Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement Au Réseau Electrique D’Installations Techniques Photovoltaïques Interactions onduleur PV/réseau Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV
Etudes Scientifiques Prénormatives Sur Le Raccordement
Au Réseau Electrique D’Installations Techniques
Photovoltaïques
Interactions onduleur PV/réseau
Investigations sur les services apportés par les onduleurs PV
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 2/43
ESPRIT
Tâche 3
Interactions onduleur PV/réseau
Investigations sur les services apportés
par les onduleurs PV
Rédacteur :
Tran-Quoc Tuan (IDEA)
Bacha Seddik (G2elab)
Travaux réalisés avec le soutien financier de l’ADEME
Décembre 2011
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 3/43
Table des matières
I. INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 4
II. TACHE 3.1 : REGLAGE DE TENSION .................................................................................................. 5
II.1 INTRODUCTION ..................................................................................................................................... 5 II.2 LE REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF POUR LE REGLAGE DE TENSION...................................................... 7
II.2.1 Variations de tension ....................................................................................................................... 7 II.2.2 Solutions de réglage de tension ....................................................................................................... 8 II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ? ........................................................................................ 9
II.3 DESCRIPTION DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE [TRAN-05] ............................................ 10 II.4 RESEAU D’ETUDE ET SCENARIOS [TRAN-09] ..................................................................................... 15 II.5 REGULATION EN P/Q (RPQ) ............................................................................................................... 17 II.6 REGULATION AUTO-ADAPTATIVE DE TENSION (RAA) ........................................................................ 18 II.7 VALIDATION PAR LES ESSAIS AVEC L’ONDULEUR REEL ET LE SIMULATEUR TEMPS REEL .................... 20
II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel ................................................................................................ 20 II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais ................................................................................................. 20 II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20) ..................................................................................... 20 II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC) ............................................................................ 21 II.7.5 Capteurs de courant et de tension ................................................................................................. 21 II.7.6 Impact sur la variation de tension ................................................................................................. 21
II.8 AVANTAGES DU REGULATEUR AUTO-ADAPTATIF PROPOSE ................................................................. 22
III. TACHE 3.2 : CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE LA QUALITE ................................ 23
III.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................... 23 III.2 PROBLEMATIQUE DES COURANTS HARMONIQUES ET DES FILTRES ...................................................... 23
III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau ......................................................... 23 III.2.2 Filtre passif ............................................................................................................................... 24 III.2.3 Filtre actif ................................................................................................................................. 25 III.2.4 Filtre actif hybride .................................................................................................................... 25
III.3 COMMANDE GENERIQUE D’UN FILTRE ACTIF PARALLELE .................................................................... 25 III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle ................................................................................... 25 III.3.2 Commande générique ............................................................................................................... 26
III.4 COMMANDE D’UN ONDULEUR COMME FILTRE ACTIF .......................................................................... 27 III.4.1 Modèle de la charge ................................................................................................................. 27 III.4.2 Fonction PV de filtrage actif .................................................................................................... 29 III.4.3 Simulation ................................................................................................................................. 30
III.5 CONCLUSION ...................................................................................................................................... 31
IV. TACHE 3.3 : TENUE AUX PERTURBATIONS .............................................................................. 32
IV.1 COMPORTEMENT DES ONDULEURS PV EN CAS DE COURT-CIRCUIT [LE_11] ...................................... 32 IV.2 LIMITATION DE LA TENSION DU BUS DC EN CAS DE CREUX DE TENSION [NGUY_11] ........................ 33
IV.2.1 Problématique ............................................................................................................................... 33 IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal .......................................................... 35 IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut....................................................... 36 IV.2.4 Simulation ..................................................................................................................................... 37 IV.2.5 Conclusion..................................................................................................................................... 39
V. AUTRES SERVICES APPORTES PAR LE PV : REDUCTION DU TAUX DE DESEQUILIBRE
DE TENSIONS [TRAN_10C] ............................................................................................................................ 39
VI. CONCLUSIONS ................................................................................................................................... 41
VII. REFERENCES ..................................................................................................................................... 42
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 4/43
I. Introduction
Le raccordement des systèmes PV au réseau peut avoir des impacts sur le fonctionnement du
réseau [TRAN-03]:
Variation de tension due à l’injection de puissance active (ou/et réactive) sur le
réseau, en particulier pendant une période de fort ensoleillement et de faible
consommation
Déséquilibre de tension entre phases
Impact du caractère intermittent de la ressource solaire
Injection d’harmoniques de découpage au réseau si les onduleurs ne sont pas
munis de filtres efficaces
Injection de courant continu au réseau
Contribution au courant de court-circuit
Courants de fuite
Perturbations des signaux tarifaires
Impact des systèmes PV sur les pertes…
Cependant, ces impacts peuvent être fortement diminués en remplaçant le contrôle/commande
des onduleurs existants par un contrôle/commande « intelligent ». L’utilisation d’un
contrôle/commande « intelligent » des onduleurs pourrait avoir comme bénéfices la réduction
des coûts de raccordement, l’augmentation de la performance des onduleurs PV raccordés au
réseau voire la possibilité de mise en œuvre de fonctionnalités permettant d’améliorer le
fonctionnement du réseau ou la qualité de la tension sans pour autant diminuer l’efficacité du
dispositif de découplage des onduleurs..
Ce rapport présente les fonctionnalités qui pourraient être intégrées aux onduleurs PV grâce à
la mise en place d’un contrôle/commande intelligent ainsi que les critères de qualité de la
tension pouvant être améliorés : respect du plan de tension en régulant le niveau de tension,
absorption/production de puissance réactive selon les besoins, tenue aux creux de tension …
Dans ce rapport, on parlera principalement de la BT. Il faut déjà noter que la solution qui
consiste à implémenter une régulation de tension en BT ne peut pas actuellement se mettre en
place pour régler les problèmes de tension haute. En effet, dans l’arrêté du 28 avril 2008, il est
dit que les installations de production raccordées en basse tension ne doivent pas absorber de
puissance réactive.
Il présente :
- Un exemple de contrôle/commande intelligent permettant d’assurer le réglage de
tension (chapitre II)
- Une analyse des possibilités d’amélioration de la qualité de la tension (filtrage des
harmoniques) (chapitre III)
- Une étude de la capacité de tenue des onduleurs PV face aux perturbations du réseau
(chapitre IV)
- Enfin, une proposition d’un service apporté par onduleurs PV pour la réduction du
taux de déséquilibre de tension (chapitre V).
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 5/43
II. Tâche 3.1 : Réglage de tension
II.1 Introduction
Le raccordement d'une installation de production décentralisée d'énergie (PDE ou
génération décentralisée d’énergie GDE) sur un réseau de distribution modifie, du fait de
l'injection de puissance active et réactive, le plan de tension et les transits de puissance sur le
réseau. Ceci a pour effet une augmentation du niveau de tension du réseau de distribution. Le
changement de régime de fonctionnement du réseau (charge maximale et minimale) et le
caractère intermittent des GED peuvent provoquer des variations importantes de la tension
pouvant dépasser les limites réglementaires admissibles avec comme conséquence directe une
déconnexion intempestive des GED [TRAN-03].
Par ailleurs, les GED étant en majorité de petite puissance relativement modeste, elles ne sont,
en général, pas suivies par les gestionnaires de réseaux et donc pas dispatchables. La
communication entre les GED et le gestionnaire du réseau de distribution est donc limitée, ce
qui induit des difficultés dans l'application des algorithmes de répartition optimale de
puissance (OPF : Optimal Power Flow) et de gestion centralisée du réactif (VVC : Volt Var
Control).
Aussi, comme les moyens traditionnels de contrôle ne permettent pas de maintenir de façon
satisfaisante la tension dans les limites admissibles, le développement d’un régulateur de
tension intégré aux onduleurs semble être une option intéressante pour éviter d’avoir à
renforcer le réseau, pour réduire le coût de raccordement et pour augmenter le taux de
pénétration et les performances des GED.
Il y a plusieurs solutions pour le réglage de tension (Voir II.2.2). Mais un tel régulateur auto-
adaptatif est en effet capable de maintenir la tension du réseau dans les différents régimes de
fonctionnement de manière locale, automatique, adaptative et intelligente sans besoin des
moyens de communication avec le gestionnaire du réseau. Ce concept de régulateur a comme
avantage de faciliter le plan de contrôle et de gestion des réseaux en présence des GED sans
nécessiter de nouveaux équipements ou d’intervention sur les réseaux.
Des régulateurs de ce type sont d’ores-et-déjà intégrés à certains onduleurs, notamment ceux
commercialisés au Japon. En effet, au Japon tous les onduleurs doivent être équipés d’une
fonction de limitation de la tension [IEA_09]. Ces onduleurs possèdent une régulation de la
puissance réactive en fonction de la tension du réseau (voir Figure II.1).
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 6/43
Figure II.1. Algorithme de contrôle de la tension utilisé dans les onduleurs au Japon [IEA-
09]
Il existe aussi en France des réflexions sur la mise en place de régulation de tension (Q=f(U))
que ce soit en HTA ou en BT, basées sur des solutions plus simples que la régulation auto-
adaptative.
Le présent rapport présente une autre méthode de régulation, bien adaptée au contexte de
smart-grid et de l’intelligence répartie, qui permet aux onduleurs PV de participer au réglage
de tension. Elle est basée sur le principe d’utiliser les onduleurs comme les DFACTs répartis
afin de réguler la tension du réseau [TRAN-10c]. Les onduleurs PV utilisent le régulateur
adaptatif de tension proposé [TRAN-2005]. Pour agir sur les tensions basses, il est intéressant
que les onduleurs restent connectés au réseau même au moment où il n’y a pas
d’ensoleillement (ex : la nuit). Néanmoins, l’étude de raccordement, notamment en HTA mais
aussi en BT, réalisée par ERDF, évite ce genre de problème.
La satisfaction des besoins du gestionnaire de réseau consiste à utiliser, à chaque instant, les
possibilités de fourniture ou d'absorption de réactif des onduleurs PV (lorsqu'ils existent) pour
effectuer un réglage de tension en fonction des besoins du réseau. L'échange des informations
étant limité, chaque installation PV doit assurer la fonction de régulation de tension de
manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque installation PV doit détecter
les variations de tension et les niveaux critiques en utilisant des mesures locales, ainsi,
l’installation PV doit s’adapter aux différents régimes de fonctionnement. C’est pourquoi une
stratégie de réglage local avec un système contrôle/commande intelligent des onduleurs PV
est développée.
Dans cette éventualité, dans [TRAN-05, TRAN-09 et TRAN-10c] un nouveau concept d’un
système PV plus intelligent a été conçu. Un régulateur auto-adaptatif capable de maintenir la
tension du point de raccordement des installations PV dans les limites admissibles et de
participer au réglage « optimal » de tension du réseau a été proposé. Cette solution permet à
chaque production PV d’être indépendante, et de ne pas dépendre d’une entité définissant les
consignes à appliquer à la production. Avec le principe actuel de tarification des réseaux pour
les producteurs, ce service de réglage fourni par le producteur peut contribuer à réduire le coût
des renforcements de réseau rendus nécessaires par le raccordement du producteur.
