Introduction Générale - Université Ferhat Abbas de Sétif
Transcription
Introduction Générale - Université Ferhat Abbas de Sétif
وزارة التعـليــــم العالـــي و الـبحـــث العلـمـــــــــي Ministère de l’enseignement supérieur et de la recherche scientifique 1-جامعـــت سطيــــف Université Sétif -1 (ALGERIE) Faculté de Technologie MEMOIRE présenté pour l’obtention du diplôme de Magister en Electrotechnique Option : Réseaux Electriques Par : M . Yassine LASMI r Thème Optimisation de la poursuite du point de puissance maximale (MPPT) d’un système photovoltaïque par les techniques intelligentes. Soutenu publiquement le 09 / 12 /2013 devant le jury d’examen: Dr. SAAD BELKHIAT Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Président Dr. MOHAMED NAGUIB HARMAS Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Rapporteur Dr. LAZHAR RAHMANI Prof. Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur Dr. KAMELEDDINE HEMSAS M.C.A Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur Dr. BELKACEM SAIT M.C.A Université Ferhat ABBAS Sétif-1 Examinateur Remerciements Remerciements Je me dois remercier ALLAH le Tout Puissant pour toute la volonté et le courage qu’il m’a donné pour l’achèvement de ce travail. Je tiens tout d’abord à remercier vivement le Professeur MOHAMED N. HARMAS, qui a manifesté son entière disponibilité pour son aide, son orientation et sa disponibilité, aussi pour la confiance et la compréhension qu’il m’a toujours prouvée. Mes remerciements les plus sincères sont adressés à Monsieur Prof. SAAD BELKHIAT pour me faire l’honneur de présider le jury de mon mémoire de Magister, ainsi que les membres du jury Mr Prof. LAZHAR RAHMANI Dr. KAMELEDDINE HEMSAS, et Mr Dr. BELKACEM SAIT de l’intérêt dont ils font preuve à mon égard pour lire ce mémoire et en assistant à ma soutenance. Mes vifs remerciements s’adressent également à tous les membres de ma famille notamment ma chère mère LAALDJA et mon cher père SMAIL qui m’ont aidé et pour leur soutien précieux plus que je ne peux le dire durant les longues années de ma formation, ce qui leur fait valoir ma grande reconnaissance. je tiens à remercier vivement mon cher ami Mr. Fateh SLAMA doctorant à l’université de Sétif pour m’avoir encouragé dans les moments critiques, et pour l’esprit d’équipe que nous avons et qui m’a permis d’échanger avec lui des idées dans le même axe de recherche sans oublier mes amis Abdelghani YAHIOU, Souhil MOUASSA , Djamel ISSAADI et Fouzi BAGHEM, ainsi Abdelmoumene BENAYED doctorant à l’université de Béjaia pour son soutien. Enfin, je remercie toutes les personnes (dont le nombre est très élevé pour les citer toutes ici), qui ont contribué de prés ou de loin, directement ou indirectement à l’aboutissement de ce travail, je les remercie tous. Dédicace Dédicace A la mémoire de ma grande mère * ZOHRA* que ALLAH lui accorde toute sa miséricorde. A mes chers parents préférés dans cet univers, pour l’amour et l’affection qu’ils m’ont offert, pour les conseils fructueux qui m’ont été prodigués, grand merci. A ma sœur Ouahiba et ses filles : Allaa & Maram. A Ma petite sœur Moufida. A mes frères : Samir, Noureddine, Abdelhak & Adel. A toute la famille LASMI… A ma future femme … A tous les amis … A tous ceux qu’on aime … Et à tous ceux qui me sont chers ... Yassine LASMI Acronymes et Symboles Acronymes 𝑃𝑉 : Photovoltaïque. 𝐺𝑃𝑉 : Générateur Photovoltaïque. 𝐾𝑊𝑐 : Kilowatt Crete. 𝐸𝜆 : Distribution du rayonnement de corps noir. 𝐸 : Emittance énergétique (éclairement ou ensoleillement). 𝐴𝑀 : Masse d’air. 𝑇𝑆𝐿 : Temps standard local. TSV : Temps Solaire Vrai. 𝐷𝐶 : Courant Continu. 𝐴𝐶 : Courant Alternatif. 𝐹𝐹 : Facteur de forme. 𝑆𝑇𝐶 : Conditions de tests standards ‘Standard Test Conditions’. 𝑀𝑃𝑃 : Point de fonctionnement optimal 𝑀𝑃𝑃𝑇 : Poursuite du Point de Puissance Maximale. ‘Maximum Power Point Tracking’. Symboles 𝜆 : Longueur d’onde en mètre. 𝜎 : Constante de Stefan-Boltzmann. 𝐸𝑆 : Éclairement de la surface du soleil. EO : Éclairement en dehors de l’atmosphère terrestre, appelée constante solaire. 𝐴𝑆 : Surface du soleil. A0T : Surface de la sphère dont le rayon est l’orbite de la terre/soleil. 𝛬 : Longitude géographique du site. Λref : Longitude de référence du TSL. γ : Altitude. 𝜓 : Azimut. 𝛬 : Longitude. 𝜑 : Latitude. Acronymes et Symboles STC : Rendement de la cellule photovoltaïque. 𝑃𝑚 : Puissance produite par le générateur PV. 𝑆𝑐𝑒𝑙𝑙𝑢𝑙𝑒 : Surface de la cellule [m²]. E : Éclairement absorbé par la cellule. 𝐸𝑟é𝑓 : Éclairement de référence (1000 w/m²). 𝑉𝑡ℎ : Tension thermique. 𝐾 : Constant de Boltzmann (1,38.10-23 J/K). 𝑞 : Charge de l’électron (1,6.10-19 C). 𝐼𝑝𝑣 : Courant généré par la cellule photovoltaïque. Iph : Courant de la cellule PV (Photo-Courant). 𝐼𝑑 : Courant circulant dans la diode. I0 : Courant de saturation inverse de la diode. 𝑇 : Température de la jonction des cellules PV [°K]. 𝑇𝑛 : Température de référence des cellules PV [°K]. Eg : Énergie de Gap du matériel de la cellule PV en [ev]. 𝑉𝑝𝑣 : Tension de sortie d’un panneau photovoltaïque. 𝐼𝑝 : Courant circulant dans la résistance 𝑅𝑃 . 𝑅𝑃 : Résistance shunt de la cellule PV. 𝑅𝑆 : Résistance série de la cellule PV. 𝑁𝑆 : Nombre de cellules en série. 𝑁𝑃 : Nombre de cellules en parallèle. 𝜂 : Rendement. 𝐾𝑡 : Coefficient de variation de courant 𝐼𝑐𝑐 selon la température. A : Facteur d’idéalité de la jonction (cellule PV) p-n 𝑉𝑚𝑝𝑝 = 𝑉𝑚 : Tension d'un module PV au point de puissance maximale [V]. 𝐼𝑚𝑝𝑝 = 𝐼𝑚 : Courant d'un module PV au point de puissance maximale [A]. 𝐼𝑚𝑟 : Courant de référence d'un module PV au point de puissance maximale. 𝑇 : Température de la jonction des cellules PV [°K]. 𝑇𝑟é𝑓 : Température de référence des cellules PV [°K]. 𝐼𝐶𝐶 : Courant de court-circuit d'une cellule ou d'un module solaire [A]. 𝑉𝐶𝑂 : Tension en circuit ouvert d’un module solaire [V]. Acronymes et Symboles 𝑅𝐿 : Résistance de filtre. 𝐿 : Inductance de filtre. 𝐹𝑃 : Facteur de puissance. 𝐷 : Rapport cyclique. 𝛥𝐷 : Variation du rapport cyclique. 𝑃&𝑂 : Perturbation et Observation. 𝐼𝑛𝑐𝐶𝑜𝑛𝑑 : Conductance Incrémentale. E(K) : Erreur. CE(K) : Variation de l’Erreur. Sommaire Sommaire Introduction générale Chapitre 01 ……………………………………………………………………………………..…..1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.1. Introduction ………………………………………………………………………………………………………………...1 1.2. Potentiel solaire ……………………………………………………………………………………………… ………..…2 1.2.1. Potentiel solaire extraterrestre …………………………………………………………….. .......………….2 1.2.1.1. Rayonnement solaire extraterrestre …………………………………………………… ......……...2 1.2.1.2. Temps solaire vrai (TSV) ……………………………………………………………………… ......…....3 1.2.1.3. Position du soleil ……………………………………………………………………………………..... ......4 1.2.1.4. Géométrie d’orientation : collecteur- faisceau du soleil …………………………… .... ……5 1.2.2. Rayonnement solaire………………………………………………………………………………………...... …5 1.3. Masse d’air …………………………………………………………………………………………………………………..7 1.4. Semi conducteur ………………………………………………………………………………………………… ……….8 1.4.1. Formation de la jonction PN ………………………………………………………………………… ..... ……8 1.4.2. Principe de fonctionnement de la cellule photovoltaïque ………………………… ......... ……….9 . 1.4.3 Type et rendement des cellules photovoltaïques …………………………………………… ...... …..9 1.5. Protections classiques d’un générateur photovoltaïque (GPV) …………………………………….10 1.6. Systèmes photovoltaïques …………………………………………………………………………………… …….11 1.6.1. Systèmes photovoltaïques avec stockage électrique ……………………………………… ...... …11 1.6.2. Systèmes à couplage direct sans batterie ……………………………………………………… ..... ….12 1.7. Secteurs d’application …………………………………………………………………………………………….. ....13 1.8. Avantages et inconvénients de l’énergie photovoltaïque ……………………………………………...13 1.8.1. Avantages ……………………………………………………………………………………………...............…....13 1.8.2. Inconvénients ……………………………………………………………………………………… .…...…………14 Conclusion ……………………………………………………………………………………………………...………………..14 Chapitre 02 ………………………………………………………………………………………………………...….15 Modélisation d’un système photovoltaïque 2.1. Introduction ........................................................................................................................................................................ 15 2.2. Modélisation du générateur photovoltaique (GPV) ................................................................................. ..15 2.2.1. Cas d’une cellule idéale ..................................................................................................................................... .15 Sommaire 2.2.2. Cas d’une cellule réelle ………………………………………………………………… ..... ……………….…16 2.3. Constitution d’un générateur photovoltaïque (GPV) ................................................................................ 18 2.3.1. Association des cellules photovoltaïques en série............................................................................. 19 2.3.2. Association des cellules photovoltaïques en parralèle ................................................................... 19 2.4. Influence de l’Éclairement.......................................................................................................................................... .21 2.5. Influence de la Température..................................................................................................................................... .21 2.6. Efficacité (rendement) maximale de la conversion.................................................................................... .22 2.7. Facteur de forme FF....................................................................................................................................................... .22 Conclusion…………………………………………………………………………….…………………….………………… ...23 Chapitre 03..................................................................................................................................... 24 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.1. Introduction ....................................................................................................................................................................... ..24 3.2. Suivi de la puissance maximale du générateur photovoltaïque (GPV)……………………………2 4 3.3. Connexion directe source-charge…………………………………………………………………….…………..24 3.4. Étage d’adaptation entre un générateur PV et une charge ..................................................................... 25 3.4.1. Convertisseurs DC/DC………………………………………………………………………………………….26 3.4.1.1. Hacheur survolteur (Boost)………………………………………………………………………… .. 26 3.4.1.2. Hacheur dévolteur (Buck)…………………………………………………………………………….. 32 3.5. Principe du MPPT………………………………………………………………………………………………….…… 34 3.5.1. Adaptation manuelle de la charge au générateur photovoltaïque…………....... ……….…...34 3.5.2. Méthode à contre réaction de tension …………………………………………………… ......………...35 3.5.3. Méthode à contre réaction de courant……………………………………………………......… ……..36 3.5.3.1. Référence en fonction du courant de court-circuit ICC ……………...…………..... …….…36 3.5.3.2. Référence externe (Cellule pilote)…………………………………………………………......…...36 3.5.4. Méthodes à contre réaction de puissance ……………………………………..…………………… ...37 3.5.4.1. Technique de l’incrémentation de la conductibilité (IncCond)………..…….....….…...37 3.5.4.2. Résultats de simulation de la Technique IncCond …………………………..… ..... ………..39 3.5.4.3. Algorithme ‘Perturbation et Observation‘ (P&O) …...………………………..…..... ……….45 3.5.4.4. Résultats de simulation de la Technique (P&O) …...…………………….….......…….……..47 Conclusion…………………………………………………………………………….…………………………………............52 Sommaire Chapitre 04 ………………………………………………………………………………………………………………….53 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.1. Introduction………………………………………………………………………………………………………………. 53 4.2. Contrôleur MPPT flou .................................................................................................................................................... 53 4.2.1. Fuzzification………………………………………………………………………………………………………..……...... 54 4.2.2. Méthode d'inférence…………………………………………………..………………………………………...... .. ..55 4.2.3. Défuzzification …………………………………………………………………………………………...............57 4.2.3.1. Méthode du critère maximal (MCM)………..…………………………………......……………....58 4.2.3.2. Méthode du centre de gravité ………..…………………………………………………......…..…...58 4.3. Commande MPPT floue…………………………………………………………………………………………… …58 4.4. Résultats de simulation de la commande MPPT floue…………………………………………………...60 4.5. Etude comparative entre MPPT Floue et MPPT classique (P&O, IncCond)……………...……..63 4.5.1. Fonctionnement avec conditions environnementales stables ……………………………..…63 4.5.2. Fonctionnement avec conditions environnementales changeantes ……………………..…65 4.5.2.1. Fonctionnement sous ensoleillement variable …………………………………………….…65 4.5.2.1.1. Augmentation rapide d’ensoleillement ………..…………………….……………...........65 4.5.2.1.2. Augmentation lente d’ensoleillement ………..……………………………………………68 4.5.2.2. Fonctionnement sous une variation de température ……..………………………….……70 4.5.2.2.1. Augmentation rapide de la température ………..…………………….….……...……....70 4.5.2.2.2. Augmentation lente de la température ………..…………………….….…...……...…....73 Teste de robustesse …………………………………………………………….…………………………………............76 Conclusion....……………………………………………………………………………………………………………….……..77 Introduction Générale Introduction Générale L’électricité est aujourd’hui la forme d’énergie la plus aisée à exploiter. Mais avant de la consommer il aura fallu la produire, en général dans des unités de production de grande puissance, la transporter, puis la distribuer vers chaque consommateur. Dans les pays industrialisés, ce système est aujourd’hui très centralisé. La production d'énergie est un défi de grande importance pour les années à venir. En effet, les besoins énergétiques des sociétés industrialisées ne cessent d’augmenter. Par ailleurs, les pays en voie de développement auront besoin de plus en plus d’énergie pour mener à bien leur développement. De nos jours, une grande partie de la production mondiale d’énergie est assurée à partir de sources fossiles. La consommation de ces sources donne lieu à des émissions de gaz à effet de serre et donc une augmentation de la pollution. Le danger supplémentaire est qu’une consommation excessive du stock de ressources naturelles réduit les réserves de ce type d’énergie de façon anarchique pour les générations futures. On distingue deux types d’énergie : les énergies non renouvelables et les énergies renouvelables. Les premières sont dérivées à partir du pétrole, du gaz, du charbon, et d’uranium…Les secondes de l’hydraulique, la biomasse, les déchets, l’éolien, le solaire, le géothermique, etc. Dans ce contexte général, notre étude s’intéresse à la filière photovoltaïque (PV) qui semble une des plus prometteuses avec un taux de croissance mondial très élevé. L’énergie PV est obtenue directement à partir du rayonnement du soleil. Elle peut même se transformer en énergie électrique grâce à l'effet photovoltaïque. Les panneaux PV composés des cellules PV ont la capacité de transformer les photons en électrons. L’énergie sous forme de courant continu est ainsi directement utilisable. En raison des caractéristiques électriques fortement non linéaires des cellules PV et de leurs associations, le rendement des systèmes PV peut être amélioré par des solutions utilisant les techniques de recherche du point de puissance maximale (dites techniques MPPT). Concernant ce travail, nous nous sommes intéressés essentiellement au développement d’une procédure d’optimisation qui permet la poursuite de point de la puissance maximale (Maximum Power Point Tracking MPPT) d’un générateur photovoltaïque (GPV), pour une bonne exploitation du générateur photovoltaïque. En