période de commutation (s).

d : Rapport cyclique du commutateur.

K : Interrupteur K.

< ui > : Valeur moyenne de ui(t), (V).

f : Fréquence du réseau (50Hz)

Nomenclature

Lettres Grecques

η : Rendement d’une cellule photovoltaïque

α : Rapport cyclique

τ : Constante de temps

ω : Pulsation du réseau = 2.π.f (rd/s)

φ : Déphasage entre la fondamentale du courant de charge et sa tension.

ε : Taux d’ondulation

LISTE DES TABLEAUX

Tableau I.1 : Principales charges polluantes……………………………………………………. Tableau I.2 : Limitation des courants harmoniques édictée par EDF…………………………… Tableau I. 3 : Autres configurations du filtre…………………………………………………... Tableau II.1 : Comparaison entre les méthodes d’identification des harmoniques……………. Tableau II.2 : Tension de sortie de l’onduleur…………………………………………………..

LISTE DES FIGURES

Figure I.1 : Courant d’une alimentation à découpage d’un écran de micro-ordinateur………… Figure I.2 : Diagramme de Fresnel de la puissance déformante………………………………... Figure I.3 : La propagation des harmoniques sur les réseaux…………………………………... Figure I.4 : Préconisation de raccordement des charges déformantes………………………….. Figure I.5 : Filtres résonants agissant sur plusieurs rangs harmoniques………………………... Figure I.6 : Structure du filtre amorti…………………………………………………………… Figure I.7 : Evolution de l’impédance en fonction de F………………………………………... Figure I.8 : Filtre actif parallèle………………………………………………………………… Figure I.9 : Filtre actif série…………………………………………………………………….. Figure I.10 : Combinaison parallèle-série actif (UPQC)………………………………………. Figure I.11 : Schéma bloc monophasé d’un filtre actif parallèle……………………………….. Figure I.12 : Filtre actif basé sur un onduleur de tension (à gauche) et un commutateur de ……………..courant (à droite)…………………………………………………………………. Figure II.1 : Schéma de principe des filtres utilisés pour l’extraction des composantes ……………alternatives de P et q………………………………………………………………. Figure II.2 : Algorithme ‘P-Q’ d’extraction des courants harmoniques………………………... Figure II.3 : Exemple d’application pour une charge non linéaire…………………………….. Figure II.4: Schéma global du système à simuler………………………………………………. Figure II.5 : Extraction des courants harmoniques par la méthode des puissances instantanées.. Figure II.6 : schéma synoptique d’un filtre actif parallèle……………………………………… Figure II.7 : Schéma de puissance d’un réseau avec filtre actif à structure tension……………. Figure II.8 : Onduleur triphasé à structure tension……………………………………………... Figure II.9 : Interrupteurs de puissance ………………………………………………………. Figure II.10 : Schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des ………………régulateurs à hystérésis…………………………………………………………. Figure II.11: Principe de commande des courants par MLI…………………………………….. Figure II.12 : Répartition des commutations sur un bras d’un onduleur……………………….. Figure III.1 : Système de compensation des harmoniques par générateur photovoltaïques……. Figure III.2 : Générateur photovoltaïque et filtre actif…...……………………………………... Figure III.3 : Schéma d’une cellule élémentaire………………………………………………... Figure III.4 : Caractéristique d’une photodiode, caractéristique d’une cellule Photovoltaïque… Figure III.5 : Cellules, modules et panneau photovoltaïques…………………………………… Figure III.6 : Modèle équivalent d’une cellule photovoltaïques……………………………….. Figure III.7 : Caractéristique courant- tension d’un générateur photovoltaïque………………... Figure III.8 : Caractéristique puissance- tension d’un générateur photovoltaïque……………... Figure III.9: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïque pour différentes ……………...valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante………………… Figure III.10: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes ……………...valeurs de la température T à une insolation de 1000W/m2 constante………….

7 11 12 14 16 16 17 18 19 19 21

25

33 34 34 35 36 37 38 38 39

41 42 43 47 48 48 49 49 50 52 52

54

54

4 13 20 29 40

Figure III.11: Caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïque pour différentes ……………....valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante…………...…… Figure III.12: La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes ……………...valeurs de la température T à un insolation de 1000 W/m2 constante………….

Figure III.13: Point de puissance maximale (MPP) et tension et courant correspondante mpV et ……………..courant correspondant Imp pour une rangée de cellules photovoltaïques avec 36 ……………..cellules en série………………………………………………………………….. Figure III.14 : Schéma d’un quadripôle électrique……………………………………………... Figure III.15 : périodes fermeture et ouverture d’un commutateur……………………………. Figure III.16 : Hacheur série……………………………………………………………………. Figure III.17 : Hacheur série. Fonctionnement à courant ininterrompu dans la charge………… Figure III.18 : Hacheur série. Fonctionnement à courant interrompu dans la charge…………... Figure III.19 : Hacheur parallèle………………………………………………………………... Figure III.20 : Hacheur parallèle. Fonctionnement à courant de source ininterrompu…………. Figure III.21 : Hacheur parallèle. Limite du fonctionnement à courant de source ininterrompu. Figure III.22 : Rendement des hacheurs boost et buck en fonction du rapport cyclique……….. Figure IV.1 : Le système de compensation Photovoltaïque à étudier…………………………... Figure IV.2 : Schéma électrique de la charge polluante……………………………………….. Figure IV.3 : Schéma électrique de la charge polluante……………………………………….. Figure IV.4 : Les tensions du réseau d’alimentation. ………………………………………….. Figure IV.5 : Courant absorbé par la charge polluante (représentation triphasé)……………… Figure IV.6 : Courant d’une phase absorbé par la charge polluante……………………………. Figure IV.7 : Le courant de référence triphasé «compensation des harmoniques seules»……... Figure IV.8 : première phase du courant de référence «compensation des harmoniques seules »………………………………………………………………………………………….. Figure IV.9 : Courant et tension de phase avant compensation………………………………… Figure IV.10 : Courant de référence pour la compensation des harmoniques………………….. Figure IV.11 : Courant de phase avec compensation des harmoniques………………………… Figure IV.12 : Le courant de référence triphasé «compensation des harmoniques seules et du ………………réactif»………………………………………………………………………….. Figure IV.13 : Première phase du courant de référence «compensation des harmoniques et du ………………réactif »…………………………………………………………………………. Figure IV.14 : Courant et tension de phase avant compensation……………………………...... Figure IV.15 : Courant de référence pour la compensation des harmoniques et du réactif…...... Figure IV.16 : Courant de phase avec compensation des harmoniques et du réactif…………… Figure IV.17 et 18 : Comparaison entre les deux cas « avec et sans compensation de la partie ……………………...réactive » ………………………………………………………………... Figure IV.19 : Spectre harmonique du courant absorbé par la charge avant compensation des ………………..harmoniques…………………………………………………………………… Figure IV.20 : Tension aux bornes du bus continu (générée pas le GPV)……………………… Figure IV.21 : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif (cas …………………..compensation des perturbations harmoniques)……………………………... Figure IV.22 : courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques……... Figure IV.23 : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorber du réseau avec compensation ………………...des courant harmoniques……………………………………………………… Figure IV.24 : Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques…..... Figure IV.25 : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif…………………… Figure IV.26 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la ………………..partie réactive…………………………………………………………………..

57 58 58 59 59 60 61 62 63 66 67 67 68 68 69 70 70 71 71 71 72 72 73 73 73 74 75 76 77 78 78 79 80 81

56

55 55

Figure IV.27 : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorbé du réseau avec compensation ………………... des courant harmoniques et du réactif………………………………………... Figure IV.28 : Spectre harmonique du courant absorber par la charge après compensation ……………….. .des harmoniques……………………………………………………………… Figure IV.29 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et ………………...la partie réactive………………………………………………………………. Figure IV.30 : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la ………………...partie réactive…………………………………………………………………. Figure IV.31 : Courant triphasé du réseau avec compensation des courants harmoniques, ………… ……...réactif et le déséquilibre……………………………………………………… Figure IV.32 : Puissances P,Q et S de la charge polluantes avant compensation des …………… ...harmoniques…………………………………………………………………. Figure IV.33 : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des …………… …...harmoniques…………………………………………………………………. Figure IV.34 : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des ……………… ...harmoniques et du réactif……………………………………………………. Figure IV.35 : Puissances P,Q et S cas d’un surplus d’énergie disponible…………………….. Figure IV.36 : Courant du réseau cas d’un surplus d’énergie…………………………………...

81 82 83 84 84 85 86 86 87 87

Sommaire

SOMMAIRE

Introduction Générale …………………………………………………………………..

Chapitre I : Problématique des harmoniques, Etat de l’art ..................... I.1. Introduction …………………………………………………………………………………. I.2. Définition de la pollution harmonique …………………………………………………….. I.3. Caractéristiques de l’onde de tension et de courant …………….......................................... I.3.1. Valeurs efficaces …………………………………………………………………. I.3.2. La puissance apparente transitée …………………………………………………. I.3.3. Les puissances actives et réactives transitées ……………………………………..

I.3.4. Facteur de puissance ……………………………………......................................... I.4. Origines des harmoniques ……………………………………………………….................. I.5. Conséquences de la pollution harmonique …………………………………………………… I.6. La propagation des harmoniques sur les réseaux ……………….......................................... I.7. Norme et réglementation…………………………………………......................................... I.8. Stratégies de limitation des harmoniques …………………………………………………...

I.8.1. Stratégies classiques ……………………………………...................................... I.8.1.a. Filtrage passif …………………………………….................................... I.8.1.b. Filtrage résonant………………………………….................................... I.8.1.c. Filtrage amorti…………………………………….................................... I.8.2. Stratégies modernes (Filtrage Actif)………………………………………………. I.8.2.a. Filtre actif parallèle ……………………………..................................... I.8.2.b. Filtre actif série ………………………………….................................... I.8.2.c .La combinaison parallèle-série actif (UPQC)….........................................

I.8.2.d.Combinaison hybride active et passive …………………………………. ;; I.9. Etat de l’art…………………………………………………………………………………... I.10. Application des filtres actifs parallèles……………………………………………………. I.11. Classement des filtres actifs parallèles……………………………………………………. I.12. Conclusion………………………………………………………………………………….

1

3

3 3 5 5 5 5 6 7 8 12 13 14 14 15 16 16 18 18 19 19 20 21 23 24 26

Sommaire

Chapitre II : Identification des Courants Harmoniques et Commande du

…………Filtre Actif .....………………...………....................................................

II.1. Introduction ………………………………………………………………………………... II.2. Classification des méthodes d’identification……………………………….. ……………...

II.2.1. Méthodes du domaine fréquentiel………………………………………………... II.2.2. Méthodes du domaine temporel...………………………………………………... II.3. Comparaison entre les méthodes d’identification des courants harmoniques……………... II.4. Méthode des puissances instantanées ………………………………………………………

II.4.1. Algorithme d’identification ……………………………………………….... II.4.2. Exemple d’identification …………………………………………………...

II.5. Commande du filtre actif…………………………………………………………………... II.5.1. Configuration du filtre actif à structure tension …………………………… II.5.2. Description du filtre actif étudié ……………………………………………. II.5.3. L’onduleur de tension ……………………………………………………….

II.6. Contrôle des courants du filtre actif …………………………….......................................... II.6.1. Commande par hystérésis …………………………………………………… II.6.2. Commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI) …………………

II.7. Nécessité de régulation du bus continu……………………….............................................. II.8. Difficulté de la régulation ………………………………………......................................... II.9. Conclusion ………………………………………………………………………………….

Chapitre III : Les générateurs photovoltaïques, Hacheurs............................

III.1. Introduction………………………………………………………………………………... III.2. Système de compensation harmonique proposé ………………………………………….. III.3. Principe de la génération photovoltaïque … …………….................................................... III.4. Modélisation et circuit équivalent d’une cellule photovoltaïque ………………................. III.5. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque …....................................................... III.6. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque …....................................................... III.7. Rendement d’un générateur photovoltaïque……..………………………………………... III.8. Influence du flux lumineux et de la température……………………………….…………. III.9. Le fonctionnement du flux d’un générateur photovoltaïque ……………………………... III.10. Convertisseur continu continu …………………………………………………………... III.10.1. Hacheur série ……………………………………..……………………………

III.10.1.a. Fonctionnement à courant ininterrompu .………………………….. III.10.1.b. Fonctionnement à courant dans la charge interrompu ...................... III.10.1.c. Conclusion sur hacheur série ………………………………….........

27 28 28 28 28 30 34 34 36 37 38 38 41 41 42 43 44 46

47 48 49 52 52 53 53 56 57 58 59 59 60

47

47

27

Sommaire

III.10.2. Hacheur parallèle ……………………………………………………………… III.10.2.a. Fonctionnement à courant de source ininterrompu ………………... III.10.2.b. Limite entre le fonctionnement interrompu et ininterrompu ………. III.11. Choix entre les hacheurs Boost et Buck……… ………………………………………… III.12. Conclusion ……………………………………………………………………………….

Chapitre IV : Résultats et évaluation des résultats de simulation du

système de compensation photovoltaïque ………...……….................................

IV.1. Introduction……………………………………………………………………………….. IV.2. Le système de compensation photovoltaïque …………………………………………….. IV.3. Description de la charge non linéaire …………………….................................................. IV.4. le courant de la charge polluante ………………................................................................. IV.5. Identification des courants perturbés …............................................................................... IV.5.1. Validation de la méthode PQ …………................................................................. IV.5.1.a. Cas Compensation des harmoniques ………………………………......... IV.5.1.b. Validation de la méthode d’identification ………………………………. IV.5.1.c. Cas compensation des harmoniques et de la partie réactive……………... IV.5.2. Le spectre harmonique du courant absorbé par la charge……………………….. IV.6. Tension aux bornes de la capacité ……………………………………………………....... IV.7. Courant de référence et de courant généré par le filtre actif ……………………………... IV.7.1. Cas compensation des harmonique sans la partie réactive...…………………….. IV.7.1.a. Courant absorbé………………………………………………................. IV.7.1.b. Spectre harmonique……………………………………………………… IV.7.2. Cas compensation des harmoniques et de la composante réactive………………. IV.7.2.a. Courant absorbé………………………………………………................. IV.7.2.b. Spectre harmonique……………………………………………………… IV.7.3. compensation des courants harmoniques déséquilibrés et de la partie réactive..... IV.7.3.a. Le courant de la charge déséquilibré……………………………………. IV.7.3.b. Les courants de référence la charge déséquilibrée……………………… IV.7.3.c. Les courants appelés du réseau après la compensation…………………. IV.8. Puissances active, réactive et apparente…………………………………………………... IV.8.1. Avant la connexion du générateur photovoltaïque………………………………. IV.8.2. Compensation des harmoniques seules………………………………………….. IV.8.3. Compensation des harmoniques et du réactif……………………………………. IV.8.4. L’envoi du surplus d’énergie au réseau………………………………………….. IV.9. Conclusion…………………………………………………………………………………

Conclusion Générale………………………………………………………………………

60 61 62 63 64

65 65 67 68 70 70 70 71 72 75 76 77 77 78 79 80 81 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 88 89

65

INTRODUCTION GENERALE

Introduction générale

1

INTRODUCTION GENERALE

Les équipements industriels et domestiques utilisent de plus en plus de circuits

électroniques ayant un comportement non-linéaire. Ils engendrent, dans les réseaux de

distribution, des courants non-sinusoïdaux provoquant des effets nocifs. Ce travail s’intéresse

au rejet de ces perturbations harmoniques à l’aide d’un filtre actif comprenant un onduleur

pour lequel il est nécessaire d’effectuer l’identification des harmoniques.

La source d’alimentation du filtre n’est pas une source de tension autonome mais une

capacité qui se charge à travers le redresseur formé par les diodes montées en anti-parallèle

aux bornes des transistors, cette source est dite source flottante.

A fin de maintenir cette tension constante, fournir une électricité non seulement disponible

mais de qualité et répondre aux mieux aux exigences du système de filtrage actif

d’harmonique, nous avons pensé à l’énergie solaire photovoltaïque.

La technologie photovoltaïque (PV) est une solution attrayante comme remplacement ou

complément des sources conventionnelles d'approvisionnement en électricité en raison de ses

nombreux avantages :

• Elle est un moyen fiable qui exige peu d'entretien ;

• Elle fournit de l'électricité avec l'énergie gratuite et renouvelable du soleil ;

• Elle ne nécessite aucun combustible ;

• Elle est silencieuse et non polluante respectueuse de l'environnement ;

• Durée de vie d’environ 25 ans.

Le document présenté est rédigé en quatre chapitres principaux qui se résument dans ce qui

suit :

Le premier débute avec la problématique des harmoniques, leurs origines, leurs

conséquences et la réglementation. Ensuite, les différentes solutions traditionnelles et

modernes de filtrage possibles sont présentés : filtrage passif, actif et hybride, on se focalisera

ensuite sur le filtrage actif parallèle, l’application qui sert de ligne directrice, en analysant les

différentes types de filtres, leur modélisation et leur structure de contrôle.