Afin d’évaluer la performance de la solution proposée, cette partie présente tout d’abord la
nécessité de développement d’un régulateur auto-adaptatif de tension pour les productions
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 7/43
décentralisés, en particulier les productions PV (en HTA). La description du régulateur auto-
adaptatif proposé est ensuite abordée. D’autres solutions sont aussi présentées succinctement.
Enfin, la démonstration de la performance de la méthode proposée est effectuée par les
simulations sur un réseau réel BT en présence d’installations PV.
II.2 Le régulateur auto-adaptatif pour le réglage de tension
II.2.1 Variations de tension
Dans le réseau de distribution classique avec la structure radiale, la tension est plus élevée au
poste source et diminue vers l’extrémité du départ. La puissance circule dans un sens à partir
du poste source vers les consommations. Mais avec la présence des GED sur le réseau, le
réseau devient actif, la puissance circule dans les deux sens.
VR�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
R�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
VR�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
R�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
R�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
R�seau GED
PG
QG
Comp. QQC
Charge
PL
QLVRes
VCharge
X R
Figure II.2: Schéma simplifié pour détermination de chute de tension
La chute de tension entre le poste source et le point de raccordement d’une GED via une ligne
est déterminée par :
2
( ) ( )res G L G L C
res res
V R P P X Q Q Q
V V
Où : R, X : résistance et réactance totale de la ligne
PG, QG : puissance active et réactive fournie par une GED
PL, QL : puissance active et réactive de consommation
QC : puissance réactive du dispositif de compensation
Vres : tension du réseau
Selon la structure du réseau, le point de raccordement et la puissance injectée par GED, la
tension peut être élevée au point de raccordement, pouvant même dépasser la limite
admissible. Dans le réseau de distribution, la résistance linéique est plus importante que la
réactance linéique : la puissance active injectée par GED joue un rôle important pour la
modification de tension. La production des GED est non garantie en général pour les sources
d’énergie renouvelable (caractère intermittent), pouvant provoquer une fluctuation imprévue
de tension.
En France, l’élévation calculée de la tension induite par l’installation de production doit
permettre de maintenir en tout point de livraison du réseau la tension à l’intérieur de la plage :
230V-10% et +10% en BT et tension contractuelle (en générale 20 kV) -5% à +5% en HTA.
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Le plan de tension dans le réseau de distribution dépend fortement du niveau de
consommation et du facteur de puissance de ces charges. Un changement de charge provoque
une variation de tension sur le réseau. Le cas extrême pour une élévation de tension
correspond à la charge consommée nulle associée à une production maximale.
La variation de tension dépend des moyens de compensation (DFACTS, Condensateurs) et
des moyens de réglage (transformateur réglable en charge, régulateur des générateurs …).
D’autre part, la tension en chaque nœud dépend aussi de la configuration du réseau,
notamment de la section des lignes ou des câbles et de leurs longueurs.
En résumé, la variation de tension est causée par :
- La variation de charge (à pleine charge, à faible charge)
- La variation de production des GED (caractère intermittent)
- Les moyens de compensation et de réglage
- La configuration du réseau (R, X …)
II.2.2 Solutions de réglage de tension
Dans les réseaux de distribution, les solutions possibles pour le réglage de tension sont :
Le changement automatique des prises des transformateurs réglables en charge
HTB/HTA. Cette solution est disponible en France mais pas dans tous les pays. De plus
la présence des GED dans le réseau peut provoquer des dysfonctionnements sur la
régulation standard d’un transformateur. Cette solution qui peut paraître insuffisante dans
les cas où la répartition des GED est hétérogène entre les départs est possible avec l’étude
de raccordement qui se fait en amont.
Le changement manuel des prises des transformateurs HTA/BT. Cette solution n'est pas
adaptée aux variations fréquentes de tension dans le réseau de distribution
Le compensateur de chute de tension sur les lignes ou les câbles (LDC: line drop
compensator). Cette solution est non disponible en France
La compensation par les condensateurs. Cette solution est généralement utilisée pour la
compensation réactive des flux de puissance dans le réseau, mais elle pourrait être utilisée
sur le réseau BT pour remonter la tension. Le raccordement des GED au réseau peut
provoquer des surtensions, ainsi cette solution reste difficile à mettre en œuvre.
Les moyens de compensation par DFACTS. Cette solution n'est pas encore développée et
serait onéreuse.
L’utilisation spécifique des GED pour participer au réglage de tension : cette solution est
l’objet du développement proposé, avec une solution spécifique.
Pour les GED, il y a deux types de régulation :
Le régulateur de tension (Automatic Voltage Regulator: AVR) est capable de maintenir
la tension terminale constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les générateurs de
dizaines à centaines de MVA dans le réseau de transport ou par les générateurs
fonctionnant en réseau séparé.
Le régulateur de facteur de puissance ou de puissance réactive (Power Factor :
PF/VAR) est capable de maintenir le facteur de puissance ou la puissance réactive
constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les GED ou les générateurs connectés
aux réseaux de distribution de quelques kVA à dizaines de MVA. Il faut noter que la
production PV est un cas particulier de ce type de régulation. Pour ce cas on peut
l’appeler la régulation P/Q (avec Q=0).
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Le système de régulation PF/VAR (ou P/Q) est bien adapté pour les GED, en particulier les
GED de petites puissantes.
Pour les GED avec l’interface d’électronique de puissance, la régulation de tension de type
P/Q est largement utilisée (Figure II.3). Cette régulation maintient les puissances active et
réactive constantes.
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & QCalcule
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
PI PWM
PWM
Pmes
Qmes
Imes
VmesImes
Iref
Calcule
de
courant
de
référence
Iref
PI
Vmes
Vmes
Qconsigne
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & QCalcule
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
PI PWM
PWM
Pmes
Qmes
Imes
VmesImes
Iref
Calcule
de
courant
de
référence
Iref
PI
Vmes
Vmes
Qconsigne
Figure II.3: Principe de Régulation P/Q
II.2.3 Pourquoi un régulateur auto-adaptatif ?
Les GED disposés sur une portion de réseau peuvent participer au réglage de tension sur cette
portion. Mais des questions se posent :
- Qui décide de changer les valeurs de consigne de ces GED?
- de combien? (La quantité nécessaire pour ramener la tension dans les limites
admissibles)
- Quand et combien de temps ? (Le moment de changement)
- Où ? (Quelles GED ?)
Un régulateur auto-adaptatif permet de répondre en partie aux questions posées avec un
intérêt particulier : prise de décision locale sur des mesures locales.
Une quantité significative de GED de petite puissance n’est en général ni observable, ni
dispatchable. Dans ce contexte, les stratégies de contrôle centralisé avec les communications
entre les GED et le gestionnaire du réseau sont difficiles ou cela augmente sensiblement le
coût de raccordement en ajoutant les équipements supplémentaires de mesure et de contrôle.
L'échange des informations étant limité, chaque GED doit assurer la fonction de régulation de
tension de manière locale, automatique, intelligente et adaptative. Chaque GED doit détecter
la situation de fonctionnement et s’adapter pour les différents régimes de fonctionnement avec
les mesures locales.
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II.3 Description du régulateur auto-adaptatif proposé [TRAN-05]
Le système concerné comporte une production décentralisée d’énergie (GED) raccordée sur
un réseau de distribution via un point de raccordement. Un régulateur auto-adaptatif de
tension est développé afin d’assurer la fonction de régulation de tension pour maintenir la
tension dans les limites dans les différents régimes de fonctionnement. Trois modes de
fonctionnement du régulateur sont possibles (Figure II.4) correspondant à trois régimes de
fonctionnement possibles (Régime normal, Régime perturbé et Régime critique) :
- Mode de régulation de facteur de puissance ou de puissance réactive (Mode PF/VAR)
pour le régime de fonctionnement normal (Régime normal)
- Mode de régulation de tension (Mode AVR) pour le régime de fonctionnement
perturbé (Régime perturbé)
- Mode de régulation de puissance active (Mode P) pour le régime de fonctionnement
perturbé (Régime critique)
Le changement de mode de fonctionnement du régulateur est assuré de manière automatique
et auto-adaptative afin de maintenir la tension au nœud désiré dans la limite désirée pour
n’importe quel régime de fonctionnement. Ce régulateur utilise les mesures de tension ou de
courant au point de raccordement.
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & QCalcule
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
PI PWM
PWM
Pmes
Qmes
Imes
VmesImes
Iref
Calcule
de
courant
de
référence
Iref
PI
Vmax
Vmin
Qconsigne
Q adaptée
Bloc
Adaptation
+
Vmes
+
Vmes
Vmes
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & QCalcule
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
PI PWM
PWM
Pmes
Qmes
Imes
VmesImes
Iref
Calcule
de
courant
de
référence
Iref
PI
VmaxVmax
VminVmin
Qconsigne
Q adaptée
Bloc
Adaptation
+
Vmes
+
Vmes
Vmes
Figure II.4: Régulation auto-adaptative de tension proposée
Dans cette partie, la description d'un régulateur auto-adaptatif est présentée. Quelques points
importants du régulateur auto-adaptatif proposé sont:
Rôle du régulateur auto-adaptatif:
Ce régulateur permet de maintenir la tension au point de raccordement ou un point désiré du
réseau dans les limites désirées dans n'importe quelles conditions de fonctionnement.
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Normalement, ce système permet de maintenir localement la tension au point de
raccordement dans la limite désirée s'il n'y a aucun échange d'information (mode local). Dans
le cas où il y a un minimum d'information sur le réseau (mode coordonné), ce système permet
de maintenir la tension au point désiré dans la limite désirée. Cela permet de maintenir
globalement le niveau de tension du réseau dans les limites désirées. Ce régulateur fonctionne
en 3 modes. La détection de la condition de fonctionnement et le basculement entre ces modes
de fonctionnement sont automatiques et auto-adaptatifs.