effet, par exemple dans le cas des engins mobiles alimentés par l’énergie photovoltaïque, l’alimentation doit être assurée au point maximal de la puissance (MPPT) quelques soient les conditions météorologiques Introduction Générale (température et éclairement). Ceci nécessite l’implémentation d’une technique de poursuite de point maximale de puissance, telle que la méthode de Perturbation-Observation (P&O), Incrémentation (INC) et l’approche Floue. D’autre part, la logique floue a reçu une attention particulière de la part d’un certain nombre de chercheurs dans le domaine de l’électronique de puissance. Vu ses performances, nous l’avons appliquée pour développer une technique MPPT Floue. Le mémoire présenté est organisé en quatre chapitres. Après une introduction générale Le chapitre I présente d’une manière générale les systèmes photovoltaïques et leurs composants. Ensuite, nous passerons au deuxième chapitre consacré à la modélisation du générateur photovoltaïque, ainsi le principe de la conversion photovoltaïque puis nous donnerons les principales caractéristiques d’un GPV et nous présenterons les systèmes photovoltaïques, avec leurs avantages et leurs inconvénients. Le troisième chapitre est consacré à une modélisation de deux types de convertisseurs DC_DC à savoir, les convertisseurs Buck et Boost. De plus, il montre quelques techniques de poursuite du point de puissance maximale (MPPT), et nous nous intéresserons à l’étude de la méthode "Perturbation- Observation" et "IncCond". Dans le quatrième chapitre, nous présenterons la commande floue d’un système photovoltaïque pour la recherche du point de puissance maximale (MPP). Le travail a été complété par une étude comparative avec un test de robustesse entre les méthodes dites conventionnelles à savoir, la méthode Perturbation-Observation (P&O), IncCond et celle basée sur l’approche Floue. Les résultats obtenus mettent en évidence l’avantage de l’approche Floue par rapport à la méthode Perturbation et Observation (P&O) et IncCond. Le mémoire se termine par une conclusion générale et des perspectives . Chapitre 01 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.1. Introduction Le soleil est une source énergétique quasiment illimitée, il pourrait couvrir plusieurs milliers de fois notre consommation globale d'énergie [1]. C'est pourquoi, l'homme cherche depuis longtemps à mettre à profit cette énergie importante diffusée sur l'ensemble de la planète, il a pu arriver à réaliser ce but par le moyen dit cellule photovoltaïque. Le nom Photovoltaïque vient du Grec est composé de deux parties: Photos : Lumière. Volt : Unité de tension électrique, du nom Alessandro Volta. Ce phénomène fut découvert au 19ème siècle par le physicien Alexandre Edmond Becquerel. La première cellule photovoltaïque fut développée début 1954 pour l’alimentation en énergie des satellites. Depuis 1958, les cellules photovoltaïques alimentent seulement le système énergétique des satellites jusqu’à ses premières applications terrestres au début des années 70. Le photovoltaïque fut utiliser pour l’alimentatio n en énergie de petites maisons isolées et d’équipements de télécommunications. [2] Aujourd’hui, grâce à sa fiabilité et à son concept respectueux de l’environnement, le photovoltaïque prend une place prépondérante. Pour comprendre ce phénomène, nous avons rappelé dans ce chapitre quelques notions de base sur le rayonnement solaire et les propriétés des semi-conducteurs ; matériaux de base des cellules photovoltaïques. Une fois ces rappels théoriques sont faits, il nous sera facile d’expliquer le principe de fonctionnement de la cellule photovoltaïque en passant au système photovoltaïque complet et à ses trois types à savoir [3] : Les systèmes autonomes, Les systèmes connectés au réseau, Les systèmes fonctionnant au fil du soleil (Pompage PV). UFAS-2013 P.1 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.2. Potentiel solaire 1.2.1. Potentiel solaire extrate rrestre 1.2.1.1. Rayonne ment solaire extraterrestre Pour comprendre le comportement du rayonnement solaire, les caractéristiques du corps noir devrait être vues brièvement. Le " corps noir " est à la fois un absorbeur et un émetteur de rayonnement électromagnétique avec 100 % d'efficacité à toutes les longueurs d'ondes. La distribution théorique des longueurs d'onde du rayonnement du corps noir est mathématiquement décrite par l'équation de Planck comme suite : [4] E A5 exp 1 T (1.1) 𝐸𝜆 : Distribution du rayonnement du corps noir. Avec 𝐴= 3.74x10-16 W/m2 ; 𝐵 = 14.39x 10-3 m.K ; 𝜆 : Longueur d’onde en mètre ; 𝑇 : Température absolue en °K. L’ensoleillement, qui représente le flux d’énergie émis par unité de temps et par unité de surface du soleil, exprimée en W/m2 est donné par la loi de Stefan-Boltzmann [5]: 𝐸𝑆 = 𝜎𝑇 4 (1.2) Où σ =5.67x 10-8 W/m2 .K4 est la constante de Stefan-Boltzmann ; T est la température absolue du corps noir. L’ensoleillement reçu en dehors de l'atmosphère terrestre, nommée la constante solaire, peut être approximativement dérivée selon l’expression (1.3), si on suppose que le soleil est un corps noir [4] : ES AS E0 A0T (1.3) Avec 𝐸𝑆 : Eclairement de la surface du soleil ; 𝐸0 : Eclairement en dehors de l’atmosphère terrestre, appelé constante solaire ; 𝐴𝑆 : Surface du soleil ; 𝐴0𝑇 : Surface de la sphère dont le rayon est l’orbite de la terre/soleil ; La figure (1.1) montre la géométrie schématique des rapports terre-soleil. En substituant E S par l’équation (1.2) et T par 5762°K, on obtient : 𝐸0 = 1360 𝑊/𝑚². UFAS-2013 P.2 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Puisque l'orbite de la terre 𝑅𝑂𝑇 n'est pas entièrement constant, E0 change légèrement tout au long de l’année, on peut déduire que 1300 𝑊/𝑚² < 𝐸0 < 1390 𝑊/𝑚². Les mesures, par satellite, indiquent que la valeur moyenne de l’année 𝐸0 est de 1367𝑊/𝑚² ; qui est dans la gamme précédente. En raison de l'orbite elliptique de la terre, l’ensoleillement extraterrestre E0 sur une surface perpendiculaire au faisceau du soleil dans le jour n de l'année est donné (n variant de 1 à 365 et ce du 01/01 au 31/12 de l’année) par l’équation suivante [6]: telque n est le nombre de jour E 0 ( n ) ( 1 0.033 2n )E0 365 (1.4) Figure 1-1.Géométrie schématique des rapports terre-soleil [4]. 1.2.1.2. Temps solaire vrai (TSV) Le temps, en heures, appliqué dans les calcules d'énergie solaire est nommé : le temps solaires vrai, là où le soleil croise le méridien de l'observateur à 12:00. La conversion du temps standard local (TSL) au TSV est faite par l’équation (1.5): TTSV TTSL 12h ( ref ) B t (n) (1.5) Avec: 𝛬 est longitude géographique du site; 𝛬𝑟é𝑓 est longitude de référence du TSL; 𝐵𝑡 (𝑛), en heures, est un facteur additionnel qui compte pour les perturbations de rotation de la terre, (on peut ajouter jusqu’à 1H); il est donné par l’équation (1.6): [7] UFAS-2013 P.3 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 2 ( n 81 ) 2 ( n 81 ) 2 ( n 81 ) Bt ( n ) 0.1645 sin 1255 cos 0.025 sin 364 364 364 (1.6) 1.2.1.3. Position du soleil La position du soleil sur la sphère céleste est donnée par l'angle d'altitude 𝛾 et l'angle d'azimut 𝜓 figure (1.2). Elle dépend de la date, la période du jour, et de la position géographique de l'observateur [6]. La date, en nombre de jours 𝑛, détermine l'angle solaire de déclinaison 𝛿 de la terre, qui est au point 𝑂 en radian. Elle est exprimée par l’équation suivante : 23.45 284 n sin 2 180 365 (1.7) Le temps de la journée, en heures, est le reflet d’un angle nommé angle horaire du soleil, en radian équivalant à l’heure, qui est donné par l’équation suivante : ( TSV 12h ) 12h (1.8) L'altitude 𝛾 et l'azimut 𝜓 à un certain temps et date, à longitude 𝛬 et à latitude 𝜑, sont alors calculés à partir des équations (1.9) et (1.10) [6] : sin( ) sin( ) sin( ) cos( ) cos( ) cos( ) cos( ) sin( ) sin( ) sin( ) cos( ) cos( ) (1.9) (1.10) On note que l'azimut solaire 𝜓 est négatif le matin et positif l'après-midi. Pour des positions sur l'hémisphère nordique, l'angle d'altitude 𝛾 est positif entre le lever et le coucher du soleil ; tandis que sur l'hémisphère méridional, il est négatif. L'angle de déclinaison 𝛿 est défini positif pendant l'été sur l'hémisphère nordique. L'angle de latitude géographique 𝜑 est positif sur l'hémisphère nord et négatif sur l'hémisphère sud. Figure 1-2. Position du soleil observée d’après l'origine O. UFAS-2013 P.4 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.2.1.4. Géométrie d’orientation : collecteur- faisceau du soleil La position du soleil vis-à-vis d’un collecteur orienté arbitrairement est déterminée par l'angle d'incidence 𝜃𝑖 du rayon du soleil figure (1.3). Pour le plan d'horizon, l'angle d'incidence est égal à l'angle zénith, équation (1.11) : cos( i ) sin( ) (1.11) Pour un collecteur incliné avec l'angle 𝛽 et l’azimut 𝛼, l'angle d'incidence 𝜃𝑖 est calculé à partir de: cos( i ) sin( ) cos( ) cos( ) sin( ) cos( ) (1.12) là où l'angle d'azimut 𝛼 d'est-ouest et zéro pour l'orientation sud. L'ensoleillement extraterrestre 𝐸0 reçu par un collecteur arbitrairement orienté est donnée par l’équation (1.13): E0 E0 cos( i ) (1.13) Normale du plant du récepteur Plant horizontale N Faisceau du soleil θI β W E α <0 S Projection de la normale du plan Figure 1-3. Position du soleil observée d’après l'origine O. 1.2.2. Rayonne ment solaire Spectre solaire Afin de quantifier l’énergie développée par le générateur photovoltaïque dans une application donnée, il est nécessaire de connaître le spectre du rayonnement solaire reçu sur sol. En effet, quatre types de rayonnement ont été répertoriés dans la littérature: Rayonne ment direct La conversion du rayonnement direct 𝐸𝐷 est une question trigonométrique. Le rayonnement direct, sur le plan horizontal, est la différence entre le rayonnement global et le rayonnement diffus. UFAS-2013 P.5 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Le rayonnement direct est converti pour un plan avec un angle d'azimut 𝛼 et d'inclinaison 𝛽 selon l’équation suivante : ED ED cos( i ) sin( ) (1.14) Avec 𝛾 et 𝜃𝑖 sont donnés selon les équations (1.9) et (1.12). On note que le paramètre 𝐸𝐷𝛼𝛽 peut être mesuré par un instrument nommé « Pyroheliometer » [4], qui doit être monté sur la monture du générateur PV. Rayonne ment diffus: c’est dû à l’absorption et à la diffusion d’une partie du rayonnement solaire global par l’atmosphère et à sa réflexion par les nuages et les aérosols. Rayonne ment réfléchi ou l’albédo du sol : c’est le rayonnement qui est réfléchi par le sol ou par des objets se trouvant à sa surface. Cet albédo peut être important lorsque le sol est particulièrement réfléchissant (eau, neige, etc.…). Rayonne ment global : le rayonnement global est subdivisé en rayonnements directs, diffus et reflété par le sol) [6]. Dans la figure ci-dessous figure (1.4) est schématisé l’ensemble des rayonnements solaires reçu sur une surface terrestre. Figure 1-4. Types de rayonnement solaire reçu au sol. L’intensité du rayonnement solaire reçu sur un plan quelconque à un moment donné est appelée irradiation ou éclairement (noté généralement par la lettre G), il s’exprime en watts par mètre carré (W/m²). La valeur du rayonnement reçu par la surface du module photovoltaïque varie selon la position de ce dernier. Le rayonnement solaire atteint son intensité maximale lorsque le plan du module photovoltaïque est perpendiculaire aux rayons [3]: UFAS-2013 P.6 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Dans la figure (1.6) ci-après est illustré l’effet de l’inclinaison des modules photovoltaïques sur l’intensité de l’éclairement reçu sur leurs surfaces du levé au couché du soleil. Figure 1-5. Rayonnement solaire capté par Figure 1-6. Intensité de l’ensoleillement reçu un plan horizontal et incliné. sur un plan horizontal et incliné. 1.3. Masse d’air On appelle masse d’air AM , la perte de l’énergie solaire par l’absorption atmosphérique. Elle est donnée en fonction de l’angle entre le soleil et le zénith [8]. AM 1 sin (1.15) Où : 𝜃 : représente l’angle entre la position du soleil et le zénith exprimée en (Deg). Le spectre solaire AM0 correspond à une masse d’air nulle pour un rayonnement arrivant au dessus de la couche atmosphérique à incidence normale, AM1 pour un soleil vertical à la terre (le soleil est au zénith), et AM1.5 pour un rayonnement solaire correspondant à une inclinaison du soleil de 45° par rapport au zénith. Le nombre "1.5" indique que le parcours de la lumière dans l'atmosphère est 1.5 fois supérieur au parcours le plus court du soleil, c'est-à-dire lorsqu’il est au zénith [6]. Figure 1-7. Description du nombre de masse d’air. UFAS-2013 P.7 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.4. Semi conducteur La filière la plus avancée sur le plan technologique et industriel est la réalisation de cellules à base de silicium. Ce dernier est l'élément semi-conducteur le plus utilisé car il est peu coûteux et il se trouve en très grande quantité sur terre : il constitue 28% de l'écorce terrestre, sous forme de silice, parfaitement stable et non toxique [9]. 1.4.1. Formation de la jonction PN Le silicium, comme tous les semi-conducteurs, a une bande de valence pleine et une bande de conduction vide. Mais grâce à un apport énergétique suffisant, il est possible de faire passer des électrons de la bande de valence (BV) à la bande de conduction (BC), d’où la génération d’électrons libres, figure (1.8). Figure 1-8. Génération de la paire électron-trou. La présence d'électrons libres dans la bande de conduction d'un matériau n'est pas suffisante pour générer un courant: il est nécessaire de créer une différence de potentiel aux bornes du photo- générateur afin d'entraîner les charges positives d'un côté et les charges négatives de l'autre. Cette opération est possible par dopage du Silicium. Une jonction PN est créée par l'assemblage de deux barreaux de Silicium de type N et P. Le composant ainsi créé est appelé diode. Figure 1-9. Jonction PN. UFAS-2013 P.8 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.4.2. Principe de fonctionnement de la cellule photovoltaïque Une cellule photovoltaïque est un dispositif semi-conducteur généralement a base silicium. Elle est réalisée à partir de deux couches, une dopée P et l’autre dopée N créant ainsi une jonction PN avec une barrière de potentiel. Lorsque les photons sont absorbés par le semiconducteur, ils transmettent leur énergie aux atomes de la jonction PN de telle sorte que les électrons de ces atomes se libèrent et créent des électrons (charges N) et des trous (charges P). Ceci crée alors une différence de potentiel entre les deux couches. Cette différence de potentiel est mesurable entre les connexions des bornes positives et négatives de la cellule [3]. La structure d’une cellule photovoltaïque est illustrée dans la figure (1-10) ci-dessous Figure 1-10. Structure d’une cellule photovoltaïque. 