Interactions onduleur PV/réseau

Transcription

Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement
Au Réseau Electrique D’Installations Techniques
Photovoltaïques
Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
ESPRIT
Tâche 3
Investigations sur les services apportés
par les onduleurs PV
Rédacteur :
Tran-Quoc Tuan (IDEA)
Bacha Seddik (G2elab)
Travaux réalisés avec le soutien financier de l’ADEME
Décembre 2011
Tran Quoc Tuan - IDEA
2/43
Table des matières
I.
INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 4
II.
TACHE 3.1 : REGLAGE DE TENSION .................................................................................................. 5
II.1
INTRODUCTION ..................................................................................................................................... 5
II.2
LE REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF POUR LE REGLAGE DE TENSION...................................................... 7
II.2.1 Variations de tension ....................................................................................................................... 7
II.2.2 Solutions de réglage de tension ....................................................................................................... 8
II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ? ........................................................................................ 9
II.3
DESCRIPTION DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE [TRAN-05] ............................................ 10
II.4
RESEAU D’ETUDE ET SCENARIOS [TRAN-09] ..................................................................................... 15
II.5
REGULATION EN P/Q (RPQ) ............................................................................................................... 17
II.6
REGULATION AUTO-ADAPTATIVE DE TENSION (RAA) ........................................................................ 18
II.7
VALIDATION PAR LES ESSAIS AVEC L’ONDULEUR REEL ET LE SIMULATEUR TEMPS REEL .................... 20
II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel ................................................................................................ 20
II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais ................................................................................................. 20
II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20)..................................................................................... 20
II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) ............................................................................ 21
II.7.5 Capteurs de courant et de tension ................................................................................................. 21
II.7.6 Impact sur la variation de tension ................................................................................................. 21
II.8
AVANTAGES DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE ................................................................. 22
III.
TACHE 3.2 : CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE LA QUALITE ................................ 23
III.1
INTRODUCTION ................................................................................................................................... 23
III.2
PROBLEMATIQUE DES COURANTS HARMONIQUES ET DES FILTRES ...................................................... 23
III.2.1
Impact du courant harmonique sur la tension du réseau ......................................................... 23
III.2.2
Filtre passif............................................................................................................................... 24
III.2.3
Filtre actif ................................................................................................................................. 25
III.2.4
Filtre actif hybride .................................................................................................................... 25
III.3
COMMANDE GENERIQUE D’UN FILTRE ACTIF PARALLELE.................................................................... 25
III.3.1
Configuration d’un filtre actif parallèle ................................................................................... 25
III.3.2
Commande générique ............................................................................................................... 26
III.4
COMMANDE D’UN ONDULEUR COMME FILTRE ACTIF .......................................................................... 27
III.4.1
Modèle de la charge ................................................................................................................. 27
III.4.2
Fonction PV de filtrage actif .................................................................................................... 29
III.4.3
Simulation ................................................................................................................................. 30
III.5
CONCLUSION ...................................................................................................................................... 31
IV.
TACHE 3.3 : TENUE AUX PERTURBATIONS .............................................................................. 32
IV.1
COMPORTEMENT DES ONDULEURS PV EN CAS DE COURT-CIRCUIT [LE_11] ...................................... 32
IV.2
LIMITATION DE LA TENSION DU BUS DC EN CAS DE CREUX DE TENSION [NGUY_11] ........................ 33
IV.2.1 Problématique ............................................................................................................................... 33
IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal .......................................................... 35
IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut....................................................... 36
IV.2.4 Simulation ..................................................................................................................................... 37
IV.2.5 Conclusion..................................................................................................................................... 39
V. AUTRES SERVICES APPORTES PAR LE PV : REDUCTION DU TAUX DE DESEQUILIBRE
DE TENSIONS [TRAN_10C] ............................................................................................................................ 39
VI.
CONCLUSIONS ................................................................................................................................... 41
VII.
REFERENCES ..................................................................................................................................... 42
3/43
I. Introduction
Le raccordement des systèmes PV au réseau peut avoir des impacts sur le fonctionnement du
réseau [TRAN-03]:
 Variation de tension due à l’injection de puissance active (ou/et réactive) sur le
réseau, en particulier pendant une période de fort ensoleillement et de faible
consommation
 Déséquilibre de tension entre phases
 Impact du caractère intermittent de la ressource solaire
 Injection d’harmoniques de découpage au réseau si les onduleurs ne sont pas





munis de filtres efficaces
Injection de courant continu au réseau
Contribution au courant de court-circuit
Courants de fuite
Perturbations des signaux tarifaires
Impact des systèmes PV sur les pertes…
Cependant, ces impacts peuvent être fortement diminués en remplaçant le contrôle/commande
des onduleurs existants par un contrôle/commande « intelligent ». L’utilisation d’un
contrôle/commande « intelligent » des onduleurs pourrait avoir comme bénéfices la réduction
des coûts de raccordement, l’augmentation de la performance des onduleurs PV raccordés au
réseau voire la possibilité de mise en œuvre de fonctionnalités permettant d’améliorer le
fonctionnement du réseau ou la qualité de la tension sans pour autant diminuer l’efficacité du
dispositif de découplage des onduleurs..
Ce rapport présente les fonctionnalités qui pourraient être intégrées aux onduleurs PV grâce à
la mise en place d’un contrôle/commande intelligent ainsi que les critères de qualité de la
tension pouvant être améliorés : respect du plan de tension en régulant le niveau de tension,
absorption/production de puissance réactive selon les besoins, tenue aux creux de tension …
Dans ce rapport, on parlera principalement de la BT. Il faut déjà noter que la solution qui
consiste à implémenter une régulation de tension en BT ne peut pas actuellement se mettre en
place pour régler les problèmes de tension haute. En effet, dans l’arrêté du 28 avril 2008, il est
dit que les installations de production raccordées en basse tension ne doivent pas absorber de
puissance réactive.
Il présente :
- Un exemple de contrôle/commande intelligent permettant d’assurer le réglage de
tension (chapitre II)
- Une analyse des possibilités d’amélioration de la qualité de la tension (filtrage des
harmoniques) (chapitre III)
- Une étude de la capacité de tenue des onduleurs PV face aux perturbations du réseau
(chapitre IV)
- Enfin, une proposition d’un service apporté par onduleurs PV pour la réduction du
taux de déséquilibre de tension (chapitre V).
4/43
II.
Tâche 3.1 : Réglage de tension
II.1
Introduction
Le raccordement d'une installation de production décentralisée d'énergie (PDE ou
génération décentralisée d’énergie GDE) sur un réseau de distribution modifie, du fait de
l'injection de puissance active et réactive, le plan de tension et les transits de puissance sur le
réseau. Ceci a pour effet une augmentation du niveau de tension du réseau de distribution. Le
changement de régime de fonctionnement du réseau (charge maximale et minimale) et le
caractère intermittent des GED peuvent provoquer des variations importantes de la tension
pouvant dépasser les limites réglementaires admissibles avec comme conséquence directe une
déconnexion intempestive des GED [TRAN-03].
Par ailleurs, les GED étant en majorité de petite puissance relativement modeste, elles ne sont,
en général, pas suivies par les gestionnaires de réseaux et donc pas dispatchables. La
communication entre les GED et le gestionnaire du réseau de distribution est donc limitée, ce
qui induit des difficultés dans l'application des algorithmes de répartition optimale de
puissance (OPF : Optimal Power Flow) et de gestion centralisée du réactif (VVC : Volt Var
Control).
Aussi, comme les moyens traditionnels de contrôle ne permettent pas de maintenir de façon
satisfaisante la tension dans les limites admissibles, le développement d’un régulateur de
tension intégré aux onduleurs semble être une option intéressante pour éviter d’avoir à
renforcer le réseau, pour réduire le coût de raccordement et pour augmenter le taux de
pénétration et les performances des GED.
Il y a plusieurs solutions pour le réglage de tension (Voir II.2.2). Mais un tel régulateur autoadaptatif est en effet capable de maintenir la tension du réseau dans les différents régimes de
fonctionnement de manière locale, automatique, adaptative et intelligente sans besoin des
moyens de communication avec le gestionnaire du réseau. Ce concept de régulateur a comme
avantage de faciliter le plan de contrôle et de gestion des réseaux en présence des GED sans
nécessiter de nouveaux équipements ou d’intervention sur les réseaux.
Des régulateurs de ce type sont d’ores-et-déjà intégrés à certains onduleurs, notamment ceux
commercialisés au Japon. En effet, au Japon tous les onduleurs doivent être équipés d’une
fonction de limitation de la tension [IEA_09]. Ces onduleurs possèdent une régulation de la
puissance réactive en fonction de la tension du réseau (voir Figure II.1).
5/43
Figure II.1. Algorithme de contrôle de la tension utilisé dans les onduleurs au Japon [IEA09]
Il existe aussi en France des réflexions sur la mise en place de régulation de tension (Q=f(U))
que ce soit en HTA ou en BT, basées sur des solutions plus simples que la régulation autoadaptative.
Le présent rapport présente une autre méthode de régulation, bien adaptée au contexte de
smart-grid et de l’intelligence répartie, qui permet aux onduleurs PV de participer au réglage
de tension. Elle est basée sur le principe d’utiliser les onduleurs comme les DFACTs répartis
afin de réguler la tension du réseau [TRAN-10c]. Les onduleurs PV utilisent le régulateur
adaptatif de tension proposé [TRAN-2005]. Pour agir sur les tensions basses, il est intéressant
que les onduleurs restent connectés au réseau même au moment où il n’y a pas
d’ensoleillement (ex : la nuit). Néanmoins, l’étude de raccordement, notamment en HTA mais
aussi en BT, réalisée par ERDF, évite ce genre de problème.
La satisfaction des besoins du gestionnaire de réseau consiste à utiliser, à chaque instant, les
possibilités de fourniture ou d'absorption de réactif des onduleurs PV (lorsqu'ils existent) pour
effectuer un réglage de tension en fonction des besoins du réseau. L'échange des informations
étant limité, chaque installation PV doit assurer la fonction de régulation de tension de
manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque installation PV doit détecter
les variations de tension et les niveaux critiques en utilisant des mesures locales, ainsi,
l’installation PV doit s’adapter aux différents régimes de fonctionnement. C’est pourquoi une
stratégie de réglage local avec un système contrôle/commande intelligent des onduleurs PV
est développée.
Dans cette éventualité, dans [TRAN-05, TRAN-09 et TRAN-10c] un nouveau concept d’un
système PV plus intelligent a été conçu. Un régulateur auto-adaptatif capable de maintenir la
tension du point de raccordement des installations PV dans les limites admissibles et de
participer au réglage « optimal » de tension du réseau a été proposé. Cette solution permet à
chaque production PV d’être indépendante, et de ne pas dépendre d’une entité définissant les
consignes à appliquer à la production. Avec le principe actuel de tarification des réseaux pour
les producteurs, ce service de réglage fourni par le producteur peut contribuer à réduire le coût
des renforcements de réseau rendus nécessaires par le raccordement du producteur.
Afin d’évaluer la performance de la solution proposée, cette partie présente tout d’abord la
nécessité de développement d’un régulateur auto-adaptatif de tension pour les productions
6/43
décentralisés, en particulier les productions PV (en HTA). La description du régulateur autoadaptatif proposé est ensuite abordée. D’autres solutions sont aussi présentées succinctement.
Enfin, la démonstration de la performance de la méthode proposée est effectuée par les
simulations sur un réseau réel BT en présence d’installations PV.
II.2
Le régulateur auto-adaptatif pour le réglage de tension
II.2.1 Variations de tension
Dans le réseau de distribution classique avec la structure radiale, la tension est plus élevée au
poste source et diminue vers l’extrémité du départ. La puissance circule dans un sens à partir
du poste source vers les consommations. Mais avec la présence des GED sur le réseau, le
réseau devient actif, la puissance circule dans les deux sens.
PL
VCharge
VRes
Rseau
X
R
V
QL
Charge
PG
QG
QC
GED
Comp. Q
Figure II.2: Schéma simplifié pour détermination de chute de tension
La chute de tension entre le poste source et le point de raccordement d’une GED via une ligne
est déterminée par :
Vres R( PG  PL )  X (QG  QL  QC )