Vmax admissible
Vmin désirée
Vmin admissible
Vnominale
PDE absorbe Q PDE fournit Q
Vmax désirée
Q
Régime normal (Vmin_désirée ≤ V ≤ Vmax_désirée)
Fonctionnement en mode de régulation de
PF ou de VAR (Mode PF/VAR) pour
maintenir PF ou VAR à la valeur désirée
Régime perturbé (V> Vmax_désirée)
Basculement en mode de régulation de
tension (Mode AVR) pour maintenir V à
la valeur Vmax_desirée
(Absorber Q => diminuer V)
Régime perturbé (V< Vmin_désirée)
Basculement en mode de régulation de
tension (Mode AVR) pour maintenir V à
la valeur Vmin_desirée
(Fournir Q => augmenter V)
Qmin
Régime critique
(V> Vmax_admissible et Q=Qmin)
Basculement en mode de régulation de
puissance active (Mode P) pour
maintenir V à la valeur Vmax_admissible
(Diminuer P => diminuer V)
Régime critique
(V< Vmin_admissible et Q=Qmax)
Basculement en mode de régulation de
puissance active (Mode P) pour
maintenir V à la valeur Vmax_admissible
(Augmenter P => augmenter V)
Qmax
1
2 3
2 36
1
45
4 57
Figure II.5: Principe de fonctionnement du régulateur auto-adaptatif proposé
Domaine d’application:
Ce régulateur est utilisable pour les GED de quelques kW à quelques dizaines de MW sur les
réseaux de distribution BT ou HTA. Cela concerne les GED de type de machine tournante ou
de type de convertisseur DC/AC (onduleur).
Variable d’entrée:
Le système utilise uniquement les mesures de tension et de courant au point de raccordement
ou au point désiré.
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- Pour les productions raccordées au réseau AC la valeur efficace simple (phase-neutre
ou phase-terre) ou composée (phase-phase ou entre phases) est utilisée.
- Pour les productions raccordées au réseau DC la valeur directe est utilisée
Il faut définir les différents niveaux de tension pour le fonctionnement du régulateur comme
sur la Figure II.5:
- La tension nominale Vnominale, normalement égale à 1.0 pu
- La tension admissible, fixée par les réglementations. Par exemple en France, en BT:
Vmin_admissible =0.90 pu et Vmax_admissible =1.1 pu; en HTA: Vmin_admissible = 0.95 pu et
Vmax_admissible =1.05 pu
- La limite de tension désirée, c'est une plage de tension désirée; ex: Vmin_désirée =1.0 pu;
Vmax_désirée =1.04 pu. Un bon choix de ces valeurs permet de maintenir non seulement
la tension au nœud de raccordement mais encore les autres nœuds du réseau dans la
limite admissible. Cette limite peut être fixée par le client ou par le gestionnaire du
réseau après les calculs d’optimisation de façon à assurer le réglage optimal du plan de
tension du réseau.
Le fonctionnement est expliqué comme suit:
Régime normal C’est le cas d’une tension au point de raccordement restant dans les limites désirées
(Vmin_désirée V Vmax_désirée) - (point 1 sur la Figure II.5)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur PF/VAR (Mode PF/VAR) avec deux
possibilités:
- Soit le régulateur maintient le facteur de puissance constant afin de minimiser les
pertes
- Soit le régulateur maintient la puissance réactive constante à la valeur désirée; ex: Q=0
Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement supérieure à la limite maximale désirée
(V > Vmax_désirée)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne
Vmax_désirée. Pour ce cas, la GED absorbe de puissance réactive afin de diminuer et ramener la
tension à la valeur Vmax_désirée Si la capacité d’absorption de puissance réactive de la GED est
possible, la tension est maintenue à la valeur Vmax_désirée (points 2 sur la Figure II.5). Si la
GED a atteint la valeur minimale de puissance réactive (Qmin) et si la GED est capable de
maintenir la tension au point de raccordement inférieure ou égale à la valeur Vmax_admissible
(point 3 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension dépasse la valeur
Vmax_admissible le basculement en mode P est effectué.
Régime perturbé C’est le cas d’une tension au point de raccordement inférieure à la limite minimale désirée (V
< Vmin_désirée)
Le régulateur fonctionne en mode régulateur de tension (Mode AVR) à la valeur de consigne
Vmin_désirée . Pour ce cas, la GED fournit de la puissance réactive afin d’augmenter et ramener
la tension à la valeur Vmin_désirée. Si la capacité de fourniture de puissance réactive de la GED
est possible, la tension est maintenue à la valeur Vmin_désirée (points 4 sur la Figure II.5). Si la
GED a atteint la valeur maximale de puissance réactive (Qmax) et si la GED est capable de
maintenir la tension au point de raccordement supérieure ou égale à la valeur Vmin_admissible
(point 5 sur la Figure II.5), le régulateur reste en mode AVR. Si la tension est inférieure à la
valeur Vmin_admissible le basculement en mode P est effectué.
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Régime critique 1 C’est le cas d’une tension supérieure à la limite admissible (V > Vmax_admissible) et quand la
puissance réactive absorbée par la GED atteint la limite minimale (Q=Qmin)
Dans la situation où la GED absorbe la puissance réactive pour diminuer la tension et sa
puissance réactive a atteint la limite minimale, mais la tension est encore très élevée et
supérieure à la limite admissible maximale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le
régulateur passe en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de
consigne fixée à Vmax_admissible. La GED diminue sa puissance active afin de ramener la tension
à la valeur Vmax_admissibe (point 6 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la puissance réactive peut
être fixée à la valeur minimale. Cette valeur minimale de puissance réactive peut être changée
par la relation 22 PSQ . La régulation de puissance active et réactive en même temps
pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire. L’action de réduction de
production est équivalente à une action de reprise de charge pour diminuer la tension.
Régime critique 2:
C’est le cas si la tension est inférieure à la limite admissible (V < Vmin_admissible) et la
puissance réactive fournie par la GED a atteint la limite maximale (Q=Qmax)
Dans la situation où la GED fournit la puissance réactive pour augmenter la tension et sa
puissance réactive a atteint la limite maximale, mais la tension est encore très basse et
inférieure à la limite admissible minimale, l’action sur la puissance active est nécessaire. Le
régulateur peut passer en mode de régulation de puissance active (Mode P) avec la valeur de
consigne de réglage fixée à Vmin_admissible. La GED augmente de puissance active afin de
ramener la tension à la valeur Vmin_admissibe (point 7 sur la Figure II.5). Dans ce cas, la
puissance réactive peut être fixée à la valeur maximale. Cette valeur maximale de puissance
réactive peut être changée par la relation 22 PSQ . La régulation de puissance active et
réactive en même temps pour maintenir le facteur de puissance constant n’est pas nécessaire.
L’action d’augmentation de production est équivalente à une action de délestage de charge
pour augmenter la tension.
Grâce à l’action de régulation de puissance active et réactive, une solution est toujours
possible dans n’importe quel régime de fonctionnement. De plus, sur le réseau de distribution
où le rapport R/X est très important, l’action sur la puissance active est efficace.
Les autres points importants du régulateur sont les suivants :
Il y a trois possibilités de réglage des valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée
1) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible et Vmin_désirée = Vmin_admissible le régulateur
fonctionne de façon à assurer localement la tension au nœud de raccordement dans la
limite admissible. Cette solution maintient la tension au point de raccordement, mais
agit faiblement pour le maintien de la tension normale dans les conducteurs adjacents.
2) Si on fixe Vmax_désirée < Vmax_admissible et Vmin_désirée > Vmin_admissible le régulateur
fonctionne de façon à assurer non seulement la tension locale au nœud de
raccordement mais encore la tension sur d’autres nœuds voisins du réseau. Pour les
GED de petite puissance le choix de ces valeurs est sensible aux valeurs limites de
puissance réactive fournie ou absorbée par chaque GED. Si on fixe la valeur
Vmax_désirée à une valeur assez basse, la GED atteint souvent la limite minimale de
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 14/43
puissance réactive. Au contraire, si on fixe la valeur Vmin_désirée à une valeur assez
haute, la GED atteint souvent la limite maximale de puissance réactive. Il y a 3
possibilités de choix de ces valeurs :
- Soit le l’utilisateur fixe ces valeurs à la valeur désirée ; ex : Vmax_désirée = 1.04 pu et
Vmin_désirée = 1.0 pu. Ce choix par défaut est applicable pour tous les types de réseau.
La valeur Vmin_désirée fixée à 1.0 pu permet aux GED de participer au maintien d’un
plan de tension assez élevé afin de diminuer les pertes du réseau. La valeur Vmax_désirée
fixée à 1.04 pu permet de maintenir un plan de tension du réseau pas trop haut. Avec
ces valeurs par défaut la tension du réseau reste toujours dans la limite 1.0 et 1.04 pu.
- Soit, après calcul, le gestionnaire du réseau peut imposer ces valeurs pour chaque
GED. Un calcul d’optimisation du plan de tension est nécessaire pour deux régimes
extrêmes (régime de faible charge associée à la production maximale ; régime de forte
charge associée à la production minimale) pour déterminer ces valeur. Ces valeurs
peuvent être modifiées par le gestionnaire du réseau si nécessaire.
- Soit le régulateur change de manière adaptative ; ça dépend du régime de
fonctionnement en respectant les limites de puissance réactive de chaque GED. Pour
ce cas, le régulateur fonctionne en mode AVR pour le régime perturbé. Si le régulateur
détecte une variation de tension qui dépasse la valeur désirée et la puissance réactive
de GED a atteint la limite, il essaie de changer la limite désirée, en respectant la limite
admissible (Vmin_admissible ≤ Vmin_désirée ≤ Vmax_désirée ≤ Vmax_admissible), pour débloquer le
problème de limitation de puissance réactive.
3) Si on fixe Vmax_désirée = Vmax_admissible = Vmin_désirée = Vmin_admissible = Vfixée , le
régulateur maintient la tension constante à la valeur Vfixée . Ce fonctionnement est
choisi en cas de fonctionnement en mode îlotage.
Les stratégies de contrôle peuvent être effectuées par :
- un contrôleur analogique
- un contrôleur numérique
- un contrôleur utilisant la logique floue
Pour un mode de secours, le basculement en mode de la régulation de PF/VAR à la
régulation de tension est possible.
En cas de fonctionnement de plusieurs GED en parallèle, la régulation par statisme peut
être utilisée pour que la répartition de puissance active et réactive de chaque GED soit
optimale en respectant les limites de puissances active et réactive.
Pour éviter les oscillations, un mode de contrôle avec hystérésis (retard) est utilisé.
Pour les régulateurs des machines tournantes, les limites de sous et sur excitation sont
utilisées pour éviter les contraintes thermiques du rotor et les contraintes de stabilité de la
machine.
Les fonctions de protection, comme la protection de surtension, de sous tension, de
surcharge, etc. peuvent être intégrées dans ce système de régulation
Au cas où une communication simple entre le régulateur et le gestionnaire du réseau est
possible, le gestionnaire peut modifier en ligne les valeurs Vmax_désirée et Vmin_désirée . Ce
régulateur passe en mode coordonné, permettant de coordonner les actions de réglage
optimal de tension du réseau.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 15/43
II.4 Réseau d’étude et scénarios [TRAN-09]
Afin d’étudier la performance du régulateur auto-adaptatif de tension appliqué pour les
onduleurs PV, un réseau réel BT (Figure II.6) a été utilisé. Ce réseau est alimenté par un
transformateur de 160 kVA, 20/0.4 kV. Il se compose de 14 nœuds, 10 charges et 10
productions de PV. La charge placée au nœud 3 est triphasée (centre commerciale), le reste du
réseau est monophasé (charge résidentielle) comme présenté sur les Figure II.8 à Figure II.9.