1.4.3. Type et rende ment des cellules photovoltaïques Il existe différents types de cellules solaires (ou cellules photovoltaïques), et chaque type de cellules a un rendement et un coût qui lui est propre. Cependant, quel que soit leur type, leur rendement reste assez faible: de 8 à 23% de l’énergie qu’elles reçoivent. Il existe trois principaux types de cellules à l'heure actuelle [6]. Cellules monocristallines: Ce sont celles qui ont le meilleur rendement mais aussi celle qui ont le cout le plus élevé, du fait d'une fabrication compliquée. Cellules poly cristallines: Leur conception étant plus facile, leur coût de fabrication st moins important, cependant leur rendement est plus faible. Cellules amorphes: Elles ont un faible rendement, mais ne nécessitent que de très faibles épaisseurs de silicium et ont un coût peu élevé. Elles sont utilisées couramment dans de petits produits de consommation telle que des calculatrices solaires ou encore des montres. Rendement d’une cellule: UFAS-2013 P.9 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Le tableau suivant (1-1) présente les différents types de cellules avec leur rendement. Tableau 1-1. Différents types des cellules avec leur rendement. Technologie de cellules Rendement en Rendement production laboratoire Silicium amorphe (a-Si) 13% 5-9% Silicium poly cristallin (p-Si) 19,8% 11 à 15 % Silicium monocristallin (m-Si) 24,7% 13 à 17% (b) (a) (c) Figure 1-11. Les images de différents types de la cellule photovoltaïque. L’expression du rendement est donnée comme suite STC Pm ESTC S cellule (1.16) STC : Rendement de la cellule photovoltaïque; 𝑃𝑚 : Puissance produite par le générateur PV; ESTC : Eclairement absorbé par la cellule; 𝑆𝑐𝑒𝑙𝑙𝑢𝑙𝑒 : Surface de la cellule [m²] ; Ce rendement dépend de plusieurs facteurs [10]: - Réflexion à la surface. - Température de jonction des cellules. - Type de matériau utilisé et technique de fabrication. - La résistance série et parallèle responsables des pertes par effet Joule. - Absorption incomplète et excès d’énergie des photons absorbés. 1.5. Protections classiques d’un générateur photovoltaïque Lorsque nous concevons une installation photovoltaïque, nous devons assurer la protection électrique de cette installation afin d’augmenter sa durée de vie en évitant notamment des pannes destructrices liées à l’association des cellules et de leur fonctionnement en cas d’ombrage. UFAS-2013 P.10 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Pour cela, deux types de protections sont classiquement utilisés dans les installations actuelles [11]: -la protection en cas de connexion en parallèle de modules PV pour éviter les courants négatifs dans les GPV (diode anti-retour). - la protection lors de la mise en série de modules PV permettant de ne pas perdre la totalité de la chaîne (diode by-pass) et éviter les points chauds. Diode anti-retour Sous- réseau A Diode bypass Sous- réseau B Figure 1-12. Schématisation d’un GPV élémentaire avec diodes by-pass et diode anti-retour [11]. 1.6. Systèmes photovoltaïques Partie générale: On ne peut pas considérer les modules photovoltaïques comme simples générateurs d’énergie électrique en remplacement d’un réseau, mais associer étroitement ces modules à un système complet pour une application bien spécifique correspondant à un besoin bien défini. Les systèmes photovoltaïques les plus couramment utilisés sont de deux types: 1.6.1. Systèmes photovoltaïques avec stockage électrique Batterie d’accumulateurs électrochimiques, ceux-ci alimentent des appareils d’utilisation : - soit directement en courant continu. -soit en courant alternatif par l’intermédiaire d’un convertisseur continu- alternatif (onduleur). Générateur photovoltaïque Batterie Onduleur Appareils courant continu Appareilscourant courantcontinu Appareils alternatif Figure 1-13. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque avec stockage. UFAS-2013 P.11 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.6.2. Systèmes photovoltaïques à couplage direct sans batterie (Fonctionnement dit aussi < au fil du soleil>). Les appareils d’utilisation sont branchés soit directement sur le générateur solaire, soit, éventuellement, par l’intermédiaire d’un convertisseur continu-continu, adaptateur d’impédance. Générateur photovoltaïque Appareils Adaptateur d’impédance Figure 1-14. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque à couplage direct. Pour les systèmes sans batterie, il y a possibilité d’avoir recours à un stockage mais qui ne sera pas sous forme électrochimique. Exemple: – pompage ⇒ stockage par réservoir d’eau. – Réfrigération ⇒ stockage de froid. Le choix de tel ou tel système se fera en fonction de différents critères: simplicité, application, environnement, etc. Toutefois l’étude de systèmes photovoltaïques se ramène à l’étude de l’adaptation de la charge constituée, soit d’une batterie, d’une charge quelconque par rapport à l’ensemble des modules solaires. Comme il à été vu précédemment, on recherchera à optimiser le système pour avoir le meilleur rendement d’adaptation du système (rapport de l’énergie électrique fournie l’utilisation à l’énergie électrique qu’aurait pu fournir le générateur fonctionnant toujours à son point de puissance maximum). Un système photovoltaïque est donc constitué du générateur, et des charges à alimenter. Ces charges sont de type courant continu ou courant alternatif. Les diverses composantes d’un système photovoltaïque sont représentées symboliquement sur le schéma généralisé dans la figure (1-15) ci-dessous. Cette représentation synoptique recouvre à peu prés tous les cas de figure (1-14) mais il est bien certain qu’un système photovoltaïque ne comporte en général qu’un certain nombre des éléments représentés ici. UFAS-2013 P.12 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques Figure 1-15. Schéma synoptique d’un système photovoltaïque. 1.7. Secteurs d’application Domaine spatial: c’est de loin le secteur le plus ancien puisque les premières utilisations de cellules solaires pour des engins spatiaux (satellites, navettes,...) remontent aux années soixante. Télécommunications : Téléphonie rurale, radiotéléphonie,... Sites isolés : Parcs nationaux, service des eaux et forêts, régions isolées, pays en voie de développement. Pompage de l’eau, irrigation, domiciles, villages. Acquisition de données : L’énergie photovoltaïque joue un rôle très important pour les stations isolées d’acquisition de données, vu la haute fiabilité de fonctionnement, l’autonomie, la moindre sensibilité à la foudre, la résistance extrême aux conditions naturelles, la maintenance légère et la longévité des équipements (25 ans). Domaine du transport : Lampadaires, panneaux à messages variables, éclairage de panneaux, signalisation lumineuse routière et ferroviaire. 1.8. Avantages et inconvénients de l’énergie photovoltaïque 1.8.1. Inconvénients La fabrication du module photovoltaïque relève de la haute technologie et exigé des investissements d’un coût élevé. Le rendement réel de conversion d’un module est faible, de l’ordre de 10-15 % avec une limite théorique pour une cellule de 28%. Les générateurs photovoltaïques ne sont compétitifs par rapport aux générateurs diesel que pour des faibles demandes d’énergie en régions isolées. Lorsque le stockage de l’énergie électrique sous forme chimique (batterie) est nécessaire, le coût du générateur est accru. Le stockage de l’énergie électrique pose encore de nombreux problème s. UFAS-2013 P.13 Chapitre 1 Généralités sur les systèmes photovoltaïques 1.8.2. Avantages D’abord une haute fiabilité. L’installation ne comporte pas de pièces mobiles qui la rendent particulièrement appropriée aux régions isolées. C’est la raison de son utilisation sur les engins spatiaux. Ensuite le caractère modulaire des panneaux photovoltaïques permet un montage simple et adaptable à des besoins énergétiques divers. Les systèmes peuvent être dimensionnés pour des applications de puissances allant du milliwatt au Mégawatt. Le coût de fonctionnement est très faible vu les entretiens réduits et il ne nécessite ni combustible, ni transport, ni personnel hautement spécialisé. La technologie photovoltaïque présente des qualités sur le plan écologique car le produit fini est non polluant, silencieux et n’entraîne aucune perturb ation du milieu, si ce n’est par l’occupation de l’espace pour les installations de grandes dimensions. Conclusion: Dans ce chapitre nous avons présenté le potentiel solaire, le principe de la conversion PV et les cellules monocristallines qui ont le meilleur rendement dans les conditions réelles d’utilisation des systèmes photovoltaïques et leurs secteurs d’application. UFAS-2013 P.14 Chapitre 02 Modélisation d’un système photovoltaïque 2.1. Introduction Un générateur photovoltaïque (GPV) est constitué d’un ensemble de cellules photovoltaïques élémentaires montées en série et/ou parallèle afin d’obtenir des caractéristiques électriques désirées tels que la puissance, le courant de court-circuit ou la tension en circuit ouvert. Pour trouver le modèle du générateur pho tovoltaïque (GPV), il faut tout d’abord retrouver le circuit électrique équivalent à cette source. De nombreux modèles mathématiques, ont été développés [12] pour représenter leur comportement très fortement non linéaire qui résulte de celui des jonctions semi-conductrices qui sont à la base de leurs réalisations. On rencontre dans la littérature plusieurs modèles du générateur photovoltaïque qui différent entre eux par la procédure et le nombre de paramètres intervenants dans le calcul de la tension et du courant final du générateur photovoltaïque. 2.2. Modélisation du générateur photovoltaïque (GPV) Le schéma électrique équivalent du générateur photovoltaïque est réduit en un simple schéma bloc (Figure.2.1) à deux entrés (E : l’éclairement et T : la température de la cellule) et deux sorties (I : le courant et V : la tension). 1000 E I 25 T V V P IVP Ramp Figure 2-1.Schéma bloc du générateur photovoltaïque. 2.2.1. Cas d’une cellule idéale Dans le cas idéal, la cellule d’une jonction PN soumise à l’éclairement photovoltaïque connectée à une charge peut être schématisée par un générate ur de courant en parallèle avec UFAS-2013 P.15 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque une diode. Ce générateur délivre un courant 𝐼𝑝 selon la figure (2.2), qui représente le circuit équivalent d’une cellule solaire idéale [13]. Ipv Id Iph Vd Vpv Figure 2-2. Schéma équivalent d’une cellule idéale. Les équations retenues de ce modèle sont: I pv I ph I d (2.1) Le courant𝐼𝑝 est assimilé au courant𝐼𝑠𝑐 avec𝑉𝑝𝑣 = 0, courant de court-circuit obtenu e n court-circuitant la charge. I ph I sc E Eréf (2.2) 𝐸 : Éclairement absorbé par la cellule ; 𝐸𝑟𝑒𝑓 : Éclairement de référence (1000 w/m2 ) ; VVd I d I 0 e t 1 (2.3) 𝐼0 : Courant de saturation inverse de la diode ; Vt NkT q (2.4) 𝑉𝑡 : Tension thermique ; 𝑁 : Facteur d’idéalité de la photopile ; 𝐾 : Constant de Boltzmann (1,38.10-23 J/K) ; 𝑞 : Charge de l’électron (1,6.10-19 C). 2.2.2. Cas d’une cellule réelle Le schéma équivalent de la cellule photovoltaïque réelle tient compte d’effets résistifs parasites dues à la fabrication et représenté sur la figure (2.3). P. 16 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque Ce schéma équivalent est constitué d'une diode (𝑑) caractérisant la jonction, une source de courant (𝐼𝑝 ) caractérisant le photo-courant, une résistance série (𝑅𝑠 ) représentant les pertes par effet Joule, et une résistance shunte (𝑅𝑠 ) caractérisant un courant de fuite entre la grille supérieure et le contact arrière qui est généralement très supérieure à (𝑅𝑠 )[14]. Figure 2-3.Schéma équivalent d’une cellule photovoltaïque réelle. Le courant produit par le générateur est donné par les équations suivantes : q(V Rs I ) V Rs I I I ph I s exp 1 Rsh AKT I ph E Iphref (T Tref ) Eref T I s I s ref . T ref q.Eg .exp AK 3 1 1 Tref T (2.5) (2.6) (2.7) Où : 𝐼 : Courant fourni par la cellule [A] 𝑉 : Tension à la borne de la cellule [V] 𝐼𝑝 : Photo courant [A], proportionnel à l’irradiante E, avec correction selon T 𝐼𝑠 : Courant de saturation de la diode [A], dépendant de la température µ: Coefficient de température du photo-courant (ou courant de court-circuit), il est souvent donné par le fabricant, il est en général positif mais très faible. 𝐸𝑔 : Energie de Gap de la cellule. (Silicium cristallin 𝐸𝑔 = 1,12 𝑒𝑉, Silicium amorphe𝐸𝑔 =1,7𝑒𝑉, 𝐶𝐼𝑆 = 1, 03 𝑒𝑉, 𝐶𝑑𝑇𝑒 = 1, 5 𝑒𝑉). Les conditions de référence𝐸 et 𝐸𝑟𝑒𝑓 sont les conditions extérieures pour lesquelles sont spécifiées les données de base utilisées pour l’établissement du modèle ( 𝑉𝑐𝑜 ,𝐼𝑐𝑜 ,𝑉𝑚𝑎𝑥 , 𝐼𝑚𝑎𝑥 ), se sont soit les spécifications du fabricant, toujours données aux STC (Standard Test Conditions, 1000 W/m², 25°C), soit des valeurs issues d’une mesure du module. P. 17 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque présentation du module KC-60: Ce module possède les caractéristiques suivantes fournies par le constructeur à 1000 (w/m²) et 25°C [20]: -Puissance optimale 𝑃𝑜𝑝𝑡 = 60 𝑤 -Courant de court- circuit 𝐼𝑐𝑐 = 3.73 𝐴 -Tension a circuit ouvert 𝑉𝑜𝑐 = 20 𝑉 -Courant optimale 𝐼𝑜𝑝𝑡 = 3.55 𝐴 -Tension optimale 𝑉𝑜𝑝𝑡 = 16.9 𝑉 1.8 1.6 4 1.4 3.5 Couran t I (A) Puissance P (W) 1.2 1 0.8 0.6 3 2.5 2 1.5 0.4 1 0.2 0.5 0 0.1 0.2 0.3 0.4 Tension V (V) 0.5 0.6 0.7 0 0.1 0.2 0.3 0.4 Tension V (V) 0.5 0.6 0.7 Figure2-4.Caractéristique P-V d’une cellule Figure 2-5. Caractéristique I-V d’une cellule PV. PV. 2.3. Constitution d’un géné rateur photovoltaïque (GPV) L’association de plusieurs cellules photovoltaïques en série/parallèle donne lieu à un générateur photovoltaïque. Si les cellules se connectent en série, les tensions de chaque cellule s’additionnent, augmentant la tension totale du générateur. D’une autre part, si les cellules se connectent en parallèle, c’est l’ampérage qui augmentera comme représentés sur les figures suivantes. 2.3.1. Association des cellules photovoltaïques en parallèle Les propriétés du groupement en parallèle des cellules sont duales de celles du groupement en série. Ainsi, dans un groupement des cellules connectées en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristique résultante du groupement est obtenue par addition des courants à tension donnée. La figure (2.7) montre les caractéristiques résultantes (𝐼𝑃𝐶𝐶 , 𝑉𝑃𝐶𝑂 )obtenuesen associant en parallèle (indice p) 𝑁𝑝 cellules identiques: I PCC N P I CC et VPCO VCO P. 18 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque Figure 2-6. Schéma de deux (2) cellules photovoltaïques associées en parallèle. 8 7 Courant I (A) 2 cellules 6 5 4 3 2 cellules 2 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 Tension V (V) 0.5 0.6 0.7 Figure 2-7. Caractéristique I-V de deux(2) cellules PV raccordées en parallèle. 2.3.2. Association des cellules photovoltaïques en série Dans un groupement en série, les cellules sont traversées par le même courant et la caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par addition des tensions à courant donné. La figure (2.9) montre la caractéristique résultante (𝐼𝑆𝐶𝐶 , 𝑉𝑆𝐶𝑂 ) obtenue en associant en série (indice s) N s cellules identiques (𝐼𝐶𝐶 , 𝑉𝐶𝑂 ) : I SCC I CC et VSCO N S VCO Figure 2-8. Schéma de 2 cellules photovoltaïques associées en série. P. 19 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque 4 Couran t I (A) 3.5 3 2.5 1 Cellule 2 Cellules 2 1.5 1 0.5 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Tension V (V) 1 1.2 1.4 Figure 2-9. Caractéristique I-V de 2 cellules photovoltaïques raccordées en série. La puissance maximale débitée par le panneau photovoltaïque donnée par le produit entre la tension𝑉𝑜𝑝 et le courant𝐼𝑜𝑝 comme le représente la formule suivante : Pmax Vop I op 70 E= 1000 w/m² T = 25 °c 60 Puissance P (W) 50 40 30 20 10 0 5 10 15 20 25 Tension V (V) Figure 2-10. Caractéristique P-V d’un générateur photovoltaïque. P. 20 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque 4 E= 1000 w/m² T = 25 °c 3.5 Courant I (A) 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 5 10 15 Tension V (V) 20 25 Figure 2-11. Caractéristique I-V d’un générateur photovoltaïque. 