2
Vres
Vres
Où :
R, X : résistance et réactance totale de la ligne
PG, QG : puissance active et réactive fournie par une GED
PL, QL : puissance active et réactive de consommation
QC : puissance réactive du dispositif de compensation
Vres : tension du réseau
Selon la structure du réseau, le point de raccordement et la puissance injectée par GED, la
tension peut être élevée au point de raccordement, pouvant même dépasser la limite
admissible. Dans le réseau de distribution, la résistance linéique est plus importante que la
réactance linéique : la puissance active injectée par GED joue un rôle important pour la
modification de tension. La production des GED est non garantie en général pour les sources
d’énergie renouvelable (caractère intermittent), pouvant provoquer une fluctuation imprévue
de tension.
En France, l’élévation calculée de la tension induite par l’installation de production doit
permettre de maintenir en tout point de livraison du réseau la tension à l’intérieur de la plage :
230V-10% et +10% en BT et tension contractuelle (en générale 20 kV) -5% à +5% en HTA.
7/43
Le plan de tension dans le réseau de distribution dépend fortement du niveau de
consommation et du facteur de puissance de ces charges. Un changement de charge provoque
une variation de tension sur le réseau. Le cas extrême pour une élévation de tension
correspond à la charge consommée nulle associée à une production maximale.
La variation de tension dépend des moyens de compensation (DFACTS, Condensateurs) et
des moyens de réglage (transformateur réglable en charge, régulateur des générateurs …).
D’autre part, la tension en chaque nœud dépend aussi de la configuration du réseau,
notamment de la section des lignes ou des câbles et de leurs longueurs.
En résumé, la variation de tension est causée par :
- La variation de charge (à pleine charge, à faible charge)
- La variation de production des GED (caractère intermittent)
- Les moyens de compensation et de réglage
- La configuration du réseau (R, X …)
II.2.2 Solutions de réglage de tension
Dans les réseaux de distribution, les solutions possibles pour le réglage de tension sont :
 Le changement automatique des prises des transformateurs réglables en charge
HTB/HTA. Cette solution est disponible en France mais pas dans tous les pays. De plus
la présence des GED dans le réseau peut provoquer des dysfonctionnements sur la
régulation standard d’un transformateur. Cette solution qui peut paraître insuffisante dans
les cas où la répartition des GED est hétérogène entre les départs est possible avec l’étude
de raccordement qui se fait en amont.
 Le changement manuel des prises des transformateurs HTA/BT. Cette solution n'est pas
adaptée aux variations fréquentes de tension dans le réseau de distribution
 Le compensateur de chute de tension sur les lignes ou les câbles (LDC: line drop
compensator). Cette solution est non disponible en France
 La compensation par les condensateurs. Cette solution est généralement utilisée pour la
compensation réactive des flux de puissance dans le réseau, mais elle pourrait être utilisée
sur le réseau BT pour remonter la tension. Le raccordement des GED au réseau peut
provoquer des surtensions, ainsi cette solution reste difficile à mettre en œuvre.
 Les moyens de compensation par DFACTS. Cette solution n'est pas encore développée et
serait onéreuse.
 L’utilisation spécifique des GED pour participer au réglage de tension : cette solution est
l’objet du développement proposé, avec une solution spécifique.
Pour les GED, il y a deux types de régulation :

Le régulateur de tension (Automatic Voltage Regulator: AVR) est capable de maintenir
la tension terminale constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les générateurs de
dizaines à centaines de MVA dans le réseau de transport ou par les générateurs
fonctionnant en réseau séparé.

Le régulateur de facteur de puissance ou de puissance réactive (Power Factor :
PF/VAR) est capable de maintenir le facteur de puissance ou la puissance réactive
constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les GED ou les générateurs connectés
aux réseaux de distribution de quelques kVA à dizaines de MVA. Il faut noter que la
production PV est un cas particulier de ce type de régulation. Pour ce cas on peut
l’appeler la régulation P/Q (avec Q=0).
8/43
Le système de régulation PF/VAR (ou P/Q) est bien adapté pour les GED, en particulier les
GED de petites puissantes.
Pour les GED avec l’interface d’électronique de puissance, la régulation de tension de type
P/Q est largement utilisée (Figure II.3). Cette régulation maintient les puissances active et
réactive constantes.
Imes
Vmes
Pconsigne
Pmes
P&Q
Calcule Qmes
PI
PI
Qconsigne
Vmes
V
Pref
Qref Calcule
de
courant
Vd de
référence
Id
Iq
Imes
dq
Iref

PI
PWM
Iref
Vq
PWM
Vd,Vq
Vmes
PLL
Figure II.3: Principe de Régulation P/Q
II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ?
Les GED disposés sur une portion de réseau peuvent participer au réglage de tension sur cette
portion. Mais des questions se posent :
- Qui décide de changer les valeurs de consigne de ces GED?
- de combien? (La quantité nécessaire pour ramener la tension dans les limites
admissibles)
- Quand et combien de temps ? (Le moment de changement)
- Où ? (Quelles GED ?)
Un régulateur auto-adaptatif permet de répondre en partie aux questions posées avec un
intérêt particulier : prise de décision locale sur des mesures locales.
Une quantité significative de GED de petite puissance n’est en général ni observable, ni
dispatchable. Dans ce contexte, les stratégies de contrôle centralisé avec les communications
entre les GED et le gestionnaire du réseau sont difficiles ou cela augmente sensiblement le
coût de raccordement en ajoutant les équipements supplémentaires de mesure et de contrôle.
L'échange des informations étant limité, chaque GED doit assurer la fonction de régulation de
tension de manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque GED doit détecter
la situation de fonctionnement et s’adapter pour les différents régimes de fonctionnement avec
les mesures locales.
9/43
II.3
Description du régulateur auto-adaptatif proposé [TRAN-05]
Le système concerné comporte une production décentralisée d’énergie (GED) raccordée sur
un réseau de distribution via un point de raccordement. Un régulateur auto-adaptatif de
tension est développé afin d’assurer la fonction de régulation de tension pour maintenir la
tension dans les limites dans les différents régimes de fonctionnement. Trois modes de
fonctionnement du régulateur sont possibles (Figure II.4) correspondant à trois régimes de
fonctionnement possibles (Régime normal, Régime perturbé et Régime critique) :
- Mode de régulation de facteur de puissance ou de puissance réactive (Mode PF/VAR)
pour le régime de fonctionnement normal (Régime normal)
- Mode de régulation de tension (Mode AVR) pour le régime de fonctionnement
perturbé (Régime perturbé)
- Mode de régulation de puissance active (Mode P) pour le régime de fonctionnement
perturbé (Régime critique)
Le changement de mode de fonctionnement du régulateur est assuré de manière automatique
et auto-adaptative afin de maintenir la tension au nœud désiré dans la limite désirée pour
n’importe quel régime de fonctionnement. Ce régulateur utilise les mesures de tension ou de
courant au point de raccordement.
Imes
Vmes
Pconsigne
Pmes
P&Q
Calcule Qmes
PI
PI
Vmes
V
Pref
Qref Calcule
de
courant
Vd de
référence
Vq
Id
Iq
Imes
dq
Iref

PI
PWM
Iref
PWM
Vd,Vq
Vmes
+
+
PLL
Qconsigne
Vmax
Q adaptée
Bloc
Adaptation
Vmes
Vmin
Figure II.4: Régulation auto-adaptative de tension proposée
Dans cette partie, la description d'un régulateur auto-adaptatif est présentée. Quelques points
importants du régulateur auto-adaptatif proposé sont:
 Rôle du régulateur auto-adaptatif:
Ce régulateur permet de maintenir la tension au point de raccordement ou un point désiré du
réseau dans les limites désirées dans n'importe quelles conditions de fonctionnement.
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Normalement, ce système permet de maintenir localement la tension au point de
raccordement dans la limite désirée s'il n'y a aucun échange d'information (mode local). Dans
le cas où il y a un minimum d'information sur le réseau (mode coordonné), ce système permet
de maintenir la tension au point désiré dans la limite désirée. Cela permet de maintenir
globalement le niveau de tension du réseau dans les limites désirées. Ce régulateur fonctionne
en 3 modes. La détection de la condition de fonctionnement et le basculement entre ces modes
de fonctionnement sont automatiques et auto-adaptatifs.
Régime critique
(V> Vmax_admissible et Q=Qmin)
Basculement en mode de régulation de
puissance active (Mode P) pour
maintenir V à la valeur Vmax_admissible
(Diminuer P => diminuer V)
6
2
3
Régime perturbé (V> Vmax_désirée)
tension (Mode AVR) pour maintenir V à
la valeur Vmax_desirée
(Absorber Q => diminuer V)
Vmax admissible
2
3
Vmax désirée
1
Régime normal (Vmin_désirée ≤ V ≤ Vmax_désirée)
Fonctionnement en mode de régulation de
PF ou de VAR (Mode PF/VAR) pour
maintenir PF ou VAR à la valeur désirée
Vnominale
1
Vmin désirée
4
Vmin admissible
4
5
5
Qmin
PDE absorbe Q
PDE fournit Q
Régime perturbé (V< Vmin_désirée)
tension (Mode AVR) pour maintenir V à
7
Qmax Q la valeur Vmin_desirée
(Fournir Q => augmenter V)
Régime critique
(V< Vmin_admissible et Q=Qmax)
puissance active (Mode P) pour
maintenir V à la valeur Vmax_admissible
(Augmenter P => augmenter V)
Figure II.5: Principe de fonctionnement du régulateur auto-adaptatif proposé
 Domaine d’application:
Ce régulateur est utilisable pour les GED de quelques kW à quelques dizaines de MW sur les
réseaux de distribution BT ou HTA. Cela concerne les GED de type de machine tournante ou
de type de convertisseur DC/AC (onduleur).
 Variable d’entrée:
Le système utilise uniquement les mesures de tension et de courant au point de raccordement
ou au point désiré.
11/43
-
Pour les productions raccordées au réseau AC la valeur efficace simple (phase-neutre
ou phase-terre) ou composée (phase-phase ou entre phases) est utilisée.
- Pour les productions raccordées au réseau DC la valeur directe est utilisée
Il faut définir les différents niveaux de tension pour le fonctionnement du régulateur comme
sur la Figure II.5:
- La tension nominale Vnominale, normalement égale à 1.0 pu
- La tension admissible, fixée par les réglementations. Par exemple en France, en BT:
Vmin_admissible =0.90 pu et Vmax_admissible =1.1 pu; en HTA: Vmin_admissible = 0.95 pu et
Vmax_admissible =1.05 pu
- La limite de tension désirée, c'est une plage de tension désirée; ex: Vmin_désirée =1.0 pu;
Vmax_désirée =1.04 pu. Un bon choix de ces valeurs permet de maintenir non seulement
la tension au nœud de raccordement mais encore les autres nœuds du réseau dans la
limite admissible. Cette limite peut être fixée par le client ou par le gestionnaire du
réseau après les calculs d’optimisation de façon à assurer le réglage optimal du plan de
tension du réseau.
Le fonctionnement est expliqué comme suit:
 Régime normal
C’est le cas d’une tension au point de raccordement restant dans les limites désirées
(Vmin_désirée  V  Vmax_désirée) - (point 1 sur la Figure II.5)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur PF/VAR (Mode PF/VAR) avec deux
possibilités:
- Soit le régulateur maintient le facteur de puissance constant afin de minimiser les
pertes
- Soit le régulateur maintient la puissance réactive constante à la valeur désirée; ex: Q=0
 Régime perturbé
C’est le cas d’une tension au point de raccordement supérieure à la limite maximale désirée
(V > Vmax_désirée)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne
Vmax_désirée. Pour ce cas, la GED absorbe de puissance réactive afin de diminuer et ramener la
tension à la valeur Vmax_désirée Si la capacité d’absorption de puissance réactive de la GED est
possible, la tension est maintenue à la valeur Vmax_désirée (points 2 sur la Figure II.5). Si la
GED a atteint la valeur minimale de puissance réactive (Qmin) et si la GED est capable de
maintenir la tension au point de raccordement inférieure ou égale à la valeur Vmax_admissible
(point 3 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension dépasse la valeur
Vmax_admissible le basculement en mode P est effectué.
 Régime perturbé
C’est le cas d’une tension au point de raccordement inférieure à la limite minimale désirée (V
< Vmin_désirée)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne
Vmin_désirée . Pour ce cas, la GED fournit de la puissance réactive afin d’augmenter et ramener
la tension à la valeur Vmin_désirée. Si la capacité de fourniture de puissance réactive de la GED
est possible, la tension est maintenue à la valeur Vmin_désirée (points 4 sur la Figure II.5). Si la
GED a atteint la valeur maximale de puissance réactive (Qmax) et si la GED est capable de
maintenir la tension au point de raccordement supérieure ou égale à la valeur Vmin_admissible
(point 5 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension est inférieure à la
valeur Vmin_admissible le basculement en mode P est effectué.
12/43
 Régime critique 1
C’est le cas d’une tension supérieure à la limite admissible (V > Vmax_admissible) et quand la
puissance réactive absorbée par la GED atteint la limite minimale (Q=Qmin)
Dans la situation où la GED absorbe la puissance réactive pour diminuer la tension et sa
puissance réactive a atteint la limite minimale, mais la tension est encore très élevée et
supérieure à la limite admissible maximale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le
régulateur passe en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de
consigne fixée à Vmax_admissible. La GED diminue sa puissance active afin de ramener la tension
à la valeur Vmax_admissibe (point 6 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la puissance réactive peut
être fixée à la valeur minimale. Cette valeur minimale de puissance réactive peut être changée
par la relation Q  S 2  P 2 . La régulation de puissance active et réactive en même temps
pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire. L’action de réduction de
production est équivalente à une action de reprise de charge pour diminuer la tension.
 Régime critique 2:
C’est le cas si la tension est inférieure à la limite admissible (V < Vmin_admissible) et la
puissance réactive fournie par la GED a atteint la limite maximale (Q=Qmax)
Dans la situation où la GED fournit la puissance réactive pour augmenter la tension et sa
puissance réactive a atteint la limite maximale, mais la tension est encore très basse et
inférieure à la limite admissible minimale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le
régulateur peut passer en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de
consigne de réglage fixée à Vmin_admissible. La GED augmente de puissance active afin de
ramener la tension à la valeur Vmin_admissibe (point 7 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la
puissance réactive peut être fixée à la valeur maximale. Cette valeur maximale de puissance
réactive peut être changée par la relation Q  S 2  P 2 . La régulation de puissance active et
réactive en même temps pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire.
L’action d’augmentation de production est équivalente à une action de délestage de charge
pour augmenter la tension.
Grâce à l’action de régulation de puissance active et réactive, une solution est toujours
possible dans n’importe quel régime de fonctionnement. De plus, sur le réseau de distribution
où le rapport R/X est très important, l’action sur la puissance active est efficace.
Les autres points importants du régulateur sont les suivants :