Ce réseau BT triphasé avec neutre est modélisé sous EMTP-RV.
La Figure II.7 présente la variation d’ensoleillement mesurée à Saint Jean d’Arvey en juillet
2005. La courbe d’ensoleillement du 14 juillet 2005 est utilisée pour effectuer les études.
20 kV Network
PV-3kWPV-2kW
PV-1kW
PV-3kW PV-2kW
PV-3kWPV-2kW
PV-1kWPV-1kW
PV3P-75kW
LV3 LV4LV5
LV2
LV1
LV6
LV7
LV8
LV9 LV14
LV13 LV12
LV10 LV11
+
LF
+
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
p1 p2N1 N2
1 2
20/0.42
DY_1+
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
La Lb LcN
L3abc
LN
L_Dyn
L4b
LN
L_Dyn
L5c
LN
L_Dyn
L6a
LN
L_Dyn
L7c
LN
L_Dyn
L10b LN
L_Dyn
L11a
LN
L_Dyn
L14c
LN
L_Dyn
L13b
LN
L_Dyn
PV
a
PV
cN
PV
b
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
b
b
b
c
c
a
a
c
b
a
a
c
Figure II.6: Réseau réel BT avec les systèmes PV (monophasés et triphasé)
0
500
1000
1500
2000
2500
00:0
0
01:1
202
:24
03:3
604
:48
06:0
0
07:1
2
08:2
4
09:3
6
10:4
8
12:0
013
:12
14:2
415
:36
16:4
8
18:0
0
19:1
220
:24
21:3
6
22:4
8
00:0
0
Heure
Puis
sa
nc
e (
W)
25/06/2005
26/06/2005
27/06/2005
28/06/2005
29/06/2005
30/06/2005
01/07/2005
02/07/2005
03/07/2005
04/07/2005
05/07/2005
06/07/200507/07/2005
08/07/2005
09/07/2005
10/07/2005
11/07/2005
12/07/2005
13/07/200514/07/2005
15/07/2005
16/07/2005
17/07/2005
18/07/2005
19/07/2005
20/07/200521/07/2005
22/07/2005
23/07/2005
24/07/2005
00/00/2005
0
500
1000
1500
2000
2500
00
:00
01
:00
02
:00
03
:00
04
:00
05
:00
06
:00
07
:00
08
:00
09
:00
10
:00
11
:00
12
:00
13
:00
14
:00
15
:00
16
:00
17
:00
18
:00
19
:00
20
:00
21
:00
22
:00
23
:00
Heure
Pu
iss
an
ce
(W
)
14/07/2005
Figure II.7: Variation d’ensoleillement (scénario d’étude) – scénarios 1
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 16/43
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240
1
2
3
4
5
6
time (H)
Po
we
r lo
ad
(kW
, kV
AR
)
L4b/P_Load
L4b/Q_Load
L5c/P_Load
L5c/Q_Load
L6a/P_Load
L6a/Q_Load
L7c/P_Load
L7c/Q_Load
L10b/P_Load
L10b/Q_Load
L11a/P_Load
L11a/Q_Load
L12a/P_Load
L12a/Q_Load
L13b/P_Load
L13b/Q_Load
L14c/P_Load
L14c/Q_Load
Figure II.8 : Variation des charges
monophasées - scénario 1 (Charges
résidentielles)
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
time (H)
Po
we
r lo
ad
(kW
, kV
AR
)
L3abc/P_Load
L3abc/Q_Load
Figure II.9 : Variation des charges
triphasées (charge commerciale) – scénarios
1 & 2
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
time (H)
Active
an
d r
ea
ctive
po
we
r o
f lo
ad
(kW
, kV
AR
)
P_Load_N11a
Q_Load_N11a
Figure II.10. Variation des charges
monophasées - scénario 2 (Charges
résidentielles)
Figure II.11. Variation de puissance des
onduleurs PV – scénario 2 (Charges
résidentielles)
Pour le raccordement des systèmes PV au réseau étudié (Figure II.6), on suppose qu’il y a
deux types de générateur PV:
Une production PV triphasée raccordée au nœud 3 (75 kWc) – centre commercial
Neuf productions PV monophasées raccordées aux autres nœuds (1, 2 ou 3 kWc).
Il y a deux scénarios de production PV : le scénario 1 présenté sur la Figure II.7
(ensoleillement du 14 juillet) et le scénario 2 présenté sur la Figure II.11 (ensoleillement de
quel jour ?).
Deux types de régulation pour ces systèmes PV seront utilisés :
Régulation classique P/Q (RPQ),
Régulation auto-adaptative de tension (RAA).
Deux types de charge sont utilisés pour la simulation :
Charge résidentielle : scénario 1 présenté sur la Figure II.8 et scénario présenté sur la
Figure II.10
Charge commerciale (Figure II.9).
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Active
an
d r
ea
ctive
po
we
r o
f P
V in
ve
rte
rs (
kW
, kV
AR
)
PV4b_2kW/PPV4b_2kW/QPV5c_1kW/PPV5c_1kW/QPV6a_2kW/PPV6a_2kW/QPV7c_3kW/PPV7c_3kW/QPV10b_3kW/PPV10b_3kW/QPV11a_3kW/PPV11a_3kW/QPV12a_1kW/PPV12a_1kW/QPV13b_1kW/PPV13b_1kW/QPV14c_2kW/PPV14c_2kW/Q
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 17/43
II.5 Régulation en P/Q (RPQ)
Scénario 1
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
time (H)
Po
we
r o
utp
ut o
f P
V (
kW
, kV
AR
)
PV4b_2kW/P_PV
PV4b_2kW/Q_PV
PV5c_3kW/P_PV
PV5c_3kW/Q_PV
PV6a_1kW/P_PV
PV6a_1kW/Q_PV
PV7c_3kW/P_PV
PV7c_3kW/Q_PV
PV11a_3kW/P_PV
PV11a_3kW/Q_PV
PV12a_1kW/P_PV
PV12a_1kW/Q_PV
PV13b_1kW/P_PV
PV13b_1kW/Q_PV
PV14b_2kW/P_PV
PV14b_2kW/Q_PV
PV14c_2kW/P_PV
PV14c_2kW/Q_PV
Figure II.12. Variation de puissance des
installations PV monophasées
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
time (H)
Po
we
r o
utp
ut (k
W, kV
AR
)
PV3P3_75kW/P_PV
PV3P3_75kW/Q_PV
Figure II.13. Variation de puissance de
l’installation PV triphasée
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Vo
lta
ge
(p
u)
V2_aV2_bV2_cV3_aV3_bV3_cV4_aV4_bV4_cV5_aV5_bV5_cV6_aV6_bV6_cV7_aV7_b V7_cV10_aV10_bV10_cV11_aV11_bV11_cV12_aV12_bV12_cV13_aV13_bV13_cV14_aV14_bV14_c
Figure II.14. Variation de tension
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40
-20
0
20
40
60
80
100
time (H)
Po
we
r o
f tr
an
sfo
rme
r (k
W, kV
AR
)PtotalQtotal
Figure II.15. Variation de puissance du
transformateur
Scénario 2
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR)
PV4b_2kW/PPV4b_2kW/QPV5c_1kW/PPV5c_1kW/QPV6a_2kW/PPV6a_2kW/QPV7c_3kW/PPV7c_3kW/QPV10b_3kW/PPV10b_3kW/QPV11a_3kW/PPV11a_3kW/QPV12a_1kW/PPV12a_1kW/QPV13b_1kW/PPV13b_1kW/QPV14c_2kW/PPV14c_2kW/Q
Figure II.16. Variation de puissance des
installations PV monophasées
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Voltage (pu)
Figure II.17. Variation de tension
Pour les onduleurs PV, en cas de fonctionnement avec le mode de régulation P/Q, la
puissance réactive est imposée nulle (0 kVAR). Pour le scénario 1, la production PV pendant
une journée en fonction de la courbe d’ensoleillement est présentée dans la Figure II.12 pour
les productions PV monophasées et la Figure II.13 pour la production PV triphasée. La
Figure II.14 présente la variation de tension aux nœuds de raccordement des installations PV
et la Figure II.15 présente l’échange de puissance entre le réseau en amont (HTA) et le
réseau BT étudié.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 18/43
La démarche est identique pour le scénario 2, la Figure II.16 présente la variation des
puissances actives des installations PV monophasées et la Figure II.17 présente la variation
de tension aux nœuds de raccordement des installations PV.
On constate que :
Sur quelques nœuds où les installations PV sont raccordées, il y a une surtension
importante aux moments de fort ensoleillement. La tension dépasse la tension admissible
(1.1 pu), ainsi ces installations PV pourront être déconnectées par leurs protections
associées
Aux moments de forte charge et de la production PV nulle (ou faible), il y a une sous-
tension sur la plupart des nœuds ; cela peut provoquer une augmentation des pertes
En cas de raccordement monophasé, il y a un déséquilibre de tension entre les phases.
Ces résultats mettent donc en évidence le dépassement des limites de tension dû à la
production de puissance active des installations PV. A cet effet, l’énergie réactive des
systèmes PV devrait être modifiée pour régler la tension dans les limites admissibles. C’est
pourquoi, le réglage de tension effectué par la régulation intelligente de tension sera présenté
dans la partie suivante.
II.6 Régulation auto-adaptative de tension (RAA)
La structure du réseau, les paramètres et les scénarios sont identiques à l’étude précédente.
Les onduleurs PV utilisent le régulateur auto-adaptatatif de tension au lieu de la régulation en
PQ.
Pour le scénario 1, les Figure II.18 et Figure II.19 présentent la variation des puissances
active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé raccordé au
nœud 3. La Figure II.20 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement
des onduleurs PV.
De même, pour le scénario 2, les Figure II.22 et Figure II.23 présentent la variation des
puissances active et réactive des onduleurs PV monophasés et de l’onduleur PV triphasé. La
Figure II.24 présente la variation de tension dans tous les nœuds de raccordement des
onduleurs PV.