2.4. Influence de l’Éclaire ment En faisant varier l’éclairement entre 200 w/m² et 1000 w/m² avec un pas de 200, la caractéristique (𝐼𝑝𝑣 = 𝑓(𝑉𝑝𝑣 )) est donnée par les figures (2. (12,13)). On remarque que la valeur du courant de court-circuit est directement proportionnelle à l’intensité du rayonnement. Par contre, la tension en circuit ouvert ne varie pas dans les mêmes proportions, elle reste quasiment identique même à faible éclairement. L’irradiation standard, internationalement acceptée, pour mesurer la réponse des panneaux photovoltaïques est une intensité rayonnante de 1000 W/m2 et une température de 25 °C. 5 70 1000 w/m² 60 T = 25°c Cte T = 25°c Cte 1000 w/m² 4 Puissance P (W) 40 Courant I (A) 800 w/m² 50 600 w/m² 30 400 w/m² 800 w/m² 3 600 w/m² 2 400 w/m² 20 200 w/m² 1 200 w/m² 10 0 5 10 15 20 25 Tension V (V) Figure 2-12. Caractéristique P-V du module PV selon l’éclairement. 0 5 10 15 20 Tension V (V) Figure 2-13. Caractéristique I-V du module PV selon l’éclairement. 2.5. Influence de la Température En faisant varier la température de 25°C jusqu’à 45°C, la caractéristique(𝐼𝑝𝑣 = 𝑓(𝑉𝑝𝑣 ))est P. 21 25 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque donnée par les figures (2. (14,15)).On remarque que la température a une influence négligeable sur la valeur du courant de court-circuit. Par contre, la tension en circuit ouvert baisse assez fortement lorsque la température augmente, par conséquent la puissance extractible diminue. Lors du dimensionnement d’une installation, la variation de la température du site sera impérativement prise en compte. 70 5 E = 1000 w/m² 60 4.5 25 °C 25 °C 30 °C 35 °C 40 °C 45 °C 30 °C 50 3.5 35 °C 40 Courant I (A) Puissance P (W) E =1000 w/m² 4 40 °C 45 °C 30 20 3 2.5 2 1.5 1 10 0.5 0 5 10 15 20 25 Tension V (V) 0 5 10 15 20 Tension V (V) Figure 2-14.Caractéristique P-V du module PV selon la température. Figure 2-15. Caractéristique I-V du module PV selon la température. 2.6. Efficacité (rende ment) maximale de la conversion Elle est le rapport de la puissance électrique maximale pouvant être extraite, à la puissance de rayonnement incident sur la surface S de la cellule. Où S est la surface de la cellule, E est l’ensoleillement ambiant et 𝐹𝐹est le facteur de forme. ɳ= 𝑃𝑜𝑢𝑡 𝑃𝑖𝑛 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑃𝑖𝑛 = 𝐼𝑚𝑝𝑝 .𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑆.𝐸 = 𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐 .𝐹𝐹 𝑃𝑖𝑛 (2.8) 2.7. Facteur de forme FF : est le rapport de la puissance maximale qui peut être délivré à la charge et le produit de 𝐼𝑠𝑐 . 𝑉𝑜𝑐 . 𝐹𝐹 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐 = 𝐼𝑚𝑝𝑝 .𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑉𝑜𝑐 .𝐼𝑠𝑐 (2.9) Pour les cellules ayant moyen rendement, le FF a des valeurs d’ordre 0.7 à 0.85. Idéalement, il est en fonction, seulement, de tension 𝑉𝑜𝑐 (vrais seulement pour chiffres signifiant 𝑉𝑜𝑐 > 10) 𝐹𝐹 = 𝑉𝑜𝑐 − ln(𝑉𝑜𝑐 + 0.72) 𝑉𝑜𝑐 + 1 (2.10) Le facteur de forme FF diminue quand la température augmente [15]. P. 22 25 Chapitre 2Modélisation d’un système photovoltaïque Conclusion: Dans ce chapitre nous avons présenté la modélisation d’une cellule photovoltaïque et les caractéristiques du générateur photovoltaïque GPV avec ses performances. Ainsi, l’influence de quelques paramètres sur ses caractéristiques. Pour le fonctionnement optimal d’un système photovoltaïque, il est nécessaire d’utiliser un étage d’adaptation entre le générateur PV et la charge ou un autre système que nous allons étudier dans le chapitre suivant. P. 23 Chapitre 03 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.1. Introduction Dans ce chapitre, nous présentons tout d’abord, des définitions et notions de bases sur les convertisseurs DC-DC, ainsi que les modèles mathématiques nécessaires à l’étude de leur comportement lors de la simulation du système PV global. Nous traitons ensuite, en détail, la technique MPPT par les méthodes dites conventionnelles de perturbation et observation (P&O), et de conductance incrémentale (IncCond). 3.2. Suivi de la puissance maximale du générateur photovoltaïque La poursuite du point maximum de la puissance (MPPT) est une partie essentielle dans les systèmes photovoltaïques. Plusieurs techniques sont développées depuis 1968 date de publication de la première loi de commande de ce type adaptées à une source d’énergie renouvelable de type PV. Ces techniques se diffèrent entre elles par leur complexité, nombre de capteurs requis, la vitesse de convergence, coût, rendement et domaine d’application. [16] 3.3. Connexion directe source-charge Actuellement, il reste encore beaucoup d’applications où une connexion directe entre un générateur photovoltaïque et une charge est effectuée. Ce choix est principalement lié à la simplicité de l’opération et le très faible degré de fiabilité, dû fondamentalement à l’absence d’électronique, sans parler d’un faible coût. La figure (3.1) montre ce cas de connexion. Si cette charge était une batterie, lorsque le module n’est pas éclairé, celui-ci pourrait fonctionner en tant que récepteur, la batterie pourrait donc se décharger sur le générateur photovoltaïque et en plus l’endommager irréversiblement, Ainsi, pour éviter cette situation, la connexion doit être assurée à l’aide d’une diode anti-retour placée entre le GPV et la charge. Cette configuration est illustrée à la figure (3.1). L’inconvénient de cette configuration, c’est qu’elle n’offre aucun type de limitation et/ou réglage de la tension de la batterie. Le transfert de puissance maximale disponible aux bornes du générateur photovoltaïque vers la charge n’est pas non plus garanti.[11] + Charge - Figure 3-1. Connexion directe source-charge. UFAS-2013 P.24 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.4. Étage d’adaptation entre un générateur PV et une charge Un générateur photovoltaïque GPV présente des caractéristiques I-V non linéaires avec un point de puissance maximum PPM. Ces caractéristiques dépendent entre autre du niveau d’éclairement E et de la température T de la cellule. De plus, selon les caractéristiques de la charge sur laquelle le GPV débite, nous pouvons trouver un très fort écart entre la puissance potentielle du générateur et celle réellement transférée à la charge en mode de connexion directe. Afin d’extraire à chaque instant le maximum de puissance disponible aux bornes du générateur photovoltaïque et de la transférer à la charge, la technique utilisée classiquement est d’utiliser un étage d’adaptation entre le générateur photovoltaïque et la charge comme décrit dans la figure (3.2). Cet étage joue le rôle d’interface entre les deux éléments en assurant à travers une action de contrôle, le transfert du maximum de puissance fournie par le générateur pour qu’elle soit la plus proche possible de puissance maximaledisponible. [17] I1 + I V1 - Étage d’adaptation I2 + V2 - Charge V Figure 3-2. Étage d’adaptation entre un GPV et une charge. Ce dernier par le biais d’une commande spécifique est alors susceptible de permettre au générateur de délivrer sa puissance maximale notée ; Pmax ( Pmax Vopt I opt , où Vopt et Iopt représentent respectivement les tensions et les courants optimaux du générateur photovoltaïque, pour une courbe I-V donnée), tout en assurant que la tension ou bien le courant de la charge correspond bien aux caractéristiques de cette dernière. Pour que le générateur PV fonctionne le plus souvent possible dans son régime optimal, la solution communément adoptée est alors d’introduire un convertisseur statique qui joue le rôle d’adaptateur source-charge. Le rôle du convertisseur DC-DC fait fonctionner les modules à leur point de puissance optimale, quelques soient l’éclairement et la température pour délivrer cette puissance à l’utilisation. UFAS-2013 P.25 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.4.1. Conve rtisseurs DC/DC Pour la conversion de puissance, il est essentiel que le rendement soit maintenu élevé pour éviter la dissipation de la puissance et pour éviter les échauffements excessifs dans les composants électroniques. Pour cette raison toute la conversion de puissance échangée doit être réalisée autour des composants de stockage d'énergie (inductance et condensateurs) et les commutateurs. Les commutateurs de puissance utilisés dépendent du niveau de la puissance à convertir ou à commander. Les MOSFETS(transistors à effet de champ d'oxyde de métal) sont habituellement utilisés à la puissance relativement basse (quelques kW) et les IGBTS (transistors bipolaires à gâchette isolée) à des puissances plus élevées. Les thyristors ont été généralement utilisés et acceptés dans les plus hauts niveaux de puissance. [17] Deux topologies de base de circuit de conversion seront décrites dans les paragraphes suivants (DC-DC) : Dans cette partie nous présentons le principe de deux types de convertisseurs DC/DC (Buck, Boost), utilisés fréquemment dans les systèmes photovoltaïques pour générer les tensions et les courants souhaités. Ce type de convertisseurs n'est constitué que par des éléments réactifs (Selfs, Capacités) qui, dans le cas idéal, ne consomment aucune énergie. C’est pour cette raison qu'ils sont caractérisés par un gra nd rendement. [18] Dans ces études, l’interrupteur du convertisseur est attaqué par un signal MLI (modulation de large d’impulsion), avec une fréquence fs fixe et un rapport cyclique D variable. 3.4.1.1. Hacheur survolteur (Boost) Le convertisseur Boost est connu par le nom d’élévateur de tension. Le schéma de la figure (3.3), représente le circuit électrique du Boost. Au premier temps ( 𝛼𝑇), le transistor (𝑆)est fermé, le courant dans l’inductance croit progressivement, et au fur et à mesure, elle emmagasine de l’énergie, jusqu'à la fin du premier intervalle. Ensuite, le transistor (𝑆)s’ouvre et l’inductance (𝐿)s’opposant à la diminution de courant (𝐼𝐿 ), génère une tension qui s’ajoute à la tension de source, qui s’applique sur la charge (𝑅) à travers la diode (𝐷).[19] Ig + Vg L IL VL - C1 I0 IS S + IC R C2 VS Figure 3-3. Circuit électrique de base du hacheur survolteur. UFAS-2013 P.26 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.4.1.1.1. Modèle mathé matique équivalent L’application des lois de Kirchhoff sur les deux circuits équivalents des deux phases de fonctionnement donne : Pour le premier intervalle 𝛼𝑇𝑠 : 𝐼𝐶1 = 𝐶1 𝑑𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.1) 𝐼𝐶2 = 𝐶2 𝑑𝑉0 = −𝐼0 𝑑𝑡 (3.2) 𝑉𝐿 = 𝐿 𝑑𝐼𝐿 = 𝑉𝑔 − 𝑅𝐿 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.3) Pour le deuxième intervalle (1 − 𝛼) 𝑇𝑠 : 𝐼𝐶1 = 𝐶1 𝑑𝑉𝑔 = 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.4) 𝐼𝐶2 = 𝐶2 𝑑𝑉0 = 𝐼𝐿 − 𝐼0 𝑑𝑡 (3.5) 𝑉𝐿 = 𝐿 𝑑𝐼𝐿 = 𝑉𝑔 − 𝑉0 − 𝑅𝐿 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.6) 3.4.1.1.2. Modèle approximé du conve rtisseur Boost Les systèmes d’équations de base (3. (4, 5 et6)) et (3. (7, 8 et9)) représentent le convertisseur Boost pour un intervalle du temps 𝛼𝑇𝑠 et (1 − 𝛼) 𝑇𝑠 respectivement. Le convertisseur oscillant entre ces deux états avec une fréquence élevée, nous devons trouver une représentation dynamique approximée valable pour les deux intervalles de temps. Pour cela nous considérons que la variation des variables dynamiques CI,VL est de forme linéaire, en d’autres termes nous pouvons faire une approche d’exponentielle par un segment ( e 1 si ε<<1) et ainsi la dérivée de ces grandeurs sera constante. Cette approche nous permet de décomposer l’expression de la valeur moyenne de la dérivée de la variable dynamique x sur les deux intervalles du temps 𝛼𝑇𝑠 et (1 − 𝛼) 𝑇𝑠: Où dx dx dx Ts Ts ( 1 )Ts (3.7) dt dt( Ts ) dt(( 1 )Ts ) dx est la valeur moyenne de la dérivée de x sur un intervalle 𝑇𝑠. Cette relation est dt valide si : UFAS-2013 P.27 Chapitre 3 dx dt( TS ) Et Convertisseurs DC-DC et MPPT dx dt(( 1 )TS ) sont constants sur les intervalles 𝛼𝑇𝑠 et 1 − 𝛼 𝑇𝑠 respectivement en d’autres termes cette approximation est valable si les périodes 𝛼𝑇𝑠 et (1 − 𝛼) 𝑇𝑠 sont très faibles devant la constante de temps du circuit 𝐶1 𝑅𝑔 , 𝐶2 Z,et L/RL.[18] Dans ce cas la forme exponentielle du courant qui parcourt la self et la tension aux bornes de la capacité est de forme linéaire comme le montre la figure (3.4). X Xmax Xmin 0 α Ts (1-α )Ts Temps Figure 3-4. Allure des variables dynamiques IL. En appliquant la relation (3.7) sur les systèmes d’équations (3. (1, 2 et 3)) et (3. (4, 5,et 6)) on obtient les équations qui régissent le système sur un intervalle entier : 𝐼𝐶1 = 𝐶1 𝑑𝑉𝑔 ⍺𝑇𝑆 = (𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 −)⍺𝑇𝑆 + 1 − ⍺ 𝑇𝑆 𝐼𝑔 − 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.8) 𝐼𝐶2 = 𝐶2 𝑑𝑉0 ⍺𝑇𝑆 = −⍺𝑇𝑆 𝐼0 + 1 − ⍺ 𝑇𝑆 𝐼𝐿 − 𝐼0 𝑑𝑡 (3.9) 𝑉𝐿 = 𝐿 𝑑𝐼𝐿 ⍺𝑇 = (𝑉𝑔 − 𝑅𝐿 𝐼𝐿 )⍺𝑇𝑆 + 1 − ⍺ 𝑇𝑆 𝑉𝑔 − 𝑉0 − 𝑅𝐿 𝐼𝐿 𝑑𝑡 𝑆 (3.10) En arrangeant les termes des équations précédentes, (pour qu’on puisse interconnecter le Boost avec les autres blocs de simulation), on obtient la modélisation dynamique du convertisseur Boost 𝐼𝐿 = 𝐼𝑔 − 𝐶1 𝑑𝑉𝑔 𝑑𝑡 (3.11) 𝐼0 = 1 − ⍺ 𝐼𝐿 − 𝐶2 𝑉𝑔 = 1 − ⍺ 𝑉0 + 𝐿 UFAS-2013 𝑑𝑉0 𝑑𝑡 𝑑𝐼𝐿 + 𝑅𝐿 𝐼𝐿 𝑑𝑡 (3.12) (3.13) P.28 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.4.1.1.3. Les ondulations des courants et des tensions Pour le dimensionnement des différents composants du circuit afin de diminuer les ondulations des courants et des tensions sans faire un surdimensionnement ce qui accroîtrait le poids et le prix des circuits, un calcul de ces composants en fonction des ond ulations voulues est nécessaire. Cette remarque est très importante pour le dimensionnement de l’inductance 𝐿 afin de respecter le courant admissible par le transistor MOSFET S, où dans le cas pratique les ondulations du courant𝐼𝐿 sont plus importantes par rapport aux autres ondulations. VL L En appliquant la relation dI L , et par l’approximation des segments d’exponentielles dt par des droites, la pente du courant 𝐼𝐿 pendant la première période de fonctionnement est donnée par : dI L VL Vg RL I L (3.14) dt L L A partir de la relation (3.14), la valeur crête à crête du courant I est : L I LCC 2I L Vg RL I L L TS (3.15) La valeur de l’inductance 𝐿 à choisir pour certaine ondulation𝛥𝐼𝐿 est : L Vg V0 RL I L 2I L TS (3.16) Pour le calcul des capacités 𝐶1 et𝐶2, on a : dVg I C 1 I g I L (3.17) dt C1 C1 dV 0 I C 2 I 0 (3.18) dt C2 C2 Les valeurs des ondulations crête à crête des tensions d’entrées et de sorties sont : VC1CC 2VC 1 VC2CC 2VC2 Ig IL C1 TS (3.19) I0 TS (3.20) C2 Les valeurs des capacités 𝐶1 et 𝐶 2 sont respectivement données par : I IL C1 g TS (3.21) 2VC1 UFAS-2013 P.29 Chapitre 3 C2 Convertisseurs DC-DC et MPPT I0 TS (3.22) 2VC2 3.4.1.1.4. Étude en régime continu Le régime continu est obtenu en éliminant les dérivées des variables dynamiques, et en remplaçant ces signaux par leurs valeurs moyennes. Le système d’équations (3. (11, 12 et 13)) donne : 𝐼𝐿 = 𝐼𝑔 (3.23) 𝐼0 = (1 − ⍺)𝐼𝐿 (3.24) 𝑉𝑔 = (1 − ⍺)𝑉0 (3.25) Comme présente la figure (3.5), lorsque l’interrupteur du transistor (𝑆) est sur la position (on), le courant de l’inductance du hacheur augmente linéairement et à cet instant la diode (D) est bloquée (off). Et lorsque (𝑆) se met sur la position (off), l’énergie emmagasinée par l’inductance est dissipée dans le circuit (RC) bien que la diode (D) est passante. Les caractéristiques de tension et du courant de charge du convertisseur Boost dans le cas de la conduction continue sont décrites par la figure (3.5), comme suit : VL Vg t Vg-Vs IL 0 t IS 0 t IC t 0 -I0 DT T 2T Figure 3-5.Caractéristique de la tension et du courant du hacheur survolteur. UFAS-2013 P.30 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT On utilise le système d’équations (3. (23,24 et 25)) pour implanter le modèle du convertisseur survolteur figure (3.6), sous l’environnement MATLAB /SIMULINK on obtient le modèle représenté par la figure (3.7). Les paramètres de simulation d’un convertisseur survolteur sont donnés dans le tableau suivant. Tableau 3-1. Paramètres de simulation. [20] paramètres V0 (V) Iout (A) R(Ω) C (F) L (H) Valeurs 100 4 0.03 0.5e-3 35e-3 Figure 3-7.Modèle de simulation du hacheur survolteur. UFAS-2013 P.31 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.4.1.2. Hacheur