Il y a trois possibilités de réglage des valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée
1) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible et Vmin_désirée = Vmin_admissible le régulateur
fonctionne de façon à assurer localement la tension au nœud de raccordement dans la
limite admissible. Cette solution maintient la tension au point de raccordement, mais
agit faiblement pour le maintien de la tension normale dans les conducteurs adjacents.
2) Si on fixe Vmax_désirée < Vmax_admissible et Vmin_désirée > Vmin_admissible le régulateur
fonctionne de façon à assurer non seulement la tension locale au nœud de
raccordement mais encore la tension sur d’autres nœuds voisins du réseau. Pour les
GED de petite puissance le choix de ces valeurs est sensible aux valeurs limites de
puissance réactive fournie ou absorbée par chaque GED. Si on fixe la valeur
Vmax_désirée à une valeur assez basse, la GED atteint souvent la limite minimale de
13/43
-
-
-
puissance réactive. Au contraire, si on fixe la valeur Vmin_désirée à une valeur assez
haute, la GED atteint souvent la limite maximale de puissance réactive. Il y a 3
possibilités de choix de ces valeurs :
Soit le l’utilisateur fixe ces valeurs à la valeur désirée ; ex : Vmax_désirée = 1.04 pu et
Vmin_désirée = 1.0 pu. Ce choix par défaut est applicable pour tous les types de réseau.
La valeur Vmin_désirée fixée à 1.0 pu permet aux GED de participer au maintien d’un
plan de tension assez élevé afin de diminuer les pertes du réseau. La valeur Vmax_désirée
fixée à 1.04 pu permet de maintenir un plan de tension du réseau pas trop haut. Avec
ces valeurs par défaut la tension du réseau reste toujours dans la limite 1.0 et 1.04 pu.
Soit, après calcul, le gestionnaire du réseau peut imposer ces valeurs pour chaque
GED. Un calcul d’optimisation du plan de tension est nécessaire pour deux régimes
extrêmes (régime de faible charge associée à la production maximale ; régime de forte
charge associée à la production minimale) pour déterminer ces valeur. Ces valeurs
peuvent être modifiées par le gestionnaire du réseau si nécessaire.
Soit le régulateur change de manière adaptative ; ça dépend du régime de
fonctionnement en respectant les limites de puissance réactive de chaque GED. Pour
ce cas, le régulateur fonctionne en mode AVR pour le régime perturbé. Si le régulateur
détecte une variation de tension qui dépasse la valeur désirée et la puissance réactive
de GED a atteint la limite, il essaie de changer la limite désirée, en respectant la limite
admissible (Vmin_admissible ≤ Vmin_désirée ≤ Vmax_désirée ≤ Vmax_admissible), pour débloquer le
problème de limitation de puissance réactive.
3) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible = Vmin_désirée = Vmin_admissible = Vfixée , le
régulateur maintient la tension constante à la valeur Vfixée . Ce fonctionnement est
choisi en cas de fonctionnement en mode îlotage.