Scénario 1
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
-2
-1
0
1
2
3
time (H)
Po
we
r o
utp
ut o
f P
V (
kW
, kV
AR
)
PV4b_2kW_P_PV
PV4b_2kW/Q_PV
PV5c_3kW/P_PV
PV5c_3kW/Q_PV
PV6a_1kW/P_PV
PV6a_1kW/Q_PV
PV7c_3kW/P_PV
PV7c_3kW/Q_PV
PV10b_2kW/P_PV
PV10b_2kW/Q_PV
PV11a_3kW/P_PV
PV11a_3kW/Q_PV
PV12a_1kW/P_PV
PV12a_1kW/Q_PV
PV13b_1kW/P_PV
PV13b_1kW/Q_PV
PV14b_2kW/P_PV
PV14b_2kW/Q_PV
Figure II.18. Variation de puissance des
installations PV monophasées
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40
-20
0
20
40
60
80
time (H)
Po
we
r o
utp
ut o
f P
V (
kW
, kV
AR
)
PV3abc_75kW/P_PV
PV3abc_75kW/Q_PV
Figure II.19. Variation de puissance de
l’installation PV triphasée
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 19/43
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Vo
lta
ge
(p
u)
V2_aV2_b V2_cV3_a V3_bV3_cV4_a V4_bV4_cV5_aV5_bV5_cV6_a V6_bV6_c V7_a V7_b V7_cV10_aV10_bV10_cV11_aV11_bV11_cV12_aV12_bV12_cV13_aV13_bV13_cV14_aV14_bV14_c
Figure II.20. Variation de tension
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40
-20
0
20
40
60
80
100
time (H)
Po
we
r o
f tr
an
sfo
rme
r (k
W, kV
AR
)
Ptotal
Qtotal
Figure II.21. Variation de puissance du
transformateur
Scénario 2
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-2
-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Active and reactive power of PV inverters (kW, kVAR)
PV4b_2kW_RAA/PPV4b_2kW_RAA/QPV5c_1kW_RAA/PPV5c_1kW_RAA/QPV6a_2kW_RAA/PPV6a_2kW_RAA/QPV7c_3kW_RAA/P PV7c_3kW_RAA/QPV10b_3kW_RAA/PPV10b_3kW_RAA/QPV11a_3kW_RAA/PPV11a_3kW_RAA/QPV12a_1kW_RAA/PPV12a_1kW_RAA/QPV13b_1kW_RAA/PPV13b_1kW_RAA/QPV14b_2kW_RAA/PPV14b_2kW_RAA/Q
Figure II.22. Variation de puissance des
installations PV monophasées
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24-40
-20
0
20
40
60
80
time (H)
Active and reactive power of 3p-PV system (kW, kVAR)
PV3abc_75kW_RAA/P
PV3abc_75kW_RAA/Q
Figure II.23. Variation de puissance de
l’installation PV triphasée
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Voltage (pu)
Figure II.24. Variation de tension
Les onduleurs PV participent au réglage de tension (voir la puissance réactive absorbée et
fournies par ces onduleurs PV) pour maintenir la tension dans la limite admissible (0.9 et 1.1
pu). En cas de forte production, les onduleurs PV participent à la réduction des surtensions
par absorption de puissance réactive afin de maintenir la tension inférieure à la tension
admissible maximale. En cas de forte consommation, les onduleurs PV participent au
maintien d’un plan de tension assez élevé par production de puissance réactive afin de
maintenir la tension plus proche de la tension nominale. Cette participation dépend de
plusieurs facteurs comme la puissance des onduleurs PV, du lieu de raccordement, du niveau
de la tension… Ces cas démontrent les performances et les services apportés par les onduleurs
équipés de régulateur auto-adaptatif de tension proposé.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 20/43
II.7 Validation par les essais avec l’onduleur réel et le simulateur temps réel
Cette partie présente une validation de l’impact des onduleurs sur la variation en utilisant le
simulateur temps réel OPAL-RT.
II.7.1 Réseau BT test avec onduleur réel
Le réseau test utilisé est le même que celui présenté dans la partie II.4 (voir Figure II.25).
L’onduleur réel est raccordé au nœud 5. On étudie la variation de tension sur le réseau test en
réponse à la variation de l’ensoleillement.
N_PV1LV5
LV1
LV13
LV12
LV11LV10
LV14
LV9LV8
LV7
LV6LV2
LV4LV3
2
PQ_ond
1
out_ampli
i+
-
i_ond_mes
A B C
chv
+
-
a
Vmes_abc neutre
Vpn_mes_N24
N
A
B
C
Three-Phase Source1
A
B
C
a
b
c
n2
Three-PhaseTransformer
(Two Windings)1
Terminator1
Terminator
Subtract2 Saturation
Rn9
Rn8
Rn7
Rn6
Rn5
Rn4
Rn3
Rn2
Rn13
Rn12
Rn11
Rn10
RNPV
RN5
RN14
RN1
R
s
-+
Onduleur réel
A
B
C
a
b
c
N_70
A
B
C
a
b
c
N_24
A
B
C
a
b
c
LV_9
A
B
C
a
b
c
LV_8
A
B
C
a
b
c
LV_7
A
B
C
a
b
c
LV_6
A
B
C
a
b
c
LV_5
A
B
C
a
b
c
LV_4
A
B
C
a
b
c
LV_3
A
B
C
a
b
c
LV_2d4
A
B
C
a
b
c
LV_2d3
A
B
C
a
b
c
LV_2d2
A
B
C
a
b
c
LV_2d1
A
B
C
a
b
c
LV_2
A
B
C
a
b
c
LV_14
A
B
C
a
b
c
LV_13
A
B
C
a
b
c
LV_12
A
B
C
a
b
c
LV_10
A
B
C
a
b
c
LV_1 LN7
LN6
LN13
LN12
L5cL5bL5a L24c L24b L24a
L14b
L11cL11bL11a
L10b
-K-
GainVabc_NPV1
From11
Vabc_NPV1
From1
Câble_35mm2_5m
Cable 9Cable 8Cable 7
Cable 6
Cable 5
Cable 4Cable 3Cable 2
Cable 13
Cable 12
Cable 11
Cable 10
Cable 1
a b c n
CL9a b c n
CL8
a b c n
CL7
a b c n
CL6
a b c n
CL5
a b c n
CL4
a b c n
CL3
a b c n
CL14
a b c n
CL13
a b c n
CL12
a b c n
CL11a b c n
CL10
a b c n
CL1
A B C
C13
V
I
PQ
Active & ReactivePower
1
iAC_ond
Va
Charge
Onduleur PV
HardwareSoftware
Réseau simulé
Modèle
PV
Simulateur
Temps Réel
Numérique
Amplificateur de puissance
(PCU-3X5000-BC)
Source DC Contrôlable
(XDC 600-20 ) 300V
Vond
Iond
VDC
IDC
Consigne Q
Réseau BT rural
N_PV1LV5
LV1
LV13
LV12
LV11LV10
LV14
LV9LV8
LV7
LV6LV2
LV4LV3
2
PQ_ond
1
out_ampli
i+
-
i_ond_mes
A B C
chv
+
-
a
Vmes_abc neutre
Vpn_mes_N24
N
A
B
C
Three-Phase Source1
A
B
C
a
b
c
n2
Three-PhaseTransformer
(Two Windings)1
Terminator1
Terminator
Subtract2 Saturation
Rn9
Rn8
Rn7
Rn6
Rn5
Rn4
Rn3
Rn2
Rn13
Rn12
Rn11
Rn10
RNPV
RN5
RN14
RN1
R
s
-+
Onduleur réel
A
B
C
a
b
c
N_70
A
B
C
a
b
c
N_24
A
B
C
a
b
c
LV_9
A
B
C
a
b
c
LV_8
A
B
C
a
b
c
LV_7
A
B
C
a
b
c
LV_6
A
B
C
a
b
c
LV_5
A
B
C
a
b
c
LV_4
A
B
C
a
b
c
LV_3
A
B
C
a
b
c
LV_2d4
A
B
C
a
b
c
LV_2d3
A
B
C
a
b
c
LV_2d2
A
B
C
a
b
c
LV_2d1
A
B
C
a
b
c
LV_2
A
B
C
a
b
c
LV_14
A
B
C
a
b
c
LV_13
A
B
C
a
b
c
LV_12
A
B
C
a
b
c
LV_10
A
B
C
a
b
c
LV_1 LN7
LN6
LN13
LN12
L5cL5bL5a L24c L24b L24a
L14b
L11cL11bL11a
L10b
-K-
GainVabc_NPV1
From11
Vabc_NPV1
From1
Câble_35mm2_5m
Cable 9Cable 8Cable 7
Cable 6
Cable 5
Cable 4Cable 3Cable 2
Cable 13
Cable 12
Cable 11
Cable 10
Cable 1
a b c n
CL9a b c n
CL8
a b c n
CL7
a b c n
CL6
a b c n
CL5
a b c n
CL4
a b c n
CL3
a b c n
CL14
a b c n
CL13
a b c n
CL12
a b c n
CL11a b c n
CL10
a b c n
CL1
A B C
C13
V
I
PQ
Active & ReactivePower
1
iAC_ond
Va
Charge
Onduleur PV
HardwareSoftware
Réseau simulé
Modèle
PV
Simulateur
Temps Réel
Numérique
Amplificateur de puissance
(PCU-3X5000-BC)
Source DC Contrôlable
(XDC 600-20 ) 300V
Vond
Iond
VDC
IDC
Consigne Q
Charge
Onduleur PV
HardwareSoftware
Réseau simulé
Modèle
PV
HardwareSoftware
Réseau simulé
Modèle
PV
Simulateur
Temps Réel
Numérique
Amplificateur de puissance
(PCU-3X5000-BC)
Source DC Contrôlable
(XDC 600-20 ) 300V
Vond
Iond
VDC
IDC
Consigne Q
Réseau BT rural
Figure II.25. Banc d’essai et réseau test
II.7.2 Onduleurs PV utilisés pour essais
Dans ce cadre des essais, trois onduleurs PV réels monophasés ont été utilisés :
- Fronius IG 20 (avec transformateur HF)
- Axun Platinium 2100s (avec transformateur BF)
- Sunny Mini Central 9000TL avec Réactive Power Control (sans transformateur)
II.7.3 Source DC programmable (XDC 600-20)
Dans le banc d’essai, on alimente un onduleur PV avec une alimentation DC commandée par
le simulateur temps réel RT-Lab. Le modèle photovoltaïque simulé sur Matlab/Simulink©,
donne la bonne caractéristique I-V grâce au bloc fonction « lookup table » comme le montre
la Figure II.26. Ensuite la caractéristique I-V est envoyée en temps réel par RT-Lab qui
l’injecte comme un signal de courant dans l’entrée de l’alimentation DC. La tension de la
source à vide est de 300 V et elle est ensuite imposée par la tension MPP de l’onduleur quand
ce dernier est démarré.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 21/43
Figure II.26 : Modèle des panneaux PV
II.7.4 Amplificateur de puissance (PCU-3X5000-BC)
Le banc PCU-3X5000-BC est un amplificateur triphasé régulé en tension ou courant. Cet
amplificateur est l’élément essentiel de l’interface de puissance qui transforme les signaux de
sortie du simulateur temps réel numérique, RT-LAB, en grandeurs électriques réels. Il a une
puissance de 2kVA par phase à 5KVA en point, et sa technologie linéaire autorise une bande
de fréquence du DC à 2 kHz pour le fondamental et jusqu’à 150 KHz en petits signaux,
permettant de représenter des phénomènes électriques en base et haute fréquence.