Introduction générale

2

Dans le second chapitre de ce mémoire, nous traitons différentes méthodes

d’identification des courants harmoniques dans le domaine fréquentiel et temporel. Nous

montrons leurs avantages et limites et nous retenons une méthode pour générer le courant de

référence pour le filtre actif parallèle. Finalement, nous aborderons les la nécessité et la

difficulté de régulation du bus continu du filtre actif parallèle.

Dans le troisième chapitre, nous présentons notre système de compensation des

harmoniques où nous proposons de remplacer les capacités du bus continu par un générateur

photovoltaïque pour répondre aux mieux aux exigences du système de filtrage. Pour cela,

dans une première étape, une introduction sur les cellules photovoltaïques, le panneau solaire

et description détaillée de leurs modèles mathématiques ont été donnés. Dans une seconde

étape nous abordons par la suite les convertisseurs DC-DC et leurs modèles mathématiques.

Dans le quatrième chapitre, nous élaborons plusieurs cas de simulation du système de

compensation des harmoniques par un générateur photovoltaïque que nous regrouperons dans

quatre cas d’étude :

1. Le cas de la compensation des harmoniques.

2. Le cas de la compensation des harmoniques et de la puissance réactive.

3. Le cas de la compensation générale des harmoniques, déséquilibre de courant et de la

puissance réactive.

4. Le cas de la compensation totale et l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.

Ces simulations sont réalisées en utilisant le logiciel de simulation MATLAB 6.5 et nous

permettent d’analyser les performances et la faisabilité du système de compensation des

harmoniques aussi bien dans le domaine temporel que spectral.

En fin, une conclusion générale de ce travail ainsi que des perspectives clôturent le document.

CCHHAAPPIITTRREE II

PPrroobblléémmaattiiqquuee ddeess hhaarrmmoonniiqquueess,, EEttaatt ddee ll’’aarrtt

Chapitre I – Pollution harmonique des réseaux électriques et solutions.

3

Chapitre 1

PROBLEMATIQUE DES HARMONIQUES, ETAT DE L’ART

I.1. Introduction

La tension fournie par les exploitants de réseaux électriques à leurs clients doit être

sinusoïdale triphasée et équilibrée. Toutefois, à cause de multiples perturbations d’origines

diverses (imperfections des générateurs et des lignes, perturbations atmosphériques lors du

transport, charges défaillantes…), la tension dont dispose un client à son point de

raccordement est plus ou moins dégradée. Parmi les défauts les plus courants on dénombre :

• Les déséquilibres,

• Les coupures ou micro-coupures (≈100ms),

• Les flickers,

• Les chutes de tension,

• Les pollutions harmoniques.

La pollution harmonique se caractérise par une distorsion plus ou moins importante de

l’onde de tension distribuée. Ce chapitre se consacre exclusivement au problème de pollution

harmonique. Après avoir étudié le phénomène de pollution harmonique et présenté ses

principales causes et effets sur les réseaux et matériels connectés, les divers solutions

envisageables ou existantes pour limiter cette pollution sont exposées et principalement le

filtrage.

I.2. Définition de la pollution harmonique : c’est l’altération de la forme d’onde sinusoïdale

du courant et/ou de la tension engendrée par certaines charges électriques dites charges non-

lineaires présentées dans le tableau (I.1), [06]. Ce genre de signal, à supposer que la

périodicité du signal ne soit pas atteinte, peut être décomposée en une somme de sinusoïde de

fréquence (n.f) tel que n Є N et f est la fréquence du signal.


4

Pour 1=n la sinusoïde est dite fondamentale.

Pour 1fn les sinusoïdes sont dites harmoniques d’ordre supérieur.

Type de charge Appareils concernés Courant absorbé Spectre harmonique Correspondant

- Gradateurs monophasé (commande par angle de phase).

- Régulation de puissance de fours à résistances, - Modulation de puissance des lampes halogènes.

- Redresseur triphasé à thyristors.

- Variateur de vitesse des moteurs à courant continu et des moteurs synchrones.

- Moteur asynchrone.

- Machines-outils, - Appareils électroménagers, - Ascenseurs.

Tableau I.1 : principales charges polluantes.

Le signal peut éventuellement contenir une composante continue qui présente la valeur

moyenne du signal. Cette décomposition est connue sous le nom de la décomposition en série

de Fourier.

Dans le cas où la tension et le courant seraient non-sinusoidaux, ils peuvent êtres mis sous la

forme donnée respectivement par (I.1) et (I.2) :

01

)sin(2)( Vtnvtv nn

n +−⋅⋅= ∑∞

=

αω (I.1)

01

)sin(2)( ItmIti mm

m +−⋅⋅= ∑∞

=

βω (I.2)

I.3. Caractéristiques de l’onde de tension et de courant

I.3.1. Valeurs efficaces

100%

100%

1 3 5 7

1 3 5 7

1 3 5 7

n

n

n

t

t

t

0

0

0

0

0

0

100%


5

Les valeurs efficaces de la tension et du courant sont données respectivement par les

équations (I.3) et (I.4) [47]

∑∞

=

=1

2

nnVV (I.3)

∑∞

=

=1

2

hnII (I.4)

I.3.2. La puissance apparente

La puissance apparente est la puissance disponible, son expression est donnée par

l’équation (I.5)

∑∑∞

=

∞

=

⋅==1

2

1

2nV

hh

n

IVIS (I.5)

I.3.3. Les puissances actives, réactives et déformantes

1- La puissance active est la puissance qui se transforme en travail, elle est mesurée en

Watt, son expression est donnée par l’équation (I.6)

∫ ∑∞

=

=⋅=T h

hhhIVdttitvT

P1

cos)()(1 ϕ (I.6)

hhh βαϕ −= (I.7)

hα : Phase initiale de la tension harmonique d’ordre h,

hβ : Phase initiale du courant harmonique d’ordre h,

hϕ : Déphase de la tension harmonique d’ordre h sur le courant harmonique d’ordre h.

2- La puissance réactive est une puissance qui est absorbée au réseau et qui ne se

transforme pas en travail. Elle est mesurée en VAR et son expression est donnée par (I.8)

hhh

h IVQ ϕsin1

⋅⋅= ∑∞

=

(I.8)

3- La puissance déformante est donnée par (I.9)

∑∑∞

≠=

∞

=

⋅=−−=

hnh

hn

n IVQPSD1

2

1

2222 (I.9)


6

Cette puissance est véhiculée par les tensions est les courants harmoniques de rang

différents, elle est dite puissance déformante et notée D.

I.3.4. Facteur de puissance

Le facteur de puissance est donné par (I.10)

∑∑

∑∞

=

∞

=

∞

=

⋅

==

11

1

cos

hh

nn

hhh

IV

IV

SPF

hϕ

(I.10)

Pour une meilleure compréhension, nous allons mettre en évidence quelques effets des

harmoniques dans le cas où la tension est sinusoïdale :

• Valeur efficace de la tension et du courant :

)sin(2)( 11 αω −⋅= tVtv (I.11)

)sin(2)(1 hh h thIti βω −⋅⋅= ∑∞

= (I.12)

111: βαϕ −=Avec

• Puissance active et réactive : 111 cosϕ⋅⋅= IVP (I.13)

111 sinϕ⋅⋅= IVQ (I.14)

• Facteur de puissance :

22

21

1

21

111

1

1coscos

QPDIV

IVSPF

hh +

+

===

∑∞

=

ϕϕ (I.15)

De l’équation (I.12), nous pouvons conclure que les courants harmoniques accroissent

la valeur efficace, donc il aura une augmentation des pertes par effets Joules.

Les composantes harmoniques véhiculent une puissance harmonique dite déformante,

parce qu’elle est créée par les harmoniques et que ces derniers déforment l’onde sinusoïdale,

cette puissance est de nature réactive car les composantes harmoniques ne contribuent pas à la

production de la puissance active.

De (I.15), nous pouvons aisément voir que F est inférieur à 1, les harmoniques

réduisent le facteur de puissance donc réduisent la puissance disponible.

I.4. Origines des harmoniques


7

Depuis plusieurs années, les convertisseurs statiques (redresseurs, gradateurs …)

prolifèrent tant dans les équipements industriels que domestiques. Par exemple, ces dispositifs

sont fréquemment employés dans la régulation de vitesse de moteurs à courant continu et

alternatif, ainsi que dans les alimentations des ordinateurs (figure I.1).

Ils sont également utilisés dans les variateurs de lumière, les régulations de systèmes de

chauffage électrique et les variateurs de vitesse des moteurs universels … [48], [44].

L’utilisation de ces convertisseurs statiques dans les installations de conversion

d’énergie électrique a considérablement contribué à améliorer les performances et l’efficacité

de ces systèmes. En revanche, ils ont participé à détériorer la “qualité” du courant et de la

tension des réseaux de distribution. En effet, ces systèmes consomment des courants non-

sinusoïdaux, même s’ils sont alimentés par une tension sinusoïdale, ils sont considérés comme

des charges non-lineaires émettant des courants harmoniques dont les fréquences sont des

multiples entiers de la fréquences fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques : ils

se comportent comme des générateurs de courants harmoniques. Par l’intermédiaire de

l’impédance de court-circuit du réseau, les courants harmoniques déforment la tension de

celui-ci.

Les déformations du courant et de la tension peuvent perturber le fonctionnement

normal d’autres équipements électriques. C’est pourquoi, les distributeurs d’énergie ayant la

contrainte de fournir une tension sinusoïdale, prennent en charge l’atténuation des

perturbations harmoniques au moyen d’installations de forte puissance. Les nouvelles

réglementations internationales imposent aux consommateurs des limites aux harmoniques,

engendrées par leurs systèmes, tant en courant qu’en tension.

Figure I.1 : Courant d’une alimentation à découpage d’un écran de micro-ordinateur [26].


8

I.5. Conséquences de la pollution harmonique

De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques

peuvent être cités. Les effets les plus importants sont l’échauffement et l’interférence avec les

réseaux.

• L’échauffement : Les pertes totales par effet Joule sont la somme de celles du

fondamental et des harmoniques :

∑∞

==

1

2

hhpertes RIP (16)

Avec hI le courant harmonique de rang h qui représente le fondamental pour h=1, et R

la résistance traversée par le courant hI . Les harmoniques augmentent aussi les pertes fer

(pertes par courants de Foucault). Ils prennent de l’importance dans les matériels utilisant les

circuits magnétiques (moteurs, transformateurs...). Ce sont des effets à termes qui se

traduisent par une fatigue prématurée amenant à un déclassement des équipements. Ces

pertes supplémentaires occasionnées par la présence des courants harmoniques réduisent

remarquablement le rendement des équipements tels que les moteurs, les transformateurs,…. .

• Le vieillissement des isolants est souvent dû à une contrainte en tension

consécutive à la présence des harmoniques, et donc à une augmentation locale du courant de

fuite, ou encore à l’échauffement exagéré dans les conducteurs. Le plus spectaculaire de ce

type d’effet est la destruction d’équipement (condensateur, disjoncteur…).

• L’interférence dans les systèmes de télécommunication [53]: Le couplage

électromagnétique entre les réseaux électriques et de télécommunication peut provoquer des

interférences. L’importance de ces interférences est fonction de l’amplitude et de la

fréquence des courants électriques ainsi que de l’importance du couplage électromagnétique

entre les réseaux. Dans le cas de résonance, une partie des réseaux de télécommunication peut

être rendue inutilisable. On parle ici de compatibilité Electromagnétique (C.E.M) afin de

caractériser l’aptitude d’un appareil, ou d’un dispositif, à fonctionner normalement dans un

environnement électromagnétique sans produire lui-même des perturbations nuisibles aux

autres appareils ou dispositifs.

• Dysfonctionnement de certains équipements électriques : En présence des

harmoniques, la tension ou/et le courant peut changer plusieurs fois de signe dans une demi-

période, par conséquent, les équipement sensibles au passage par zéro de ces grandeurs

électriques sont perturbés.


9

• Le risque d’excitation de résonance : C’est des effets instantanés, les

équipements constitués de capacités ou d’inductances peuvent avoir des fréquences de

résonance proches de celles des fréquences d’harmoniques. C’est le cas lorsque des batteries

de capacité sont raccordées au réseau pour relever le facteur de puissance, les fréquences de

résonance peuvent devenir assez faibles, et coïncider ainsi avec celles des harmoniques

engendrés par les convertisseurs statiques. Dans ce cas, il y aura des phénomènes

d’amplification d’harmoniques, il peut apparaître des surtensions ou des surintensités qui

puissent détériorer les câbles, les transformateurs, les systèmes de protection, les batteries de

capacité….

Différentes grandeurs sont définies pour chiffrer ces perturbations. Parmi celles-ci les

plus utilisées sont :

le taux harmonique de rang h :

1ffTHh h= (I.17)

Où hf représente la composante harmonique de rang h , 1f représente la

composante fondamentale,

Le taux global de distorsion harmonique : On caractérise la pollution d’un réseau de

manière globale par le taux de distorsion harmonique en tension ou en courant :

∑∞

=2

2

1

2

.100(%)ff hTHD (I.18)

En général, les harmoniques pris en compte dans un réseau électrique sont

inférieurs à 2500 Hz (rang 50), ce qui correspond au domaine des perturbations

basses fréquences au sens de la normalisation. Les harmoniques de fréquence plus

élevées sont fortement atténuées par l'effet de peau et par la présence des

inductances de lignes. De plus, les appareils générant des harmoniques ont, en

grande majorité un spectre d'émission inférieur à 2500 Hz, c'est la raison pour

laquelle le domaine d'étude des harmoniques s'étend généralement de 100 à 2500

Hz c’est-à-dire des rangs 2 à 50 [06].

Le facteur de puissance :


10

Pour un signal sinusoïdal le facteur de puissance est donné par le

rapport entre la puissance active P et la puissance apparente S. Les générateurs, les

transformateurs, les lignes de transport et les appareils de contrôle et de mesure

sont dimensionnés pour la tension et le courant nominaux. Une faible valeur du

facteur de puissance se traduit par une mauvaise utilisation de ces équipements.

Dans le cas où il y a des harmoniques, une puissance supplémentaire appelée la

puissance déformante (D), apparaît comme le montre la définition donnée par

C.Budeanu et approuvée par un groupe de travail IEEE en 1977 [08].

C. Budeanu a eu donné les définitions des puissances dans le cas périodique non-

sinusoïdal :

La puissance active dans le cas périodique non-sinusoidal est définie par :

Φ∑∑ == nnn

nn

n IUPP cos

Où : nU et nI sont les valeurs RMS (Real Mean Square) de la tension et du courant

harmonique d’ordre n, et nΦ est le déphasage entre eux. La puissance réactive est définit

par :

Φ∑∑ == nnn

nn n IUQQ sin

Cependant, ces définitions ne sont pas conformes à l'équation de triangle des puissances :

QPS22 +=

La puissance apparente est définie par : ∑ ∑==

n nnn IUIUS 22222

Alors : 22

222 sincos

+

≥= ∑ Φ∑ ∑ Φ∑

nnnn

nnnn

nnn IUIUIUS

Donc une quantité nommée la puissance déformante est ajoutée par C. Budeanu selon

l’équation suivante :

QPSD2222 −−=

On peut donc écrire la puissance apparente de la manière suivante :

DQPS 2222 ++=

(I.19)

(I.20)

(I.21)

(I.22)

(I.23)

(I.24)

(I.25)


11

La puissance déformante se compose principalement des produits croisés de la tension

et du courant harmonique de différents ordres et sera réduite à zéro si les harmoniques sont

réduits à zéro, c.-à-d. aux conditions sinusoïdales.

∑ ∏∞

≠==

=

jiji

ji IUD

22

22

Si uniquement le courant est non-sinusoidal alors :

∑∞

=2

21 IUD h

L’inconvénient majeur de cette définition est qui ’il n'est pas sûr que le facteur de

puissance sera égal à l’unité si la puissance réactive (par cette définition) est réduite à zéro et

que la puissance réactive peut être totalement compensée en insérant des composants

inductifs ou capacitifs.

Le facteur de puissance (F.P.) devient :

γϕ coscos. .222=

++=

DQPPPF

On voit bien que les harmoniques affectent aussi le facteur de puissance.

γ ϕ 1

ϕ

S

Q D

P Figure I.2 : Diagramme de Fresnel de la puissance déformante.

(I.26)

(I.27)

(I.28)


12

I.6. LA PROPAGATION DES HARMONIQUES SUR LES RESEAUX

Soit un transformateur HTB/HTA alimentant deux départs moyenne tension. L’un de

ces départs comporte une source harmonique. Le réseau de distribution est composé par des

lignes et des transformateurs. Comme l’impédance des charge est nettement grande que celle

des lignes, une part importante du courant harmonique tend à circuler en direction des postes

sources (les courants harmoniques remontent à la source car ils suivent le parcours le moins

impédant). Aussi, le problème de propagation des harmoniques de courant se ramène à l’étude

d’un simple diviseur de tension étant donné que le jeu de barre HTA vu de départ propre

apparaît comme une source de tension.

La propagation des harmoniques sur le réseau est schématisée dans la figure I.3 :

I.7. Norme et réglementation

Dans le but :

• D’épargner à l’utilisateur de l’énergie électrique, les désagréments engendrés par la

présence des harmoniques.

• D’assurer la longévité et la sécurité des différents équipements constituants le réseau

et ceux qui sont branchés à ce dernier.