dévolteur (Buck) Le hacheur dévolteur, sous sa forme de base est présenté par la figure (3.8). Les composantes clés sont l'inductance (𝐿), le commutateur (Transistor) (𝑆), la diode (𝐷) et le condensateur (𝐶). Celui-ci se charge par le commutateur (𝑆) qui maintient la tension à ces bornes jusqu'à l’ouverture ce qui fait décharger son énergie à travers la diode sur la charge pour un cycle de période de fonctionnement. L S IS Vi + D VL IL - I0 + IC R C VS Figure 3-8.Circuit électrique de base du hacheur dévolteur. Le commutateur peut être un transistor MOSFETou un IGBTqui peut se commuter sur deux positions, marche ou arrêt rapidement. La tension de la source doit être plus grande que la tension aux bornes de la charge. L’équation mathématique caractérisant le courant de l'inductance est donnée par l’équation suivante. Le processus de commutation est décrit par la position de l’interrupteur ( 𝑆). Dans le premier laps de temps (𝛼𝑇) le transistor est dans un état de saturation, alors l’inductance (L) se charge d’énergie avec augmentation du courant 𝐼𝐿 . Dans le deuxième intervalle du temps(𝛼 − 1) 𝑇, l’inductance (𝐿) libère cette énergie à la charge avec une diminution de courant 𝐼𝐿 . En négligeant la chute de tension à travers la diode, le ta ux de changement du courant est donné par : V I i t L (3.27) Lorsque le courant de l’inductance ne décroit pas vers zéro avant la commutation du transistor, le convertisseur fonctionne dans le mode de conduction continu, comme illustré sur la figure (3.10), et dans ce cas, si la tension de charge dépend seulement de la tension de source et du rapport cyclique Ton / T , la tension aux bornes de la charge : 𝑉𝑠 = ⍺𝑉𝑖 UFAS-2013 (3.28) P.32 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT Dans le mode de conduction discontinu le courant de l'inductance s’annule dans un cycle de commutation entre le transistor(𝑆) et la diode. Dans ce cas, la tension de charge dépend d'une manière plus complexe du rapport cyclique et le courant de la charge, la figure (3.10) montre comment la tension de charge varie avec le courant de charge. Les caractéristiques des courants et la tension représentant le fonctionnement du hacheur dévolteur sont données par la figure (3.9) : VL Vi-Vs t IL I0 t IC t 0 IS t 0 DT T Figure 3-9.Caractéristique de la tension et des courants dans le transistor et l’inductance d’un convertisseur Buck. Tension αVi Conduction discontinue Conduction continue Courant de charge Figure 3-10.Variation de la tension de charge avec le courant de charge pour un convertisseur Buck.[21] UFAS-2013 P.33 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.5. Principe du MPPT Par définition, une commande MPPT, associée à un étage intermédiaire d’adaptation, permet de faire fonctionner un générateur PV de façon à produire en permanence le maximum de sa puissance. Ainsi, quelles que soient les conditions météorologiques (température et éclairement), la commande du convertisseur place le système au point de fonctionnement maximum (Vmpp , Impp ). [2] L’adaptation d’impédance est souvent sous forme d’un convertisseur DC – DC comme représenté sur la figure (3.11). Panneau photovoltaïque Pe Convertisseur DC-DC Ps Charge Pmax I Commande MPPT Alpha rapport cyclique Figure 3.11.Chaîne de conversion d’énergie solaire comprenant une commande MPPT. 3.5.1. Adaptation manuelle de la charge au géné rateur photovoltaïque Dans cette méthode, le MPP du panneau solaire est déterminé par une série de mesures ou théoriquement, dans les conditions normales de fonctionnement. Ensuite les mesures, des valeurs du courant et de la tension correspondants à cette puissance, sont relevées. Par la suite la valeur de la charge correspondante à ces valeurs est fixée. [22] L'avantage de cette méthode est qu’elle est très simple. Car aucun circuit additionnel n'est employé, et la perte de puissance entre le panneau et les batteries est réduite aux pertes dans les conducteurs. L’inconvénient de ce système est qu’il ne prend en compte aucun changement d'insolation ou de température qui provoquent bien sûr le changement du point de fonctionnement correspondant à la puissance maximale (𝑉𝑚𝑝 𝑝 et 𝐼𝑚𝑝𝑝 ), sans tenir compte des angles d'incidence sur les panneaux qui sont négligés. Les effets comme le vieillissement des cellules photovoltaïques ou d'une surface poussiéreuse du panneau peuvent également causer une variation du point de fonctionnement correspondant à la puissance maximale. Par conséquent, une méthode plus sophistiquée pour l’adaptation panneau-charge doit être trouvée si on veut avoir un rendement de puissance plus élevé. UFAS-2013 P.34 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT Un certain nombre de batteries contrôlables sont connectées en série. Selon la tension d'opération désirée des modules photovoltaïque, le nombre de cellules de batterie en série peut être modifié. On peut aussi en réarrangeant la disposition en série et parallèles des différents panneaux entres eux, l'assortiment entre la charge et les panneaux photovoltaïques est amélioré. Ceci permet au système de réagir aux changements des conditions environnementales telles que la température et l’insolation et donc de fonctionner plus près du MPP réel. Cette approche exige du câblage et des circuits supplémentaires. En plus, l'augmentation ou la diminution par étapes de la tension de fonctionnement ne permet pas la poursuite précise du MPP. Cette approche dans le long terme dégrade la vie des batteries. [21]. Ces méthodes pourraient être rentables pour des usages avec cellules photovoltaïques stationnaires à condition de trouver des systèmes ingénieux et économiques de commande. 3.5.2. Méthode à contre réaction de tension Dans ce cas on se repose sur la commande de la tension de fonctionnement des panneaux, par la comparaison de cette tension avec une tension de référence. Cela génère une tension d’erreur qui fait varier le rapport cyclique de la commande PWM afin d’annuler cette erreur. [21] Panneau photovoltaïque Convertisseur DC-DC Charge Vpanneau +/- +/- Régulateur Générateur PWM Vref Figure 3-12.Principe de la méthode à contre réaction de tension avec tension de référence. On a trois types de cette méthode selon la nature de la tension de référence (fixe ou variable, interne ou externe). UFAS-2013 P.35 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.5.3. Méthode à contre réaction de courant Par analogie avec les méthodes de contre réaction de tension nous avons le schéma décrit par la figure (3.13). [18] Systéme de découpage Panneau photovoltaïque Convertisseur DC-DC Rsh1 Charge Rsh2 D Isc K K Ipanneau +/- Régulateur Générateur PWM err Figure 3-13.Principe de la méthode MPPT à courant de référence en fonction de Is. Ainsi nous avons les méthodes suivantes : 3.5.3.1. Référence en fonction du courant de court-circuit 𝑰𝑪𝑪 Le courant de court-circuit du panneau solaire permet de savoir la valeur du courant optimal dans lequel doit fonctionner le panneau. Le courant optimal est proportionnel au courant de court circuit, cette proportionnalité est presque constante en fonction des conditions d’ensoleillement et de température. La fonction I mpp f ( I CC ) est pratiquement linéaire et elle est de forme I mpp K ICC . [18] Mais généralement cette méthode à tension de référence fixe n’est pas applicable dans le cas de la contre réaction de courant à cause de la grande déviation du courant optimal pour différents ensoleillements et températures. 3.5.3.2. Référence externe (Cellule pilote) Dans cette méthode l’utilisation d’une cellule pilote comme source d’information de courant de court-circuit de l’ensemble des panneaux est impossible par le fait que courtcircuiter en permanence cette cellule cause un échauffement supplémentaire qui va fausser l’information générée par cette cellule et emmenés sa destruction rapide. UFAS-2013 P.36 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.5.4. Méthodes à contre réaction de puissance Les méthodes à contre réaction de puissance se basent sur des algorithmes de recherche itérative pour trouver le point de fonctionnement du panneau afin que la puissance générée soit maximale sans interruption de fonctionnement du système. La puissance extraite du panneau est calculée à partir des mesures de courant I et de tension V du panneau et la multiplication de ces deux grandeurs P V I . 3.5.4.1. Technique de l’incrémentation de la conductibilité (IncCond) Cette méthode s’intéresse directement aux variations de la puissance en fonction de la tension. La conductance est une grandeur physique relativement connue : il s’agit du quotient de l’intensité par la tension (𝐺 = 𝐼/𝑉) La conductance incrémentielle est beaucoup plus rarement définie, il s’agit du quotient de la variation, entre deux instants, de l’intensité par celle de la tension (𝐺 = 𝑑𝐼 / 𝑑𝑉).En comparant la conductance 𝐺 à la conductance incrémentielle ∆𝐺, nous allons chercher le maximum de la courbe figure (3.14) en cherchant le point d’annulation de la dérivée de la puissance. [23] Précisément la puissance en sortie de la source peut s’écrire : P V I (3.29) D’ou en écrivant la dérivée : dP dI dV V I dV dV dV (3.30) dP dI V I dV dV (3.31) dP I V I dV V (3.32) dP dV 0 dP 0 dV dP dV 0 UFAS-2013 (a) Au point de MPP (b) à gauche du MPP (c) à droite du MPP I I V V I I V V I I V V (3.33) P.37 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 70 dP/dV = 0 60 Puissance Ppv (W) 50 DG > G DG > G 40 dP/dV < 0 dP/dV < 0 30 20 Vpv 10 0 5 Vpv 10 15 Tension Vpv (V) 20 25 Figure 3-14.Caractéristique de fonctionnement de la méthode IncCond. Les équations (3.33.b) et (3.33.c) sont employées pour déterminer la direction dans laquelle une perturbation doit se produire pour déplacer le point de fonctionnement vers le MPP. Cette perturbation est répétée jusqu'à ce que l'équation (3.33.a) soit satisfaite. Une fois le MPP est atteint, le MPPT continue à fonctionner avec cette valeur jusqu'à ce qu'un changement de la valeur du courant soit détecté ; ce dernier résulte d'un changement au niveau de l'éclairement. Quand l'éclairement augmente, le MPP se déplace vers la droite de la tensio n de fonctionnement. Pour compenser ce mouvement du MPP, le MPPT doit augmenter la tension de fonctionnement. La même chose pour le cas contraire, quand l'éclairement diminue, le MPPT doit diminuer cette dernière. Les valeurs actuelles et précédentes de la tension et du courant sont utilisées pour calculer (𝛥𝑉) et (𝛥𝐼). Si 𝛥𝑉 = 0 et 𝛥𝐼 = 0, alors les conditions atmosphériques n'ont pas changé et le MPPT fonctionne toujours au MPP. Si 𝛥𝑉 = 0 et 𝛥𝐼 > 0, alors l'éclairement a augmenté. Ceci exige de l’algorithme d'augmenter la tension de fonctionnement pour retrouver de nouveau le MPP. Contrairement si𝛥𝐼 < 0, l'éclairement a diminué tout en exigeant de l’algorithme de diminuer la tension de fonctionnement. Si le changement de la tension n'est pas nul, les rapports dans les équations (3.33.b) et (3.33.c) peuvent être employés pour déterminer la direction dans laquelle la tension doit être changée afin d'atteindre le MPP. Si dP dI I (c'est-à-dire le rapport 0 donc le point de fonctionnement est à gauche du dV V dV MPP. Ainsi, la tension de fonctionnement doit être augmentée pour atteindre le MPP. De même, si dP dI I (c'est-à-dire le rapport 0 le point de fonctionnement se trouve à dV V dV UFAS-2013 P.38 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT droite du MPP tout en signifiant que la tension doit être réduite pour atteindre le MPP. [24] Le schéma de la figure (3.15) montre l'organigramme de l'algorithme IncCond. En réalité, cet algorithme est une correction de l'algorithme "P&O" puisqu'il est capable de calculer la direction dans laquelle la perturbation du point de fonctionnement devrait être pour atteindre le MPP, et il peut aussi déterminer l'atteinte du MPP. De plus, dans les conditions de changement rapide de l'ensoleillement, l'algorithme ne devrait pas prendre la mauvaise direction comme c'est le cas avec l'algorithme "P&O", et d'ailleurs, il n'oscille pas autour du MPP une fois qu'il l'atteint. [18] Début INCCON Calcule de V(k),I(k) d V(k)=V(k)-V(k-1) d I(k)=I(k)-I(k-1) d V(k)=0 Oui No dI/dV=-I/V Oui dI/dV>-I/V Oui No No Oui d I(k)=0 d I(k)>0 No No Vref(k+1)=V(k)+D Vref(k+1)=V(k)-D Vref(k+1)=V(k)-D Oui Vref(k+1)=V(k)+D Figure 3-15. Organigramme de l'algorithme IncCond. 3.5.4.2 Résultats de simulation de la Technique IncCond Le bloc ci-dessous (3.16) représente l’implantation de l’algorithme IncCond sur l’environnement Matlab/Simulink, avec les résultats de simulation pour les conditions météorologiques standards puis variables comme montrent les figures ci-dessous. UFAS-2013 P.39 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT E (w/m²) v ariable [E] E I [T] T V [Vpv] V P [Ipv] [E] E (w/m²) cst T °C v ariable [T] [P] T °C cte [Vpv] [Ipv] V d [Ipv] [D] I [D] [Ich] INC [E] Ipv P D Vpv [Vpv] [Vout] I ch Vout [Vout] Charge Convetisseur (survoteur) DC/DC [E] [T] [T] [P] [P] [Vpv] [Vpv] [Ipv] [Ich] Vcharge Icharge figure [Ipv] [Vout] [Vout] [D] [D] Scope Clock Clock1 Figure 3-16.Schéma fonctionnel de l’algorithme IncCond dans l’environnement Matlab/Simulink. Conditions climatiques variables Eclairement variable Pour présenter l’effet de l’éclairement E sur la puissance, on fait maintenir la température à une valeur constanteT=25°C et on fait varier rapidement l’éclairement plusieurs fois de sens croissant de (200, 600 et 1000) W/m² puis avec une diminution rapide de (1000, 800, 600 et 300) W/m² pour créer plusieurs points de puissance maximale que le contrôleur doit les suivre, ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes (T=25 °C et E= 1000 w/m²). UFAS-2013 P.40 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 1100 1000 900 Eclairement E (w/m²) 800 700 600 500 400 300 200 100 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-17.Changement d'éclairement. 70 60 Puissance P (W) 50 40 30 ZOOM 60 20 50 10 100 0 50 105 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-18.Courbe de puissance P(t) du GPV (IncCond). 25 Tension Vpv (V) 20 15 10 ZOOM 20 5 0 50 100 105 100 150 Temps (S) 110 200 250 300 Figure3-19.Courbe de tension V(t) du GPV (IncCond) UFAS-2013 P.41 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 4 3.5 Courant Ipv (A) 3 2.5 2 4 1.5 ZOOM 3.5 1 3 0.5 100 0 50 100 105 110 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-20.Courbe de courant I(t) du GPV (IncCond). 0.35 0.3 ZOOM 0.3 0.25 Rapport cyclique D 0.25 0.2 0.2 100 0.15 105 110 0.1 0.05 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-21.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (IncCond). On remarque qu’il existe une relation de proportionnalité entre la puissance et l’éclairement. La figure (3-18) ‘zoom’ représente la puissance de sortie du GPV qui va augmenter rapidement jusqu'au niveau de 60W où elle se stabilise, ainsi elle présente une oscillation importante autour du point de la puissance maximale. D’après les résultats de simulation obtenus, on constate que les courbes de la puissance, de la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. En plus, le temps de réponse est de l’ordre de 2.33s. UFAS-2013 P.42 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT Température variable et éclaire ment constant Pour présenter l’effet de la température T sur la tension, on fait maintenir l’éclairement à une valeur constante E= 1000 w/m² et on fait varier rapidement la température plusieurs fois de sens croissant de (25, 40 et 55) °C puis avec une diminution rapide de (45, 35 et 0) °C, ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes (T=25°C et E= 1000 w/m²). 55 Température T (°C) 50 45 40 35 30 25 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-22.Changement de la température. 