II.7.5 Capteurs de courant et de tension
Un deuxième élément essentiel de l’interface de puissance est le capteur. Son rôle est
également important car il permet de mesurer les courants, tensions ou autres grandeurs, qui
seront utilisées par la suite par le simulateur numérique temps-réel. Il accomplit par
conséquent la fermeture de la boucle temps-réel hybride.
II.7.6 Impact sur la variation de tension
Cette partie présente seulement les résultats d’essai pour l’onduleur Fronius IG 20 (2 kW). La
Figure II.27 présente la variation du courant de la source DC en fonction de l’ensoleillement.
La Figure II.28 présente la variation de la tension DC du bus continu. La Figure II.29
présente la variation des puissances active et réactive à la sortie de l’onduleur en fonction
d’ensoleillement. La Figure II.30 présente la variation de tension au nœud de raccordement
de l’onduleur.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 22/43
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-1
0
1
2
3
4
5
Time (H)
DC current (A)
Figure II.27. Courant DC fourni par la source DC
en fonction de variation de l’ensoleillement
Figure II.28. Variation de la tension coté DC de
l’onduleur (tension MPP)
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-200
0
200
400
600
800
1000
1200
Time (H)
Power (W, VAR)
Figure II.29. Variation de puissances active et
réactive de l’onduleur
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20233
234
235
236
237
238
239
240
241
242
243
Time (H)
Voltage (V)
Figure II.30. Variation de la tension au point de
raccordement de l’onduleur (Nœud 5)
Ces essais en utilisant le simulateur temps réel confirment l’élévation de tension au point de
raccordement en fonction de la puissance injectée.
II.8 Avantages du régulateur auto-adaptatif proposé
Le régulateur auto-adaptatif de tension proposé présente les avantages suivants.
- Ce régulateur permet de maintenir la tension dans les limites désirées (ou admissibles)
et permet d’améliorer la qualité de tension de fourniture des GED pour les différents
régimes de fonctionnement
- Ce régulateur permet d’améliorer les performances des GED et permet de diminuer les
variations de tension en régime permanent ou transitoire lent
- Le basculement entre les modes de régulation est effectué de manière automatique et
adaptative pour les différents régimes de fonctionnement
- Il est possible de maintenir les puissances active et réactive de la GED dans ses limites
constructives
- Le fonctionnement du régulateur est totalement automatique, il n’exige pas de
connaissances spécifiques sur les caractéristiques de la GED pour son paramétrage
- Le régulateur assure la fonction de régulation de manière autonome sans avoir des
communications avec les autres GED ou avec le gestionnaire du réseau
- En cas où il y a un échange d’information avec le gestionnaire du réseau, ce régulateur
peut fonctionner en mode coordonné pour assurer la coordination de réglage optimal
de tension du réseau
- Le régulateur n’exige pas de mesures supplémentaires ou de nouveaux équipements,
permettant ainsi de réduire le coût de raccordement
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 23/43
- Ce système de régulateur permet le fonctionnement de GED en mode de couplage au
réseau et en mode îlotage
- Ce régulateur permet d’augmenter la capacité de pénétration des GED au réseau
- Le principe peut être utilisé pour les GED de type machine tournante ou pour les GED
raccordées au réseau via un convertisseur DC/AC (éolien, photovoltaïque, pile à
combustible, micro turbine)
- Ce principe est applicable pour les différentes gammes de puissance des GED
- Ce principe est utilisable pour les GED raccordées en HTA ou BT.
III. Tâche 3.2 : Contribution à l’amélioration de la qualité
[NGUY_11]
III.1 Introduction
Cette sous-tâche vise à explorer les moyens offerts par l’onduleur PV en vue de l’amélioration
de la qualité des courants injectés au réseau et ce, via un filtrage actif des charges non
linéaires connectées (PC, TV, Lampes à basse consommation…). Les problèmes de
détérioration harmonique de tension sont actuellement assez rares. S’ils devaient se
développer, des producteurs PV pourrait être perturbés et, à terme, il serait probablement
nécessaire pour le distributeur d’installer des systèmes de filtrage actif ou d’imposer des
normes de pollution plus restrictives. Toutefois, les onduleurs des installations PV ont
potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage actif. Cette action est assez
prospective mais est cohérente avec le souci général de maîtriser les interactions entre
onduleurs.
III.2 Problématique des courants harmoniques et des filtres
III.2.1 Impact du courant harmonique sur la tension du réseau
Actuellement, des charges non linéaires (comme les dispositifs de l’électronique de puissance,
le redresseur à diode ou à thyristor, le four d’induction…) se connectent de plus en plus au
réseau, ce qui provoquent une distorsion du courant et donc de la tension. La qualité de
l’énergie électrique peut être perturbée, ce qui peut entraîner un mauvais fonctionnement des
dispositifs raccordés au réseau. C'est pourquoi il est nécessaire de développer des dispositifs
de filtrage qui permettent d’améliorer la qualité d'énergie. Les onduleurs des installations PV
ont potentiellement la capacité de réaliser cette fonction de filtrage. Ce chapitre présente une
nouvelle stratégie de commande d’un onduleur comme filtre actif.
On illustre dans la Figure III.1 le problème de la pollution harmonique ; ainsi, même si la
tension du réseau A est purement sinusoïdale, la chute de tension due à l’impédance de ligne
(Zl1+ Zl2) provoque la perturbation de la tension au point B. Cette distorsion de tension
influence à son tour d’autres charges connectées au point B, c’est l’impact principal des
courants harmoniques qui se rebouclent sur les tensions aux nœuds de raccordement.
Un des critères importants de la qualité électrique est le taux de distorsion harmonique du
courant (THD) :
fond
h
h
I
I
THD
2
2
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 24/43
R
Figure III.1. exemple d’une charge non linéaire raccordée au réseau
La norme principale [IEEE_92] et CEI 61727 impose les limites de la pollution harmonique
générée par les clients et de distorsion harmonique totale sur le réseau. Cette norme limite le
THD du courant des réseaux <69kV à 5%.
Pour limiter des courants harmoniques dans le réseau, on introduit souvent des chemins
privilégiés de circulation de ces courants qui évitent le réseau. Cette solution est connue sous
le nom de filtrage d’harmonique. En pratique, il y a trois types de filtres : filtre passif, filtre
actif et filtre hybride.
III.2.2 Filtre passif
La solution d’utilisation du filtre passif est la plus classique et la plus utilisée dans la réalité ;
elle se compose des éléments passifs suivants: inductance, condensateur, résistance. Ces
filtres sont généralement connectés en parallèle avec les charges polluantes. Il y a plusieurs
types de filtres passifs qui jouent le rôle de filtrage des différentes fréquences : filtre passe-bas,
filtre passe-haut et filtre passe-bande.
Normalement, un filtre passif est la combinaison de plusieurs filtres, chacun conçu à une
fréquence déterminée (l’ordre 3, 5, 7, 9, 11, 13 dépend du réseau monophasé ou triphasé) et
un filtre passe-haut l’est pour les fréquences plus grandes, comme dans la Figure
III.2Erreur ! Source du renvoi introuvable..
Les filtres passifs ont l’avantage d’être d’une grande efficacité et d’avoir une structure simple,
mais ils présentent aussi des inconvénients :
Risque de phénomène de résonance avec d’autres composantes du même réseau.
R
. . .
Figure III.2. Schéma d’un filtre passif
rzerzerzer
Zl1
Charge
non
linéaire
Autres
charges
A
B
Zl2
rzerzerzer
Vréseauu
Ih
Iréseau
Icharge
L3
C3
L13
C13
Passe-
haut Passe-
bas
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 25/43
Risque de surcharge quand le filtre passif absorbe le courant des autres charges
non linéaires.
Peu flexible, pas commandable (sauf cas de composants commutés)
III.2.3 Filtre actif
Les filtres actifs ont été conçus et commercialisés plus récemment et n’ont pas vraiment percé
sur le marché. Un filtre actif se compose d’un onduleur connecté au réseau équipé d’un un
petit filtre passif. Les avantages du filtre actif par rapport au filtre passif sont :
Dimensionnement plus réduit.
Capacité de filtrage plus grande.
Plus flexible, sans phénomène de résonance ou surcharge car bien contrôlés.
Mais le coût et les pertes sont les plus grandes limites. Deux types de filtre actif sont
développés : filtre actif parallèle pour compenser les courants harmoniques et filtre actif série
pour compenser les harmoniques de tension ( Figure III.3).
III.2.4 Filtre actif hybride
Pour pouvoir bénéficier des avantages des
deux types de filtres présentés en dessus, on
combine les deux structures. Dans le schéma
de la Figure III.4, le filtre passif réduit les
harmoniques en basses fréquences, ce qui
permet de réduire la taille du filtre actif,
alors que le filtre actif ne compense que le
reste des perturbations de rangs plus élevés.
R
Figure III.3. Schéma d’un filtre actif parallèle (gauche) et filtre actif série (droite)
R
Figure III.4. Schéma d’une topologie du
filtre hybride
rzerzerzer
Ih
Iréseau
Icharge
Vréseau
Charge non
linéaire
Charge à
protéger
Vh
Vréseau
Vréseau
Filtre
passif Filtre actif
Iréseau Icharge
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 26/43
III.3 Commande générique d’un filtre actif parallèle
III.3.1 Configuration d’un filtre actif parallèle
Dans ce chapitre, on ne considère que le filtre actif parallèle et ce, du fait de l’onduleur PV
qui est connecté en shunt. Deux topologies d’onduleurs monophasés sont proposées en
[GRA_90], soit un onduleur de tension avec un condensateur du côté continu et un filtre
inductif du côté réseau, soit un commutateur de courant avec une inductance du côté continu
et un filtre capacitif du côté réseau, (Figure III.5)
Actuellement, le filtre actif basé sur le commutateur de courant est présenté dans quelques
articles ([RAH_05], [SAL_05]), par contre l’onduleur de tension est généralement préféré à
cause des raisons suivantes :
Rendement plus grand
Coût moins cher et volume plus petit quand on compare le condensateur et
l’inductance du côté continu
Les modules à IGBT disponibles actuellement sur le marché sont bien adaptés aux
onduleurs de tension car en général une diode en antiparallèle est rajoutée pour
chaque IGBT. Le commutateur de courant a quant à lui besoin de mettre en série
chaque IGBT avec une diode anti-retour.
En conséquence, presque tous les filtres actifs commercialisés sont composés d’onduleurs de
tension qui conviennent à l’objet de ce chapitre qui est d’introduire cette fonction de filtrage
actif à un onduleur PV.
III.3.2 Commande générique
Dans [THO_98] et [JAR_06], on a développé la commande de filtre actif parallèle. Le
contenu est présenté dans la Figure III.6Erreur ! Source du renvoi introuvable..
Figure III.5. Filtre actif basé sur onduleur de tension (gauche) ou commutateur de courant (droite)
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 27/43
R
MLI
PLL
VDC
Ih
α
u
Figure III.6. Schéma de contrôle d’un filtre actif parallèle
La commande du filtre se compose des boucles suivantes :
Boucle à verrouillage de phase (PLL) pour synchroniser avec le réseau.