∼

Autres charges

Sources de courants

harmoniques

Propagation des tensions harmoniques

Propagation des courants harmoniques

HTB/HTA

Figure I.3 : La propagation des harmoniques sur les réseaux.


13

Des normes fixant un seuil d’injection harmonique maximale à ne pas dépasser, ces normes

ont été élaborées par différents organismes, ils peuvent être soit nationaux, notamment UTE-

CEF (Union Technique de l’Electricité- Comité Electrotechnique Français), régionaux,

notamment le CENELEC (Comité de normalisation Electrotechnique) en Europe ou

internationaux, notamment CEI (Comité Electrotechnique International). Il arrive que des

entreprises éditent leurs propres règles, notamment EDF en France. Les règles de limitation

des courants harmoniques recommandées aux clients par EDF sont données dans le tableau ci-

dessous [18] :

Rangs impairs Ih/I1(%) Rangs pairs Ih/I1(%)

3 4 2 2 5 et 7 5 4 1

9 2 >4 0,5 11 et 13 3

>13 2

Les limitations en tension harmonique que les clients de EDF doivent respecter sont :

• Pour un harmonique pair : %6.01

≤VVh

• Pour un harmonique impair : %11

≤VVh

• Pour le taux de distorsion global de tension : %.6.1≤THD

Il est d’usage de dire que, dans les installations industrielles, les tensions harmoniques

dont le THD est inférieur à 5% ne produisent pas d’effet notable. Entre 5% et 7% on

commence à observer des effets, et pour plus de 10% les effets sont quasi certains.

Concernant la puissance réactive, EDF autorise ses clients à en consommer, sans être

facturés, jusqu’à 40% de la puissance active absorbée. Cela se traduit, pour des charges

linéaires, par un facteur de puissance ( )928.0cos ≥ϕ ou par un angle de phase ( )°≥ 8.21ϕ .

I.8. STRATEGIES DE LIMITATION DES HARMONIQUES

I.8.1. Stratégies classiques

Tableau I.2 : Limitation des courants harmoniques édictée par EDF


14

Avant d’envisager de mettre en place une solution de filtrage pour combattre les

harmoniques, il faut s’intéresser au mode de raccordement du récepteur pollueur vis-à-vis de

l’installation concernée et vis-à-vis des autres charges présentes sur le même réseau.

En effet, le branchement de la charge non linéaire doit être réalisé, si possible, sur la source

présentant l’impédance la plus faible (transformateur le plus puissant par exemple). Lorsque

l’impédance de source est faible, la puissance de court-circuit est importante, ce qui réduit les

problèmes dus aux harmoniques. Aussi, les charges polluantes doivent être raccordées le plus

en amont possible de la source afin de bénéficier du niveau le plus élevé de puissance de

court-circuit. Fig.4

D’autre part, il faut éviter de raccorder un récepteur sensible à proximité d’une charge

déformante [47].

Augmentation de la puissance de court-circuit :

L’impédance de court-circuit en un point du réseau est inversement proportionnelle et

d’autant plus réduit si la puissance de court-circuit est grande.

Pont dodécaphasé :

Le redresseur triphasé en pont ne laisse que les harmoniques 112 ±k au primaire du

transformateur. Nous obtiendrons le même résultat en utilisant deux transformateurs

ayant respectivement pour montage triangle-étoile et étoile-étoile. Cependant, cette

solution augmente l’impédance de la ligne et par voie de conséquence la distorsion

harmonique de tension. En plus, le nombre des semi-conducteurs utilisés et le

Réseau

Figure I.4 : Préconisation de raccordement des charges déformantes.

Transformateur

Raccordement conseillé

Raccordement déconseillé

Impédance de la ligne

Charge linéaire Charge non linéaire


15

transformateur à deux enroulements au secondaire rendent cette solution onéreuse

[22].

L’utilisation de convertisseurs peu polluants qui ont pour effet de diminuer la

distorsion harmonique (redresseur MLI), et en jouant aussi sur les stratégies de

commande des onduleurs [23].

I.8.1.a. Filtrage passif

Le filtrage passif se fait par la mise en parallèle avec l’impédance du réseau d’un

circuit de très faible impédance devant l’impédance du réseau à la fréquence de

l’harmonique que l’on veut éliminer, le courant choisit le chemin le moins résistant et de ce

fait l’harmonique pour le quel le filtre a été dimensionné, sera dévié à travers ce dernier. Le

facteur de qualité, le rapport de la résistance ou de la capacitance résonante par rapport à la

résistance du filtre, que détermine la précision de l’accore doit être assez élevé, supérieur à

50, toutefois la bande passante étant inversement proportionnel au facteur de qualité, de

forte valeur de ce dernier peur être gênante dans le cas d’un filtre même légèrement

désaccordé.

Des filtres passifs dit amortis peuvent aussi être aussi utilisés. Ils sont conçus de telle

sorte à filtrer une plage de fréquence, ils sont généralement utilisés avec un faible facteur de

résonance car pour ce genre de filtres, ce facteur de qualité est définit comme le rapport de

la résistance sur la réactance.

On distinguera deux types de filtres assurant la limitation des tensions harmoniques :

• Le filtre résonant (ou filtre de type shunt) ;

• Le filtre amorti.

I.8.1.b. Filtre résonant

Le filtre résonant (ou filtre shunt) est composé d’une inductance L en série avec un

condensateur C.

Les valeurs d’inductance L et de capacité C sont calculées à la fréquence de résonance

correspondant à la fréquence de l’harmonique à éliminer.


16

Lorsque l’on souhaite réaliser le filtrage d’un signal déformé entaché par plusieurs courants

harmoniques, il est nécessaire de prévoir un ensemble de filtres où chacun d’entre eux agit sur

le rang harmonique à éliminer (Fig.I.5).

Un filtre shunt efficace doit posséder un grand facteur de qualité Q. Celui-ci s’exprime par la

relation suivante : rZQ /= , avec xr pp soit : rxQ /= puisque 22 xrZ += .

L’ordre de grandeur de ce facteur est de 75.

I.8.1.c. Filtre amorti

Le filtre amorti est constitué d’une structure identique au filtre résonant, avec en

supplément, une résistance R branchée en parallèle sur l’inductance (Fig.I.6).

Il est moins sélectif, atténuant les harmoniques supérieurs ou voisins de son rang

d’accord. La figure (I.7) représente l’évolution de leur impédance en fonction de la fréquence

[16].

Utilisation

Phase 1

Phase 2

Réseau

C1 C2 C3

L1 L2 L3

Elimination de l’harmonique9 Elimination de l’harmonique7

Elimination de l’harmonique5

Figure I. 5 : Filtres résonants agissant sur plusieurs rangs harmoniques.

Figure I.6 : Structure du filtre amorti.

Rr

L

C

Fréquence (Hz)

Impédance

R


17

Ce filtre assure l’atténuation des harmoniques dans une plus large bande de fréquence que le

filtre résonant mais sans éliminer concrètement ces perturbations. Il ne réalise donc pas la

suppression de ces harmoniques, mais contribue à améliorer sensiblement le taux de

distorsion harmonique global d’une installation polluée.

Pour des installations utilisant le filtrage harmonique, on peut concevoir de mettre en œuvre

un filtre résonant pour les rang 5 et 7, associé à un filtre amortie accordé pour h égale à 13.

Ces dispositifs sont utilisés pour empêcher les courants harmoniques de se propager

dans les réseaux électriques. Ils peuvent aussi être utilisés pour compenser la puissance

réactive.

Malgré leur large utilisation dans l’industrie, ces dispositifs peuvent présenter beaucoup

d’inconvénients [12] :

• Manque de souplesse à s’adapter aux variations du réseau et de la charge,

• Equipements volumineux,

• Problème de résonances avec l’impédance du réseau,

• Leur efficacité dépend de l’impédance du réseau, mal connue et susceptible de

varier.

• Leur incapacité de couvrir une large bande de fréquence, d’où l’utilisation de

plusieurs filtres de rang d’accord différents.

Ces inconvénients et l’apparition de nouveaux composants semi-conducteurs, comme

les thyristors GTO et les transistors IGBT, ont permis d’envisager de nouvelles solutions aux

perturbations du réseaux électrique.

I.8.2. Filtrage Actif


18

Le filtrage actif constitue aujourd’hui une solution plus sophistiquée que le filtrage

passif, bénéficiant des technologies les plus performantes et constamment améliorée par les

constructeurs.

Le principe de fonctionnement du filtre actif réside dans le fait que celui-ci produit des

courants qui s’opposent aux courants harmoniques créés par les charges non linéaires, tendant

ainsi à rétablir un courant appelé du réseau quasi sinusoïdal.

Ces filtres actifs sont encore appelés compensateurs actifs. Ils sont utilisés en parallèle ou en

série d’une installation nécessitant un traitement harmonique [47].

Dans ce qui suit, nous donnons les structures les plus utilisés dans la littérature, a

savoir les filtres parallèle série, combiné parallèle-série et les structures hybrides actifs -

passifs.

I.8.2.a. Le filtre actif parallèle (F.A.P)

Le filtre actif connecté en parallèle sur le réseau, comme le montre la FigI.8, est le plus

souvent commandé comme un générateur de courant [13, 46, 61]. Il injecte dans le réseau des

courants perturbateurs égaux à ceux absorbés par la charge polluante, mais en opposition de

phase avec ceux-ci. Le courant côté réseau est alors sinusoïdal. Ainsi l’objectif du filtre actif

parallèle (F.A.P) consiste à empêcher les courants perturbateurs (harmoniques, réactifs et

déséquilibrés), produits par des charges polluantes, de circuler à travers l’impédance du

réseau, située en amont du point de connexion du filtre actif.

I.8.2.b. Le filtre actif série (F.A.S)

Le filtre actif série se comporte dans ce cas, comme le montre la Fig.(I.9),

comme une source de tension qui s’oppose aux tensions perturbatrices (creux, déséquilibre,

harmonique) venant de la source et également à celles provoquées par la circulation des

∼

Iinj

Filtre actif

Vers la charge polluante

Figure I.8 : Filtre actif parallèle


19

courants perturbateurs à travers l’impédance du réseau [58]. Ainsi la tension aux bornes de la

charge à protéger est purement sinusoïdale.

I.8.2.c. La combinaison parallèle-série actif (UPQC)

Cette combinaison parallèle-série actifs, aussi appelée Unified Power Quality

Conditioner (UPQC), résulte de l’association des deux filtres actifs parallèle et série, comme

le montre la Fig(I.10). Profitant des avantages des deux filtres actifs, l’UPQC assure un

courant et une tension sinusoïdaux du réseau électrique à partir d’un courant et d’une tension

perturbés de celui-ci [24, 58].

I.8.2.d. Combinaison hybride active et passive

Afin de réduire le dimensionnement et par conséquent le prix des filtres actifs,

l’association de filtres actifs de faible puissance à des filtres passifs peut être une solution.

Dans ce cas, les filtres passifs ont pour rôle d’éliminer les harmoniques prépondérants

∼

F.A.S

Vers la charge à protéger Vinj

Figure I.10 : Combinaison parallèle-série actifs (UPQC)

F.A.P

Iinj

∼Vers la charge à protéger

Figure I.9 : Filtre actif série

Vinj

Filtre actif série


20

permettant de réduire le dimensionnement des filtres actifs qui ne compensent que le reste des

perturbations.

Plusieurs configurations ont été présentées dans la littérature [59], les plus étudiées étant:

Le filtre actif série avec des filtres passifs parallèles

Le filtre actif série connecté en série avec des filtres passifs parallèles

Le filtre actif parallèle avec un filtre passif parallèle

Filtre actif série avec des filtres passifs parallèle.

Filtre actif série connecté en série avec des filtres passifs

parallèle.

Filtre actif parallèle avec un filtre passif parallèle.

Il empêche les courants harmoniques de circuler vers le réseau et les oblige à passer par les filtres passifs raccordés à leurs fréquences.

Il a le même principe que la combinaison d’avant avec l’avantage de réduire encore le dimensionnement du FAS car le courant qui le travers est plus faible. De plus, le FAS est à l’abri d’un éventuel court-circuit de la charge.

Il a le rôle de compenser des courants harmoniques basses fréquences émis par la charge polluante. Le filtre passif accordé sur une fréquence élevée, élimine les harmoniques hautes y compris ceux crées par le filtre actif parallèle. Ce type déjà été appliqué à la compensation des courants harmonique émis par un cycloconvertisseur de forte puissance.

Tableau I. 3 : Autres configurations du filtre. Des trois solutions possibles présentées (filtres passifs, actifs et hybrides), on ne

s’intéresse dans cette étude qu’au filtre actif, et en particulier, au filtre actif parallèle. Ce

choix a été arrêté par le fait que le filtre actif est un dispositif bien connu, très développé et

déjà commercialisé [06]. On le considère donc comme un outil support pour nos travaux, à

∼

Filtre passif parallèle

Filtre actif série Filtre actif série

∼


∼

Filtre actif parallèle



21

savoir pouvoir synthétiser et tester des structures de contrôle avancées qui seront présentées

dans le chapitre suivant.

Les filtres actifs parallèles de puissance sont composés d’un onduleur connecté au

réseau à travers d’un filtre de nature inductive. Ils sont connectés avec ou sans transformateur

en parallèle avec le réseau comme le montre la Figure (I.11) :

Les filtres actifs parallèles, à part pour compenser certains harmoniques, ont aussi

d’autres possibles fonctionnalités :

Contrôle de la puissance réactive

Equilibrage des charges

Réduction du flicker

Redresseur à prélèvement sinusoïdal

I.9. Etat de l’art des filtres actifs parallèles

Dans [06] un état de l’art des filtres actifs de puissance parallèles est présenté. Cette

étude a été approfondie et ensuite élargie aux filtres actifs multiniveaux et aux filtres actifs de

moyenne tension.

Même s’il existe des références antérieures sur les filtres actifs [15, 54], la première famille de

filtres actifs parallèles a été conçue à partir d’onduleurs à thyristors commandés en MLI [28].

Ces filtres ont été développés pour éliminer les harmoniques générés par les convertisseurs

utilisés dans les systèmes de transmission de courant continu en haute tension (HVDC).

Toutefois, à cette époque la technologie des interrupteurs d’électronique de puissance ne

permettait pas un développement applicatif significatif.

Les années suivantes ont vu des progrès importants avec la commercialisation de

composants d’électronique de puissance qui commutent des puissances de plus en plus

importantes avec des fréquences de plus en plus élevées. Ainsi, en 1982, le premier filtre actif

Figure I.11 : Schéma bloc monophasé d’un filtre actif parallèle


22

parallèle de 800kVA, composé d’un commutateur de courant à MLI et thyristors GTO, a été

installé pour la compensation d’harmoniques [05].

Par la suite, de nombreux onduleurs de puissance commandés en MLI ont été développés pour

des applications de filtrage actif [04, 39]. En conséquence, les filtres actifs parallèles ont

commencé à être commercialisés et installés à travers le monde et surtout au Japon, où en

1996, il y avait plus de cinq cents filtres actifs parallèles installés avec des puissances allant

de 50kVA à 2MVA [02].

Les premiers dispositifs ne compensaient que les perturbations harmoniques de courant.

Toutefois, les filtres actifs ont évolué et des prototypes avec des fonctionnalités plus

nombreuses ont été conçus. Les filtres actifs modernes, en plus de compenser et amortir les

courants harmoniques, compensent les déséquilibres de courant, contrôlent la puissance

réactive et le flicker.

Jusqu’à cette époque, tous les filtres actifs parallèles étaient installés par les consommateurs

industriels. Néanmoins, l’installation par le distributeur d’énergie de ces dispositifs peut

s’envisager.

Au cours de l’année 1997, la topologie multiniveaux a débuté aussi pour des applications de

filtrage actif. La référence [09] présente un filtre actif avec un onduleur clampé par le neutre

et dans [40] l’auteur a présenté un filtre actif en utilisant des onduleurs en cascade de 11

niveaux. Les années qui ont suivi ont vu de nombreuses publications sur les filtres actifs

multiniveaux avec différentes topologies.

L’évolution des dispositifs d’électronique de puissance vers des applications à chaque fois

plus puissantes est palpable dans le domaine des filtres actifs, quoique à moindre échelle

qu’ailleurs. On y constate, de plus en plus, une évolution vers des tensions et des puissances

plus élevées, y compris sans transformateur de couplage.

La première référence sur un filtre actif connecté à un réseau de moyenne tension date de

2001. La référence [55] propose la connexion d’un filtre actif shunt monophasé à l’extrémité

d’une ligne de traction de 25kV dans le but de diminuer les harmoniques de tension 3, 5 et 7

au point de connexion du filtre et de fournir de la puissance réactive pour maintenir la tension

sur la ligne. Par la suite, [56] propose une étude similaire mais avec un convertisseur de

topologie hybride de cinq niveaux. Un bras de ce convertisseur est composé d’un

convertisseur clampé par le neutre (NPC) qui utilise des IGBTs et l’autre bras est composé

d’un convertisseur à deux niveaux conventionnel à IGCTs.