Les stratégies de contrôle peuvent être effectuées par :
- un contrôleur analogique
- un contrôleur numérique
- un contrôleur utilisant la logique floue
Pour un mode de secours, le basculement en mode de la régulation de PF/VAR à la
régulation de tension est possible.
En cas de fonctionnement de plusieurs GED en parallèle, la régulation par statisme peut
être utilisée pour que la répartition de puissance active et réactive de chaque GED soit
optimale en respectant les limites de puissances active et réactive.
Pour éviter les oscillations, un mode de contrôle avec hystérésis (retard) est utilisé.
Pour les régulateurs des machines tournantes, les limites de sous et sur excitation sont
utilisées pour éviter les contraintes thermiques du rotor et les contraintes de stabilité de la
machine.
Les fonctions de protection, comme la protection de surtension, de sous tension, de
surcharge, etc. peuvent être intégrées dans ce système de régulation
Au cas où une communication simple entre le régulateur et le gestionnaire du réseau est
possible, le gestionnaire peut modifier en ligne les valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée . Ce
régulateur passe en mode coordonné, permettant de coordonner les actions de réglage
optimal de tension du réseau.
14/43
Réseau d’étude et scénarios [TRAN-09]
II.4
Afin d’étudier la performance du régulateur auto-adaptatif de tension appliqué pour les
onduleurs PV, un réseau réel BT (Figure II.6) a été utilisé. Ce réseau est alimenté par un
transformateur de 160 kVA, 20/0.4 kV. Il se compose de 14 nœuds, 10 charges et 10
productions de PV. La charge placée au nœud 3 est triphasée (centre commerciale), le reste du
réseau est monophasé (charge résidentielle) comme présenté sur les Figure II.8 à Figure II.9.
Ce réseau BT triphasé avec neutre est modélisé sous EMTP-RV.
LV3
p1 p2
N1 N2
c
p1 p2
N1 N2
b
+
N
La
Lb
Lc
PV a
PV
N b PV
N
PV c
L
L4b
L_Dyn
PV-3kW
PV-2kW
LV6
L_Dyn
N
+
L
L5c
+
a
b
c
L3abc
LV5
LV4
p1 p2
N1 N2
PV a
N b PV
PV
N
PV c
LV2
N
PV3P-75kW
PV a
PV b N
PV c
La Figure II.7 présente la variation d’ensoleillement mesurée à Saint Jean d’Arvey en juillet
2005. La courbe d’ensoleillement du 14 juillet 2005 est utilisée pour effectuer les études.
a
p1 p2
N1 N2
PV-1kW
c
p1 p2
N1 N2
L14c
L_Dyn
N
+
N
c
p1 p2
N1 N2
+
+
PV-2kW
PV-3kW
LV11
LV10
LV8
p1 p2
N1 N2
p1 p2
N1 N2
p1 p2
N1 N2
a
p1 p2
N1 N2
b
+
+
+
+
L11a
L
+
L_Dyn
LV14
LV9
L7c
LV13
LV12
b
N
N
PV-3kW
+
N
L_Dyn
N
L_Dyn
PV a
N b PV
PV
N
PV c
PV-2kW
L
L
p1 p2
N1 N2
+
PV a
PV
N b PV
N
PV c
L_Dyn
L_Dyn
a
p1 p2
N1 N2
L13b
PV a
N b PV
PV
N
PV c
L
L10b
PV a
N b PV
PV
N
PV c
LV7
p1 p2
N1 N2
PV a
PV
N b PV
N
PV c
LV1
2
PV a
N b PV
PV
N
PV c
1
20/0.42
L
DY_1
+
LF
L
N
20 kV Network
PV a
N b PV
PV
N
PV c
+
L
L6a
L_Dyn
PV-1kW
PV-1kW
Figure II.6: Réseau réel BT avec les systèmes PV (monophasés et triphasé)
Puissance (W)
2000
1500
1000
500
00:
00
01:
12
02:
24
03:
36
04:
48
06:
00
07:
12
08:
24
09:
36
10:
48
12:
00
13:
12
14:
24
15:
36
16:
48
18:
00
19:
12
20:
24
21:
36
22:
48
00:
00
0
Heure
2500
14/07/2005
2000
1500
1000
500
0
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
25/06/2005
26/06/2005
27/06/2005
28/06/2005
29/06/2005
30/06/2005
01/07/2005
02/07/2005
03/07/2005
04/07/2005
05/07/2005
06/07/2005
07/07/2005
08/07/2005
09/07/2005
10/07/2005
11/07/2005
12/07/2005
13/07/2005
14/07/2005
15/07/2005
16/07/2005
17/07/2005
18/07/2005
19/07/2005
20/07/2005
21/07/2005
22/07/2005
23/07/2005
24/07/2005
00/00/2005
Puissance (W)
2500
Heure
Figure II.7: Variation d’ensoleillement (scénario d’étude) – scénarios 1
15/43
6
4
3
45
40
L3abc/P_Load
L3abc/Q_Load
35
Power load (kW, kVAR)
5
Power load (kW, kVAR)
50
L4b/P_Load
L4b/Q_Load
L5c/P_Load
L5c/Q_Load
L6a/P_Load
L6a/Q_Load
L7c/P_Load
L7c/Q_Load
L10b/P_Load
L10b/Q_Load
L11a/P_Load
L11a/Q_Load
L12a/P_Load
L12a/Q_Load
L13b/P_Load
L13b/Q_Load
L14c/P_Load
L14c/Q_Load
2
30
25
20
15
10
1
5
0
2
4
6
8
10
12
time (H)
14
16
18
20
22
Figure II.8 : Variation des charges
monophasées - scénario 1 (Charges
résidentielles)
Active and reactive power of load (kW, kVAR)
P_Load_N11a
Q_Load_N11a
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
Figure II.9 : Variation des charges
triphasées (charge commerciale) – scénarios
1&2
5
0
2
24
20
22
Figure II.10. Variation des charges
monophasées - scénario 2 (Charges
résidentielles)
24
Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR)
0
3
PV4b_2kW/P
PV4b_2kW/Q
PV5c_1kW/P
PV5c_1kW/Q
PV6a_2kW/P
PV6a_2kW/Q
PV7c_3kW/P
PV7c_3kW/Q
PV10b_3kW/P
PV10b_3kW/Q
PV11a_3kW/P
PV11a_3kW/Q
PV12a_1kW/P
PV12a_1kW/Q
PV13b_1kW/P
PV13b_1kW/Q
PV14c_2kW/P
PV14c_2kW/Q
2.5
2
1.5
1
0.5
0
-0.5
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
Figure II.11. Variation de puissance des
onduleurs PV – scénario 2 (Charges
résidentielles)
Pour le raccordement des systèmes PV au réseau étudié (Figure II.6), on suppose qu’il y a
deux types de générateur PV:
 Une production PV triphasée raccordée au nœud 3 (75 kWc) – centre commercial
 Neuf productions PV monophasées raccordées aux autres nœuds (1, 2 ou 3 kWc).
Il y a deux scénarios de production PV : le scénario 1 présenté sur la Figure II.7
(ensoleillement du 14 juillet) et le scénario 2 présenté sur la Figure II.11 (ensoleillement de
quel jour ?).
Deux types de régulation pour ces systèmes PV seront utilisés :
 Régulation classique P/Q (RPQ),
 Régulation auto-adaptative de tension (RAA).
Deux types de charge sont utilisés pour la simulation :
 Charge résidentielle : scénario 1 présenté sur la Figure II.8 et scénario présenté sur la
Figure II.10
 Charge commerciale (Figure II.9).
16/43
II.5 Régulation en P/Q (RPQ)
Scénario 1
80
3.5
PV4b_2kW/P_PV
PV4b_2kW/Q_PV
3
PV3P3_75kW/P_PV
70
PV5c_3kW/P_PV
PV3P3_75kW/Q_PV
60
PV6a_1kW/P_PV
2.5
PV6a_1kW/Q_PV
Power output (kW, kVAR)
Power output of PV (kW, kVAR)
PV5c_3kW/Q_PV
PV7c_3kW/P_PV
PV7c_3kW/Q_PV
2
PV11a_3kW/P_PV
PV11a_3kW/Q_PV
PV12a_1kW/P_PV
1.5
PV12a_1kW/Q_PV
PV13b_1kW/P_PV
PV13b_1kW/Q_PV
1
PV14b_2kW/P_PV
PV14c_2kW/P_PV
30
20
10
0
0
-10
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
1.1
)
R
A 1.05
V
k
1
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
l’installation PV triphasée
1.15
s 0.95
r
e
t
r
e 0.9
v
n
i
2
Figure II.13. Variation de puissance de
installations PV monophasées
16
18
20
22
24
V2_a
V2_b
V2_c
V3_a
V3_b
V3_c
V4_a
V4_b
V4_c
V5_a
V5_b
V5_c
V6_a
V6_b
V6_c
V7_a
V7_b
V7_c
V10_a
V10_b
V10_c
V11_a
V11_b
V11_c
V12_a
V12_b
V12_c
V13_a
V13_b
V13_c
V14_a
V14_b
V14_c
100
Ptotal
Qtotal
80
Power of transformer (kW, kVAR)
-0.5
Voltage (pu)
40
PV14b_2kW/Q_PV
0.5
PV14c_2kW/Q_PV
,
W
k
(
50
60
40
20
0
-20
-40
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
20
22
24
Figure II.15. Variation de puissance du
Figure
II.14. Variation de tension
V
transformateur
P
f
o
Scénario
2
r
e
w
o
p
e
v
i
t
c
a
e
r
3
1.15
PV4b_2kW/P
PV4b_2kW/Q
PV5c_1kW/P
PV5c_1kW/Q
PV6a_2kW/P
PV6a_2kW/Q
PV7c_3kW/P
PV7c_3kW/Q
PV10b_3kW/P
PV10b_3kW/Q
PV11a_3kW/P
PV11a_3kW/Q
PV12a_1kW/P
PV12a_1kW/Q
PV13b_1kW/P
PV13b_1kW/Q
PV14c_2kW/P
PV14c_2kW/Q
2.5
2
1.5
1
d
n
a
0.5
e
v
0
i
t
c
A -0.5
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
)
u
p
(
1.1
e
g 1.05
a
t
l
o
1
V
0.95
0.9
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
Figure II.17. Variation de tension
Pour les onduleurs PV, en cas de fonctionnement avec le mode de régulation P/Q, la
puissance réactive est imposée nulle (0 kVAR). Pour le scénario 1, la production PV pendant
une journée en fonction de la courbe d’ensoleillement est présentée dans la Figure II.12 pour
les productions PV monophasées et la Figure II.13 pour la production PV triphasée. La
Figure II.14 présente la variation de tension aux nœuds de raccordement des installations PV
et la Figure II.15 présente l’échange de puissance entre le réseau en amont (HTA) et le
réseau BT étudié.
17/43
La démarche est identique pour le scénario 2, la Figure II.16 présente la variation des
puissances actives des installations PV monophasées et la Figure II.17 présente la variation
de tension aux nœuds de raccordement des installations PV.
On constate que :
 Sur quelques nœuds où les installations PV sont raccordées, il y a une surtension
importante aux moments de fort ensoleillement. La tension dépasse la tension admissible
(1.1 pu), ainsi ces installations PV pourront être déconnectées par leurs protections
associées
 Aux moments de forte charge et de la production PV nulle (ou faible), il y a une soustension sur la plupart des nœuds ; cela peut provoquer une augmentation des pertes
 En cas de raccordement monophasé, il y a un déséquilibre de tension entre les phases.
Ces résultats mettent donc en évidence le dépassement des limites de tension dû à la
production de puissance active des installations PV. A cet effet, l’énergie réactive des
systèmes PV devrait être modifiée pour régler la tension dans les limites admissibles. C’est
pourquoi, le réglage de tension effectué par la régulation intelligente de tension sera présenté
dans la partie suivante.
II.6
Régulation auto-adaptative de tension (RAA)
La structure du réseau, les paramètres et les scénarios sont identiques à l’étude précédente.
Les onduleurs PV utilisent le régulateur auto-adaptatatif de tension au lieu de la régulation en
PQ.
Pour le scénario 1, les Figure II.18 et Figure II.19 présentent la variation des puissances
active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé raccordé au
nœud 3. La Figure II.20 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement
des onduleurs PV.
De même, pour le scénario 2, les Figure II.22 et Figure II.23 présentent la variation des
puissances active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé. La
Figure II.24 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement des
onduleurs PV.
Scénario 1
80
PV3abc_75kW/P_PV
3
PV4b_2kW_P_PV
PV3abc_75kW/Q_PV
PV4b_2kW/Q_PV
60
PV5c_3kW/P_PV
2
PV6a_1kW/P_PV
PV5c_3kW/Q_PV
PV6a_1kW/Q_PV
PV7c_3kW/P_PV
PV7c_3kW/Q_PV
1
PV10b_2kW/P_PV
PV10b_2kW/Q_PV
PV11a_3kW/P_PV
PV11a_3kW/Q_PV
0
PV12a_1kW/P_PV
PV12a_1kW/Q_PV
PV13b_1kW/P_PV
PV13b_1kW/Q_PV
-1
40
20
0
PV14b_2kW/P_PV
PV14b_2kW/Q_PV
-20
-2
2
4
6
8
10
12
time (H)
14
16
18
20
22
24
-40
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
18/43
V2_a
V2_b
V2_c
V3_a
V3_b
V3_c
V4_a
V4_b
V4_c
V5_a
V5_b
V5_c
V6_a
V6_b
V6_c
V7_a
V7_b
V7_c
V10_a
V10_b
V10_c
V11_a
V11_b
V11_c
V12_a
V12_b
V12_c
V13_a
V13_b
V13_c
V14_a
V14_b
V14_c
1.1
Voltage (pu)
) 1.05
R
A
V
k
1
,
W
k
( 0.95
s
r
e
t
r
e
v
n
i
0.9
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
e
v
i
t
c
a
e
r
2
1.5
1
0.5
0
20
0
,
W
k
-20
(
m
e -40
t
s
y
s
r
e
w
o
p
PV4b_2kW_RAA/P
PV4b_2kW_RAA/Q
PV5c_1kW_RAA/P
PV5c_1kW_RAA/Q
PV6a_2kW_RAA/P
PV6a_2kW_RAA/Q
PV7c_3kW_RAA/P
PV7c_3kW_RAA/Q
PV10b_3kW_RAA/P
PV10b_3kW_RAA/Q
PV11a_3kW_RAA/P
PV11a_3kW_RAA/Q
PV12a_1kW_RAA/P
PV12a_1kW_RAA/Q
PV13b_1kW_RAA/P
PV13b_1kW_RAA/Q
PV14b_2kW_RAA/P
PV14b_2kW_RAA/Q
4
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
e
v
i
t
c
a
e
r
d
n
a
80
PV3abc_75kW_RAA/P
PV3abc_75kW_RAA/Q
60
40
20
0
e
v -20
i
t
c -40
A
2
2
f
o
d
n
a -0.5
e
-1
v
i -1.5
t
c
-2
A
40
p
3
Scénario
2
f
o
2.5
)
R
A
V
k
60
V
transformateur
P
V
P
3
Ptotal
Qtotal
80
Figure II.21. Variation de puissance du
r
e
w
o
p
100
Power of transformer (kW, kVAR)
1.15
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
2
4
6
8
10
24
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
1.15
)
u
p
(
1.1
e 1.05
g
a
t
l
1
o
V
0.95
0.9
2
4
6
8
10
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
Les onduleurs PV participent au réglage de tension (voir la puissance réactive absorbée et
fournies par ces onduleurs PV) pour maintenir la tension dans la limite admissible (0.9 et 1.1
pu). En cas de forte production, les onduleurs PV participent à la réduction des surtensions
par absorption de puissance réactive afin de maintenir la tension inférieure à la tension
admissible maximale. En cas de forte consommation, les onduleurs PV participent au
maintien d’un plan de tension assez élevé par production de puissance réactive afin de
maintenir la tension plus proche de la tension nominale. Cette participation dépend de
plusieurs facteurs comme la puissance des onduleurs PV, du lieu de raccordement, du niveau
de la tension… Ces cas démontrent les performances et les services apportés par les onduleurs
équipés de régulateur auto-adaptatif de tension proposé.
19/43
II.7 Validation par les essais avec l’onduleur réel et le simulateur temps réel
Cette partie présente une validation de l’impact des onduleurs sur la variation en utilisant le
simulateur temps réel OPAL-RT.
II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel
Le réseau test utilisé est le même que celui présenté dans la partie II.4 (voir Figure II.25).
L’onduleur réel est raccordé au nœud 5. On étudie la variation de tension sur le réseau test en
réponse à la variation de l’ensoleillement.
Amplificateur de puissance
(PCU-3X5000-BC)
Réseau simulé
Iond
Simulateur
Temps Réel
Numérique
Vond
Charge
Consigne Q
VDC
LV3
LV_2d1
LV4
bB
cC
cC
Onduleur réel
i_ond_mes
iAC_ond
1
s
i
+
-
aA
+
-
bB
cC
R
L5a
n
c
b
Rn4
CL4
C13
N_24
C âble_35mm2_5m
a
n
c
a
CL3
N_PV1
C able 4
C able 3
C
a
n
aA
bB
cC
c
LV_5
aA
bB
cC
b
LV_4
aA
bB
C able 2
Source DC Contrôlable
(XDC 600-20 ) 300V
LV5
LV_3
aA
B
Hardware
A
Software
Réseau BT rural
IDC
b
Modèle
PV
CL5
L5b
L24c
L5c
L24b
L24a
Rn3
Vabc_NPV1
Onduleur PV
RN5
From1
Rn5
RNPV
V
LV2
PQ
LV6
LV_2d2
LV_6
aA
aA
bB
bB
cC
cC
n
c
b
a
Rn6
Vmes_abc
Terminator
a
+
neutre
-KGain
1
Saturation
out_ampli
-
C
B
Va
Subtract2
v
From11
CL6
A
PQ_ond
Terminator1
Vpn_mes_N24
Vabc_NPV1
C able 5
ch
2
I
Active & Reactive
Power
LN6
LV1
LV7
LV_2d3
LV_1
b
bB
c
bB
cC
bB
cC
cC
LV14
n2
LV_14
C able 6
aA
Rn7
CL7
bB
L14b
cC
n
c
LV10
LV_9
LV_10
aA
aA
bB
bB
cC
cC
n
c
b
a
C able 9
CL9
Rn9
CL10
CL8
LV11
LV_2
aA
bB
cC
L11a
C able 10
a
n
c
b
C able 7
a
Rn2
LV9
C able 8
n
bB
cC
c
aA
bB
b
LV_8
aA
RN14
L10b
CL11
L11b
L11c
n
LV8
LV_2d4
b
CL14
a
cC
C able 11
c
CL1
b
C able 1
RN1
a
C
n
B
c
A
Three-Phase
Transformer
(Two Windings)1
b
cC
a
bB
LN7
aA
n
aA
B
c
A
C
LV_7
aA
aA
b
N
Three-Phase Source1
a
a
N_70
Rn11
LV12
Rn10
LV_12
aA
bB
cC
LN12
n
c
b
CL12
a
C able 12
Rn12
LV13
LV_13
aA
bB
LN13
cC
n
c
CL13
b
C able 13
a
Rn8
Rn13
Figure II.25. Banc d’essai et réseau test
II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais
Dans ce cadre des essais, trois onduleurs PV réels monophasés ont été utilisés :
- Fronius IG 20 (avec transformateur HF)
- Axun Platinium 2100s (avec transformateur BF)
- Sunny Mini Central 9000TL avec Réactive Power Control (sans transformateur)
II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20)
Dans le banc d’essai, on alimente un onduleur PV avec une alimentation DC commandée par
le simulateur temps réel RT-Lab. Le modèle photovoltaïque simulé sur Matlab/Simulink©,
donne la bonne caractéristique I-V grâce au bloc fonction « lookup table » comme le montre
la Figure II.26. Ensuite la caractéristique I-V est envoyée en temps réel par RT-Lab qui
l’injecte comme un signal de courant dans l’entrée de l’alimentation DC. La tension de la
source à vide est de 300 V et elle est ensuite imposée par la tension MPP de l’onduleur quand
ce dernier est démarré.
20/43
Figure II.26 : Modèle des panneaux PV
II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC)
Le banc PCU-3X5000-BC est un amplificateur triphasé régulé en tension ou courant. Cet
amplificateur est l’élément essentiel de l’interface de puissance qui transforme les signaux de
sortie du simulateur temps réel numérique, RT-LAB, en grandeurs électriques réels. Il a une
puissance de 2kVA par phase à 5KVA en point, et sa technologie linéaire autorise une bande
de fréquence du DC à 2 kHz pour le fondamental et jusqu’à 150 KHz en petits signaux,
permettant de représenter des phénomènes électriques en base et haute fréquence.
II.7.5 Capteurs de courant et de tension
Un deuxième élément essentiel de l’interface de puissance est le capteur. Son rôle est
également important car il permet de mesurer les courants, tensions ou autres grandeurs, qui
seront utilisées par la suite par le simulateur numérique temps-réel. Il accomplit par
conséquent la fermeture de la boucle temps-réel hybride.
II.7.6 Impact sur la variation de tension
Cette partie présente seulement les résultats d’essai pour l’onduleur Fronius IG 20 (2 kW). La
Figure II.27 présente la variation du courant de la source DC en fonction de l’ensoleillement.
La Figure II.28 présente la variation de la tension DC du bus continu. La Figure II.29
présente la variation des puissances active et réactive à la sortie de l’onduleur en fonction
d’ensoleillement. La Figure II.30 présente la variation de tension au nœud de raccordement
de l’onduleur.
21/43
) 5
A
(
4
t
n
e 3
r
r
u 2
c
C
D 1
0
-1
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Time (H)
Figure II.27. Courant DC fourni par la source DC
en fonction de variation de l’ensoleillement
Figure II.28. Variation de la tension coté DC de
l’onduleur (tension MPP)
1200
243
)
R
A 1000
V
242
) 241
V
( 240
, 800
W
( 600
e 239
g
a
t 238
l
o 237
V
r
e 400
w
o
P 200
236
235
0
-200
6
234
233
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Time (H)
Figure II.29. Variation de puissances active et
réactive de l’onduleur
7
20
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Time (H)
Figure II.30. Variation de la tension au point de
raccordement de l’onduleur (Nœud 5)
Ces essais en utilisant le simulateur temps réel confirment l’élévation de tension au point de
raccordement en fonction de la puissance injectée.
II.8
Avantages du régulateur auto-adaptatif proposé
Le régulateur auto-adaptatif de tension proposé présente les avantages suivants.
- Ce régulateur permet de maintenir la tension dans les limites désirées (ou admissibles)
et permet d’améliorer la qualité de tension de fourniture des GED pour les différents
régimes de fonctionnement
- Ce régulateur permet d’améliorer les performances des GED et permet de diminuer les
variations de tension en régime permanent ou transitoire lent
- Le basculement entre les modes de régulation est effectué de manière automatique et
adaptative pour les différents régimes de fonctionnement
- Il est possible de maintenir les puissances active et réactive de la GED dans ses limites
constructives
- Le fonctionnement du régulateur est totalement automatique, il n’exige pas de
connaissances spécifiques sur les caractéristiques de la GED pour son paramétrage
- Le régulateur assure la fonction de régulation de manière autonome sans avoir des
communications avec les autres GED ou avec le gestionnaire du réseau
- En cas où il y a un échange d’information avec le gestionnaire du réseau, ce régulateur
peut fonctionner en mode coordonné pour assurer la coordination de réglage optimal
de tension du réseau
- Le régulateur n’exige pas de mesures supplémentaires ou de nouveaux équipements,
permettant ainsi de réduire le coût de raccordement
22/43
-
-
Ce système de régulateur permet le fonctionnement de GED en mode de couplage au
réseau et en mode îlotage
Ce régulateur permet d’augmenter la capacité de pénétration des GED au réseau
Le principe peut être utilisé pour les GED de type machine tournante ou pour les GED
raccordées au réseau via un convertisseur DC/AC (éolien, photovoltaïque, pile à
combustible, micro turbine)
Ce principe est applicable pour les différentes gammes de puissance des GED
Ce principe est utilisable pour les GED raccordées en HTA ou BT.
III. Tâche 3.2 : Contribution à l’amélioration de la qualité
[NGUY_11]
III.1 Introduction
Cette sous-tâche vise à explorer les moyens offerts par l’onduleur PV en vue de l’amélioration
de la qualité des courants injectés au réseau et ce, via un filtrage actif des charges non
linéaires connectées (PC, TV, Lampes à basse consommation…). Les problèmes de
détérioration harmonique de tension sont actuellement assez rares. S’ils devaient se
développer, des producteurs PV pourrait être perturbés et, à terme, il serait probablement
nécessaire pour le distributeur d’installer des systèmes de filtrage actif ou d’imposer des
normes de pollution plus restrictives. Toutefois, les onduleurs des installations PV ont
potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage actif. Cette action est assez
prospective mais est cohérente avec le souci général de maîtriser les interactions entre
onduleurs.
III.2
Problématique des courants harmoniques et des filtres
III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau
Actuellement, des charges non linéaires (comme les dispositifs de l’électronique de puissance,
le redresseur à diode ou à thyristor, le four d’induction…) se connectent de plus en plus au
réseau, ce qui provoquent une distorsion du courant et donc de la tension. La qualité de
l’énergie électrique peut être perturbée, ce qui peut entraîner un mauvais fonctionnement des
dispositifs raccordés au réseau. C'est pourquoi il est nécessaire de développer des dispositifs
de filtrage qui permettent d’améliorer la qualité d'énergie. Les onduleurs des installations PV
ont potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage. Ce chapitre présente une
nouvelle stratégie de commande d’un onduleur comme filtre actif.
On illustre dans la Figure III.1 le problème de la pollution harmonique ; ainsi, même si la
tension du réseau A est purement sinusoïdale, la chute de tension due à l’impédance de ligne
(Zl1+ Zl2) provoque la perturbation de la tension au point B. Cette distorsion de tension
influence à son tour d’autres charges connectées au point B, c’est l’impact principal des
courants harmoniques qui se rebouclent sur les tensions aux nœuds de raccordement.
Un des critères importants de la qualité électrique est le taux de distorsion harmonique du
courant (THD) :