Boucle de contrôle de la tension du bus continu VDC.
Boucle d’identification des perturbations de courant de charge.
Boucle de contrôle du courant de référence.
III.4 Commande d’un onduleur comme filtre actif
III.4.1 Modèle de la charge
III.4.1.1 Principe de la charge redresseur à thyristor
Pour séparer la composante de distorsion du courant (harmoniques de rang supérieur), on
prendra comme exemple un redresseur à thyristor sur filtrage capacitif, ce dernier montage
présente des formes d’ondes représentatives de la pollution harmonique générée dans le
bâtiment, même s’il est rarement présent. Le schéma de principe est représenté dans la
Figure III.7Erreur ! Source du renvoi introuvable. et la structure dans Matlab/Simulink est
représentée dans la Figure III.8.Erreur ! Source du renvoi introuvable.
rzerzerzer
Réseau
électrique Charge
polluante
Vréseau
Icharge
Circuit de
puissance
Bloc de
commande
Contrôle de
courant/puissance
Idendification des
perturbations
harmoniques
Contrôle
VDC
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 28/43
R
Icharge
PLLV
α
Pulse
ωt
Distorsion
f
Commandeonduleur
I
R
Icharge
PLLV
α
Pulse
ωt
Distorsion
f
Commandeonduleur
I
1
distortion
2
neutre
1
réseau
in
u
u*
pulse
v+-
mesure v
i+
-
mesure i
i
f
distortion
V*sqrt(2)
alpha1
g ak
T4
g a
k
T3
g a
k
T2
g a
k
T1
R_charge
L
[u2]
[u1]
[u2]
[u2]
[u1]
[u1]
Divide
V(pu)
Freq
wt
Discrete1-phase PLL
C
Figure III.7. Principe de la charge
redresseur à thyristors Figure III.8. Modèle de charge réalisé dans
Simulink
Le bloc PLL synchronise les signaux de commandes avec la tension du réseau, et donne
l’information au bloc Pulse qui crée les signaux pour commander les thyristors.
Le bloc Distorsion calcule les composantes harmoniques du courant de charge, (Figure
III.9) :
Figure III.9: Calcul des composantes de distorsion
III.4.1.2 Comportement de la charge
Pour ce cas particulier, on alimente la charge par une tension sinusoïdale et on excite les
thyristors avec un angle de retard à l’amorçage de 60o, on obtient ainsi une forme d’onde de
courant réseau non sinusoïdale dont on extrait ainsi la composante harmonique (déduction
faite du fondamental).
Ih
Icharge
Composante
fondamental
Composante
continue
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 29/43
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-400
-200
0
200
400
Vc
ha
rge (
V)
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-40
-20
0
20
40I c
ha
rge (
A)
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.61000
2000
3000
4000
Pc
ha
rge,
Qc
ha
rge
(W
, V
Ar)
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56 0.57 0.58 0.59 0.6-20
-10
0
10
20
Temps (s)
Dis
tors
ion
(A)
P
Q
Figure III.10. Comportement de la charge redresseur à thyristor
En regardant la figure ci-dessus, la tension appliquée à la borne de la charge est purement
sinusoïdale mais le courant absorbé fournit la composante de distorsion.
III.4.2 Fonction PV de filtrage actif
On utilise ici l’onduleur PV comme filtre actif tel qu’il est montré dans la Figure III.11 et la
Figure III.12.
R
PV
Iond
Iligne
Icharge
réseau
dis
tors
ion
R
PV
Ion
d
Iligne
Icharge
réseau
distorsio
n
Figure III.11. Chemin de distorsion en
cas normal
Figure III.12. Chemin de distorsion en
cas de présence du filtre PV
La boucle du contrôle de courant est donnée dans la Figure III.13.
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 30/43
I h
I1sin(wt) Iref
Ion
d
erreurPI
alphaMLI
u
IGB
T
Figure III.13. Principe de commande d’onduleur en fonctionnement de filtre actif
Le principe consiste simplement à rajouter la composante harmonique à la référence, le calcul
de la composante harmonique est déjà présenté dans la section III.4.1.1 et dans la Figure III.9.
III.4.3 Simulation
La puissance produite par le système PV est égale à 3000 W, la puissance de la charge est de
3300 W+1100 VAr
N01
N05
N13 N14 N15
N07 N08 N09 N10 N11 N12
N24
N22
N16 N17 N18 N19 N20
N23
N02
N04
Load
N03 N06
Discrete,Ts = 1e-005 s.
powergui
i_PV2
V_PV2
N
A
B
C
Three-Phase Source
A
B
C
N
A
B
C
A
B
C
a
b
c
n2
Three-PhaseTransformer
(Two Windings)
Series RLC Load9
Series RLC Load22Series RLC Load21Series RLC Load20Series RLC Load19Series RLC Load18
Series RLC Load16
Series RLC Load13
Series RLC Load12
Series RLC Load11
V1
iond
PQ
Va
neutre
PV2
PQ
A
B
C
a
b
c
N_2d2
A
B
C
a
b
c
N_2d1
A
B
C
a
b
c
N_24
A
B
C
a
b
c
N_23
A
B
C
a
b
c
N_22
A
B
C
a
b
c
N_21
A
B
C
a
b
c
N_20
A
B
C
a
b
c
N_2
A
B
C
a
b
c
N_19
A
B
C
a
b
c
N_18
A
B
C
a
b
c
N_17
A
B
C
a
b
c
N_16
A
B
C
a
b
c
N_15
A
B
C
a
b
c
N_14
A
B
C
a
b
c
N_13
A
B
C
a
b
c
N_12
A
B
C
a
b
c
N_11
A
B
C
a
b
c
N_10
A
B
C
a
b
c
N_09
A
B
C
a
b
c
N_08
A
B
C
a
b
c
N_07
A
B
C
a
b
c
N_06
A
B
C
a
b
c
N_05
A
B
C
a
b
c
N_04
A
B
C
a
b
c
N_03
Câble_35mm2_5m
Câble_35mm2_1m
Câble_35mm2_15m
Câble_35mm2_10m
Câble_240mm2_20m9Câble_240mm2_20m8Câble_240mm2_20m7
Câble_240mm2_20m6Câble_240mm2_20m5Câble_240mm2_20m4Câble_240mm2_20m3Câble_240mm2_20m2 Câble_240mm2_20m15
Câble_240mm2_20m14Câble_240mm2_20m13Câble_240mm2_20m12Câble_240mm2_20m11Câble_240mm2_20m10
Câble_240mm2_20m1Câble_240mm2_20m Câble_240mm2_10m1Câble_240mm2_10m
a b c n
C_20m9
a b c n
C_20m8
a b c n
C_20m7a b c n
C_20m6
a b c n
C_20m5
a b c n
C_20m4
a b c n
C_20m3
a b c n
C_20m2
a b c n
C_20m15
a b c n
C_20m14
a b c n
C_20m13
a b c n
C_20m12
a b c n
C_20m11
a b c n
C_20m10
a b c n
C_20m1
a b c n
C_10m2
a b c n
C_10m1
a b c n
C_10m
Figure III.14. Réseau d’étude
Dans une branche du réseau de distribution, l’onduleur PV est connecté en parallèle avec la
charge non linéaire, et on estime la forme d’onde du courant totale au début de la ligne.
0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Temps (s)
Pu
iss
an
ce
(W
, V
Ar)
PPV
QPV
Pcharge
Qcharge
0.3 0.32 0.34 0.36 0.38 0.4-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
Temps (s)
I -ch
arg
e (
A)
Figure III.15. Puissance de la charge et du
système PV
Figure III.16. Courant de charge
Le courant de charge est vraiment non sinusoïdal, à cause de la composante de distorsion.
PV de 3kW
Lieu de charge
Courant
du réseau
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 31/43
0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
Temps (s)
Vré
se
au (
V)
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56
-100
-50
0
50
100
Temps (s)
I rés
ea
u (
A)
sans filtre PV
avec filtre PV
Figure III.17. Tension du réseau Figure III.18. Courant du réseau avec
et sans filtre actif PV
Le courant du réseau retrouve une forme plus sinusoïdale en présence de filtre actif
PV.
0.5 0.51 0.52 0.53 0.54 0.55 0.56-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
Temps (s)
I PV (
A)
sans filtre actif
avec filtre actif
0.5 0.52 0.54 0.56 0.58 0.6
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Temps (s)
TH
D (
%)
THD iPV
sans filtre actif
THD iPV
avec filtre actif
THD iligne
sans filtre actif
THD iligne
avec filtre actif
THD iPV
THD iligne
Figure III.19. Courant du système PV
avec et sans filtre actif
Figure III.20. THD du courant du
système PV et courant du réseau avec et
sans filtre actif PV
On observe que le courant du réseau devient sinusoïdal, le THD diminuant de 17% à 0,8%. La
puissance injectée par le système PV au réseau reste constante P=3000 W, Q=20 VAr. La
forme du courant PV devient très perturbée. Le système PV a bien réalisé les deux rôles de
générateur et de filtre actif moyennant un surdimensionnement que l’on peut évaluer par 21 THD ; (pour ce cas, il y a un surdimensionnement de 2% si le THD du courant fourni
par le système PV est de 20%).
III.5 Conclusion
On montre qu’il est aisé de réaliser la fonction du filtrage actif sans ajout d’éléments
physiques mais seulement en utilisant un bloc de traitement (extraction des harmoniques à
compenser) et un ajout des courants perturbés à la boucle de courant de l’onduleur PV, cette
boucle de courant étant déjà implantée.
Ceci n’influe pas énormément sur le dimensionnement de l’onduleur PV.