23

Une contribution plus récente est consacrée à un filtre actif à base d’onduleurs en

cascade connecté à un réseau de 4.16kV avec transformateur [42]. L’auteur constate qu’une

combinaison des semiconducteurs de puissance élevée et une inductance de filtre réduit en

moyenne tension peut être une solution compétitive, au niveau du coût, par rapport aux filtres

actifs conventionnels en basse tension.

Néanmoins, à présent, les références liées aux filtres actifs de moyenne tension dans la

littérature sont relativement limitées, et on constate plutôt une évolution vers l’utilisation de

filtres hybrides pour ce type d’application. En effet, on constate que ces filtres se présentent

comme une solution très intéressante pour surmonter les limitations des filtres actifs, surtout

en ce qui concerne la montée en tension.

I.10. Applications des filtres actifs parallèles

La principale charge polluante, le redresseur à diodes ou à thyristors, est très utilisée que

cela soit pour alimenter des charges continues à partir du réseau ou comme un élément

d’interfaçage au réseau dans une conversion à étage intermédiaire continu. De plus en plus de

dispositifs de ce type se connectent au réseau électrique. De ce fait, les filtres actifs parallèles

ont un champ d’utilisation naturel dans les applications de réseau, notamment dans les

réseaux faibles avec plusieurs charges polluantes et dans les réseaux à courant continu en

haute tension (HVDC) [60].

Les filtres actifs sont également utilisés dans des applications industrielles, afin de

dépolluer une zone avec plusieurs charges non linéaires (redresseurs, certains éclairages, etc.)

[14].

En fin, le filtrage actif est également employé dans les applications tertiaires car les

filtres actifs peuvent être intéressants dans les bâtiments commerciaux, hôpitaux, etc. dans

lesquels il y a de nombreuses charges polluantes comme des ordinateurs, éclairage

économique, imprimantes lasers, etc. [33]. Ces filtres actifs compensent les courants

harmoniques, les courants réactifs et les déséquilibres des charges.

Les applications réseau, industrielles, tertiaires et en télécommunications apparaissent

comme des environnements particulièrement pollués par les harmoniques.

On peut tout de même préciser que quelques fabricants proposent sur leurs catalogues

des filtres actifs parallèles: ABB, Siemens, MGE UPS, AIM Europe et Mesta Electronics.

Tous ces fabricants utilisent des composants suffisamment rapides comme les transistors

IGBT. La puissance de ces filtres varie selon le fabricant et selon le modèle avec des gammes

allant de 10 à 2000KVA. La quasi-totalité des filtres actifs sont triphasés, ils se connectent


24

tous en basse tension (V<690V), supportent des courants entre 300-480A et donnent le choix

de se connecter avec ou sans neutre raccordé. Les filtres permettent une compensation globale

des harmoniques, souvent jusqu’à l’harmonique 50. Ces filtres actifs, en plus de réduire les

courants harmoniques, améliorent le facteur de puissance et équilibrent les charges triphasées.

L’utilisation de ces filtres produit une réduction des coûts d’exploitation et une prolongation

de la durée de vie des installations.

I.11. Classement des filtres actifs parallèles

Il existe une grande variété de types de filtres actifs parallèles. Ils sont classés de

différentes manières selon le nombre de phases, la technologie de l’onduleur et la topologie

[27, 49].

Filtres actifs monophasés ou triphasés.

Filtres actifs avec ou sans neutre raccordé.

Filtres actifs basés sur l’onduleur de tension ou sur le commutateur de courant.

Les filtres actifs monophasés sont largement utilisés dans les applications industrielles, en

basse tension (les redresseurs des sources d’alimentation en continu), ainsi que dans le cas de

la traction électrique [51, 35]. Les filtres actifs triphasés sont utilisés pour des applications de

type variateurs ou redresseurs à dépolluer [02].

La deuxième classification se fait autour de la topologie utilisée, avec ou sans neutre

raccordé.

Les filtres actifs avec neutre raccordé ont été développés afin de pouvoir injecter et

compenser les composantes homopolaires. Dans la littérature la plupart des filtres sont

connectés sans neutre raccordé. Toutefois, on trouve plusieurs filtres avec neutre raccordé :

certains avec un onduleur à trois bras [01] et d’autres avec un onduleur à quatre bras [50].

En ce qui concerne la technologie de l’onduleur, les filtres actifs sont soit basés sur l’onduleur

de tension avec un condensateur côté du continu et un filtre de raccordement inductif du côté

réseau, soit sur un commutateur de courant avec une inductance du côté continu et un filtre de

raccordement capacitif du côté du réseau (voir Figure I.12).

Figure I.12 : Filtre actif basé sur un onduleur de tension (à gauche) et un commutateur de courant (à droite).


25

Actuellement, même si l’on trouve des articles basés sur le commutateur de courant [57,

52], l’onduleur de tension est généralement préféré à cause de son meilleur rendement, de son

moindre coût et de son volume plus réduit (si l’on compare le condensateur et l’inductance du

côté continu).

Par ailleurs, les modules à IGBTs disponibles actuellement sur le marché sont bien

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

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

IGBT une diode anti-retour. De plus, un aspect vient clore provisoirement le choix : le

commutateur de courant ne peut pas être utilisé avec des topologies multiniveaux classiques

[49]. En conséquence, presque tous les filtres actifs qui sont sur le marché sont composés

d’onduleurs de tension [02].

Ainsi, le choix le plus commun dans la plupart des applications consiste à utiliser un filtre

actif triphasé basé sur un onduleur de tension sans neutre raccordé.

I.12. Conclusion

Les mesures effectuées ces dernières années montrent que la pollution harmonique

s’accroît régulièrement sur l’ensemble des réseaux. Face à cela, une politique de maîtrise de la


26

pollution harmonique doit être menée aussi bien du coté des distributeurs d’électricité que de

celui des fabricants de matériel ou des utilisateurs industriels.

Comme nous avons pu le constater dans ce premier chapitre, les courants harmoniques

ont des effets néfastes sur les équipements électriques. Ces effets peuvent aller de

l’échauffement et de la dégradation du fonctionnement jusqu’à la destruction totale de ces

équipements.

Nous avons présenté plusieurs solutions traditionnelles et modernes de dépollution. La

solution classique à base de filtres passifs est souvent pénalisée en terme d’encombrement et

de résonance. De plus, les filtres passifs ne peuvent pas s’adapter à l’évolution du réseau et

aux charges polluantes.

Récemment, en plus du filtrage des harmoniques, les filtres actifs parallèles et séries, et

leurs combinaisons, sont étudiés pour la compensation de tous les types de perturbations

susceptibles d’apparaître dans un réseau électrique basse tension. En effet, profitant des

progrès réalisés dans le domaine de l’électronique de puissance, ces solutions peu

encombrantes n’occasionnent aucune résonance avec les éléments passifs du réseau et font

preuve d’une grande flexibilité face à l’évolution du réseau électrique et de la charge

polluante.

Chapitre II Identification des courant harmoniques, commande du FA.

26

CCHHAAPPIITTRREE IIII

IIddeennttiiffiiccaattiioonn ddeess ccoouurraannttss hhaarrmmoonniiqquueess eett ccoommmmaannddee dduu ffiillttrree aaccttiiff


27

Chapitre 2

Identification des courants harmoniques et commande du Filtre Actif

II.1. Introduction

Les méthodes d’identifications déterminent les perturbations qui agissent sur le

courant, laquelle identification servira à générer les références nécessaires aux régulateurs.

Les perturbations les plus fréquentes affectant les courants dans un système triphasé sont les

déséquilibres et la distorsion de la forme d’onde. Une boucle externe d’identification des

perturbations du courant est utilisée. La sortie de cette boucle est l’entrée de la boucle interne

de contrôle (référence de courant ou de puissance).

Dans la littérature on trouve plusieurs méthodes qui décrivent différents algorithmes

d’identification possibles. Plusieurs auteurs présentent une comparaison entre différentes

méthodes en insistant sur les points forts et faibles de chaque méthode [45, 43, 20, 19, 07, 37].

Ces méthodes se classifient dans deux groupes selon le domaine temporel ou fréquentiel de

l’outil mathématique développé.

II.2. Classification des méthodes d’identification

La qualité du filtrage réside dans l’efficacité de la méthode utilisée pour

l’identification des courants harmoniques. Les méthodes d’identification sont classées en deux

groupes : « méthodes du domaine fréquentiel et méthode du domaine temporel ».

II.2.1. Méthodes du domaine fréquentiel

Les méthodes du domaine fréquentiel utilisent l’analyse de Fourier (la transformée

discrète, la transformée rapide, la transformée discrète récursive, etc.) pour identifier les

harmoniques de courant [07]. Ces méthodes sont bien adaptées aux charges où le contenu

harmonique varie lentement. Par ailleurs, elles ont l’avantage d’identifier les harmoniques

individuellement : elles permettent donc une compensation sélective.


28

Néanmoins, les inconvénients les plus importants de ces méthodes sont des résultats moyens

en régime transitoire et un volume de calcul et une allocation de mémoire très considérables.

II.2.2. Méthodes du domaine temporel

Les méthodes du domaine temporel permettent une réponse plus rapide et requièrent

moins d’opérations que les méthodes précédentes. Le principe de ce type de méthodes est

séparation du fondamental ou de certains harmoniques du reste des harmoniques par filtrage.

Les méthodes les plus importantes sont:

• La théorie P-Q de la puissance instantanée [62], [06],

• Algorithme du Repère de Référence Synchronisé (SRF) [32],

• Algorithme de la détection synchronisée (SDA) [11],

• Algorithme Fryze-Bucholz Depenbanck (FBD) [32],

• La méthode sinusoïdale Généralisée de Fryze (SGF) [06],

• La méthode basée sur le courant actif [11], [06],

• La méthode tri-monophasée [11],

• La méthode basée sur la régulation de la tension continue [11].

II.3. Comparaison entre les méthodes d’identification des courants harmoniques

La méthode de la théorie (P-Q) a l’avantage d’être assez simple pour la mettre en

application sous forme analogique puisqu’elle a besoin seulement des opérations de

multiplication et de filtrage simple [32].

L’inconvénient le plus évident de la méthode (P-Q) est qu’elle s’exécute mal dans des

conditions non équilibrées de tension d’alimentation, parce que l’algorithme suppose que les

tensions d’alimentation sont sinusoïdales et équilibrées.

Un avantage de la méthode SRF est qu’elle s’exécute bien avec n’importe qu’elle forme

d’onde du courant. Un inconvénient est que l’algorithme est assez complexe et exige un

circuit PLL pour fonctionner correctement.

Dans la méthode SDA, l’exécution est bonne pour les conditions de la tension

d’alimentation en cas de déséquilibre. Un inconvénient de cette méthode est qu’elle suppose

que les courants dans chaque phase sont égaux, ou la charge est équilibrée.

La méthode Analogique Numérique Avantages Inconvénient

Théorie P-Q Oui Oui Simple Bonne pour des

tensions sinusoïdales uniquement.


29

SRF Non Oui Utilisé pour une source déséquilibré avec/sans

distorsion Exige un circuit PLL.

SDA Oui Oui Utilisé pour une source déséquilibré.

Suppose que les courants dans les

phases sont équilibrés.

SGF non Oui Utilisé pour une source déséquilibré avec/sans

distorsion Exige un circuit PLL.

Tableau. II.1 : Comparaison entre les méthodes d’identification des harmoniques.

Les performances de la méthode basée sur le principe du courant actif et la méthode

des puissances instantanées sont parfaitement identiques, car ces deux méthodes sont en effet

deux implantations différentes d’un même algorithme.

Les trois méthodes (courant actif, P-Q, et tri-monophasé) permettent la compensation des

harmoniques et/ou du fondamental réactif, mais la méthode basé sur la régulation de la

tension continu n’est envisageable que dans le cas où le filtrage compense automatiquement

les courants harmoniques et le fondamental actif.

Du point de vue implantation, la méthode basée sur le courant actif est complexe.

L’algorithme d’identification des méthodes régulation de la tension continu, tri-monophasé et

P-Q est plus simple que la méthode basée sur le courant actif.

Toutefois, des nouvelles méthodes apparaissent en se basant sur des réseaux de neurones et

sur le calcul de produit de convolution et de corrélation entre signaux.

La méthode d’identification des courants harmoniques P-Q a une souplesse incomparable, un

temps de réponse réduit et une implantation simple pour retourner au régime sinusoïdal [32].

D’après ces comparaisons (Tableau. II.1) on va opter à l’utilisation de la méthode P-Q pour

l’identification des courants harmoniques pour la commande du filtre actif.

II.4. Méthode des puissances instantanées

Cette méthode d’identification des courants harmoniques, plus simple, consiste à

éliminer la composante continue des puissances active et réactive instantanées ce qui est

relativement facile à réaliser [11].

On exploite la transformation de Concordia pour obtenir les puissances active et réactive

et nécessite de tensions sinusoïdales à la fréquence fondamentale.


30

On note respectivement les vecteurs des tensions simples au point de raccordement [Vs] et

des courants de charge [ic] d’un système triphasé et équilibré par : [06], [62], [11]

[Vs] =

3

2

1

s

s

s

vvv

et [ic] =

3

2

1

c

c

c

iii

(II.1)

La transformation des valeurs triphasées instantanées de la tension et du courant dans le

repère des cordonnées βα − est donnée par les expressions suivantes :

−

−−=

3

2

1

23

230

2/12/11

32

s

s

s

s

s

vvv

vv

β

α (II.2)

Et pour les courants :

−

−−=

3

2

1

23

230

2/12/11

32

c

c

c

c

c

iii

ii

β

α (II.3)

Les puissances réelle et imaginaire instantanées, notées respectivement P et q, sont

définies par la relation matricielle suivante :

−=

β

α

αβ

βα

c

c

ss

ss

ii

vv

vv

qP

(II.4)

En remplaçant les tensions et les courants diphasés par leurs homologues triphasés, on

obtient :

332211 cscscscscs ivivivivivP ++=+= ββαα (II.5)

De même, pour la puissance imaginaire on a :

αββα cscs ivivq −= = - [ ]213132321 )()()(3

1csscsscss ivvivvivv −+−+− (II.6)

A partir de l’expression (II.4), En posant : 22βα ss vv +=∆ On a :


31

β

α

c

c

ii

= ∆1

−

qP

vvvv

ss

ss

αβ

βα (II.7)

Ou alors :

β

α

c

c

ii

= ∆1

−+

−

qvvvvP

vvvv

ss

ss

ss

ss 00 αβ

βα

αβ

βα =

pc

pc

ii

β

α +

qc

qc

ii

β

α (II.8)

Avec :

pci α = Pvs

∆α qci α = q

vs

∆− β

(II.9)

pci β = Pvs

∆β

qci β = qvs

∆α (II.10)

Les puissances instantanées selon les axes α et β peuvent s’écrire :

β

α

PP

=

ββ

αα

cs

cs

iviv..

=

pcs

pcs

iviv

ββ

αα

.

. +

qcs

qs

iviv

ββ

αα

.

. =

p

p

PP

β

α +

q

q

PP

β

α (II.11)

PvP sp ∆=

2α

α qvv

P ssq ∆

−= βαα (II.12)

Pv

P sp ∆=

2β

β qvv

P ssq ∆= βα

β

pPα : Puissance instantanée active selon l’axeα .

pPβ : Puissance instantanée active selon l’axe β .

qPα : Puissance instantanée réactive selon l’axeα .

qPβ : Puissance instantanée réactive selon l’axe β .

D’après les expressions (II.12), on peut écrive :

P = pPα + pPβ + qPα + qPβ = pPα + pPβ (II.13)

L’analyse de l’équation (II.13) nous ramène aux conclusions suivantes :


32

La somme des puissances instantanées pPα et pPβ coïncide avec la puissance instantanée

dans un circuit triphasé.

La puissance réactive correspond à la partie de la puissance instantanée qui dépend de q.

Ces puissances qPα et qPβ s’annulent entre elles et elles n’apportent aucune contribution au

transfert de puissance instantanée entre la source et la charge.

Dans le cas où les tensions sont sinusoïdales et alimentent une charge non linéaire, les

puissances instantanées P et q ont pour expression :

P = PP ~+

q = qq ~+ (II.14)

Avec :

P : Puissance continue liée à la composante fondamentale active du courant.

q : Puissance continue liée à la composante fondamentale réactive du courant.

P~ et q~ : Puissance alternatives liées à la somme des composantes harmoniques du

courant.

En considérant les équations (II.8) et (II.14), nous pouvons séparer le courant dans le

repère ( βα − ) en trois composantes active et réactive à la fréquence fondamentale et la

somme des harmoniques. Ceci conduit à :

−

∇+

−

∇+

−

∇=

qP

vvvv

qvvvvP

vvvv

ii

ss

ss

ss

ss

ss

ss

c

c

~

~1010

1

αβ

βα

αβ

βα

αβ

βα

β

α

(II.15)

Courant Actif Courant réactif Courants Harmoniques

Il est évident, d’après la relation (II.15), que pour identifier une des trois composantes, par

exemple les courants harmoniques, les parties alternatives des puissances réelle et imaginaire

doivent être séparées des parties continues. Cette séparation peut être réalisée en utilisant l’un

des deux méthodes de filtrage illustré sur la figure II.1.