 I 
2
h
THD 
h2
I fond
23/43
R
Zl2
Charge
non
linéaire
B
A
Zl1
Autres
charges
Figure III.1. exemple d’une charge non linéaire raccordée au réseau
La norme principale [IEEE_92] et CEI 61727 impose les limites de la pollution harmonique
générée par les clients et de distorsion harmonique totale sur le réseau. Cette norme limite le
THD du courant des réseaux <69kV à 5%.
Pour limiter des courants harmoniques dans le réseau, on introduit souvent des chemins
privilégiés de circulation de ces courants qui évitent le réseau. Cette solution est connue sous
le nom de filtrage d’harmonique. En pratique, il y a trois types de filtres : filtre passif, filtre
actif et filtre hybride.
III.2.2 Filtre passif
La solution d’utilisation du filtre passif est la plus classique et la plus utilisée dans la réalité ;
elle se compose des éléments passifs suivants: inductance, condensateur, résistance. Ces
filtres sont généralement connectés en parallèle avec les charges polluantes. Il y a plusieurs
types de filtres passifs qui jouent le rôle de filtrage des différentes fréquences : filtre passe-bas,
filtre passe-haut et filtre passe-bande.
Icharge
Iréseau
R
Ih
Vréseauu
Passe- L3
bas
C3
L13
...
Passehaut
C13
Figure III.2. Schéma d’un filtre passif
Normalement, un filtre passif est la combinaison de plusieurs filtres, chacun conçu à une
fréquence déterminée (l’ordre 3, 5, 7, 9, 11, 13 dépend du réseau monophasé ou triphasé) et
un filtre passe-haut l’est pour les fréquences plus grandes, comme dans la Figure
III.2Erreur ! Source du renvoi introuvable..
Les filtres passifs ont l’avantage d’être d’une grande efficacité et d’avoir une structure simple,
mais ils présentent aussi des inconvénients :
 Risque de phénomène de résonance avec d’autres composantes du même réseau.
24/43
 Risque de surcharge quand le filtre passif absorbe le courant des autres charges
non linéaires.
 Peu flexible, pas commandable (sauf cas de composants commutés)
III.2.3 Filtre actif
Les filtres actifs ont été conçus et commercialisés plus récemment et n’ont pas vraiment percé
sur le marché. Un filtre actif se compose d’un onduleur connecté au réseau équipé d’un un
petit filtre passif. Les avantages du filtre actif par rapport au filtre passif sont :
 Dimensionnement plus réduit.
 Capacité de filtrage plus grande.
 Plus flexible, sans phénomène de résonance ou surcharge car bien contrôlés.
Mais le coût et les pertes sont les plus grandes limites. Deux types de filtre actif sont
développés : filtre actif parallèle pour compenser les courants harmoniques et filtre actif série
pour compenser les harmoniques de tension ( Figure III.3).
Iréseau
Vh
Icharge
Charge à
protéger
R
Vréseau
Ih
Vréseau
Charge non
linéaire
Figure III.3. Schéma d’un filtre actif parallèle (gauche) et filtre actif série (droite)
III.2.4 Filtre actif hybride
Pour pouvoir bénéficier des avantages des
deux types de filtres présentés en dessus, on
combine les deux structures. Dans le schéma
de la Figure III.4, le filtre passif réduit les
harmoniques en basses fréquences, ce qui
permet de réduire la taille du filtre actif,
alors que le filtre actif ne compense que le
reste des perturbations de rangs plus élevés.
Iréseau
Icharge
R
Vréseau
Filtre
passif
Filtre actif
Figure III.4. Schéma d’une topologie du
filtre hybride
25/43
III.3
Commande générique d’un filtre actif parallèle
III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle
Dans ce chapitre, on ne considère que le filtre actif parallèle et ce, du fait de l’onduleur PV
qui est connecté en shunt. Deux topologies d’onduleurs monophasés sont proposées en
[GRA_90], soit un onduleur de tension avec un condensateur du côté continu et un filtre
inductif du côté réseau, soit un commutateur de courant avec une inductance du côté continu
et un filtre capacitif du côté réseau, (Figure III.5)
Figure III.5. Filtre actif basé sur onduleur de tension (gauche) ou commutateur de courant (droite)
Actuellement, le filtre actif basé sur le commutateur de courant est présenté dans quelques
articles ([RAH_05], [SAL_05]), par contre l’onduleur de tension est généralement préféré à
cause des raisons suivantes :
 Rendement plus grand
 Coût moins cher et volume plus petit quand on compare le condensateur et
l’inductance du côté continu
 Les modules à IGBT disponibles actuellement sur le marché sont bien adaptés aux
onduleurs de tension car en général une diode en antiparallèle est rajoutée pour
chaque IGBT. Le commutateur de courant a quant à lui besoin de mettre en série
chaque IGBT avec une diode anti-retour.
En conséquence, presque tous les filtres actifs commercialisés sont composés d’onduleurs de
tension qui conviennent à l’objet de ce chapitre qui est d’introduire cette fonction de filtrage
actif à un onduleur PV.
III.3.2 Commande générique
Dans [THO_98] et [JAR_06], on a développé la commande de filtre actif parallèle. Le
contenu est présenté dans la Figure III.6Erreur ! Source du renvoi introuvable..
26/43
R
Réseau
électrique
Charge
polluante
Circuit de
puissance
u
MLI
VDC
α
Vréseau
PLL
Contrôle de
courant/puissance
Contrôle
VDC
Bloc de
commande
Ih
Icharge
Idendification des
perturbations
harmoniques
Figure III.6. Schéma de contrôle d’un filtre actif parallèle
La commande du filtre se compose des boucles suivantes :
 Boucle à verrouillage de phase (PLL) pour synchroniser avec le réseau.
 Boucle de contrôle de la tension du bus continu VDC.
 Boucle d’identification des perturbations de courant de charge.
 Boucle de contrôle du courant de référence.
III.4
Commande d’un onduleur comme filtre actif
III.4.1 Modèle de la charge
III.4.1.1
Principe de la charge redresseur à thyristor
Pour séparer la composante de distorsion du courant (harmoniques de rang supérieur), on
prendra comme exemple un redresseur à thyristor sur filtrage capacitif, ce dernier montage
présente des formes d’ondes représentatives de la pollution harmonique générée dans le
bâtiment, même s’il est rarement présent. Le schéma de principe est représenté dans la
Figure III.7Erreur ! Source du renvoi introuvable. et la structure dans Matlab/Simulink est
représentée dans la Figure III.8.Erreur ! Source du renvoi introuvable.
27/43
k
Icharge
k
+ -i
mesure i
neutre
+
- v
2
mesure v
V
a
g
[u2]
a
a
g
T4
g
T3
α
ωt
R_charge
C
L
k
1
réseau
[u2]
k
R
T2
a
g
T1
[u1]
[u1]
Pulse
PLL
i
f
I
distortion
Distorsion
Commande
onduleur
alpha1
f
V(pu)
V*sqrt(2)
Divide
wt
Discrete
1-phase PLL
1
distortion
Fre q
u
[u1]
u*
[u2]
in
pulse
Figure III.7. Principe de la charge
Figure III.8. Modèle de charge réalisé dans
redresseur à thyristors
Simulink
Le bloc PLL synchronise les signaux de commandes avec la tension du réseau, et donne
l’information au bloc Pulse qui crée les signaux pour commander les thyristors.
Le bloc Distorsion calcule les composantes harmoniques du courant de charge, (Figure
III.9) :
Icharge
Composante
fondamental
Ih
Composante
continue
Figure III.9: Calcul des composantes de distorsion
III.4.1.2
Comportement de la charge
Pour ce cas particulier, on alimente la charge par une tension sinusoïdale et on excite les
thyristors avec un angle de retard à l’amorçage de 60o, on obtient ainsi une forme d’onde de
courant réseau non sinusoïdale dont on extrait ainsi la composante harmonique (déduction
faite du fondamental).
28/43
400
Vcharge (V)
200
0
-200
-400
0.5
40
(A)
charge
I
(W, VAr)
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.6
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.6
20
0
-20
-40
0.5
4000
P charge , Q charge
0.51
3000
P
Q
2000
D istorsion
(A)
1000
0.5
20
0.51
0.52
0.53
0.54
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.6
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.6
10
0
-10
-20
0.5
Temps (s)
Figure III.10. Comportement de la charge redresseur à thyristor
En regardant la figure ci-dessus, la tension appliquée à la borne de la charge est purement
sinusoïdale mais le courant absorbé fournit la composante de distorsion.
III.4.2 Fonction PV de filtrage actif
On utilise ici l’onduleur PV comme filtre actif tel qu’il est montré dans la Figure III.11 et la
Figure III.12.
PV
PV
Iond
Iond
Icharge
Icharge
distorsio
n
R
n
disto
rsio
R
Iligne
Iligne
réseau
Figure III.11. Chemin de distorsion en
cas normal
réseau
Figure III.12. Chemin de distorsion en
cas de présence du filtre PV
La boucle du contrôle de courant est donnée dans la Figure III.13.
29/43
Iond
I1sin(wt)
erreur
alpha
PI
u
MLI
Ih
Iref
IGB
T
Figure III.13. Principe de commande d’onduleur en fonctionnement de filtre actif
Le principe consiste simplement à rajouter la composante harmonique à la référence, le calcul
de la composante harmonique est déjà présenté dans la section III.4.1.1 et dans la Figure III.9.
III.4.3 Simulation
La puissance produite par le système PV est égale à 3000 W, la puissance de la charge est de
3300 W+1100 VAr
PV2
N23
V_PV2
N_23
aA
Courant
du réseau
PV de 3kW
V1
bB
Va
cC
iond
Series RLC Load12
C âble_35mm2_15m
i_PV2
PQ
neutre
PQ
Lieu de charge
A
Discre te ,
Ts = 1e -005 s.
powe rgui
B
N
C
N_21
aA
bB
cC
N03
N_2d1 C âble_240mm2_10m
B
C
N06
N_06
C âble_240mm2_20m2
N07
N_07
C âble_240mm2_20m15
N08
N10
N09
N_08
C âble_240mm2_20m3
N_09
C âble_240mm2_20m4
N_10
C âble_240mm2_20m5
N11
N_11
C âble_240mm2_20m6
N12
C âble_35mm2_1m
N_12
C âble_240mm2_10m1
aA
aA
aA
aA
aA
aA
aA
aA
aA
aA
bB
bB
bB
bB
bB
bB
bB
bB
bB
bB
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
Series RLC Load9
A
B
C
C_20m8
n
c
b
a
n
c
b
a
n
c
b
a
C_20m7
n
c
b
n
c
b
a
n
c
C_20m5
C_10m1
a
C_20m3
C_20m1
b
a
n
c
C_20m2
b
a
n
c
b
a
n
a
C_10m
n
cC
c
bB
c
b
aA
b
a
a
c
N02
A
N
N05
N_05
C âble_240mm2_20m1
bB
N_2
Three-Phase Source
N_04
C âble_240mm2_20m
aA
b
N01
N04
N_03
C_10m2
N24
C_20m6
N_24
Load
aA
bB
n2
cC
Three-Phase
Transformer
(Two Windings)
Series RLC Load11
C âble_35mm2_5m
N14
N13
N_2d2
N_13
N17
N_22
aA
aA
aA
aA
aA
bB
bB
bB
bB
bB
bB
cC
cC
cC
cC
cC
cC
cC
N_18
N_19
N20
N_20
aA
bB
cC
N_17
N19
aA
bB
cC
C âble_240mm2_20m9
N_16
N18
aA
bB
cC
C âble_240mm2_20m8
N_15
N16
aA
bB
C âble_240mm2_20m7
N_14
N15
aA
Series RLC Load16
Series RLC Load13
C_20m13Series RLC Load20
C_20m14
C_20m15
Series RLC Load21
n
c
b
a
n
c
b
a
n
n
c
Series RLC Load19
c
C_20m12
Series RLC Load18
b
C_20m11
b
a
n
c
b
a
n
c
b
a
c
n
C_20m10
a
C_20m9
b
a
n
c
b
a
C âble_35mm2_10m
C_20m4
Series RLC Load22
N22
Figure III.14. Réseau d’étude
3500
40
3000
30
2500
20
I charge (A)
2000
1500
PPV
1000
Pcharge
0
0.5
0
-10
QPV
500
10
-
Puissance (W, VAr)
Dans une branche du réseau de distribution, l’onduleur PV est connecté en parallèle avec la
charge non linéaire, et on estime la forme d’onde du courant totale au début de la ligne.
-20
Qcharge
-30
0.52
0.54
0.56
Temps (s)
0.58
0.6
-40
0.3
0.32
0.34
0.36
Temps (s)
0.38
0.4
Figure III.15. Puissance de la charge et du
Figure III.16. Courant de charge
système PV
Le courant de charge est vraiment non sinusoïdal, à cause de la composante de distorsion.
30/43
400
sans filtre PV
avec filtre PV
100
300
200
50
(A)
réseau
réseau
(V)
100
0
V
I
0
-100
-50
-200
-300
-100
-400
0.5
0.52
0.54
0.56
0.58
0.5
0.6
0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
Temps (s)
Temps (s)
Figure III.18. Courant du réseau avec
et sans filtre actif PV
Figure III.17. Tension du réseau
 Le courant du réseau retrouve une forme plus sinusoïdale en présence de filtre actif
PV.
40
90
30
80
70
20
60
THD (%)
0
I
PV
(A)
10
50
THD iPV sans filtre actif
THD i
THD iPV
THD i
40
THD i
PV
avec filtre actif
ligne
ligne
sans filtre actif
avec filtre actif
30
-10
20
-20
10
sans filtre actif
avec filtre actif
-30
-40
0.5
0.51
0.52
0.53
Temps (s)
0.54
0.55
THD iligne
0
0.56
0.5
0.52
0.54
0.56
0.58
0.6