70 60 Puissance P (W) 50 ZOOM 40 30 60 20 10 0 50 49 50 50 51 100 52 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 3-23.Courbe de puissance P(t) du GPV (IncCond). UFAS-2013 P.43 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 25 Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 20 10 5 15 0 0 5 50 10 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-24.Courbe de tension V(t) du GPV (IncCond). 4 Courant Ipv (A) 3.5 3 ZOOM 4 2.5 2 3.5 1.5 1 3 0 0.5 0 50 5 100 10 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 3-25.Courbe de courant I(t)du GPV (IncCond). 0.38 0.36 Rapport cyclique D 0.34 0.32 0.3 0.28 0.26 ZOOM 0.34 0.32 0.24 0.22 0.22 0.2 0 0 5 50 100 10 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 3-26.Courbe du rapport cyclique D(t) du GPV (IncCond). UFAS-2013 P.44 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque qu’une variation rapide de la température (augmentation ou diminution) provoque une variation considérable de la tension (Vpv), par contre le courant (Ipv) dans ce cas varie légèrement. Ainsi on constate que les courbes de la puissance, de la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. 3.5.4.3 Algorithme ‘Pe rturbation et Observation‘ (P&O) C’est l’algorithme de poursuite du PPM le plus utilisé. [21] Comme son nom l’indique il est basé sur la perturbation du système à travers l’augmentation ou la diminution de 𝑉𝑟𝑒𝑓 ou en agissant directement sur le rapport cyclique du convertisseur DC-DC, puis par l’observationdes effets de ces perturbations sur la puissance de sortie du panneau. Si la valeur de la puissance actuelle 𝑃(𝑘)du panneau est supérieure à la valeur précédente 𝑃 (𝑘 − 1)alors en garde la même direction de perturbation précédente sinon on inverse la perturbation du cycle précédent. La figure (3-27) montre l'organigramme de l'algorithme de P&O tel qu'il doit être implémenté dans le microprocesseur de contrôle. Avec cet algorithme la tension de fonctionnement 𝑉 est perturbée à chaque cycle du MPPT. Dès que le MPP sera atteint, 𝑉oscillera autour de la tension idéale 𝑉𝑚𝑝𝑝 de fonctionnement Ceci cause une perte de puissance qui dépend de la largeur du pas d'une perturbation simple. Si la largeur du pas est grande, l'algorithme du MPPT répondra rapidement aux changements soudains des conditions de fonctionnement, mais les pertes seront accrues relativement aux conditions stables ou lentement changeantes. Si la largeur du pas est très petite les pertes dans les conditions de stabilité ou lentement changeantes seront réduites, mais le système ne pourra plus suivre les changements rapides de la température ou de l'insolation. La valeur pour la largeur idéale du pas 𝛥𝐷dépend du système, elle doit être déterminée expérimentalement. Un inconvénient de la méthode de P&O est décrit par Hussein et al. [18].Si une augmentation brutale de l’ensoleillement est produite on aura une augmentation de la puissance du panneau, l’algorithme précèdent réagit comme si cette augmentation est produite par l’effet de perturbation précédente, alors il co ntinue dans la même direction qui est une mauvaise direction, ce qui fait qu’il s’éloigne du vrai point de puissance maximale. Ce processus continue jusqu’à la stabilité de l’ensoleillement, moment où il revient vers le vrai point de puissance maximale. UFAS-2013 P.45 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT Ceci cause un retard de réponse lors des changements soudains des conditions de fonctionnement et des pertes de puissance. Ces changements atmosphériques sont souvent produits dans les véhicules solaires lors de leurs passages dans une zone d’ombre tels que végétation ou bâtiments ainsi que le changement de l’angle d’incidence pour des véhicules en mouvement. Tableau 3-2.Table de vérité de l’algorithme ‘perturbation et observation‘. Perturbation de la tension Observation de la puissance Prochaine Perturbation Positive (+) Positive (+) Positive (+) Positive (+) Négative (-) Négative (-) Négative (-) Positive (+) Négative (-) Négative (-) Négative (-) Positive (+) Début Mesure de V(k),I(k) P(k)=V(k)*I(k) Δ P(k)=P(k)-P(k-1) Δ P(k)>0 Oui Oui D(k-1)>D(k) No D(k+1)=D(k)+Δ D D(k+1)=D(k)-Δ D D(k-1)<D(k) No D(k+1)=D(k)-Δ D D(k+1)=D(k)+ΔD Figure 3-27.Organigramme de l’algorithme Perturbation et Observation. [18] UFAS-2013 P.46 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 3.5.4.4 Résultats de simulation de laTechnique (P&O) Le bloc ci-dessous représente l’implantation de l’algorithme P&O sur l’environnement MATLAB/SIMULINK. E (w/m²) v ariable [E] E (w/m²) cst [E] E I [T] T V [Vpv] V P [Ipv] [P] T °C v ariable [T] GPV T °C cte [Ipv] [P] P d [D] [D] [Ich] Ipv d Ich Vout [Vout] [Vout] P Vpv Convetisseur (survoteur) DC/DC Charge [E] [T] [T] [P] [P] [Vpv] [Vpv] [Ipv] figure [Vout] [Ich] [Vpv] P&O [E] V chargeI charge [Ipv] [Vout] [D] [D] Scope Clock Clock1 Figure 3-28.Modèle de simulation pour l’algorithme (P&O). Cette méthode a la particularité d’avoir une structure de régulation simple, et peu de paramètres de mesure. Il opère en perturbant périodiquement la tension du panneau, et en comparant l’énergie précédemment délivrée avec la nouvelle après perturbation, en suivant l’organigramme figure (3.27), les résultats de simulation sont les suivants: Eclairement variable et température constante Pour présenter l’effet de l’éclairement E sur la puissance, on fait maintenir la température à une valeur constante T=25°C et on fait varier rapidement l’éclairement plusieurs fois de sens croissant de (200, 600 et 1000) W/m² puis avec une diminution rapide de (1000, 800, 600 et 200) W/m² pour créer plusieurs points de puissance maximale que le contrôleur doit les suivre, ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes (T=25 °C et E= 1000 w/m²). UFAS-2013 P.47 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 1100 1000 Eclairement E (w/m²) 900 800 700 600 500 400 300 200 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-29.Changement d'éclairement. 70 60 Puissace P (W) 50 40 30 ZOOM 60 20 10 50 100 0 50 102 100 104 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 3-30.Courbe de puissance P(t) du GPV (P&O). Tension V (V) 20 100 0 ZOOM 20 10 50 101 100 102 103 150 Temps (S) 104 200 250 300 Figure 3-31.Courbe de tension V(t) du GPV (P&O). UFAS-2013 P.48 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 4 3.5 Courant I (A) 3 2.5 2 ZOOM 4 1.5 3.5 1 3 0.5 2.5 100 0 50 102 100 104 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-32.Courbe de courant I(t) du GPV (P&O). 0.35 0.3 Rapport Cyclique D 0.25 0.2 0.15 ZOOM 0.1 0.35 0.3 0.05 0 0.2 50 100 100 102 104 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-33.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (P&O). On remarque qu’il existe une relation de proportionnalité entre la puissance et l’éclairement. La figure (3-30) ‘zoom’ représente la puissance de sortie du GPV qui va augmenter rapidement jusqu'au niveau de 60W où elle se stabilise, ainsi elle présente une oscillation importante autour du point de la puissance maximale. D’après les résultats de simulation obtenus, on constate que les courbes de la puissance, de la tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. En plus, le temps de réponse est plusrapide que la commande de (P&O). Température variable et éclaire ment constant Pour présenter l’effet de la température T sur la tension, on fait maintenir l’éclairement à une valeur constante E= 1000 w/m² et on fait varier rapidement la température plusieurs fois de sens croissant de (25, 40 et 55) °C puis avec une diminution rapide de (45, 35 et 0) °C, UFAS-2013 P.49 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT ainsi on a zoomé la zone où les conditions climatiques ont été maintenues constantes( T=25°C et E= 1000 w/m²). 55 Température T (°C) 50 45 40 35 30 25 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 250 300 Figure 3-34.Changement de la température. 70 60 Puissace P (W) 50 40 30 ZOOM 60 20 10 50 49 0 50 50 51 100 150 Temps (s) 200 Figure 3-35.Courbe de puissance P(t) du GPV (P&O). 25 Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 20 10 5 15 0 0 50 5 10 100 15 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-36.Courbe de tension V(t) du GPV (P&O). UFAS-2013 P.50 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT 4 Courant Ipv (A) 3.5 3 2.5 ZOOM 2 4 1.5 3.5 1 3 0.5 2.5 0 0 5 50 10 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-37.Courbe de courant I(t) du GPV (P&O). 0.4 Rapport cyclique D 0.35 0.3 ZOOM 0.35 0.25 0.3 0.2 0.25 0 0 50 5 10 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure 3-38.Courbe de rapport cyclique D(t) du GPV (P&O). D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque qu’une variation rapide de la température (augmentation ou diminution) provoque une variation considérable de la tension (Vpv), par contre le courant Ipv dans ce cas se varie légèrement. Ainsi o n constate que les courbes de puissance, de tension et du courant présentent des oscillations dans le régime permanant. UFAS-2013 P.51 Chapitre 3 Convertisseurs DC-DC et MPPT Conclusion : Dans ce chapitre, nous avons étudié deux types de convertisseurs (Boost et Buck) et diverses méthodes MPPT conventionnelles sont appliquées à un système photovoltaïque constitué d’un GPV, d’un convertisseur Boost, d’une résistance de 10 Ω et d’un contrôleur MPPT. Le contrôleur utilisé est basé sur des techniques classiques (P&O, IncCond), leurs performances sous des conditions de fonctionnement variables sont évaluées et analysées par simulation à l’aide de Matlab/Simulink. Des résultats satisfaisants ont été obtenus avec les méthodes conventionnelles. Le fonctionnement sous des accroissements lents de puissance, provoqués par des augmentations lentes et rapides d’ensoleillement ou par diminution de la température des cellules, a indiqué un léger retard de la méthode P&O devant la méthode IncCond. En revanche la méthode IncCond possède de bonnes performances pour une croissance rapide des niveaux d’éclairement. UFAS-2013 P.52 Chapitre 04 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.1. Introduction Le but de ce chapitre est de présenter en bref un rappel sur les ensembles flous et un aperçu général sur la logique floue ainsi que son application pour l’optimisation d’un système photovoltaïque. Nous introduisons d’abord quelques notions de la logique floue; nous nous limiterons aux propriétés essentielles, puis nous appliquerons cette technique d’optimisation pour maximiser le rendement du système PV. La puissance de sortie des modules photovoltaïques est influencée par l’intensité du rayonnement solaire, la température et la surface des cellules, ainsi que la charge. Par conséquent, pour maximiser l'efficacité du système d'énergie renouvelable, il est nécessaire de poursuivre le point de puissance maximale (MPP) de la source d'entrée. Dans ce chapitre, nous proposons un système de commande MPPT basé sur la théorie des ensembles flous pour améliorer l'efficacité de conversion d’énergie PV. L'algorithme flou basé sur les règles linguistiques est appliqué à la commande du convertisseur DC-DC (survolteur) pour la MPPT. Le contrôleur flou a été intégré afin de réduire non seulement le temps requis pour la poursuite du point de puissance maximale (MPP), mais également la fluctuation de la puissance. En vue d’examiner les améliorations que présente cette méthode floue, une étude comparative avec les méthodes dites conventionnelles (P&O et IncCond) a été effectuée. Pour ce faire le système MPPT flou proposé est étudié par simulation en utilisant Matlab simulink. 4.2. Contrôleur MPPT flou La logique floue ou la théorie des ensembles floue est une nouvelle méthode de commande MPPT permettant d’obtenir le point de puissance maximale (MPP). Le contrôleur flou fonctionne en deux modes de base grossier et fin [25]. Cet algorithme de commande comprend trois étapes, à savoir : UFAS-2013 P.53 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue la fuzzification, la méthode d'inférence, la défuzzification, 4.2.1. Fuzzification La fuzzification permet de passer des variables réelles à des variables floues. La tension et le courant réels du module PV peuvent être mesurés continuellement et la puissance peut être calculée. La commande est déterminée sur la base de la satisfaction de deux critères concernant deux variables d’entrée du contrôleur proposé, à savoir l'erreur (E) et le changement d’erreur (CE), à un instant d’échantillonnage k. Les variables E et le CE sont exprimées comme suit : 𝐸 𝑘 = 𝑃 𝑘 −𝑃 𝑘− 1 𝑉 𝑘 −𝑉 𝑘− 1 𝐶𝐸 𝑘 = 𝐸 𝑘 − 𝐸 𝑘 − 1 4.1 (4.2) Où P(k) et V(k) sont respectivement la puissance et la tension du GPV. Par conséquent, E(k) est nulle au MPP du GPV. Ces variables d'entrée sont exprimées en termes de variables ou étiquettes linguistiques telles que le GP (grand positif), PP (petit positif), ZO (zéro), PN (petit négatif), GN (grand négatif) en employant les sous-ensembles flous de base. UFAS-2013 P.54 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue La figure (4.1) montre les degrés (ou fonctions) d’appartenance de cinq sous-ensembles flous de base pour les variables d’entrée et de sortie. Figure 4-1. Fonctions d’appartenance des variables du contrôleur flou. 4.2.2. Méthode d'inférence Le tableau 4.1 [26] montre les règles du contrôleur flou, où toutes les entrées de la matrice sont les ensembles flous de l'erreur (E), le changement de l'erreur (CE) et le changement du rapport cyclique (𝑑𝐷) du convertisseur. Dans le cas de la commande floue, la règle de commande doit être conçue pour que la variable d’entrée E soit toujours nulle. UFAS-2013 P.55 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue Tableau 4.1. Règles floues (matrice d’inférences) CE GN PN ZO PP GP GN ZO ZO GN GN GN PN ZO ZO PN PN PN ZO PN ZO ZO ZO PP PP PP PP PP ZO ZO GP GP GP GP ZO ZO E Le tableau 4.1 comprend 25 règles floues de commande. Ces règles sont employées pour la commande du convertisseur survolteur (ou dévolteur) telle que la puissance maximum du panneau solaire soit atteinte. Par exemple la case (5, 3) du tableau 4.1 représente la règle de commande. Si E est GP et CE est ZO alors dD est GP. Ceci implique que. "Si le point de fonctionnement est éloigné du point de puissance maximale (MPP) du côté gauche et le changement de la pente de la courbe P-I est presque nul, alors il y a une grande augmentation du rapport cyclique D ". Pour la commande floue, on utilise en général une des méthodes suivantes : Méthode d’inférence MAX-MIN. Méthode d’inférence MAX-PROD. Méthode d’inférence SOMME-PROD. Dans notre cas, on utilise la méthode d’inférence de Mamdani qui est la combinaison floue MAX-MIN. Les opérateurs logiques sont interprétés comme suit : Tableau 4.2. Interprétation des opérateurs logiques. UFAS-2013 Opérateur logique Interprétation ET Minimum OU Maximum Implication Minimum P.56 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue La figure.4.2 illustre la composition MAX-MIN. Figure.4-2. Composition MAX-MIN. 4.2.3. Défuzzification On a vu que les méthodes d’inférence fournissent une fonction pour la variable d’appartenance résultante, il s’agit donc d’une information floue. Etant donné que le convertisseur DC-DC nécessite un signal de commande D précis à son entrée il faut prévoir une transformation de cette information floue en une information déterminée, cette transformation est appelée défuzzification. La défuzzification peut fonctionner selon deux algorithmes : la méthode du critère maximal (MCM) la méthode du centre de gravité UFAS-2013 P.57 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.2.3.1 Méthode du critère maximal (MCM) Elle consiste à prendre l’abscisse correspondant à la valeur maximale de la fonction d’appartenance résultante comme valeur de sortie du contrôleur. Dans le cas où il y a plusieurs abscisses correspondantes, on prend alors leur moyenne. 