Figure II.1 : Schéma de principe des filtres utilisés pour l’extraction

Υ~ Υ Filtre passe haut

(b)

Υ Υ~Υ Filtre passe bas

(a)

-


33

des composantes alternatives de P et q.

Les courant harmoniques triphasés hcki , (k=1,2,3) sont obtenues à partir des courants

diphasés hci α et hci β par la transformation inverse de Concordia soit :

32

,3

,2

,1

=

hc

hc

hc

iii

−

−

2121

1

−23

23

0

hc

hc

ii

,

,

β

α (II.16)

Si V et I1 représentent respectivement les valeurs efficaces de la tension et du courant

fondamental et 1Φ , le déphasage entre eux, alors on peut écrire :

Φ−=Φ=

11

11

sin3cos3

c

c

VIqVIP

(II.17)

Les termes P et q sont respectivement équivalents à la puissance active conventionnelle

et à la puissance réactive conventionnelle.

De cette manière, éliminer les courants harmoniques revient à compenser les composantes

alternatives P~ et q~ . La suppression des courants réactifs revient à compenser la composante

continue q .

II.4.1. Algorithme d’identification

Le schéma de la figure II.2 illustre les différentes étapes permettant l’obtention des

composantes harmoniques du courant d’une charge non linéaire [03].


34

La théorie P-Q présentée auparavant est valable uniquement pour les systèmes triphasés

dépourvus de composante homopolaire. L’extraction des courants des harmoniques dans des

applications monophasées ne peut pas être réalisée par cette méthode. Elle est applicable dans

le cas où les tensions Vs123 sont déformées, à condition de filtrer les ondulations présentées

sur le module du vecteur ( )22( βααβ sss VVV + .

II.4.2. Exemple d’identification

Cet algorithme d’identification est utilisé pour extraire les courants harmoniques

générés par le redresseur de la figure II.3 :

Pour l’extraction de la composante harmonique p~ de la puissance réelle p, ou la

composante harmonique q~ de la puissance imaginaire q, un circuit constitué d’un filtre passe

bas et d’un soustracteur est utilisé.

2sv

T32

T32

αsv

βsv

βci

αci

1sv

3sv

1ci

2ci

3ci

p

q

p

p~

q

q~

hci ,α

hci ,β

hci ,1

hci ,2

hci ,3

Figure II.2. Algorithme ‘P-Q’ d’extraction des courants harmoniques

Calcul de p et q

Détermination de hci ,α et hci ,β

T23

Id

Ud

Th6Th4

Th1 Th2

Th5

Th3 Circuit

R-L Rd=0.8Ω

Ld=1.5mH

ic10.12 mH 220 V ∼

∼

∼

Figure II. 3 : Exemple d’application pour une charge non linéaire.


35

Cet algorithme permet effectivement d’éliminer la composante fondamentale dans le

spectre du courant d’une charge polluante (figure II.4).

Figure II.5 : Extraction des courants harmoniques par la méthode

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 -10 -5 0 5

10 ic1(A)

t(s)

Courant dans la phase 1

-5 -2.5

0 2.5

5

ich1(A)

t(s)

Les harmoniques dans la phase 1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1

0 ic1-ich1(A)

t(s)

Courant fondamental dans la phase 1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 -10

5 10

-5

if3 if2

if1

LfRf

Vc

VS3 VS2

VS1

~~

~ is3

is2

is1 LS es(t) LC

Id

Vd

Th6Th4

Th1 Th2

Th5

Th3ic1 Ld

Rd

ic2

ic3

Commande des transistorsVSk(t) ick(t)

Calcul des courants de référence + Contrôle des courants

C1, C2, C3

Figure II.4: Schéma global du système à simuler.


36

des puissances instantanées. II.5. Commande du filtre actif

Les dispositifs de l’électronique de puissance capables de générer des formes d’ondes

souhaitées pour compenser les harmoniques sont les onduleurs à commutation rapide.

Comme dans le cas des applications industrielles (variateur de vitesse, alimentation de

secours….), deux structures électrotechniques s’affrontent, du moins en théorie, l’onduleur de

tension et l’onduleur commutateur de courant.

La structure tension a fait l’objet de nombreux travaux de recherche [36]. La structure courant

n’a pas été considérée avec le même intérêt à cause de considérations économiques.

Le schéma synoptique de base d’un filtre actif parallèle que se soit à structure tension ou à

structure courant est donné sur la figure II.6.

On va présenter le principe de fonctionnement et de commande d’un filtre actif triphasé de

type tension.

On s’intéresse à l’étude du circuit de puissance d’un filtre actif à base d’onduleur de tension

ainsi que son dimensionnement et nous traiterons le contrôle de courant de sortie du filtre

actif.

II.5.1. Configuration du filtre actif à structure tension

On peut distinguer différentes réalisations d’un filtre actif parallèle à structure tension pour un

réseau triphasé.

Onduleur

Partie commande

Figure II.6 : schéma synoptique d’un filtre actif parallèle

Partie puissance

Filtre

Signaux de commande des semi-conducteurs

Source d’énergie

Génération d’harmoniques ou

Signaux de référence

Mesure des variables du réseau


37

1. filtre actif avec trois onduleurs monophasés

2. filtre actif avec onduleur triphasé à quatre bras,

3. filtre actif avec un onduleur triphasé à trois bras.

La troisième configuration est la plus répandue [11]. Dans ce cas, la compensation des

courants harmoniques dans le réseau se fait par le contrôle des courants des trois phases de

l’onduleur. Cette configuration est préférable du moins pour le filtrage actif parallèle, car elle

présente les avantages suivants [13]:

- Un nombre minimum de semi-conducteurs.

- Un seul élément de stockage coté continu avec un faible dimensionnement.

II.5.2. Description du filtre actif

Le schéma du circuit de puissance d’un filtre actif parallèle à structure tension est donné sur la

figure II.7. On y distingue trois éléments :

- un onduleur de tension

- un filtre de découplage

- un élément de stockage capacitif

Figure II.7 : Schéma de puissance d’un réseau avec filtre actif à structure tension

Réseau Charge polluante

Cf

Bus continu

Onduleur Filtre de découplage

Filtre actif

if1

if2

if3

Lf Rf


38

II.5.3. L’onduleur de tension

Notre étude sera basée sur un onduleur triphasé à trois bras (Figure II.8).

Le stockage de l’énergie se fait dans un condensateur qui joue le rôle d’une source de

tension continue. La fluctuation de la tension de condensateur doit être faible afin de ne pas

dépasser la limite en tension des composants de puissance et afin d’éviter la perte de

commutation des courants générés par le filtre actif.

Six interrupteurs bidirectionnels en courant et unidirectionnels en tension commutent de

manière à imposer des tensions simples alternatives (Vf1, Vf2, Vf3) en sortie de l’onduleur.

Les interrupteurs supposés idéaux, sont toujours constitués d’un semi-conducteur

commandable à l’ouverture et à la fermeture (GTO, MOSFET, IGBT) connecté en anti-

parallèle avec une diode (Figure II.9)

Au cour de son fonctionnement, le convertisseur statique relie, par l’intermédiaire de

ses interrupteurs, une source de tension et une source de courant entre lesquelles il assure et

contrôle l’échange d’énergie. Pour que cette liaison puisse se faire il faut respecter deux règles

essentielles :

Figure II.9 : Interrupteurs de puissance

n

T1’ T2

’ T3’

T1 T2 T3

1

2

3

VC

Vf1

Vf2

Vf3

Figure II.8 : Onduleur triphasé à structure tension


39

- Une source de tension ne doit jamais être court-circuitée mais elle peut être ouverte. En

d’autres termes, deux interrupteurs d’un même bras ne peuvent être fermés

simultanément.

- Une source de courant ne doit jamais être ouverte. Cette mise en garde impose la présence

de la diode anti-parallèle.

En considérant les différents états des interrupteurs, on peut déduire l’ensemble des

tensions délivrées par l’onduleur pour la configuration triphasée étudiée.

Appelons Tk et Tk’ les interrupteurs idéaux, connectés sur la phase k (k=1, 2, 3). Ck et Ck

’ sont

les commandes logiques qui leurs sont associées. La commande est supposée alternée

(Ck = Ck’).

Nous avons :

Ck = 1 Tk passant et Tk’ ouvert.

Ck = 0 Tk ouvert et Tk’ passant.

On définit les vecteurs des tensions triphasées [Vf]n et [Vf]M , ainsi que le vecteur des

variables logiques [ C ] par :

[ ]

=

3

2

1

f

f

f

nf

VVV

V , [ ]

=

Mf

Mf

Mf

Mf

VVV

V

3

2

1

, [ ]

=

3

2

1

CCC

C (II.18)

Avec

[ ] [ ] Cnf VCV .= (II.19) Les tensions Vf1M, Vf2M, Vf3M, mesurées aux points 1,2 et 3, ne peuvent prendre que les

valeurs VC, -VC, ou 0. En tenant compte de l’absence de tension homopolaire, les tensions

simples délivrées par l’onduleur sont données par :

−−−−−−−

=

3/23/13/13/13/23/13/13/13/2

3

2

1

f

f

f

VVV

.

−−−−−−−

=

3/23/13/13/13/23/13/13/13/2

3

2

1

Mf

Mf

Mf

VVV

.

3

2

1

CCC

.VC (II.20)

Les variables C1, C2 et C3 prennent chacune deux valeurs possibles. Il en résulte donc huit

états possibles pour les tensions Vf1, Vf2, Vf3 résumés dans le tableau II.2 :


40

C1 C2 C3 Vf1 Vf2 Vf3

1 1 0 0 2/3 VC -1/3 VC -1/3 VC

2 1 1 0 1/3 VC 1/3 VC -2/3 VC

3 0 1 0 -1/3 VC 2/3 VC -1/3 VC

4 0 1 1 -2/3 VC 1/3 VC 1/3 VC

5 0 0 1 -1/3 VC -1/3 VC 2/3 VC

6 1 0 1 1/3 VC -2/3 VC 1/3 VC

7 1 1 1 0 0 0

8 0 0 0 0 0 0 Tableau II.2 : Tension de sortie de l’onduleur. II.6. Contrôle des courants du filtre actif

Pour maintenir le courant à la sortie du filtre actif autour de sa référence calculée au

chapitre Précédent, deux techniques de commande peuvent être utilisées :

- la commande par hystérésis.

- La commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI).

L’objectif de la commande, que se soit à MLI ou par hystérésis, est de générer les ordres

d’ouverture/fermeture des interrupteurs de manière à ce que le courant du

filtre actif soit le plus proche de sa référence [11].

II.6.1. Commande par hystérésis

Cette commande

est très

adaptée

pour les organes ayant une action à deux positions comme c’est le

cas ici, l’IGBT peut être soit ouvert ou bloqué, cette commande consiste à

changer la polarisation de la

tension

de sortie de

l’onduleur de telle sorte à

maintenir le courant dans une bande centrée autour de la référence, la

dimension de ce filtre se

résume

iref1

if1

-+

T1

T1’

iref2

if2

T2

T2’

-+

iref3

if3

T3

T3’

-+

Figure II.10 : Schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des régulateur à hystérésis.

T1

T1’

T2

T2’

T3


41

à fixer la largeur de cette bande. Une règle pratique consiste à la prendre à 5% du courant

nominal. Cependant elle ne garantie pas d’une manière systématique le respect de la

fréquence de commutation maximale des semi-conducteurs [12].

Le schéma synoptique de la commande des courants du filtre actif par des régulateurs à

hystérésis est donné par la figure (II.10) :

Malgré sa simplicité de mise en œuvre, sa robustesse et sa bonne dynamique, cette

commande présente certains inconvénients à savoir :

• La fréquence de commutation n’est pas fixe, elle dépend de la bande d’hystérésis et de

la dérivée de courant.

• La commande est appliquée séparément sur les trois phases. Or la structure

électrotechnique impose à chaque instant que la somme des trois courants soit nulle.

Le résultat obtenu sur un courant n’est donc pas indépendant des deux autres phases.

Ainsi le courant asservi ne pourra en pas respecter les limites imposées par la bande de

l’hystérésis.

• Des composantes harmoniques basses fréquences, voire une composante continue,

peuvent apparaître sur le signal de sortie. La composante continue est du au fait que la

forme de l’alternance positive peut différer de celle de l’alternance négative, au signe

près.

II.6.2. Commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI)

Afin de contourner les problèmes précédents, nous introduirons une deuxième famille de

commande de l’onduleur : la commande par modulation de largeur d’impulsion (MLI). La

technique de commande par MLI résout le problème de la maîtrise de la fréquence de

commutation en fonctionnant avec une fréquence fixe facile à filtrer en aval de l’onduleur.

La plus simple et la plus connue des modulations de largeur d’impulsion est sans doute la

MLI à échantillonnage naturel, dite MLI intersective. Cette technique de commande met en

oeuvre d’abord un régulateur qui détermine la tension de référence de l’onduleur

(modulatrice) à partir de l’écart entre le courant mesuré et sa référence. Cette dernière est

ensuite comparée avec un signal triangulaire (porteuse à fréquence élevée fixant la fréquence

de commutation). La sortie du comparateur fournit l’ordre de commande des interrupteurs. Le

schéma de principe est donné par la Figure (II.11).


42

Figure II.11: Principe de commande des courants par MLI Les signaux logiques C qui en résultent donnent l’ordre de commutation des interrupteurs du

filtre (Figure.II.12) :

D’autres commandes par MLI existent également dans la littérature comme la MLI à

échantillonnage régulier où on peut distinguer deux méthodes :

La MLI à échantillonnage régulier symétrique où la référence est échantillonnée à

chaque période de la porteuse,

La MLI à échantillonnage régulier asymétrique où la référence est échantillonnée à la

demi-période de la porteuse.

Plus récemment, nous avons vu apparaître une technique de commande, dite commande à

modulation vectorielle. Cette dernière diffère des techniques présentées précédemment par le

fait qu’elle ne s’appuie pas sur des modulations appliquées à chacun des interrupteurs.

II.7. Nécessité de régulation du bus continu

Figure II.12 : Répartition des commutations sur un bras d’un onduleur.

C

V(p), Wm Wm V(p)

iref1

if1

-+

T1

T1’

Régulateur


43

La source d’alimentation du filtre n’est pas une source de tension autonome mais une

capacité qui se charge à travers le redresseur formé par la diode monté en antiparallèle aux

bornes des transistors, cette source est dite source flottante.

La tension aux bornes de cette dernière n’est pas constante, à cause de sa sensibilité aux

échanges de puissance active entre la charge polluante et le réseau. En cas de déséquilibre de

puissance entre la charge polluante et le réseau, c’est le filtre actif qui fournira la puissance

nécessaire pour rétablir l’équilibre. Les pertes dans les composantes de puissance font aussi

varier la tension aux bornes de la capacité, d’où la nécessité de réguler cette tension de la

maintenir à un niveau constant.

Les principales causes susceptibles de modifier cette tension sont [12] :

- Les pertes dans le filtre actif,

- L’injection des courants fondamentaux pendant les régimes transitoires de la charge

polluante,

- Les pertes de commutation et par conduction des interrupteurs de puissance.

- Les perte par effet Joule dans les composantes passifs Lf et Cf.

II.8. Difficulté de la régulation

La variation de tension ∆Vc aux bornes du condensateur de stockage dépend

principalement de la valeur de la capacité C. En effet, une diminution de Cf entraîne

l’augmentation de ∆Vc et inversement.

L’objectif principal de la régulation de tension revient donc à limiter la variation de la tension

∆Vc en utilisant une capacité de valeur aussi faible que possible. De cette façon, le

dimensionnement du condensateur pourra être optimisé.

En négligeant les pertes de commutations dans l’onduleur ainsi que l’énergie stockée

dans l’inductance du filtre de sortie, la relation entre la puissance absorbée par le filtre actif et

la tension aux bornes du condensateur peut s’écrire sous la forme suivante :

)21( dcdcc VC

dtdp ⋅= (II.21)


44

Notons que la relation (II.21) est non linéaire. Pour des faibles valeurs de la tension

Vdc autour de la référence Vdc-ref, elle peut être linéarisée à travers les relations suivantes

[06]:

sCVsP

sV

VdtdVCP

dcrefdc

cdc

dcrefdcdcc

−

−

=⇒

⋅=

)()(

)( (II.22)

A partir de la relation (II.22), et en prenant en compte le régulateur proportionnel (Kc),

la boucle de régulation de la tension continue peut être représentée par le schéma (II.12). Le

choix du paramètre Kc aura pour objectif d’obtenir un temps de réponse minimal afin de ne

pas nuire à la dynamique du filtre actif.

Figure II.13 : boucle de régulation de la tension continu

Mais dans le cas de l’apparition des pics du courant ou des chutes de tensions, la

régulation du bus continu devient problématique, puisque le filtre actif ne sera pas à

reproduire le courant nécessaire pour la compensation des perturbations harmoniques.

Dans la suite de notre travail nous allons proposer un système (dispositif) dans lequel

on va remplacer la capacité du bus continu par un générateur photovoltaïque pour répondre

aux mieux aux exigences du système de filtrage actif d’harmonique.