Temps (s)
Figure III.20. THD du courant du
Figure III.19. Courant du système PV
système PV et courant du réseau avec et
avec et sans filtre actif
sans filtre actif PV
On observe que le courant du réseau devient sinusoïdal, le THD diminuant de 17% à 0,8%. La
puissance injectée par le système PV au réseau reste constante P=3000 W, Q=20 VAr. La
forme du courant PV devient très perturbée. Le système PV a bien réalisé les deux rôles de
générateur et de filtre actif moyennant un surdimensionnement que l’on peut évaluer par
1  THD2 ; (pour ce cas, il y a un surdimensionnement de 2% si le THD du courant fourni
par le système PV est de 20%).
III.5 Conclusion
On montre qu’il est aisé de réaliser la fonction du filtrage actif sans ajout d’éléments
physiques mais seulement en utilisant un bloc de traitement (extraction des harmoniques à
compenser) et un ajout des courants perturbés à la boucle de courant de l’onduleur PV, cette
boucle de courant étant déjà implantée.
Ceci n’influe pas énormément sur le dimensionnement de l’onduleur PV.
Le filtrage actif ne peut fonctionner qu’à des fréquences assez nettement inferieures à la
fréquence de hachage de l’onduleur (typiquement rapport 3 à 5). Pour les perturbations
harmoniques de rang élevé, l’utilisation de filtres passifs est indispensable, mais ces filtres
sont assez légers et donc peu onéreux.
31/43
IV. Tâche 3.3 : Tenue aux perturbations
IV.1
Comportement des onduleurs PV en cas de court-circuit [LE_11]
Dfaut 5
V23
Dfaut 1
p
V_pu
b
D Y_1
PVa
N
PVb
PV
N
PVc
a
P
V_pu
E1
V_pu
p1 p2
N1 N2
N5
AL240x95_20m
AL240x95_20m
N8
N7
N6
AL240x95_20m
R 20
40
V_pu
FD 1_400A
PV21a_3kW
PI
AL240x95_10m
N9
N10
N12
N11
100k
AL240x95_20m
AL240x95_20m
AL240x95_20m
AL240x95_20m
Load1
N4
R 34
AL240x95_10m
40
R8
p1
p3
p2
p4
b
40
R9
p1
p3
p2
p4
40
R 10
R 11
40
V24
D EV19
+
E1
S1
p1 p2
N1 N2
Fusible_90A
+
40
N18
N19
V22
100k
V_pu
p1
p3
p1
p3
p1
p3
p1
p3
p1
p3
p1
p3
p1
p3
E1
p2
p4
p2
p4
p2
p4
p2
p4
p2
p4
p2
p4
p2
p4
p2
p4
Fusible_90A
LF
R 19
Load20
LF
R 18
40
100k
100k
R 28
b
PI
Load16
40
LF
R 17
a
c
Load15
LF
Load14
LF
Load13
LF
Load12
LF
Load11
LF
Load10
R 16
N22
p1 p2
N1 N2
40
+
R 15
b
40
D EV20
S1
+
R 14
a
40
+
c
40
+
+
R 13
b
40
+
R 27
40
+
+
+
a
c
R 12
p
V_pu
AL240x95_20m
p3
40
R 31
N20
AD 2_F90A_N 22
AL240x95_20m
AL240x95_20m
LF
N17
AL240x95_20m
Load3
N16
AL240x95_20m
+
N15
AL240x95_20m
p1
+
100k
N14
AL240x95_20m
+
Fusible_400A
PV24c_3kW
R 21
R 33
+
p
N13
AL240x95_20m
S1
100k
R 29
V20
Dfaut 4
FD 2_400A
E1
100k
c
PI
R 25
Dfaut 6
V_pu
+
+
R 35
100k
N24
p
AD 4_F90A_N 24
Phase:0
100k
Dfaut 7
c
PVa
N
PVb
PV
N
PVc
p4
Load2
LF
R7
p3
p2
LF
40
p1
a
Load19
p4
LF
p3
p2
Load18
R5
LF
40
p1
LF
p4
Load17
p3
p2
c
Load8
R6
p1
b
LF
p4
Load9
p3
p2
LF
Load7
40
LF
R4
p1
a
Load6
40
LF
LF
Load4
p4
+
R3
p3
p2
+
40
p1
c
+
R2
p4
+
40
p3
p2
+
R 26
100k
R1
Vsine_z:Vw Z1
p1
b
+
p4
+
p3
p2
+
+
1
p1
a
+
p4
+
p3
p2
+
+
p1
Load5
+
S1
LF
b
E1
Fusible_400A
C1
Load21
2
20/0.4
LF1
Slack:20.kVR M SLL/_0
S1
Fusible_90A
p
V_pu
N2
p
Dfaut 2
LF
N
PVa
PVb PV
N
N
PVc
R 22
V7
AL240x95_10m
1
5nF
R 30
N21
V_pu
+
V_pu
LF
ALM 35_1m
+
p
N1
+
20.kVR M SLL/_0
Slack:LF1
+
V1
p
Vw Z1
100k
p
AD 1_F90A_N 21
p
+ VM
?v/?v/?v
V21
Box_C C
V12
40
R 24
100k
V3
V_H TA
H TA
+
N3
V_H TA
+
S1
Fusible_90A
Rseau HTA 20 kV
Load23
LF
+
E1
Dfaut 3
PV23b_3kW
N23
AD 3_90A_N 23
R 36
100k
R 23
R 32
Figure IV.1. Réseau de distribution BT modélisé sous EMTP-RV avec les installations PV
(monophasés)
Pour étudier le comportement des installations PV en cas de court-circuit, un réseau de
distribution BT est utilisé (Figure IV.1). Ce réseau est alimenté par un transformateur de
distribution de 400 kVA (20/0.4 kV). Ce réseau comporte 2 départs avec câbles souterrains de
240 mm2. Chaque départ a un fusible de départ FD 400 A. La distance entre les clients est de
10 ou 20 m. Les charges monophasées des clients sont bien réparties entre les trois phases.
Chaque branchement a un fusible AD 90 A.
On suppose qu’il y a trois installations PV de 3 kW raccordés sur trois phases aux nœuds 21,
23 et 24, respectivement. La protection de découplage des installations PV est basée sur les
critères de tension et de fréquence de la prénorme DIN VDE 0126-1-1 (0.80 pu ≤ V ≤
1.15pu, 47.5 Hz ≤ f ≤ 50.2 Hz).
Différents types de courts-circuits (monophasé, biphasé, triphasé) ont lieu aux différents
points du réseau sur les deux départs. Les comportements des onduleurs PV en cas de courtcircuit sont observés. Dans cette partie nous présentons seulement les comportements des
onduleurs PV en cas de court-circuit monophasé.
7000
4000
6000
PV21a_3kW/Measure/P_Inv@control@1
3000
PV21a_3kW/Measure/Q_Inv@control@1
5000
FD1_400A/FD/Icc_a@control@1
Power of PV (W, VAR)
FD1_400A/FD/Icc_b@control@1
Current (A)
FD1_400A/FD/Icc_c@control@1
4000
3000
2000
1000
0
2000
-1000
1000
0
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
Figure IV.2. Courant vu par le fusible FD1
2
-2000
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
2
Figure IV.3. Variation de puissance de l’onduleur
PV raccordé sur la phase en défaut (N21)
32/43
30
1
PV21a_3kW/Measure/V_pu@control@1
PV21a_3kW/PWM/i_inv_mes@control@1
20
0.8
Current of PV
Voltage (pu)
10
0.6
0
0.4
-10
0.2
-20
0
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
2
-30
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
2
Figure IV.4. Variation de tension de l’onduleur PV
Figure IV.5. Variation de courant de l’onduleur PV
raccordé sur la phase en défaut (N21)
raccordé sur la phase en défaut (N21)
3500
PV23b_3kW/Measure/V_pu@control@1
3000
1
2000
0.8
PV23b_3kW/Measure/P_Inv@control@1
PV23b_3kW/Measure/Q_Inv@control@1
Voltage (pu)
Power of PV (W, VAR)
2500
1500
1000
500
0.6
0.4
0
0.2
-500
-1000
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
2
0
0.8
1
1.2
1.4
time (s)
1.6
1.8
2
Figure IV.6. Puissance de l’onduleur PV raccordé
Figure IV.7. Variation de tension de l’onduleur PV
sur la phase saine (N23)
raccordé sur la phase saine (N23)
On suppose qu’un court-circuit monophasé apparaît à l’instant t=1.0 s sur la phase A au nœud
7. Le courant de court-circuit vu par le fusible FD1 atteint 7 kA (Figure IV.2). Ce fusible
fond à l’instant t=1.41 s. Les Figure IV.3-Figure IV.5 présentent les variations de puissance,
de tension et de courant de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (phase A au nœud
N21). Pendant le court-circuit la tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (au
nœud 21) baisse jusqu’à 0.52 pu (Figure IV.4). Cet onduleur PV est déconnecté 200 ms après
le court-circuit (t=1.2s). Pendant le court-circuit le courant de l’onduleur PV augmente
légèrement mais ne dépasse pas 1.1 pu (Figure IV.5). Cela indique que pendant le courtcircuit, la contribution au courant de court-circuit des productions PV est très faible et les
productions PV peuvent rester connectées sans provoquer de contraintes majeures pour le
réseau et pour les productions PV. Les Figure IV.6 et Figure IV.7 présentent les variations de
puissance et de tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase saine (phase B au nœud 23).
Cet onduleur maintient le raccordement pendant et après le défaut. C’est identique avec
l’onduleur PV raccordé sur la phase C au nœud N24.
Limitation de la tension du bus DC en cas de creux de tension [NGUY_11]
Actuellement la tenue au creux de tension n’est demandée que pour des moyens de production
supérieurs à 5 MW (donc en HTA) (arrêté du 23 décembre 2010).
IV.2
IV.2.1 Problématique
Il existe des critères pour les protections de découplage du système PV comme ceux
[ERDF_06] qui imposent le temps de déconnexion du PV lors d’un creux ou d’une baisse de
33/43
tension. Dans la Figure IV.8, la courbe temps-tension est la limite de deux zones : zone
« rester connecté » et zone « déclenchement »
Figure IV.8. Caractéristique temps de déclenchement et creux de tension, norme
[ERDF_06]
Dans [NGY_10], on analyse l’impact des systèmes PV sur le réseau en régime transitoire face
aux creux de tension (causés par un court-circuit). On trouve que la capacité à rester connecté
des systèmes PV peut faire contribuer à la stabilité du réseau. Cette capacité influence non
seulement la stabilité transitoire au moment du défaut, mais aussi l’état permanent après le
défaut. C’est pourquoi dans un futur proche, on préconise que les systèmes PV restent
connectés au réseau en cas de creux de tension quand le défaut n’est pas dans sa zone
d’influence.
Dans l’onduleur, il y a une protection de surtension du bus continu VDC, et le dépassement de
la valeur imposée est une des causes de déconnexion.
Dans [BLE_06], avec plus de 1000 tests sur 9 différents types d'onduleurs PV commercialisés,
on a constaté que leur comportement face aux creux de tension est différent dans chaque
scénario et qu’il existe des cas de non déconnexion.
On a simulé dans [BEN_10], un système PV triphasé soumis à un creux de tension du réseau,
les fluctuations de courant, de puissances active et réactive, mais sans tenir pas compte de la
surtension sur le condensateur du bus DC.
[GUS_09] présente une solution pour le système PV avec un étage AC/DC et sans étage
DC/DC. On utilise directement la caractéristique des panneaux solaires : quand la tension du
PV augmente, la puissance du PV diminue automatiquement et en conséquence, la tension du
bus DC est toujours dans la limite admissible.
Le paragraphe IV.2.2 présente une solution pour résoudre ce problème de surtension pour le
cas d’un système PV comprenant un étage DC/ DC.
34/43
IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal
PPV
PDC
Pond
PV
VDC
PC
Pres
CPV
C
hacheur
onduleur
Figure IV.9. Bilan de puissance dans le bus continu
La tension du bus continu VDC subit la variation du courant de sortie du hacheur lequel
dépend du MPPT donc des caractéristiques exogènes (T°, ensoleillement..). Cette tension peut
aussi augmenter en cas de saturation du courant injecté au réseau (creux de tension ou courtcircuit à la sortie de l’onduleur). Ces perturbations feront l’objet de la section suivante IV.2.3.
Dans cette section, on s’intéresse qu’au fonctionnement normal, où le courant de sortie de
l’onduleur reste encore dans les limites admissibles.
En négligeant les pertes internes dans le hacheur et l’onduleur, comme montrés dans la
Figure IV.9, la puissance fournie par les panneaux PV (PPV) est la somme de la puissance
d’entrée dans le condensateur (PC) et de la puissance fournie au réseau (Pres).
PPV  PC  Pres
En cas de court-circuit du côté du réseau, la tension du réseau baisse, ce qui provoque une
baisse de puissance fournie au réseau (Pres). Pendant ce temps, la puissance fournie par les
panneaux PV reste constante. Le déséquilibre entre la puissance entrée (P PV) et la puissance
sortie (Pres) provoque une augmentation de la puissance accumulée par le condensateur C.
C’est pourquoi la tension aux bornes du condensateur augmente et dépasse la limite
admissible. Après élimination du défaut, la puissance PPV = Pres, l’énergie stockée dans le
condensateur reste constante et la tension reste encore élevée. Alors, il faut ajouter une boucle
pour régler cette tension. Le principe de contrôle de la tension du bus continue VDC est de
décharger l’énergie résiduelle pour diminuer la tension.
La relation entre la tension du bus continu VDC et l’énergie stockée dans le condensateur
1
2
est : E  .C.VDC
. On veut que VDC ne dépasse pas la valeur V0ref, donc l’énergie stocké
2
1
est de : E0  .C.V02ref Alors, si la tension VDC>V0ref, il faut décharger une quantité
2
1
2
d’énergie E  E  E0  .C.(VDC
 V02rref ) . Ainsi, on augmente le courant par une quantité
2
E C
2
2
P 