4.2.3.2 Méthode du centre de gravité La méthode de défuzzification la plus utilisée est celle de la détermination du centre de gravité du dernier ensemble flou combiné. Le dernier ensemble flou combiné est défini par l'union de tous les ensembles de sortie produite par les règles floues en utilisant la méthode d'agrégation maximale. [27]. Pour une représentation de données échantillonnées, le centre de gravité 𝑑𝐷𝑂 est calculé comme suit : 𝑑𝐷𝑜 = 𝑛 𝑗 =1 µ 𝐷𝑗 . 𝐷𝑗 𝑛 𝑗 =1 µ 𝐷𝑗 (4.3) La figure (4.3) montre la configuration du contrôleur flou, qui se compose de la graduation (scaling) d'entrée-sortie, la fuzzification, la décision floue, et la défuzzification. Figure 4-3. Configuration du contrôleur flou. 4.3. Commande MPPT floue Compte tenu des possibilités offertes en matière de modélisation et de simulation des systèmes dynamiques, de la simplification d’implantation des modèles grâce à son interface graphique, et de la mise en œuvre facile du contrôleur flou grâce aux blocs disponibles, l’étude en simulation de notre système a été menée sous Matlab/Simulink. Le modèle de simulation de notre système est représenté par la figure (4.4). Le schéma présenté est semblable à celui de la figure (3.16), mais le contrôleur MPPT considéré dans ce cas est un contrôleur à base de logique floue. Les différents blocs représentent les parties physiques réelles telles que le GPV, la charge résistive et le convertisseur DC-DC. Leurs modèles de simulation sont ceux donnés en chapitre 3. L'objectif de la commande est de poursuivre la puissance maximale d'un générateur photovoltaïque. UFAS-2013 P.58 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue E (w/m²) v ariable E (w/m²) cst [E] E I [T] T V [Vpv] V P [Ipv] [E] E (w/m²) v ariable lent T °C v ariation rapide [P] [T] T °C cte GPV T °C v ariation lente [Ipv] [Ipv] I [D] d Vout [Vout] P [Vout] [D] d [Vpv] Ipv [Ich] V Ich Vpv [Ich] [Vpv] Charge Convetisseur (survoteur) DC/DC MPPT fuzzy logic V charge I charge Figure.4-4. Schéma bloc du système d’alimentation PV commandé par MPPT floue dans l’environnement Matlab/Simulink. La Figure (4.5) illustre le contrôleur flou remplaçant le contrôleur à base de la méthode (P&O et IncCond) dans le but de réaliser des comparaisons entre les trois méthodes de contrôle et d’en tirer les conclusions. 2 [V] 1 V [I] I [I] [DP] [V] Delta P [V] [DV] Delta V [DP] [E] [E] [DV] [CE] [E] 1 [CE] Fuzzy logic controler (FLC) d Figure.4-5. Modèle « SIMULINK » du contrôleur MPPT flou. UFAS-2013 P.59 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.4. Résultats de simulation de la commande MPPT floue Les figures (4.6) à (4 .11) représentent respectivement les caractéristiques :E(t), T(t), P(t), V(t), I(t) et D(t) obtenues sous un éclairement E=1000w/m² et une température T=25°C. 1 001 1 000,8 Eclairement E (w/m²) 1 000,6 1 000,4 1 000,2 1 000 999,8 999,6 999,4 999,2 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure.4-6. Courbe d’éclairement constant. 26 25.8 25.6 Température T (°C) 25.4 25.2 25 24.8 24.6 24.4 24.2 24 0 50 100 150 Temps (S) 200 250 300 Figure.4-7. Courbe de température constante. UFAS-2013 P.60 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 65 64 63 Puissance P (W) 62 61 60 59 58 57 56 1 2 3 4 5 6 Temps (S) 7 8 9 10 Figure.4-8. Puissance de sortie P(t) du GPV. 40 35 Tension V (V) 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 Temps (s) 6 7 8 9 10 Figure.4-9. Tension Vpv de sortie du GPV. UFAS-2013 P.61 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4 3.5 3 Courant I (A) 2.5 2 1.5 1 0.5 0 1 2 3 4 5 Temps (s) 6 7 8 9 10 8 9 10 Figure.4-10. Courant Ipv de sortie du GPV. 0.32 0.3 Rapport cyclique D 0.28 0.26 0.24 0.22 0.2 0 1 2 3 4 5 Temps (s) 6 7 Figure.4-11. Rapport cyclique D(t). D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque l’absence des oscillations dans le régime permanant, et un temps de réponse plus rapide. UFAS-2013 P.62 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.5. Etude comparative entre MPPT Floue et MPPT classique (P&O, IncCond) Pour montrer l’intérêt de la commande floue par rapport à la commande classique (P&O et IncCond), on a fait une étude comparative et on a obtenu les résultats de simulation suivants : 4.5.1. Fonctionne ment avec conditions environnementales stables Dans ce cas de simulation, les paramètres (température T=25C° et l’ensoleillement E=1000w/m²) sont maintenus constants. Les figures (4.12), 4.13), (4.14) et (4.15) montrent, à titre de comparaison, les résultats de simulation pour la MPPT floue et les méthodes P&O et IncCond. 70 60 P&O INC FLOUE Puissance P (W) 50 ZOOM 40 30 60 20 10 0 3 10 20 30 3.5 40 4 50 Temps (s) 4.5 60 70 5 80 90 100 Figure.4-12. Caractéristique P(t). 25 P&O INC FLOUE Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 20 10 5 15 3 0 10 20 30 3.5 40 4 50 Temps (s) 4.5 60 5 70 80 90 100 Figure.4-13. Caractéristique V(t). UFAS-2013 P.63 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 5 P&O INC FLOUE 4.5 4 Courant Ipv (A) 3.5 3 ZOOM 2.5 4 2 1.5 3.5 1 0.5 0 10 20 3 3.5 30 40 4 50 Temps (s) 4.5 60 5 70 80 90 100 Figure.4-14. Caractéristique I(t). 0.4 P&O INC FLOUE Rapport cyclique D 0.35 0.3 ZOOM 0.25 0.3 0.2 3 0 10 3.5 20 30 4 40 50 Temps (s) 4.5 60 5 70 80 90 100 Figure.4-15. Rapport cyclique D(t). D’après les résultats de simulation obtenus, on remarque que le contrôleur flou conduit à des meilleures performances, avec l’absence des oscillations dans le régime permanant, et un temps de réponse plus rapide. UFAS-2013 P.64 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.5.2. Fonctionne ment avec conditions environnementales changeantes 4.5.2.1. Fonctionne ment sous ensoleillement variable Afin d’évaluer le temps de réponse des trois mécanismes de poursuite, ces derniers sont soumis à des variations des conditions de l’ensoleillement. Pour voir le comportement du système face aux changements de l’éclairement on va lui faire subir les tests suivants : 4.5.2.1.1. Augme ntation rapide d’ensoleillement Le premier test est effectué sous une augmentation rapide de l’ensoleillement de 600 à 1000W/m² et la température de cellules a été maintenue à une valeur constante de 25°C. Dans ces conditions de fonctionnement la commande floue devient plus significatif (figure 4.16). . Ce cas est observé dans les stations mobiles (Exemple : véhicule solaire) lors de changement brusque de l’angle d’incidence des rayons solaires. Le deuxième test est fait sous des changements lents d’ensoleillement, (exemple : pour des stations fixes lors de variation de l’insolation tout au long de la journée, ou bien le passage des nuages…). 1100 1050 Eclairement E (w/m²) 1000 950 900 850 800 750 700 650 600 0 50 100 150 Temps (s) 200 250 300 Figure.4-16. Changement rapide d’ensoleillement E(t). UFAS-2013 P.65 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 70 P&O INC FLOUE FLOUE INC 65 Puissance P (W) 60 55 ZOOM 50 45 40 60 35 10 20 30 40 65 50 60 Temps (s) 70 70 80 90 100 Figure.4-17. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation P(t) sous une augmentation rapide d’ensoleillement. 25 P&O FLOUE INC Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 20 10 5 15 10 20 30 40 62 50 60 Temps (s) 64 66 70 68 80 70 90 100 Figure.4-18. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation V(t) sous une augmentation rapide d’ensoleillement. UFAS-2013 P.66 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue P&O FLOUE INC 4 Courant Ipv (A) 3.5 3 ZOOM 2.5 4 2 1.5 3.5 1 0.5 10 61 20 30 40 50 60 Temps (s) 62 63 70 64 80 65 90 100 Figure.4-19. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variation I(t) sous une augmentation rapide d’ensoleillement. 0.4 P&O FLOUE INC Rapport cyclique D 0.35 0.3 0.25 ZOOM 0.35 0.2 0.3 0.15 61 10 20 30 40 50 60 Temps (s) 62 70 63 80 64 90 65 100 Figure 4-20. Comparaison des divers signaux MPPT pour la variable de commande D sous une augmentation rapide de l’ensoleillement E. La figure (4.17) montre comment la puissance de (P&O et IncCond) augmente presque linéairement, avec un léger retard, On voit que la MPPT floue, dans ce cas, est plus rapide avec une faible oscillation autour du MPP. UFAS-2013 P.67 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 4.5.2.1.2 Augme ntation lente d’ensoleille ment : Une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940 W/m² en 200 secondes avec un pas de 10 a été simulée, tandis que la température a été maintenue à 25°C. Les courbes de puissance P(t), tension V(t), courant I(t) de sortie et le rapport cyclique D(t) des différentes configurations sont illustrées en figures ci-dessous. 950 945 Eclairement E (w/m²) 940 935 930 925 920 915 910 905 0 50 100 150 Temps (s) 200 250 300 Figure.4-21. Changement lente d’ensoleillement E. 70 P&O FLOUE INC 65 60 Puissance P (W) 55 50 45 ZOOM 54 40 53.5 35 30 53 0 5 10 25 0 50 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-22. Puissance de sortie P(t) des différentes configurations MPPT pour une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940W/m². UFAS-2013 P.68 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 25 P&O FLOUE INC Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 10 5 17.2 17 16.8 16.6 16.4 49 0 50 51 52 50 53 54 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-23. Tension de sortie V(t) des différentes configurations MPPT pour une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940W/m². P&O FLOUE INC Courant Ipv (A) 3.5 3 2.5 2 ZOOM 3.5 1.5 1 0.5 0 3 50 50 52 54 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-24. Courant de sortie I(t) des différentes configurations MPPT pour une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940W/m². UFAS-2013 P.69 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue P&O FLOUE INC Rapport cyclique D 0.3 ZOOM 0.25 0.3 0.2 0.25 0.2 0.15 48 50 52 54 0.15 0 50 100 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 4-25. Rapport cyclique D des différentes configurations MPPT pour une augmentation lente de l’ensoleillement de 900W/m² à 940W/m². On peut remarquer que pour une augmentation lente de l’ensoleillement, la puissance de sortie avec les techniques conventionnelles (P&O et IncCond) est comparativement identique à celle de la technique floue mais avec de légères oscillations. En fait, les oscillat ions d’amplitude élevée de la MPPT floue pendant l’augmentation de l’ensoleillement ne sont rien d’autres qu’un écart répété du point de fonctionnement dans les deux directions du MPP et par conséquent la MPPT doit toujours retrouver assez rapidement le MPP. 4.5.2.2. Fonctionne ment sous une variation de tempé rature 4.5.2.2.1. Augme ntation rapide de la te mpé rature Les figures (4. (27, 28,29)) montrent les courbes de puissance, de tension et signaux de commande des techniques MPPT pour une augmentation rapide de la température. La température s’élève de 25°C à 40°C puis de 40°C à 55°C sous un ensoleillement constant de 1000W/m2 . UFAS-2013 P.70 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 60 Temperature (°C) 50 40 30 20 10 0 50 100 150 Temps (s) 200 250 300 Figure.4-26. Changement rapide de température T. 70 P&O FLOUE INC 60 Puissance (W) 50 ZOOM 40 30 20 10 50 0 51 50 52 100 53 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 4-27. Puissance P(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation rapide de la température de cellules. UFAS-2013 P.71 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 40 35 17 30 Tensin Vpv (V) P&O FLOUE INC ZOOM 16 15 25 14 20 49 50 51 52 53 54 55 15 10 5 0 0 50 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-28. Tension V(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation rapide de la température de cellules. 0.45 P&O FLOUE INC Rapport cyclique D 0.4 0.35 0.3 ZOOM 0.4 0.25 0.35 0.3 0.2 0.25 48 0 50 52 50 54 100 150 Temps (s) Figure 4-29. Variation du rapport cyclique D(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation rapide de la température de cellules. UFAS-2013 P.72 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue On peut remarquer que pour une augmentation rapide de la température, la puissance de sortie de la technique (P&O) est comparativement identique à celle de la technique floue mais avec de légères oscillations. En fait, les oscillations d’amplitude élevée de la MPPT floue pendant l’augmentation de la température ne sont rien d’autres qu’un écart répété du point de fonctionnement dans les deux directions du MPP et par conséquent la MPPT doit toujours retrouver assez rapidement le MPP. 4.5.2.2.2. Augme ntation lente de la température : Les figures (4. (31, 32, 33 et 34)) montrent les courbes de puissance, de tension, du courant et des signaux de commande des techniques MPPT pour une augmentation lente de la température. La température s’élève de 35°C à 45°C par un pas de 2 sous un ensoleillement constant de 1000W/m2 . 46 Température T (°C) 44 42 40 38 36 0 50 100 150 Temps (s) 200 250 300 Figure.4-30. Changement lente de température T. UFAS-2013 P.73 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue P&O FLOUE INC 70 60 Puissance P (W) 50 40 ZOOM 60 30 20 10 49 0 50 50 51 100 52 150 200 250 Temps (s) Figure 4-31. Puissance P(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente de la température de cellules. 25 P&O FLOUE INC Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 10 5 15 50 0 50 52 100 54 150 Temps (s) 200 250 300 Figure 4-32. Tension V(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente de la température de cellules. UFAS-2013 P.74 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 5 P&O FLOUE INC 4.5 4 Courant Ipv (A) 3.5 3 2.5 ZOOM 2 1.5 3.6 1 3.4 0.5 49 0 50 51 52 50 53 54 55 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-33. Courant I(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente de la température de cellules. 0.45 P&o FLOUE INC Rapport cyclique D 0.4 0.35 0.3 ZOOM 0.4 0.25 0.35 0.2 0.3 0 50 50 52 54 100 150 200 250 Temps (s) Figure 4-34. Rapport cyclique D(t) pour les divers algorithmes MPPT sous une augmentation lente de la température de cellules. UFAS-2013 P.75 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue Les figures (4. (31, 32,33 et 34)) montrent la rapidité de poursuite de la technique MPPT floue, et l’absence des oscillations autour du MPP qui limite les pertes de la puissance. Différents résultats de sortie du générateur photo voltaïque et de la charge, pour différentes valeurs d’insolation et de température, ont été obtenus en simulant les contrôleurs MPPT flou et (P and O et IncCond). Conclusion Les résultats obtenus avec un Contrôleur flou (technique non conventionnelle) sont meilleurs que ceux obtenus avec des algorithmes de contrôle conventionnels (P&O et IncCond). Ainsi le contrôle par logique floue peut être vu comme un pas vers un rapprochement entre le contrôle mathématique précis et la prise de décision humaine. Aussi, ces résultats confirment le bon fonctionnement du contrôleur (IncCond) mais montrent un meilleur fonctionnement du contrôleur flou. Ce dernier a prouvé qu’il a de meilleures performances, temps de réponse rapide et erreur à l’état permanent très faible, et qu’il est robuste aux différentes variations des conditions atmosphériques. Une étude comparative des différentes commandes proposées (classiques et modernes) a montré que le contrôleur basé sur la commande par logique floue optimise mieux la puissance de fonctionnement du système. UFAS-2013 P.76 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue Test de robustesse Dans cette partie on procédera à l’étude de deux techniques MPPT à savoir (P&O) et floue en faisant varier les paramètres du convertisseur survolteur pour les deux cas, afin de tester la robustesse des techniques MPPT étudiées: En premier cas, on prend C 1 =C (F), L1 =L (H), puis en deuxième cas, on prend C 2 =2*C (F), L2 =2*L (H). Les résultats de simulation obtenus sont illustrés comme suit : Pour les conditions standards E=1000w/m2 et T=25°C. 1)- Méthode P&O Cas (1) : L, C Cas (2) : 2*L, 2*C 64 P&O(1) P&O(2) Puissance P (W) 62 60 60.4 58 60.2 60.3 56 59.8 54 60.2 60.1 59.4 52 2.6 0 2.8 10 3 3.2 20 3.5 30 40 Temps (s) 4 4.5 5 5.5 50 60 70 25 Cas (1): L, C Cas (2): 2*L, 2*C P&O(1) P&O(2) Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM ZOOM 19 17.5 10 18 17 17 16.5 5 0 0 0.5 1 1.5 2 50 2.5 3 4 4.5 100 5 5.5 6 150 Temps (s) UFAS-2013 P.77 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 0.4 P&O(1) P&O(2) Cas (1): L,C Cas (2): 2*L, 2*C Rapport cyclique D 0.35 0.3 0.25 ZOOM 0.4 ZOOM 0,4 0.3 0.2 0.15 0,3 0.2 0.1 0 1 2 0 3 2,5 4 50 4.5 5 5.5 6 100 150 Temps (s) Figure 4-35. Courbes P(t), V(t) et D(t) de deux cas par la technique (P&O) sous conditions standards. 