SCV dcrefdc−

1 cK + -

Filtrage des fluctuations

refdcV − dcV


45

II.9. Conclusion

La méthode de la théorie pq a l'avantage d'être assez simple pour la mise en

application sous forme analogique puisqu'elle à besoin seulement des opérations de

multiplication, division et de filtrage simple. L’inconvénient le plus évident de la méthode

PQ est qu'elle s’exécute mal dans des conditions non équilibrées de tension d’alimentation,

parce que l'algorithme suppose que les tensions d’alimentation sont équilibrées et

sinusoïdales.

Les résultats montrent l’efficacité de la méthode de compensation PQ avec une

souplesse incomparable confirmée un temps de réponse réduit et une implantation simple

pour retourner au régime sinusoïdal [32], [11].

Pour cette raison on préfère l’utilisation de cette méthode pour l’identification des différentes

perturbations (harmonique, déséquilibre et réactif) pour la commande des filtres actifs de

puissance présentés dans ce mémoire.

CCHHAAPPIITTRREE IIIIII

LLeess ggéénnéérraatteeuurrss pphhoottoovvoollttaaïïqquueess,, HHaacchheeuurrss..

Chapitre III –Les Générateurs Photovoltaïques (GPV)

47

Chapitre 3

Les systèmes photovoltaïques Convertisseur DC-DC

III.1. Introduction

On a vu dans le chapitre précèdent les problèmes et les difficultés de la régulation du

bus continu. Dans ce chapitre nous allons proposer un système (dispositif) dans laquel on va

remplacer la capacité du bus continu par un générateur photovoltaïque pour répondre aux

mieux aux exigences du système de filtrage actif d’harmonique.

III.2. Système de compensation harmonique proposé

Figure III.1 : Système de compensation des harmoniques par générateur photovoltaïques.

∼ ∼ ∼

Générateur photovoltaïque / Filtre

Actif.

Charge non-linéaire.

Réseau

Ih1

Ih2

Ih3

I1 I2 I3

Ic1 Ic2 Ic3


48

III.3 Principe de la génération photovoltaïque

Une cellule photovoltaïque est assimilable à une diode photo-sensible, son

fonctionnement est basé sur les propriétés des matériaux semi conducteurs. La cellule

photovoltaïque permet la conversion directe de l’énergie lumineuse en énergie électrique. Son

principe de fonctionnement repose sur l’effet photovoltaïque [34]. Une cellule est constituée

de deux couches minces d’un semi conducteurs. Ces deux couches sont dopées différemment.

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 effectuer la

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

semi conducteur (Fig III.3). L’électrode supérieure est une grille permettant le passage des

rayons lumineux. Une couche antireflet est ensuite déposée sur cette électrode afin d’accroître

la quantité de lumière absorbée [41].

Figure III.3 : Schéma d’une cellule élémentaire.

Industriellement les matériaux les plus utilisés sont à base de silicium. Le rendement

énergétique atteint industriellement est de 13 à 14 % pour les cellules à base de silicium

monocristallin, 11 à 12 % avec du silicium polycristallin et enfin 7 à 8% pour le silicium

amorphe en films minces.

Les caractéristiques ainsi obtenues sont celles d’une photodiode mais en convention

générateur (fig.III.4).

Photon

V

ISilicium de type P

Silicium de type N

Grille

Figure III.2 : Générateur photovoltaïque et filtre Actif.

Convertisseur

DC-DC

+

-

+

-

Ih


49

Figure III.4 : A gauche caractéristique d’une photodiode, à droite caractéristique d’une cellule Photovoltaïque [38].

Typiquement une cellule photovoltaïque produit moins de 2 watts sous approximativement

0,5 Volt. Une association série de plusieurs cellules donne un module et une association série

et/ou parallèle de plusieurs modules permet de réaliser un panneau photovoltaïque.

Figure III.5 : Cellules, modules et panneau photovoltaïques Le passage d’un module à un panneau se fait par l’ajout de diodes de protection, une

en série pour éviter les courants inverses et une en parallèle, dite diode by-pass, qui

n’intervient qu’en cas de déséquilibre d’un ensemble de cellules pour limiter la tension

inverse aux bornes de cet ensemble et minimiser la perte de production associée.

III.4. Modélisation et circuit équivalent d’une cellule photovoltaïque

Dans la littérature, il existe plusieurs modèles de cellule photovoltaïque, dont le but est

l’obtention de la caractéristique courant-tension I-V pour l’analyse et l’évaluation des

Eclairement, Es

Vd

Id

0fdP

0pdP 0fdP 12 ss EE f 23 ss EE f

1sE

Id

Vd

I II

IV III

Quadrant IV

Ip

Icc

Caractéristique idéale

Caractéristique rectangulaire

idéale

0 Vco Vp

- -

-

+ + +

+ -


50

performances des modules photovoltaïques. Ces modèles diffèrent entre eux par la procédure

et le nombre de paramètres intervenants dans le calcul de la paire courant–tension.

Le modèle à une diode est le plus classique [25], il fait intervenir un générateur de courant

pour la modélisation du flux lumineux incident, une diode pour les phénomènes de

polarisation de la cellule et deux résistances (série et shunt) pour les pertes. Le modèles d’une

cellule est ce lui représenté dans la figure (III.6) suivante :

Figure III.6 : Modèle équivalent d’une cellule photovoltaïque.

La loi des nœuds nous permet d’écrire la relation suivante :

IIII RshDL ++= (III.1)

A partir de ce circuit, on tire les équations qui nous permettent d’obtenir la caractéristique I-

V de la cellule photovoltaïque.

Le courant de jonction ID est donné par :

−

+= 1

)(exp0 mkT

IRVqII S

D (III.2)

Le courant dans la résistance RSh est donné par :

Sh

SRsh R

IRVI += (III.3)

A partir de l’équation (1.1), on obtient l’expression de la caractéristique I-V du modèle choisi:

Sh

SSL R

IRVmkT

IRVqIII

+−

−

+−= 1

)(exp0 (III.4)

Avec

IL : Courant photogénéré par la cellule photovoltaïque sous éclairement donné (A),

Io : Courant de saturation de la diode ou courant à l’obscurité (A),

RS : Résistance série de la cellule photovoltaïque (Ω), traduit le phénomène de

résistance de contact (métallisation de la grille avant et la face arrière), de la couche de

base et de la zone avant de la cellule solaire [38].

Vpv

I

IRsh ID

IL D Rsh

Rs


51

RSh : Résistance parallèle ou shunt (Ω), rend compte d’effets tels que le courant de fuite

par les bords de la cellule.

m : Coefficient d’idéalité de la cellule photovoltaïque

k : Constante de Boltzmann (1,38*10-23 J/K)

T : Température absolue (K)

Pour un éclairement et une température donnés, les cinq paramètres : m, I0, RS, IL, et RSh

peuvent être déterminés à partir des données suivantes qui sont la tension à circuit ouvert VOC,

le courant de court-circuit (ISC), la tension et le courant au point de maximum de puissance Vm

et Im ainsi des deux résistances série et shunt RS et RSh qui sont déterminées à partir des deux

pentes des tangentes à la caractéristique I-V au voisinage de VOC et de ISC données par :

0 SVV

RdIdV

OC

−=

≈

(III.5)

0 ShII

RdIdV

SC

−=

≈

(III.6)

Les cinq paramètres du modèle analytique sont donnés par les relations suivantes [31]:

−+

−−

−−

−+=

Sho

OCSC

m

Sh

OCSCm

Sh

mSCt

OCSmm

RVI

IRVII

RVIV

VRIVm

lnln

0 (III.7)

−=

t

OC

Sh

OCSC mV

VRVII exp.0 (III.8)

−−=

t

OCtSS mV

VI

mVRR exp

00 (III.9)

−+

+= 1exp1 0

t

SSC

Sh

SSCL mV

RII

RR

II (III.10)

ShoSh RR = (III.11)


52

III.5. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque

L’association de plusieurs cellules photovoltaïques en série et en série parallèle donne

ce qu’on appel le générateur photovoltaïque dont la caractéristique générale est représentée

sur la figure (fig.III.7) :

Vco : Tension de circuit ouvert,

Ico : Courant de court-circuit,

Vm, Im : Tension et courant au point de puissance maximale.

III.6. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque

La puissance générée par une cellule photovoltaïque est donnée par :

P = V. I (III.12)

La puissance maximale est obtenue lorsque :

0dVdP = (III.13)

Tension (V) Vm Vco

Puissance (W)

Pm

Pm : point de puissance maximale

Figure III.8 : Caractéristique puissance- tension d’un générateur photovoltaïque.

Tension (V)

Courant (A)

Vm Vco

Icc

Im Pm

Figure III.7 : Caractéristique courant- tension d’un générateur photovoltaïque.


53

III.7. Rendement d’un générateur photovoltaïque

Le rendement d’une cellule est le rapport entre la puissance maximale disponible et la

puissance du rayonnement incident, il est donné par :

SGVI

PP mm

i

m

.==η (III.14)

Pi : Puissance incidente sur la surface de la cellule photovoltaïque (W)

G : Eclairement global incident sur la cellule photovoltaïque (W/m2),

S : Surface totale de la cellule photovoltaïque (m2).

III.8. Influence du flux lumineux et de la température

La caractéristique I-V d’une cellule photovoltaïque dépend fortement de l’insolation et

de la température (équation III.2 et III.4). Ceci devient très évident en évaluant l’équation

(III.2) pour des valeurs choisies de la température et de l’insolation et en traçant les résultats

comme la caractéristique I-V (figure III.9 et III.10). La figure III.9 prouve que le courant de

sortie I d'une rangée est considérablement influencé par le changement de l'insolation S

tandis que la tension V de sortie reste approximativement constante. En revanche, pour une

température changeante, on peut voir que la tension change considérablement tandis que le

courant demeure constant (figure III.9).

La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïque peut être obtenue à

partir de la caractéristique I-V et la relation pour la puissance IVP ⋅= comme montrée dans

les figures III.10 et III.11.

Ces figures montrent clairement la dépendance du courant de sortie I et de la tension V de

sortie de la température et de l'insolation et traduisent une dépendance de la puissance de ces

deux paramètres.

La figure III.11 confirme le comportement prévu d'un dispositif qui convertit l'énergie

solaire en énergie électrique : la puissance de sortie d'un panneau solaire est considérablement

réduite pour une insolation décroissante. Il montre également un effet qui ne pourrait pas être

immédiatement évident : la puissance de sortie est réduite par une augmentation de la

température de panneau. Ceci peut être expliqué par la dépendance significative de la

température à la tension VOC de circuit ouvert.


54

Figure III.9 : Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de l’insolation S à une température de 25°C constante.

Figure III.10: Caractéristique I-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de la température T à une insolation de 1000W/m2 constante.

Les chutes de tension sont dues à une augmentation du courant de saturation inverse

dans la diode (voir l’équation (III.4)). Le courant sI est un résultat de la variation de la

température de la concentration des porteurs intrinsèques, qui rapporte un taux de

recombinaison plus élevé à l'intérieur du semi-conducteur [29].

0 5 10 15 20 25 303

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

Tension de GPV (V)

T=-20° T=0°T=20°T=40)T=60°

Courant de GPV (A)

0 5 10 15 20 232425 300

0.25

0.5

0.751

1.25

1.5

1.75

2

2.25

2.5

2.75

3

3.25

3.5

Tension de GPV (V)

S=200W/m² S=400W/m² S=600W/m² S=800W/m² S=1000W/m²

Courant de GPV (A)


55

Figure III.11 : Caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de

l’insolation S à une température de 25°C constante.

On peut remarquer aussi que la puissance de sortie d'un panneau solaire ne dépend

pas uniquement de la température et de l'insolation, mais aussi de la tension V de

fonctionnement. Le point de la puissance maximum indiqué comme MPP (maximum power

point) sur la figure (III.13) est le point désiré pour le fonctionnement d'une rangée

photovoltaïque pour obtenir un rendement de puissance maximum. Les valeurs

correspondantes pour la tension et le courant s'appellent respectivement mpV et le mpI .

Figure III.12: La caractéristique P-V d'une rangée de cellules photovoltaïques pour différentes valeurs de la

température T à un insolation de 1000 W/m2 constante.

0 5 10 15 20 25 30 350

10

20

30

40

50

60

70

Tension de GPV (V)

Puissance de GPV (W)

S=200W/m²S=400W/m²S=600W/m²S=800W/m²S=1000W/m²

0 5 10 15 20 25 30 350

10

20

30

40

50

60

70

80

Tension de GPV (V)

Puissance de GPV (W)

T=-20°T=0°T=20°T=40°T=60°


56

III.9. Le fonctionnement optimal d’un générateur photovoltaïque

La conception de systèmes photovoltaïques optimisée est par nature difficile. En effet,

côté source, pour un générateur photovoltaïque, la production de puissance varie fortement en

fonction de l’éclairement, de la température, mais aussi du vieillissement globale du système.

Coté charge, que ce soit de nature continu (DC), ou bien alternatif (AC), comme le réseau

électrique, chacune a son comportement propre qui peut être aléatoire. Pour que le générateur

fonctionne le plus souvent possible dans son régime optimal, la solution communément

adoptée est alors d’introduire un convertisseur statique qui jouera le rôle d’adaptateur source-

charge [10]. Dans des conditions données, c’est au point de puissance maximale de la

caractéristique puissance en fonction de la tension présentée à la figure (III.13) que l’on

exploite au mieux la puissance crête installée. Nous pouvons voir sur cette figure l’évolution

de la puissance optimale, terme traduisant le caractère relatif aux conditions d’éclairement et

de température de la puissance fournie.

Figure III.13: Point de puissance maximale (MPP) et tension et courant correspondante mpV et courant

correspondant mpI pour une rangée de cellules photovoltaïques avec 36 cellules en série.

Pour assurer le fonctionnement d’un générateur photovoltaïque à son point de

fonctionnement maximal (PPM), des contrôleurs MPPT sont souvent utilisés. Ces contrôleurs

sont destinés à minimiser l’erreur entre la puissance de fonctionnement et la puissance

maximale de référence variable en fonction des conditions climatiques.

0 5 10 15 20 25 300

1

2

3

4

Courant (A)

Tension de GPV (V)

0 5 10 15 20 25 300

20

40

60

80

Puissance de GPV(W)

Tension de GPV (V)

Isc

Vmp

Imp

I1

V1

P1

MPP

Pmp

Voc


57

La puissance de fonctionnement du générateur PV est facilement calculée à partir du

produit tension- courant. Par contre, la détermination de la puissance maximale de référence

est plus délicate vue que cette dernière est fonction des conditions climatiques (éclairement,

température). Cette référence, étant alors non constante et étant caractérisée par une fonction

non- linéaire, rend le fonctionnement à puissance maximale plus difficile à réaliser.

III.10. CONVERTISSEUR CONTINU- CONTINU

Les hacheurs présentent la partie essentielle dans le dispositif de commande d’un

générateur photovoltaïque, ils sont des convertisseurs statiques continu-continu permettant de

contrôler la puissance électrique dans les circuits fonctionnant en courant continu avec une

très grande souplesse et un rendement élevé.

D’un point de vue circuit, le hacheur apparaît comme un quadripôle (figureIII.14), jouant le

rôle d’organe de liaison entre deux parties d’un réseau. On peut le considérer comme un

transformateur de grandeurs électriques continues [20].

Figure III.14 : Schéma d’un quadripôle électrique.

Le hacheur se compose de condensateurs, d’inductances et de commutateurs. Dans le

cas idéal, tous ces dispositifs ne consomment aucune puissance active, c'est la raison pour

laquelle on a de bons rendements dans les hacheurs.

Le commutateur est un dispositif semi-conducteur en mode (bloqué -saturé), habituellement

un transistor MOSFET.

Si le dispositif semi-conducteur est bloqué, son courant est zéro et par conséquent sa

dissipation de puissance est nulle. Si le dispositif est dans l'état saturé, la chute de tension à

ses bornes sera presque zéro et par conséquent la puissance perdue sera très petite [30].

Pendant le fonctionnement du hacheur, le transistor sera commuté à une fréquence constante

fs avec un temps de fermeture = sTd. et un temps d’ouverture sTd )1( −= , où:

• Ts est la période de commutation qui est égale à sf1 .

• d le rapport cyclique du commutateur ])1,0[( ∈d (Figure III.15).

Sortie Entrée Vs

is ie

Ve


58

Figure III.15 : périodes fermeture et ouverture d’un commutateur. III.10.1. Hacheur série ou Buck (abaisseur de tension)

Le schéma de principe du hacheur série est donné à la figure III.16. On considère

l’interrupteur I et la diode D parfaits. (La charge est par exemple un moteur à courant

continu).

Figure III.16. Hacheur série. Le fonctionnement du convertisseur se déduit de l’analyse du comportement de l’interrupteur

I.

à t = 0, I est enclenché (passant) pendant un temps Tα , alors : Utud =)(

entre Tα et T ( Tα <t<T), I est ouvert.

On a alors : i=0 et le courant id circule à travers la diode D (diode de « roue libre »).

Donc : ud(t)=0 tant que la diode D conduit, soit tant que le courant id(t) est non nul.

Lorsque id(t)=0 s’annule, la diode D se bloque et : ud(t)=Ec

sTd. sTd '.

sv

t sT sTd. Fermé Ouvert

0v

0

U

i

I

D

di

du Charge


59

On distingue deux types de fonctionnement selon que le courant id(t) est interrompu ou non.