.(VDC
 V02rref )  K P (VDC
 V02rref ) où, T est le temps de décharge du
T
2.T
C
condensateur et K P 
.
2.T
En résumé, on contrôle le courant de sortie pour maintenir la tension VDC dans la limite
acceptable.
 Si VDC<V0ref, I=I’
35/43
 Si VDC>V0ref, I=I’+I
Dans la simulation en régime normal, on impose V0ref = 500 V et on trouve que la tension VDC
reste toujours inférieure à cette valeur.
IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut
hacheur
Pond
PC
PDC
PV
CPV
C
u5
Commande
du hacheur
IL
IPV
MPPT
ILref
régulateur
X
VPV
I’Lref
k
f(VDC)
Figure IV.10. Schéma de principe de la commande du
hacheur pour limiter la tension du bus continu
Dans la dernière section IV.2.2, on a réglé la tension VDC dans le cas d’un courant de sortie de
l’onduleur resté dans la limite admissible. On s’intéresse dans la suite à ce qu’il se passe
quand ce courant dépasse cette limite.
On rappelle que dans la Figure IV.10, la puissance en sortie du hacheur est la somme de la
puissance en entrée dans le condensateur et de la puissance en entrée de l’onduleur de tension.
PDC  PC  Pond
Pond  I ond .Vres
Quand Vres diminue, Iond augmente. Jusqu’à une valeur quelconque, Iond doit être limité, alors
Pond<PDC, PC augmente, l’énergie est accumulée dans le condensateur. C’est pourquoi la
tension VDC augmente toujours et dépasse la limite admissible Vseuil. Par ailleurs, Vseuil est le
seuil de déclenchement de la protection de découplage, donc le système PV est déconnecté du
réseau.
A partir de l’analyse ci-dessus, on peut conclure que pour limiter la tension VDC, il est
nécessaire de limiter la puissance PDC, c'est-à-dire limiter le courant du hacheur. En plus, PDC
est presque proportionnelle à PPV (PDC=PPV si on néglige les pertes dans le hacheur), donc il
faut diminuer PPV. Une solution très simple est de diminuer le courant IL en multipliant le
courant de référence ILref par un coefficient k, 0<k<1.
En résumé, on contrôle le courant IL du hacheur pour maintenir la tension VDC dans la limite
acceptable.
36/43
I’Lref=k.ILref
Où
I’Lref est le courant de référence pour commander le hacheur
ILref est le courant de référence géré par le MPPT
k est le coefficient qui dépend de la tension VDC