2)- Méthode Floue Cas (1) : L, C Cas (2) : 2*L, 2*C 64 FLOUE(1) FLOUE(2) Puissance P (W) 62 60 58 60.4 60.2 60.2 60.3 56 54 52 0 UFAS-2013 59.8 59.8 59.4 59.4 1 10 1.5 20 2 60.2 60.1 2.6 30 2.8 40 Temps (s) 3 3.2 50 3.5 4 4.5 5 5.5 60 70 P.78 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 25 FLOUE(1) FLOUE(2) Cas (1): L, C Cas (2): 2*L, 2*C Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM ZOOM 17.5 19 10 18 17 17 5 0 0 0.5 1 1.5 2 50 2.5 4 3 4.5 5 5.5 6 100 150 Temps (s) 4.5 FLOUE (1) FLOUE (2) Cas (1): L, C Cas (2): 2*L, 2*C Courant Ipv (A) 4 3.5 4 ZOOM ZOOM 4 3 3.5 3.5 3 2.5 2.5 2.5 2 0 2 0 0.5 50 1 3 3.5 4 100 150 Temps (s) 0.4 FLOUE(1) FLOUE(2) Cas (1): L,C Cas (2): 2*L, 2*C Rapport cyclique D 0.35 0.3 0.25 0.4 ZOOM ZOOM 0,4 0.3 0.2 0.15 0 0,3 0.2 0.1 0 1 2 3 50 2,5 4 4.5 100 5 5.5 6 150 Temps (s) Figure 4-36. Courbes P(t), V(t), I(t) et D(t) de deux cas par la technique (Floue) sous conditions standards. UFAS-2013 P.79 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue D’après les résultats obtenus où les conditions météorologiques sont maintenues constantes, on constate qu’aucune influence (ni convergence, ni divergence) n’a été remarquée par l’application de la technique (P&O) malgré que les paramètres du convertisseur soient doublés, par contre la technique floue montre que le rapport cyclique est ajusté, ce dernier provoque une augmentation et une diminution légère de tension et du courant respectivement, de telle sorte qu’il n’y aura aucune variation de la puissance délivrée par le générateur PV. Pour les conditions atmosphériques (Eclaire ment et tempé rature) variables 1)- Méthode P&O 70 P&O(1) Cas(1): L, C Cas(2): 2*L, 2*C 60 P&O(2) Puissance P(W) 50 40 ZOOM 30 20 56 51.8 55 51.4 ZOOM 10 54 53 0 54 55 56 50 100 57 227 150 Temps (s) 228 200 229 230 250 300 30 Cas(1): L, C Cas(2): 2*L, 2*C P&O(1) P&O(2) 25 Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 18 10 17 17 16 5 16 15 15 45 0 50 55 50 60 14 98 ZOOM 99 100 100 101 102 150 Temps (s) UFAS-2013 P.80 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 5 Cas (1): L, C Cas (2): 2*L, 2*C 4.5 P&O(1) P&O(1) Courant Ipv (A) 4 3.5 3 ZOOM ZOOM 4 2.5 3.5 3.5 2 1.5 3 3 45 0 50 50 55 100 60 98 99 150 Temps (s) 100 200 101 102 250 300 0.5 Cas(1): L,C Cas(2): 2*L, 2*C 0.45 P&O(1) P&O(2) Rapport cyclique D 0.4 0.35 0.3 ZOOM 0.25 0.2 0.15 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0 20 40 ZOOM 50 60 52 80 0.1 100 54 100 Temps(s) 120 102 140 104 160 180 200 Figure 4-37. Courbes P(t), V(t), I(t) et D(t) de deux cas par la technique (P&O) sous conditions variables. 2)- Méthode Floue 70 Cas(1): L, C Cas(2): 2*L, 2*C FLOUE(1) FLOUE(2) 60 Puissance P(W) 50 40 ZOOM 30 56 20 55 ZOOM 51.8 51.4 10 54 52 0 UFAS-2013 50 54 56 100 227 150 Temps (s) 228 200 229 250 230 300 P.81 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue 25 FLOUE(1) FLOUE(2) Cas(1): L, C Cas(2): 2*L, 2*C Tension Vpv (V) 20 15 ZOOM 18 10 ZOOM 16.5 16 17 5 15.5 15 16 14.5 15 45 50 55 50 0 60 14 98 99 100 101 102 100 150 Temps (s) 5 FLOUE(1) FLOUE(2) Cas (1): L, C Cas (2): 2*L, 2*C 4.5 Courant Ipv (A) 4 3.5 3 ZOOM ZOOM 4 2.5 3.5 3.5 2 1.5 3 3 45 0 50 50 55 100 60 98 150 Temps (s) 99 200 100 101 102 250 300 0.5 Cas(1): L,C Cas(2): 2*L, 2*C 0.45 FLOUE(1) FLOUE(2) Rapport cyclique D 0.4 0.35 0.3 ZOOM 0.25 0.2 0.15 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0 20 40 ZOOM 60 50 52 80 100 Temps(s) 54 120 0.1 100 140 102 160 104 180 200 Figure 4-38. Courbes P(t), V(t) et D(t) de deux cas par la technique (Floue) sous conditions variables. UFAS-2013 P.82 Chapitre 4 Commande MPPT basée sur l’approche floue D’après les résultats obtenus où les conditions météorologiques (E et T) sont variables, on constate qu’aucune influence (ni convergence, ni divergence) n’a été remarquée par l’application de la technique (P&O) malgré que les paramètres du convertisseur soient doublés avec l’apparition des fluctuations considérables autour du point de puissance maximale MPP , par contre la technique floue montre un manque d’ajustement du rapport cyclique qui provoque, une légère augmentation de tension d’un part et une diminution remarquable du courant de telle sorte qu’il y aura une perte de puissance délivrée par le générateur PV. Par conséquent, le dimensionnement de système photovoltaïque est nécessaire pour que le convertisseur survolteur s’adapte à l’énergie disponible délivrée par le générateur photovoltaïque GPV. Cette adaptation permet les algorithmes MPPT de répondre à l’ajustement de rapport cyclique pour atteindre le PPM. UFAS-2013 P.83 Conclusion Générale Conclusion Générale Dans ce travail nous avons fait l’étude de la modélisation d’une chaine photovoltaïque qui se compose d’un générateur photovoltaïque (avec une seule diode), un étage d’adaptation (convertisseur DC /DC Boost), une charge DC (résistance) et un étage de commande pour piloter le convertisseur (une première fois la commande MPPT classique en l’occurrence P&O, IncCond et puis la commande MPPT Floue). Dans ce cadre nous avons présenté les systèmes d’énergie renouvelable en portant un intérêt particulier au système photovoltaïque qui est constitué essentiellement par un générateur photovoltaïque (GPV) et un convertisseur DC-DC Boost. Le modèle électrique à une seule diode du GPV décrit par le modèle mathématique de ‘Sandia’ est étudié. De même pour le convertisseur Boost qui est dont le modèle électrique et les équations mathématiques explicités. Différentes simulations, sous l’environnement Matlab/simulink, sont réalisées pour mettre en évidence l’influence des variations des conditions climatiques (éclairement et température) sur le MPP où la puissance de fonctionnement du système est maximale. La commande MPPT soit classique (P&O, IncCond) ou Floue permet la meilleure connexion entre le générateur photovoltaïque (GPV) et la charge et elle force le de faire fonctionner toujours au point de puissance maximale, cependant, l’étude comparative des résultats de simulation a permis de constater que la commande MPPT Floue conduit à des meilleurs performances (réduction du temps de réponse et de l’erreur en régime permanent). Par ce travail, nous souhaitons d’avoir apporter une contribution à l’étude des caractéristiques photovoltaïques de la cellule solaire, l’étude des systèmes photovoltaïques autonomes et les commandes MPPT classiques et floue. Comme perspective à ce travail, il serait intéressant de procéder à l’implémentation matérielle des techniques MPPT simulées, sur des systèmes à base de microcontrôleur ou DSP, afin de valider les résultats de simulation et confirmer les performances obtenues. Bibliographies Bibliographies [1]. A.Mohammed Ahmed, “Study of interconnecting issues of photovoltaic/wind hybrid system with electric utility using artificial intelligence”, Electrical engineering dept., faculty of engineering, El-Minia University 2006. [2]. B.Bendib, “Techniques conventionnelles et avancées de MPPT pour des applications photovoltaïques: étude comparative”, mémoire de Magister, département d’Electronique .Université Ferhat Abbes-Sétif 2007. [3]. N.Saadaoui, “Modélisation et extaction automatique des paramètres d’un générateur photovoltaique”, mémoire de Magister , département d’Electrotechnique, Université Ferhat Abbes-Sétif 2010. [4]. U.Kassel, “Photovoltaic system technology”, Germany, 2003, www.uni-kassel.de/re. [5]. S.Zeng, “Study on improving output current waveforme of photovoltaic gridconnected system”, IEEE, pp. 1-5,2006. [6]. M. Djaralllah, “Contribution à l’étude des systèmes photovoltaïques résidentiels couplés au réseau électrique,". Thèse de doctorat en sciences, Universite de Batna 2008. [7]. J.E.Cotter, "P-type versus n-type silicon wafers: prospects for high-efficiency commercial silicon solar cells," IEEE, vol. 53, no. 8, pp. 1893-1901, 2006. [8]. N.Oleksiy, "Simulation, fabrication et analyse de cellules photovoltaïques à contacts arrières intèrdigités," Ecole doctorale.Thèse de doctorat, 2005. [9]. F.Heroguel, "Les cellules photovoltaïques," Ecole normale supérieure, Lyon epreuve de projet, 2007. [10]. B.Mohammed, "Modélisation d’un système de captage photovoltaïque autonome," mémoire de Magister, Centre universitaire de Bechar, 2008. [11]. A.C. Pastor, "Conception et réalisation de modules photovoltaïques électroniques,", thèse de doctorat, Institut national des sciences appliquées de Toulouse 2OO5. [12]. O.Gerglud, "Analysis and experimental validation of various photovoltaic system models ",PhD-thesis , Mc Gill University Montreal, Canada, 2002. Bibliographies [13]. M.Z, F.Z.Zerhouni, "Optimisation d’un système à énergie verte avec validation pratique," Revue des energies renouvelables, vol. 11 , no. N°1, p. 41–49, 2008. [14]. A.Saadi, "Etude comparative entre les techniques d’optimisation des systèmes de pompage photovoltaïque," mémoire de Magister, Université de Biskra 2000. [15]. B.M.Thah, “Grid-connected photovoltaic system”. Degree in bachelor of engineering (Honors), University of Queensland, 21st may Canada, 2003. [16]. B.Gaiddon, "Les onduleurs pour systèmes photovoltaïques fonctionnement, état de l’art et étude des performances," site internet : www.hespul.org Rapport , 2007. [17]. A.Lyes, "Etude de la connexion au réseau électrique d’une centrale photovoltaïque ," mémoire de Magister, Université Mouloud Mammeri -Tizi Ouzou 2011. [18]. F.Slama, "Modélisation d’un système multi générateurs photovoltaïques interconnectés au réseau électrique", mémoire de Magister, département d’Electrotechnique, Université de Sétif 2012. [19]. M.Obeidi, "Commande des hacheurs MPPT par logique floue", mémoire de Magister, Ecole nationale polytechnique 2006. [20]. A.Benayad, " Modélisation des panneaux photovoltaïques par les méthodes de soft computing. ", mémoire de Magister , département de Génie Electrique, Université de Béjaia 2011. [21]. S.Ait-Cheikh, "Etude, investigation et conception d’algorithmes de commande appliqués aux systèmes photovoltaïques," mémoire de Magister, Ecole nationale polytechnique 2007. [22]. M.L.Louazene."Etude technico-économique d'un système de pompage photovoltaïque sur le site de Ouargla," mémoire de Magister, Université El hadj Lakhdar -Batna 2008. [23]. S.Kumari, "Comparison of maximum power point tracking algorithms for photovoltaic system," International journal of advances in engineering & technology (©IJAET), vol. 1 , no. 5, pp. 133-148, 2011. [24]. R. K. N. G. A. Savita Nema,"Matlab / simulink based study of photovoltaic cells/modules/array and their experimental verification," International journal of Energy and environment", vol. 1, no. 3, pp. 487-500, 2010. Bibliographies [25]. S.Lei, "Solar peak power point tracking", Bachelor of engineering (IEEE), University of Queensland, 15th October, 1999. [26]. M.Hatti, "contrôleur flou pour la poursuite du point de puissance maximum MPPT d’un système photovoltaïque".JCGE'08 Lyon, 16 et 17 décembre 2008. [27].C.Y. Won, D.H. Kim, S.C. Kim, W.S. Kim, H.S. Kim, "A new maximum power point tracker of photovoltaic arrays using fuzzy controller", Proceedings of the IEEE Power elec. specialists conference, pp.396-403, 1994. Résumé : La puissance de sortie d’un GPV dépend d’un certai n nombre de paramètres parmi lesquels l’intensité du rayonnement solaire, la température des cellules, etc. En raison des caractéristiques él ectriques fortement non linéaires des cellules PV et de leurs associations, le rendement des systèmes PV peut être amélioré par des solutions à base des techniques MPPT. Il existe des méthodes MPPT conventionnelles souvent utilisées, à s avoir la méthode de perturbation et d'observation (P&O) et la méthode de conductance incrémentale (IncCond) et les méthodes di tes av ancées, telle que la MPPT floue. Ce mémoi re prés ente une étude comparative entre ces différentes techniques MPPT afin d’analyser, simuler, et évaluer le système global d'alimentation PV sous des conditions de fonctionnement vari ables. Pour ce faire les modèles mathématiques des composants du système PV (GPV, conv ertisseur DC/ DC, charge) ont été développés. Les résultats de simulation, obtenus à l’aide de l’outil Matlab Simulink, ont prouvé en général que les performances du contrôleur MPPT flou sont bien meilleures que ceux du contrôleur MPPT conv entionnel. Mots clés : PV, conv ertisseur D C-DC, MPPT. P&O, IncCond, logique floue. Abstract: The output power of a GPV depends on a number of parameters includi ng the intensity of solar radi ation, cell temperature, etc. Because of the highly nonlinear electrical characteristics of PV cells and thei r associations, the system performance can be improv ed by PV based solutions MPPT techniques. There are methods MPPT conventional commonly used, namely the perturbation and observation (P & O) and the method of conductance incremental (IncCond) and the methods called adv anced, such as fuzzy MPPT. This thesis presents a comparative study of different techniques MPPT to analyze, simulate, and evaluate the overall system PV power under varying operating conditions. To do the mathematical models of system components PV (GPV, D C-DC converter, load) have been dev eloped. Simulation resul ts, obtai ned using M atlab Simulink tool, showed that i n general the performances of fuzzy controller in maximum power tracking of PV array is much better than the conventional MPPT controller. Key words: PV, conv erter DC-D C, MPPT, P&O, IncCond, fuzzy logic. :ملخص يٍ بٍُٓا شذة اإلشعاع انشًسً ٔ دسخت حشاسة انخالٌا،إٌ االسخطاعت انُاحدت عٍ انًٕنذ انكٓشٔظٕئً حخعهق ببعط انًخغٍشاث " أيMPPT " َظشا نهخصائص انكٓشبائٍت انآلخطٍت نٓزِ انخالٌا فإٌ يشدٔد انُظاو انكٓشٔظٕئً ًٌكٍ ححسٍُّ باسخعًال حقٍُاث،انكٓشٔظٕئٍت إحباع َقطت االسخطاعت األعظًٍت انخً ٌُخدٓا انًٕنذ انكٓشٔظٕئً يٍ بٍٍ ْزِ انخقٍُاث حٕخذ يُٓا انخقهٍذٌت ٔيٍ أكثشْا اسخعًاال طشٌقت االظطشاب .ٔانًشاقبت ٔطشٌقت انًٕاصهت انًخزاٌذة ٔيُٓا انخقٍُاث انحذٌثت انخً حعخًذ عهى انزكاء االصطُاعً يُٓا حقٍُت انًُطق انغايط ٔرنك ححج ظشٔف انعًم،ًْزِ انًزكشة حقذو يقاسَت بٍٍ يخخهف ْزِ انخقٍُاث نغشض ححهٍم ٔ حًثٍم ٔ حقذٌى انُظاو انكٓشٔظٕئً اإلخًان انُخائح .)... حًٕنت،حٍاس يسخًش/يحٕل حٍاس يسخًش ،ً ٔنزنك فقذ قًُا بخقذٌى ًَارج سٌاظٍت نًكَٕاث انُظاو ( انًٕنذ انكٓشٔظٕئ.انًخغٍشة أثبخج عهى انعًٕو أٌ انفعانٍت انسكٍَٕت ٔانذٌُايٍكٍت نهًُطق انغايط فً إحباع َقطتMatlab/Simulink انًخحصم عهٍٓا باسخعًال نغت انبشيدت .) طشٌقت انًٕاصهت انًخزاٌذة،االسخطاعت األعظًٍت نهًٕنذ انكٓشٔظٕئً أحسٍ يٍ انطشٌقت انخقهٍذٌت ( طشٌقت االظطشاب ٔ انًشاقبت انًٕاصهت، حقٍُت االظطشاب ٔ انًشاقبت، إحباع َقطت االسخطاعت األعظًٍت، حٍاس يسخًش/ يحٕل حٍاس يسخًش،ً يٕنذ كٓش ٔظٕئ:كلمات مفتاحية . انًُطق انغايط،انًخزاٌذة