III.10.1.a. Fonctionnement à courant ininterrompu

La valeur moyenne de ud(t) vaut : ∫−

==T

d UdtUUα

α0

. (III.15)

Figure III.17 : Hacheur série. Fonctionnement à courant ininterrompu dans la charge. III.10.1.b. Fonctionnement à courant dans la charge interrompu

Figure III.18. Hacheur série. Fonctionnement à courant interrompu dans la charge.

Lorsque l’interrupteur s’ouvre, à Tt α= , le courant id(t) décroît. Si la constante de

temps c

c

RI

=τ est suffisamment faible devant T, ce courant s’annule avant que l’interrupteur

ne redevienne passant à t=T.

En considérant que le courant id(t) est nul entre les instants Tβ et T , la valeur

moyenne de )(tud vaut alors : c

T T

Tcd EUdtEdtU

TU )1(..1

00 βα

α

β

−+=

+= ∫ ∫ (III.16)

TTα

)(ti

)(tid

)(tud

U

t

T

)(ti )(tid

)(tud

U

t0 Tβ Tα

cE


60

Le rapport cyclique est défini comme étant le rapport entre la durée T1 pendant la quelle K

« ou I » est fermé et la période T.

TT1=α 10 ≤≤ α

La valeur moyenne fp cU de la tension )(tU c aux bornes de la charge se calcul sur une

période : ∫+

==Tt

cc EdttuT

u0

0

.)(1 αfp (III.17)

III.10.1.c. Conclusion sur le hacheur série

Dans les deux types de fonctionnement, on voit que la valeur moyenne 0dU de la tension

disponible aux bornes de la charge est fonction du rapport cycliqueα . On règlera la valeur de

0dU en modifiant le rapport cyclique α :

1. soit en modifiant la durée de conduction de l’interrupteur I sans modifier la période T

de commande (modulation de largeur d’impulsion).

2. soit en modifiant la fréquence de commande )1(T

f = sans modifier la durée de

conduction de l’interrupteur.

III.10.2. Hacheur parallèle (Boost)

Le hacheur parallèle est aussi appelé hacheur survolteur. Ce montage permet de

fournir une tension moyenne 0dU à partir d’une source de tension continue 0dUU > . Le

montage étudié est donné à la (figure III.19)

Figure III.19 : Hacheur parallèle.

l

Lv

U Iu

li

I

D

Dv

di

du C Charge


61

On distingue deux phases de fonctionnement [30]:

1- lorsque l’interrupteur I est fermé, la diode est polarisée en inverse )( dD uv −= ; la

charge est dons isolée de la source. La source fournit de l’énergie à l’inductance l .

2- Lorsque l’interrupteur I est ouvert, l’étage de sortie (C+ charge) reçoit de l’énergie de

la source et de l’inductance l.

Pour l’analyse en régime permanent présentée ici, le condensateur de filtrage C a une valeur

de capacité suffisamment élevée pour que l’on puisse considérer la tension disponible en

sortie constante :

0)( dd Utu = .

Enfin on distingue deux modes de fonctionnement selon le courant dans l’inductance l i1(t) est

interrompu ou non.

III.10.2.a. Fonctionnement à courant de source ininterrompu

- Pour Tt α<<0 , l’interrupteur I est fermé et l’intensité i1(t) croit linéairement :

01

dUdtdi

lU += Donc )()()( 10

1 tiTtlUU

ti d αα +−−

= (III.18)

Avec : )0()(1 liTl

UTi += αα (III.19)

Et : 0dUU < car : i1(t) doit décroître.

On a : 01101 ;; ddd UUviiUu −===

On déduit les caractéristiques de la figure III.20 :

Figure III.20 : Hacheur parallèle. Fonctionnement à courant de source ininterrompu.

)(tid

t

t

t

t

TTα

)(tud

)(til

0dU

0dU)(1 tu


62

On détermine facilement la relation liant U à 0dU .

On a : iL uVU +=

Donc en moyenne sur une période, compte tenu du fait que la valeur de la moyenne v1(t) est

nulle, on obtient :

000 )1()1( ddI UUTTUU αα −=−== (III.20)

Donc : α−

=1

10

UU d

III.10.2.b. Limite entre le fonctionnement interrompu et le fonctionnement ininterrompu

La forme des courant et tension )(1 ti et )(1 tv est donnée sur la figure III.21

Figure III.21 : Hacheur parallèle. Limite du fonctionnement à courant de source ininterrompu.

La valeur moyenne du courant il(t) s’écrit :

Tl

UII M α

21

21

10 == (Car : 0)0( =li ) (III.21)

Donc la valeur moyenne du courant disponible en sorite Id0 s’écrit :

20100 )1(

21)1(

21)1( ααααα −=−=−= T

lU

Tl

UII dd (III.22)

U

t

t

TTα

MI1

0dUU −

)(1 ti

)(1 tv


63

III.11. Choix entre les hacheurs : Boost et Buck :

Les études faites sur les deux hacheurs Boost et Buck, montrent que le hacheur Boost

a un rendement élevé pour une grande partie du rapport cyclique [21]. Il est le plus utilisé

dans les systèmes photovoltaïques car la puissance maximale que peut délivrer une source en

l’occurrence de GPV est :

Pmax = Vmax * Imax (III.23)

et la puissance délivrée par le hacheur (buck ou boost) est donnée par:

Toff)Iin(Toff). Vin(Toff) ).( ).((Vin T1 ..Vin

T1

T

+≅= ∫ TonTonIinTondtIinP (III.24)

maxPP

hacheur =η (III.25)

Figure III.22 : Rendement des hacheurs Boost et Buck en fonction du rapport cyclique

Rapport cyclique

Ren

dem

ent η

BOOST

BUCK

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0.1 0

100

20

40

60

80


64

III.12. Conclusion

Nous avons présenté le principe de la génération photovoltaïque, la modélisation du

GPV à une seule diode pour obtenir la caractéristique V-I. Un aperçu sur les deux hacheurs

les plus utilisés dans ce genre de dispositifs a été exposé, notre choix a été porté sur le hacheur

parallèle (Boost) qui permet d’avoir un rendement meilleur par rapport à un hacheur buck

même pour des faibles valeurs du rapport cyclique, d’une part, d’autre part, il nous permet

d’avoir une tension aux bornes du générateur photovoltaïque inférieure à tension d’entrée de

l’onduleur évitant la mise en série d’un grand nombre de modules et limitant ainsi l’effet

d’occultation d’un de ces modules.

Chapitre IV –Résultats de simulations

CCHHAAPPIITTRREE IIVV

SSiimmuullaattiioonn dduu ssyyssttèèmmee ddee ccoommppeennssaattiioonn PPhhoottoovvoollttaaïïqquuee..


65

Chapitre 4

Simulation du système de compensation photovoltaïque.

IV.1. Introduction

Dans ce quatrième chapitre nous allons démontrer la faisabilité du système de

compensation des harmoniques, alimenté par Générateur Photovoltaïque d’abord, puis

l’amélioration des performances de compensation en réduisant le taux d’harmonique dans le

réseau beaucoup plus sensiblement, tout en bénéficiant d’un apport en énergie active vue

l’autonomie du notre système par rapport au systèmes classiques qui justifies des

investissements supplémentaires, surtout que l’énergie utilisée est propre et renouvelable.

IV.2. Le Système de Compensation Photovoltaïque

La Figure (VI.1) présente l’ensemble de la structure du filtre actif parallèle et de son

environnement fonctionnel, lequel se compose :

• D’un réseau d’alimentation triphasé (220V).

• Une charge non linéaire génératrice des courants harmoniques et consommant de la


• Une charge linéaire résistive (Rch=10Ω) pour simuler le déséquilibre.

• Du filtre actif parallèle, lequel se compose d’un onduleur de tension monophasé à

deux niveaux à interrupteurs réversibles en courants et bidirectionnels (IGBTs avec

des diodes en antiparallèles). La capacité filtre les ondulations de la tension.

• D’un générateur photovoltaïque qui joue le rôle d’une source de tension continue.


66

Figure (IV.1) : Le dispositif de compensation Photovoltaïque étudié.

La modélisation globale de la structure, présentée sur la Fig.VI.1, a permis d’étudier la

validité fonctionnelle du filtre actif parallèle à travers plusieurs simulations.

Nous avons élaboré plusieurs cas de simulation que nous regrouperons dans quatre cas

d’étude :

1. Le cas de la compensation des harmoniques.

2. Le cas de la compensation des harmoniques et de la puissance réactive.

3. Le cas de la compensation générale des harmoniques, déséquilibre de courant et de la


4. Le cas de la compensation totale et l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.

Ces simulations ont été réalisées en utilisant le logiciel de simulation MATLAB 6.5 et

nous ont permis d’analyser les performances et la faisabilité du système de compensation des

harmoniques aussi bien dans le domaine temporel que spectral.

GPV

Filtre Actif

C.N.L

Réseau

10mH 4 mF

Commande du Filtre

1000Wc, 25°C

ire1, ires2, ires3

ich1, ich2, ich3

if1 if2 if3

Filtre de sortie

Identification des perturbations

iref1, iref2, iref3

Iinj 1.2.3

Vres 1.2.3 ich 1.2.3


67

IV.3. Description de la charge non linéaire

Les charges non- linéaires susceptibles de polluer le réseau sont nombreuses. Dans

notre cas le choix de la charge est fait dans le but de démontrer les avantages de la méthode

des puissances instantanées, qui consiste à la compensation des courants harmoniques, du

réactif et des déséquilibres.

On a choisit de travailler avec une charge non linéaire qui est constituée de 3

consommateurs monophasés indépendants alimentés à travers un transformateurs triphasé,

chacun d’eux contient une charge non linéaire.

Cette charge consomme un courant ayant un taux d’harmonique très important. Et elle

nous permet de simuler le déséquilibre du courant (FigureIV.2).

Figure (IV.2) : Schéma électrique de la charge polluante.

Chaque consommateur contient :

• Un pont de diode (redresseur) qui alimente une charge de (5 Ω, 100mH, 0.2mF).

Figure (IV.3) : Schéma électrique de la charge polluante.

Consommateur 1

Consommateur 1

Vers réseau

Consommateur 1

Pont Diode (Redresseur)

100mH 5 Ω

0,2mF

220/110V 1000VA

10 Ω


68

IV.4. Le courant de la charge polluante (absorbé du réseau)

La charge est alimentée par un système triphasé et équilibré de tension efficace de

220V, représenté sur la figure VI.4 suivante :

Figure (IV.4) : Les tensions du réseau d’alimentation.

Le courant triphasé absorbé par cette charge est représenté sur la figure suivante (Fig.IV.5):

Figure (IV.5) : Courant absorbé par la charge polluante (représentation triphasé).

0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395 0.4-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

t(s)

i1, i2, i3

(A)

V1, V2, V3

t(s) 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

(V)


69

On représente le courant absorbé par la charge de la premier phase qui est lui-même

appelé du réseau dans la figure IV.6 suivante :

Figure (IV.6) : Courant d’une phase absorbé par la charge polluante.

0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395 0.4-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10 i1

(A)

t(s)


70

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

-6

-4

-2

0

2

4

6

IV.5. IDENTIFICATION DES COURANTS PERTURBES IV.5.1 Validation de la méthode des puissances instantanées (PQ)

IV.5.1.a. Premier cas : Compensation des harmoniques seulement Le premier cas étudié est la compensation des harmoniques, la commande du filtre est

faite de telle manière à générer les courant harmoniques seulement.

Le courant de référence pour la compensation des harmoniques seuls identifié par la méthode

des puissances instantanées est représenté dans la figure IV.7 suivante :

Figure (IV.7) : Les courants de référence triphasés «compensation des harmoniques seules».

On représente dans la figure suivante (FigIV.8) le courant identifié par la méthode des

puissances instantanées de la première phase pour une compensation des harmoniques seules :

Figure (IV.8) : première phase du courant de référence «compensation des harmoniques seules ».

t(s)

iref1, iref2, iref3

(A)

t(s)

iref1

(A)


71

IV.5.1.b. Vérification de la méthode d’identification

Pour vérifier l’efficacité de cette méthode d’identification choisit, on va faire une

extraction du courant de référence du courant total et on va voir la forme du courant obtenu

(compensé), figure (VI.9,10,11)

Figure (IV.9) : Courant et tension de phase avant compensation.

Figure (IV.10) : Courant de référence pour la compensation des harmoniques.

Figure (IV.11) : Courant de phase avec compensation des harmoniques.

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10

-8

-6

-4 -2 0

2

4 6

8

10

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20-15

-10

-5

0 5

10

1520

t(s)

Iref(A), Vres1

t(s)

Iref1(A)

t(s)

Icomp1(A),Vres1


72

Le courant obtenu par la soustraction a une forme sinusoïdale ce qui confirme la

précision et la validité de cette méthode d’identification des puissances instantanées.

IV.5.1.c. Deuxième cas : Compensation des harmoniques et de la partie réactive

Le courant de référence identifié par la méthode des puissances instantanées pour la

compensation des harmoniques et de la partie réactive est représenté dans la figure (IV.12)

suivante :

Figure (IV.12) : Les courants de références «compensation des harmoniques seules et du réactif».

Pour une meilleure visualisation on va représenter le courant identifié de la première

phase dans la figure (IV.13) suivante :

Figure IV.13 : Première phase du courant de référence «compensation des harmoniques et du réactif »

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

t(s)

Iref1, iref2,iref3

(A)

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

-6

-4

-2

0

2

4

6

t(s)

Iref1

(A)


73

IV.5.1.c.1. Vérification de la méthode pour le deuxième cas

De même, on fait la soustraction du courant de référence du courant total :

Figure (IV.14) : Courant et tension de phase avant compensation.

Figure (IV.15) : Courant de référence pour la compensation des harmoniques et du réactif.

Figure (IV.16) : Courant de phase avec compensation des harmoniques et du réactif.

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-10-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

t(s)

I1(A), Vres1

t(s)

Iref1(A)

t(s)

Icomp1(A),Vres1


74

On fait une petite comparaison entre le cas « compensation des harmoniques seules »et

le deuxième cas « compensation des harmoniques et la partie réactive ». Dans le premier cas

le courant compensé est sinusoïdal mais il n’est pas en phase avec la tension d’alimentation

du réseau (Figure IV.17). Tandis que dans le deuxième cas, le courant compensé est

sinusoïdal et en phase avec la tension d’alimentation du réseau ce qui démontre la

compensation de la partie réactive (Figure IV.18) :

Figure (IV.17 et 18) : Comparaison entre les deux cas « avec et sans compensation de la partie réactive » .

Le courant obtenu par la soustraction est en phase avec la tension d’alimentation et il a

une forme sinusoïdale ceux qui confirment la précision et la validité de cette méthode

d’identification des puissances instantanées.

0.38 0.382 0.384 0.386 0.388 0.39 0.392 0.394 0.396 0.398 0.4-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

1er cas : Sans compensation de la partie réactive

0.38 0.382 0.384 0.386 0.388 0.39 0.392 0.394 0.396 0.398 0.4-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

2ème cas : Avec compensation de la partie

t(s)

t(s)

Icomp1(A), Vres1

Icomp1(A),Vres1


75

0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-10

-5

0

5

10

Time (s)

FFT window: 2 of 20 cycles of selected signal

0 500 1000 1500 20000

20

40

60

80

100

Frequency (Hz)

Fundamental (50Hz) = 8.901 , THD= 17.54%

Mag

(% o

f Fun

dam

enta

l)IV.5.2. Le spectre harmonique du courant absorbé par la charge

L’analyse spectrale du courant absorbé par la charge est représentée dans la figure

IV.19. Le taux de distorsion (THD) est de 17.54% et φ=33°.

Figure (IV.19) : Spectre harmonique du courant absorbé par la charge avant compensation des harmoniques.


76

IV.6. Tension aux bornes de la capacité

La tension à l’entrée du filtre générée par le générateur photovoltaïque et le système de

stabilisation de la tension sous un éclairement de 1000W/m² et une température 25°C est

maintenue à une valeur qui doit être supérieur à la tension du réseau pour assurer l’injection

de l’énergie produite par le filtre actif. Dans notre cas on va la prendre égale à 400V elle est

représentée sur la figure (IV.20) :

Figure (IV.20) : Tension aux bornes du bus continu (générée pas le GPV).

0.3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.40

100

200

300

400

500

600 Vpv

t(s)

(Vp)


77

IV.7. Courant de référence et le courant généré par le filtre actif

IV.7.1. Premier cas : compensation des harmoniques sans la partie réactive

Figure (IV.21) : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif (cas compensation des perturbation harmonique).

La figure (IV.21) présente le courant de référence (en vert) et le courant généré par le

filtre actif (en bleu) de la première phase dans le cas de la compensation des harmoniques. On

voit bien que le filtre actif à bien reproduit le courant de référence. Ces courants doivent êtres

injecté sur le réseau afin d’éliminer ces harmoniques.

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15

-10

-5

0

5

10

15 Iref, iref0


78

IV.7.1.a. Courant absorbé avec compensation des harmoniques

Après l’injection du courant de référence reproduit par le filtre actif dans le réseau de la figure

(IV.21) précédente, on obtiendra le courant compensé qui est présenté sur la figure (I.V.22) :

Figure (IV.22) : courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques.