Si VDC>Vseuil, k=1

Si VDC< Vseuil, k=f(VDC), 0<k<1.
Dans la section suivante, une simulation est effectuée avec Vseuil =1,2×V0ref =600V avec la
commande proposée (on l’appellera « nouvelle commande ») et sans commande proposé (on
dira « commande classique »).
La différence entre la commande classique et la nouvelle commande est que :
 La commande classique limite la tension VDC en laissant constante la puissance PV
 La nouvelle commande limite la surtension VDC en diminuant la puissance PV. En
comparaison avec la commande classique, la nouvelle commande a encore une
marge pour régler le courant en entrée du hacheur.
IV.2.4 Simulation
La simulation est effectuée dans le cas d’un court-circuit phase-neutre, avec la commande
classique et la nouvelle commande.
Dans la Figure IV.11Erreur ! Source du renvoi introuvable., le court-circuit a lieu de 0,4s
à 0,55s. Avec la commande classique, la puissance du panneau PV injectée dans le hacheur
reste constante, c’est pourquoi la tension VDC croît jusqu’à 1500V après 150ms ; en réalité,
cette surtension provoquera un déclenchement du système PV. Avec la nouvelle commande,
la puissance du PV diminue pour maintenir VDC inférieur à 600 V, la tension VPV augmente
selon la caractéristique du PV. Après 150 ms, le défaut est éliminé, le MPPT continue à
chercher le point de puissance maximale pendant 0,15 s, le système PV continuant à produire
de l’énergie sans aucune déconnexion.
1600
VDC (V)
1400
commande classique
nouvelle commande
1200
1000
800
600
400
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Temps (s)
a. Tension du bus continu
37/43
3500
3000
P PV (W)
2500
2000
1500
1000
commande classique
nouvelle commande
500
0
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Temps (s)
b. Puissance du système PV
350
commande classique
nouvelle commande
VPV (V)
300
250
200
150
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Temps (s)
c. Tension du panneau PV
30
30
20
20
10
10
Iond (A)
Iond (A)
Figure IV.11. Comportement de l’onduleur avec la commande tension du bus
continu face au court-circuit
0
-10
-10
-20
-20
-30
0.2
0
0.4
0.6
0.8
-30
0.2
1
Temps (s)
0.4
0.6
0.8
1
Temps (s)
Puissace (W)
4000
3000
2000
1000
0
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
commande classique
nouvelle commande
0.7
0.8
0.9
1
Temps (s)
Figure IV.12. Puissance et courant sortie de l’onduleur
Quand le court-circuit apparaît, le courant en sortie de l’onduleur atteint la valeur maximale
(Imax=22 A crête). Avec la commande classique, pour déstocker l’énergie dans le
condensateur, après défaut, le courant reste à Imax pour diminuer VDC, voir ???Erreur !
Source du renvoi introuvable. (selon la commande VDC dans la section IV.2.2), et la
puissance en sortie est supérieure de celle produite par le champ PV. Avec la nouvelle
commande, le courant en sortie croît jusqu’à Imax seulement au moment du court-circuit et
revient à sa valeur normale 0,1 s après le défaut
38/43
IV.2.5 Conclusion
Ce chapitre propose une méthode très efficace pour éliminer la déconnexion non souhaitée
des systèmes PV en cas de court-circuit. La cause de déconnexion est la surtension du bus
continu. Dans cette situation, la solution est de limiter la puissance d’entrée dans le
condensateur pour limiter la tension du bus continu. Pour réaliser cette fonction dans le
système de contrôle numérique de l’onduleur PV, on ajoute seulement quelques instructions
de commande, sans modifier le matériel physique.
V. Autres services apportés par le PV : réduction du taux de
déséquilibre de tensions [TRAN_10c]
Une installation photovoltaïque raccordée au réseau par branchement triphasé peut être
conçue de 2 façons : soit à partir d’onduleurs triphasés, soit à partir d’onduleurs monophasés
répartis sur les 3 phases. La grande majorité des systèmes PV raccordés en BT est constituée
d’onduleurs monophasés et la répartition de ces onduleurs sur les trois phases du réseau se fait
rarement de façon égale. La répartition des charges monophasées sur les trois phases du
réseau est aussi potentiellement déséquilibrée. Cela peut provoquer les déséquilibres de
tension importants sur trois phases.
En effet, un réseau de distribution BT peut présenter, sous certaines conditions, des situations
de déséquilibre entre phases générées par le caractère monophasé et aléatoire de certaines
charges. Ce déséquilibre de la tension des phases d’un réseau se traduit par l’apparition d’un
courant dans le neutre du réseau. Le courant inverse causé par les déséquilibres peut
provoquer les échauffements des machines tournantes et les pertes supplémentaires.
Dans cette partie, nous proposons une nouvelle méthode qui permet de réduire le taux de
déséquilibre de tension du réseau. Cette solution est réalisée par des onduleurs triphasés. Le
principe du système de contrôle proposé est présenté sur la Figure V.1. Le principe est basé
sur la modification des courants de référence triphasés en fonction du niveau de déséquilibre
de tension.
Imes
P&Q
Pconsigne
Pmes
Qmes
PI
PI
Qconsigne
Vmes
V
Pref
Qref Calcule
de
courant
Vd de
rfrence
Id
dq
Iq
Iref
Irrefef
I*
+
+
i ref
Vq
Vd,Vq
PLL
vMoy
+
PI
Figure V.1. Principe de contrôle afin de réduire le déséquilibre de tension
39/43
Pour démontrer l’efficacité de la méthode, on suppose qu’un onduleur PV triphasé est
raccordé au nœud 3 (Fig. II.1) avec un système de contrôle/commande avancé.
3
80
PV3abc_75kW
PV3abc_75kW
70
N2_V2sV1
N3_V2sV1
N4_V2sV1
60
N5_V2sV1
Voltage unbalance rate (%)
Power of PV onduleur (kW, kVAR)
2.5
50
40
30
20
N6_V2sV1
N7_V2sV1
2
N10_V2sV1
N11_V2sV1
N12_V2sV1
1.5
N13_V2sV1
N14_V2sV1
1
10
0.5
0
-10
0
5
10
15
20
0
25
2
4
6
8
10
time (H)
12
14
time (H)
16
18
20
22
24
Figure V.2. Puissance de l’onduleur PV – Contrôle
Figure V.3. Variation du taux de déséquilibre de
P/Q
tension – Contrôle P/Q
3
1.15
V3/Vpu_a
V3/Vpu_b
N2_V2sV1
N3_V2sV1
V3/Vpu_c
N4_V2sV1
2.5
N5_V2sV1
N6_V2sV1
Voltage unbalance rate (%)
Voltage (pu)
1.1
1.05
1
0.95
0.9
N7_V2sV1
N10_V2sV1
2
N11_V2sV1
N12_V2sV1
N13_V2sV1
1.5
N14_V2sV1
1
0.5
8
9
10
11
12
13
time (H)
14
15
16
17
0
18
8
9
10
11
12
13
time (H)
14
15
16
17
18
Figure V.4. Variation de tension au nœud 3 –
Contrôle P/Q
tension – Contrôle P/Q
1.15
3
N2_V2sV1
N3_V2sV1
V3/Vpu_a
1.1
N4_V2sV1
2.5
N5_V2sV1
V3/Vpu_b
N6_V2sV1
Voltage Unbalance Rate (%)
Voltage Unbalance Rate (%)
V3/Vpu_c
1.05
1
0.95
0.9
N7_V2sV1
N10_V2sV1
2
N11_V2sV1
N12_V2sV1
N13_V2sV1
1.5
N14_V2sV1
1
0.5
0
8
9
10
11
12
13
time (H)
14
15
16
17
18
8
9
10
11
12
13
time (H)
14
15
16
17
18
Figure V.6. Variation de tension au nœud 3 –
Contrôle intelligent
tension – Contrôle intelligent
La Figure V.2 présente la production de l’onduleur PV triphasé raccordé au nœud 3 en
fonction de l’ensoleillement. On peut constater que pendant la période de fort ensoleillement
(de 8h00 à 20h00), il y a des déséquilibres importants de tension (Figure V.3 - Figure V.5).
Le taux de déséquilibre peut dépasser 2 %. Avec le contrôle intelligent, le taux de
déséquilibre est réduit à une valeur inférieure à 1% (Figure V.6). Les Figure V.4 - Figure
V.7 présentent les tensions au nœud 3 en cas de contrôle P/Q et de contrôle intelligent. Avec
la solution proposée, les tensions sur les trois phases deviennent identiques (Figure V.6).
40/43
Les résultats obtenus montrent la performance de la méthode proposée afin de réduire le taux
de déséquilibre de tension. Pour des charges monophasées totales de 33.6 kW et 12.2 kVAR,
en utilisant la méthode proposée, on peut réduire les pertes de 1.6 kWh par jour, soit 584 kWh
par an.
La méthode proposée permet de donc de :
 Réduire la composante inverse de tension, et par conséquence de réduire le taux de
déséquilibre de tension sur les trois phases,
 Réduire le courant qui circule dans le neutre,
 Réduire les pertes supplémentaires sur le réseau.
VI.
Conclusions
Dans ce rapport, nous proposons un système particulier de contrôle/commande intelligent
pour les onduleurs PV. Bien évidemment, il existe par ailleurs d’autres solutions qui n’ont pas
été décrites dans ce document. En utilisant ce système, les services sont apportés par les
onduleurs PV comme le réglage de tension, la réduction du taux de déséquilibre de tension.
Avec les systèmes de contrôle/commande robuste, les onduleurs PV sont capables de résister
face aux perturbations sur le réseau (creux de tension par exemple).
Les résultats de simulation montrent la performance des méthodes proposées.
41/43
VII.
Références
[ARRE_08] Arrêté du 23.04.2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de
fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse
tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique
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[IEA_09] Rapport IEA PVPS T10-06-2009 Overcoming PV grid issues in the urban areas
page 47].
[IEEE_92] IEEE STD 519-1992, “IEEE Recommended Practices and Requirements for
Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE 519 working Group. 1992.
[JAR_06] Tarik JAROU, Mohamed CHERKAOUI, Mohamed MAAROUFI, “Nouvelle
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[LE_11] Cette partie présente une partie de la thèse de Grenble INP de LE Thi Minh Chau,
encadrée par Tran-Quoc Tuan et S. Bacha, 2011
[NGUY_11] Van Linh NGUYEN, “Fonctions supplémentaires sur onduleurs photovoltaïques
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Bacha, 22 juin 2011
[NGY_10] Nguyen Hoang Viet, Akihiko Yokoyama, “Impact of fault ride-through
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[TRAN_03] T. Tran-Quoc, C. Andrieu, N. Hadjsaid, “Technical impacts of small distributed
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onduleur photovoltaïque plus intelligent, Présentation aux journées d’innovation du IDEA”,
Annecy, le 8 Mai 2010
43/43

Interactions onduleur PV/réseau

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