Dans ce cas, seules les harmoniques sont compensées, le courant est sinusoïdal mais il reste

toujours déphasé par rapport à la tension d’alimentation. Comme on voit sur la figure

suivante :

Figure (IV.23) : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorber du réseau avec compensation des courant harmoniques.

0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15

-10

-5

0

5

10

15 Ires1

t(s)

(A)

0.32 0.325 0.33 0.335 0.34 0.345 0.35 -15

-10

-5

0

5

10

15

- Déphasage

Ires1

t(s)

(A)


79

0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-15

-10

-5

0

5

10

Time (s)


0 500 1000 1500 20000

20

40

60

80

100

Frequency (Hz)


Mag

(% o

f Fun

dam

enta

l)

IV.7.1.b. Spectre harmonique

La présentation spectrale du courant absorbé du réseau après compensation des

harmoniques est donnée sur la figure suivante (IV.24).

Le taux global de distorsion THD qui était à 17,54% est réduit à une valeur de 1.56%.

Figure (IV.24) : Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques.


80

IV.7.2. Deuxième cas : Compensation des harmoniques et de la composante réactive

Dans ce deuxième cas, on étudie la compensation des courants harmoniques et de la

puissance réactive consommée pas la même charge non linéaire avec la charge linéaire

toujours déconnectée.

Le courant de référence en vert, généré par le filtre actif et représenté dans la même

figure avec le courant de référence en bleu (Fig.IV.25).

On constate que notre filtre actif répond bien à la reproduction du courant de

référence avec de faibles fluctuations autour.

Figure (IV.25) : Courant de référence et le courant généré par le Filtre Actif.

-15

-10

-5

0

5

10

15

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

Iref1, if1

t(s)

(A)


81

IV.7.2.a. Courant absorbé du réseau après compensation des courants harmoniques et de la partie réactive

Après la connexion du système de compensation au réseau et en commandant notre filtre actif

de telle manière à générer le courant de référence qui comprend les courants harmoniques et la partie

réactive, le courant absorbé du réseau prend la forme d’une sinusoïde comme représentée sur la figure

(IV.26) suivante.

Figure (IV.26) : Courant absorbé du réseau avec compensation des courants harmoniques et la partie réactive.

Ce courant est masqué par les composantes dues à la fréquence de commutation que le filtre

de sortie, n’a pas pu les empêchés de se propager sur le réseau électrique.

On voit bien aussi que le déphasage est éliminé et que le courant est en phase avec la tension

d’alimentation (Figure IV.27).

Figure (IV.27) : L’intervalle [0.38 – 0.4] du courant absorbé du réseau avec compensation des courant harmoniques et du réactif.

0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4 -10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10 Icomp1

t(s)

(A)

0.38 0.384 0.388 0.392 0.396 0.4-15

-10

-5

0

5

10

15

- Déphasage nul : (Partie réactive compensée)

icomp1

t(s)

(A)


82

0.36 0.365 0.37 0.375 0.38 0.385 0.39 0.395-10

-5

0

5

10

Time (s)


0 500 1000 1500 20000

20

40

60

80

100

Frequency (Hz)


Mag

(% o

f Fun

dam

enta

l)

IV.7.2.b. Spectre du courant absorbé par le réseau après compensation des

harmoniques et du réactif

La représentation du courant après la compensation est donnée par la figure (VI.28),

on remarque que l’onde du courant est presque sinusoïdale et sa représentation spectrale

confirme la non présence des harmoniques, ces dernières sont compensées. Le TDH qui était

à 17,54%, est réduit à un taux très faible de 1,08%.

Figure (IV.28) : Spectre harmonique du courant absorber par la charge après compensation des harmoniques.


83

t(s) 0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

-15

-10

-5

0

5

10

15

(A)

iref1, iref2, iref3

IV.7.3. Troisième Cas : Compensation des courants harmoniques déséquilibrés et de la

partie réactive

IV.7.3.a Le courant de la charge déséquilibré (absorbé du réseau)

Dans cette troisième partie la charge résistive est connectée donc le courant absorbé

par la charge sera déséquilibré. Comme présenté sur la figure suivante, les courants n’ont pas

la même amplitude (figure IV.29)



84

IV.7.3.b Les courants de référence (cas charge déséquilibrée)


IV.7.3.c Les courants appelés du réseau après compensation

Figure (IV.31) : courant triphasé du réseau avec compensation des courants harmoniques, réactif et le déséquilibre.

-15

-10

-5

10

15

0

5

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4t(s)

(A)

iref1, iref2, iref3

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4-15

-10

10

15

-5

0

5

t(s)

(A)

ires1, ires2, ires3


85

Le filtre actif a compensé les courants harmoniques ainsi que la puissance réactive

causés par la charge non linéaire de même que le déséquilibre.

Les résultats obtenus montrent un facteur de puissance unitaire qui témoigne de la bonne

compensation de la puissance réactive. Le courant équilibré sinusoïdal est presque dépourvu

des harmoniques.

IV.8. Puissances Active, Réactive & Apparente

IV.8.1. Avant la connexion du Générateur Photovoltaïque

A l’absence du GPV, la charge consomme les puissances suivantes P = 1300 Watts, Q

= 470 VAR ce qui donne une puissance apparente de S =1380 VA.

La figure VI.32 représente les puissances P, Q et S avant la connexion du générateur

photovoltaïque.

Figure (IV.32) : Puissances P,Q et S de la charge polluantes avant compensation des harmoniques.

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

S(VA)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

P(W)

Q(VAR)

t(s)


86

IV.8.2. Compensation des harmoniques seules

En compensant les harmoniques la partie réactive sera toujours présente comme c’est présenté

sur la figure suivante Fig.VI.33 :

Figure (IV.33) : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des harmoniques. IV.8.3. Compensation des harmoniques et du réactif

Avec compensation des harmoniques et du réactif la partie réactive circulant dans le

réseau est nulle dans ce cas là, la puissance apparente S sera égale à la puissance active P

(Figure VI.34) :

Figure (IV.34) : Puissances P, Q et S de la charge polluantes avec compensation des harmoniques et du réactif.

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Q(VAR)

t(s)

S(VA)

P(W)

S(VA) P(W)

Q(VAR)

-200

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

0


87

IV.8.4. L’envoi du surplus d’énergie au réseau

Dans le cas de disponibilité d’une puissance supplémentaire à la puissance nécessaire

pour compenser les harmoniques et le réactif on peut commander le filtre actif pour envoyer

cette puissance au réseau bénéficiant d’un apport d’énergie active (Figure VI.35).

Figure (IV.35) : Puissances P,Q et S cas d’un surplus d’énergie disponible.

Dans ce cas le courant sera en opposition de phase avec la tension du réseau comme

c’est représenté sur la figure suivante (Fig.VI.36):

Figure (IV.36) : Courant du réseau cas d’un surplus d’énergie.

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800 S(VA)

P(W)

t(s)

Q(VAR)

-15

-10

-5

0

5

10

15

0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4t(s)

- Tension du réseau

- Courant envoyé dans le

réseau (A)


88

IV.9. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons présenté le système de compensation des harmoniques en

utilisant un générateur photovoltaïque comme une solution de dépollution des réseaux

électriques (courants perturbateurs comme le courant harmonique déséquilibré et réactif).

La méthode d’identification des puissances instantanées à été choisie pour offrir la possibilité

d’identifier les courants harmonique, le réactif et le déséquilibre, un par un ou tout à la fois et

de les compensés.

Les résultats obtenus dans ce chapitre montrent l’analyse temporelle et spectrale du

courant de la charge déséquilibrée. Ils donnent également les courants de référence des trois

phases identifiées ainsi que ceux injectés au réseau superposés et le courant circulant au

réseau. Un facteur de puissance unitaire témoigne de la bonne compensation de la puissance

réactive. Le courant de la ligne après compensation est un courant équilibré sinusoïdal

presque dépourvu des harmoniques (THD=1,08%). Ainsi dans le cas de disponibilité d’un

surplus d’énergie aux bornes du générateur Photovoltaïque nous avons pu envoyer le surplus

vers le réseau.

Finalement, l’étude du système de compensation photovoltaïque des harmoniques, que

nous avons abordée dans ce chapitre, nous a permis d’atteindre de très bonnes performances

de compensation des harmonique, réactif et perturbations en courant.

CONCLUSION

GENERALE

Conclusion générale

89

CONCLUSION GENERALE

Ce travail présente l’étude d’un système de compensation d’harmonique en utilisant

un générateur photovoltaïque (GPV).

L’objectif de ce système qui se compose d’un filtre actif parallèle et un GPV est de

compenser les perturbations générées par les charges dites non linéaires tels que les courants

harmoniques, les courants réactifs et le déséquilibre du courant même dans le cas des charges

linéaires.

Plusieurs solutions traditionnelles et modernes de dépollution ont été présentées ainsi

que leurs avantages et inconvénients. Particulièrement, le filtre actif parallèle qui présente la

meilleure solution pour la compensation de tous les types de perturbations susceptibles

d’apparaître dans un réseau basse tension.

Nous avons exposé l’état de l’art des travaux présentés dans le domaine des filtres actifs de

puissance.

La méthode d’identification des puissances instantanées a été choisie ici pour

identifier le plus grand nombre de perturbations en courant, tels que les courants

harmoniques, déséquilibrés et réactifs. Cette méthode exige une tension de réseau sans

perturbation, pour pouvoir fournir uniquement les perturbations en courant émises, par la

charge polluante. Cette méthode est très efficace, simple et facile à implanter.

Pour avoir une tension constante du côté DC de l’onduleur et éviter la régulation et sa

variation à cause des pertes dans le filtre actif (interrupteur et filtre de sortie) nous avons

utilisé un générateur photovoltaïque qui sert à assurer en permanence la quantité de puissance

active nécessaire afin de maintenir la tension du côté DC autour de sa valeur de référence.

Nous avons étudié plusieurs cas de simulation du système de compensation des

harmoniques par GPV d’une charge non linéaire : compensation des harmoniques, de la

puissance réactive, déséquilibre de courant et finalement le cas de la compensation totale et

l’envoi du surplus de l’énergie vers le réseau.

Conclusion générale

90

Nous pensons que les résultats de simulation obtenus étaient satisfaisants et ont montré

l’efficacité du système proposé à savoir :

Un facteur de puissance unitaire qui témoigne la bonne compensation de la puissance

réactive. Une baisse très sensible des taux de distorsion dans tous les cas de simulation. Le

courant de la ligne après compensation est un courant équilibré sinusoïdal presque dépourvu

des harmoniques (THD=1,08%).

Notre étude permettra d’ouvrir le passage pour nombreuses orientations de recherche

dans le domaine du filtrage actif et de l’énergie renouvelable. Les perspectives de recherche

que nous voyons à travers notre travail sont les suivantes :

• Sur le plan de l’identification des différentes perturbations : Actuellement le domaine

temporel est le plus riche, le domaine fréquentiel est moins utilisé à cause du temps

de calcul nécessaire qui est très élevé, mais on peut penser à trouver d’autres

algorithmes d’identification dans d’autres domaines tels que les réseaux de neurone

qui restent limités par leur implantations hardware.

• Sur le plan d’électronique de puissance : la recherche peut s’orienter vers

l’amélioration de la structure de l’onduleur de puissance utilisé dans les filtres actifs

de puissance. On pourrait envisager l’utilisation des onduleurs multi-niveaux,

l’utilisation des interrupteurs semi-conducteurs améliorés, l’utilisation des filtres actifs

dans les réseaux moyenne tension et même les réseau haute tension.

• Dans le plan de la commande en temps réel : nous pouvons utiliser l’outil

informatique ou certain processeurs pour améliorer la vitesse de poursuite des

perturbations du filtre actif de puissance tel que les FPGA.

On peut appliquer des méthodes pour extraire le maximum de puissance des

générateurs photovoltaïques.

Communications

Communications

S.TADJER,I.HABI, M.BOUGUERRA, MEGLOULI.H, KHELIFI.F « Compensation des harmoniques en utilisant un générateur photovoltaïque GPV », 3éme Symposium international des hydrocarbures et de la chimie, Ghardaïa, Algérie, Mars 2006.

S.TADJER, I.HABI, « Système de filtrage actif des harmoniques alimenter par

générateur photovoltaïque », Septièmes journées scientifiques et techniques de SONATRACH (JST7), Oran, Algérie, Novembre 2006.

S.TADJER, I.HABI, F.KHELIFI, B.NADJI, « Système de compensation des

harmoniques par GPV », Conférence Internationale sur les Energies Renouvelables (ICRE’07), Béjaïa, Algérie, Novembre 2007.

S.TADJER, I.HABI, KHELIFI.F « Identifications des courants harmoniques par la

méthode des puissances instantanées », 4éme Symposium international des hydrocarbures et de la chimie, Ghardaïa, Algérie, Mars 2008.

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AANNNNEEXXEESS

Annexes

91

I. Circuit de Simulink de la charge non linéaire

La charge est constituée d’un transformateur triphasé « 220/110» (Ier étoile, IIer étoile avec neutre) qui alimente 3 redresseurs monophasés. Chaque redresseur débite sur une charge RLC.

Les redresseurs type pont de Graëtz créent des déformations harmoniques. Ce type de redresseur, relativement répandu dans tous les appareils industriels car il est très économique, mais pollueur pour le réseau d’énergie. Ces redresseurs se retrouvent dans de nombreuses applications industrielles telles que variateurs de vitesse, onduleurs, alimentations informatiques. Ils se retrouvent aussi dans le tertiaire du fait de la prolifération des alimentations à découpage des applications bureautiques et des lampes fluorescentes à ballast électronique. La forme du courant d’entrée dépend fortement de la présence d’une inductance de lissage. La majorité des redresseurs n’en comporte pas. Le redresseur est supposé être associé à une inductance de filtrage du courant continu de très grande valeur de façon à ce que le courant Id soit lissé. Les courants en ligne prennent à tour de rôle la valeur (et la forme) du courant continu Id. Chaque diode assure la conduction du courant pendant 1/2 de la période.

Annexes

92

La tension d’alimentation du transformateur La charge est alimentée par un système triphasé et équilibré de tension efficace de 220V, représenté sur la figure suivante :

Tension et courant à la sortie du transformateur (voir circuit) On présente la tension et le courant à la sortie du transformateur sur la figure suivante :

V1, V2, V3

t(s) 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

(V)

Courant sortie transformateur

Tension perturbée sortie transformateur

Annexes

93

Le courant à la sortie des redresseurs

Tension et courant à la sortie des redresseurs

Annexes

94

Courant de la charge (absorbé du réseau) : Les deux courants sont proportionnels (rapport de transformation du transformateur).

Circuit équivalent du redresseur pont de diode

- Courant à l’entrée du transformateur - Courant à la sortie du transformateur

Annexes

95

Courant de la charge

Le courant à la sortie de redresseur (qui traverse la charge RLC), passe une demie période dans les diodes D1 et D4, et l’autre période dans les diodes D2 et D3 (Figure ci-dessus). La somme des deux courant Id1 + Id3 est égale exactement au courant de la charge RLC « loi des nœuds » de même pour les deux autres courants Id2 + Id4

Courant après redresseur

Courant dans Diode1 et Diode4

Courant de la charge

Courant dans Diode2 et Diode3

+

=

Courant de la diode 1 et 3

Courant de la diode 2 et 4

Courant à la sortie du redresseur

+

=

Annexes

96

II. Paramètres caractéristiques du générateur PV II.1. Module photovoltaïque

Température de la cellule aux conditions standard, T : 25 C°

Eclairement aux conditions standard, G : 1000 W/m2

Nombre de cellules : 1 x 36

Tension de circuit ouvert, Voc : 19,548 V

Courant de court circuit, Isc : 0,756 A

Tension au point de la puissance maximale Vm : 13,68 V

Courant au point de la puissance maximale Im : 0,63 A

Résistance série Rs : 1,8 Ω

Courant de saturation inverse, Io : 0,45 x 10-3 A Courant généré par la lumière, IL : 0,756 A Constante de Boltzmaan, K : 1,3805x10-23N.m/K°

Charge d'électron, q : 1,60218 x 10-19 C

II.2. Générateur photovoltaïque

Nombre de branche en parallèle Np : 18

Nombre de modules en série Ns : 09

Nombre de cellules en série dans un module Ns1 : 36

II.3. Capacité de filtrage des ondulations de la tension C = 4mF

Annexes

97

III. Système de compensation d’harmonique par GPV

IV. Méthode des puissances instantanées

Annexes

98

V. Commande du filtre actif (onduleur de tension)

VI. Générateur photovoltaïque

Annexes

99

Où :

PPV : Puissance active délivrée par le générateur photovoltaïque

Pr : Puissance active délivrée par le réseau

Q : Puissance réactive à compenser

Uc : tension à l’entrée de l’onduleur

iO : courant délivré par l’onduleur

LO : inductance de lissage de courant

Vr : tension du réseau

ir : courant délivré/injecté par/dans le réseau

Vc : tension de générateur PV

iref : courant de référence

ich : courant de la charge

V1 : tension du réseau

i1 : courant de réseau

icomp : courant compensé

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