Le filtrage actif ne peut fonctionner qu’à des fréquences assez nettement inferieures à la
fréquence de hachage de l’onduleur (typiquement rapport 3 à 5). Pour les perturbations
harmoniques de rang élevé, l’utilisation de filtres passifs est indispensable, mais ces filtres
sont assez légers et donc peu onéreux.
rzerzerzer
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 32/43
IV. Tâche 3.3 : Tenue aux perturbations
IV.1 Comportement des onduleurs PV en cas de court-circuit [LE_11]
R�seau HTA 20 kV
N2
N3
N7N6
N8 N10 N12N9N5N4
N1
N11
N13 N15 N17N14 N16 N18N20
N19
N21
N24
N23
N22
D�faut 1
D�faut 5
D�faut 2
D�faut 3
D�faut 6
D�faut 7
D�faut 4
VM+
V_H TA
?v/?v/?v
LF
Load23
+
R 1
1
LF
Phase:0
Slack: 20.kVR M SLL/_0
Vsine_z:Vw Z1
LF1
+
C 1
5nF
+
20.kVR M SLL /_0
Slack:LF1
Vw Z1
p
V_pu
V3
+
40
R 2
p1
p2
p3
p4
AL240x95_10m
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 3
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 4
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 5
p1
p2
p3
p4
AL240x95_10m
+
40
R 6
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 7
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 8
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 9
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 10
+
40
R 11
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 12
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 13
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 14
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 15
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 16
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 17
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 18
p1
p2
p3
p4
AL240x95_20m
+
40
R 19
p
V_pu
V1
p1 p2N1 N2
ALM 35_1m
PI
+
40
R 20
+
40
R 22
p1 p2N1 N2
D EV20
PI
+
40
R 23
LF
Load1
LF
Load3
LF
Load4
LF
Load5
LF
Load6
LF
Load7
LF
Load8
LF
Load9
LF
Load10
LF
Load11
LF
Load12
LF
Load13
LF
Load14
LF
Load15
LF
Load16
LF
Load17
LF
Load18
LF
Load19
LF
Load20
LF
Load21
E1 S1
Fusible_90A
AD 3_90A_N 23
E1 S1
Fusible_90A
AD 1_F90A_N 21
E1 S1
Fusible_90A
AD 4_F90A_N 24
LF
Load2
p1 p2N1 N2
D EV19
PI
+
40
R 21
E1 S1
Fusible_90A
AD 2_F90A_N 22
E1 S1
Fusible_400A
FD 2_400A
p
V_pu
V12
p
V_pu
V22
p
V_pu
V24
p
V_pu
V21
p
V_pu
V23
p
V_pu
V7
p
V_pu
V20
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV24c_3kW
p
V_pu
V_H TA
p1
p2
p3
p4
AL240x95_10m
E1 S1
Fusible_400A
FD 1_400A
+
100k
R 24
+
100k
R 25
+
100k
R 26
+
100k
R 27
+
100k
R 28
+
100k
R 29
+
100k
R 30
+
100k
R 31
+
100k
R 32
+
100k
R 33
+
100k
R 34
+
100k
R 35
+
100k
R 36
1 2
20/0.4
D Y_1
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV23b_3kW
N P
Box_C C
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV21a_3kW
b c a c a b c
ca b c a b c
b
b
H TA
b
b
c
a
a
a
Figure IV.1. Réseau de distribution BT modélisé sous EMTP-RV avec les installations PV
(monophasés)
Pour étudier le comportement des installations PV en cas de court-circuit, un réseau de
distribution BT est utilisé (Figure IV.1). Ce réseau est alimenté par un transformateur de
distribution de 400 kVA (20/0.4 kV). Ce réseau comporte 2 départs avec câbles souterrains de
240 mm2. Chaque départ a un fusible de départ FD 400 A. La distance entre les clients est de
10 ou 20 m. Les charges monophasées des clients sont bien réparties entre les trois phases.
Chaque branchement a un fusible AD 90 A.
On suppose qu’il y a trois installations PV de 3 kW raccordés sur trois phases aux nœuds 21,
23 et 24, respectivement. La protection de découplage des installations PV est basée sur les
critères de tension et de fréquence de la prénorme DIN VDE 0126-1-1 (0.80 pu ≤ V ≤
1.15pu, 47.5 Hz ≤ f ≤ 50.2 Hz).
Différents types de courts-circuits (monophasé, biphasé, triphasé) ont lieu aux différents
points du réseau sur les deux départs. Les comportements des onduleurs PV en cas de court-
circuit sont observés. Dans cette partie nous présentons seulement les comportements des
onduleurs PV en cas de court-circuit monophasé.
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
time (s)
Cu
rre
nt (A
)
FD1_400A/FD/Icc_a@control@1
FD1_400A/FD/Icc_b@control@1
FD1_400A/FD/Icc_c@control@1
Figure IV.2. Courant vu par le fusible FD1
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
time (s)
Po
we
r o
f P
V (
W, V
AR
)
PV21a_3kW/Measure/P_Inv@control@1
PV21a_3kW/Measure/Q_Inv@control@1
Figure IV.3. Variation de puissance de l’onduleur
PV raccordé sur la phase en défaut (N21)
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 33/43
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20
0.2
0.4
0.6
0.8
1
time (s)
Vo
lta
ge
(p
u)
PV21a_3kW/Measure/V_pu@control@1
Figure IV.4. Variation de tension de l’onduleur PV
raccordé sur la phase en défaut (N21)
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-30
-20
-10
0
10
20
30
time (s)
Cu
rre
nt o
f P
V
PV21a_3kW/PWM/i_inv_mes@control@1
Figure IV.5. Variation de courant de l’onduleur PV
raccordé sur la phase en défaut (N21)
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
time (s)
Po
we
r o
f P
V (
W, V
AR
) PV23b_3kW/Measure/P_Inv@control@1
PV23b_3kW/Measure/Q_Inv@control@1
Figure IV.6. Puissance de l’onduleur PV raccordé
sur la phase saine (N23)
0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20
0.2
0.4
0.6
0.8
1
time (s)
Vo
lta
ge
(p
u)
PV23b_3kW/Measure/V_pu@control@1
Figure IV.7. Variation de tension de l’onduleur PV
raccordé sur la phase saine (N23)
On suppose qu’un court-circuit monophasé apparaît à l’instant t=1.0 s sur la phase A au nœud
7. Le courant de court-circuit vu par le fusible FD1 atteint 7 kA (Figure IV.2). Ce fusible
fond à l’instant t=1.41 s. Les Figure IV.3-Figure IV.5 présentent les variations de puissance,
de tension et de courant de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (phase A au nœud
N21). Pendant le court-circuit la tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase en défaut (au
nœud 21) baisse jusqu’à 0.52 pu (Figure IV.4). Cet onduleur PV est déconnecté 200 ms après
le court-circuit (t=1.2s). Pendant le court-circuit le courant de l’onduleur PV augmente
légèrement mais ne dépasse pas 1.1 pu (Figure IV.5). Cela indique que pendant le court-
circuit, la contribution au courant de court-circuit des productions PV est très faible et les
productions PV peuvent rester connectées sans provoquer de contraintes majeures pour le
réseau et pour les productions PV. Les Figure IV.6 et Figure IV.7 présentent les variations de
puissance et de tension de l’onduleur PV raccordé sur la phase saine (phase B au nœud 23).
Cet onduleur maintient le raccordement pendant et après le défaut. C’est identique avec
l’onduleur PV raccordé sur la phase C au nœud N24.
IV.2 Limitation de la tension du bus DC en cas de creux de tension [NGUY_11]
Actuellement la tenue au creux de tension n’est demandée que pour des moyens de production
supérieurs à 5 MW (donc en HTA) (arrêté du 23 décembre 2010).
IV.2.1 Problématique
Il existe des critères pour les protections de découplage du système PV comme ceux
[ERDF_06] qui imposent le temps de déconnexion du PV lors d’un creux ou d’une baisse de
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 34/43
tension. Dans la Figure IV.8, la courbe temps-tension est la limite de deux zones : zone
« rester connecté » et zone « déclenchement »
Figure IV.8. Caractéristique temps de déclenchement et creux de tension, norme
[ERDF_06]
Dans [NGY_10], on analyse l’impact des systèmes PV sur le réseau en régime transitoire face
aux creux de tension (causés par un court-circuit). On trouve que la capacité à rester connecté
des systèmes PV peut faire contribuer à la stabilité du réseau. Cette capacité influence non
seulement la stabilité transitoire au moment du défaut, mais aussi l’état permanent après le
défaut. C’est pourquoi dans un futur proche, on préconise que les systèmes PV restent
connectés au réseau en cas de creux de tension quand le défaut n’est pas dans sa zone
d’influence.
Dans l’onduleur, il y a une protection de surtension du bus continu VDC, et le dépassement de
la valeur imposée est une des causes de déconnexion.
Dans [BLE_06], avec plus de 1000 tests sur 9 différents types d'onduleurs PV commercialisés,
on a constaté que leur comportement face aux creux de tension est différent dans chaque
scénario et qu’il existe des cas de non déconnexion.
On a simulé dans [BEN_10], un système PV triphasé soumis à un creux de tension du réseau,
les fluctuations de courant, de puissances active et réactive, mais sans tenir pas compte de la
surtension sur le condensateur du bus DC.
[GUS_09] présente une solution pour le système PV avec un étage AC/DC et sans étage
DC/DC. On utilise directement la caractéristique des panneaux solaires : quand la tension du
PV augmente, la puissance du PV diminue automatiquement et en conséquence, la tension du
bus DC est toujours dans la limite admissible.
Le paragraphe IV.2.2 présente une solution pour résoudre ce problème de surtension pour le
cas d’un système PV comprenant un étage DC/ DC.
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 35/43
IV.2.2 Commande de la tension du bus continu en régime normal
hacheur onduleur
PPV
CPV
PV
C
PDC Pond
PC
VD
C
Pres
Figure IV.9. Bilan de puissance dans le bus continu
La tension du bus continu VDC subit la variation du courant de sortie du hacheur lequel
dépend du MPPT donc des caractéristiques exogènes (T°, ensoleillement..). Cette tension peut
aussi augmenter en cas de saturation du courant injecté au réseau (creux de tension ou court-
circuit à la sortie de l’onduleur). Ces perturbations feront l’objet de la section suivante IV.2.3.
Dans cette section, on s’intéresse qu’au fonctionnement normal, où le courant de sortie de
l’onduleur reste encore dans les limites admissibles.
En négligeant les pertes internes dans le hacheur et l’onduleur, comme montrés dans la
Figure IV.9, la puissance fournie par les panneaux PV (PPV) est la somme de la puissance
d’entrée dans le condensateur (PC) et de la puissance fournie au réseau (Pres).
resCPV PPP
En cas de court-circuit du côté du réseau, la tension du réseau baisse, ce qui provoque une
baisse de puissance fournie au réseau (Pres). Pendant ce temps, la puissance fournie par les
panneaux PV reste constante. Le déséquilibre entre la puissance entrée (PPV) et la puissance
sortie (Pres) provoque une augmentation de la puissance accumulée par le condensateur C.
C’est pourquoi la tension aux bornes du condensateur augmente et dépasse la limite
admissible. Après élimination du défaut, la puissance PPV = Pres, l’énergie stockée dans le
condensateur reste constante et la tension reste encore élevée. Alors, il faut ajouter une boucle
pour régler cette tension. Le principe de contrôle de la tension du bus continue VDC est de
décharger l’énergie résiduelle pour diminuer la tension.
La relation entre la tension du bus continu VDC et l’énergie stockée dans le condensateur
est : 2..2
1DCVCE . On veut que VDC ne dépasse pas la valeur V0ref, donc l’énergie stocké
est de : 2
00 ..2
1refVCE Alors, si la tension VDC>V0ref, il faut décharger une quantité
d’énergie ).(.2
1 2
0
2
0 rrefDC VVCEEE . Ainsi, on augmente le courant par une quantité
)().(.2
2
0
22
0
2
rrefDCPrrefDC VVKVVT
C
T
EP
où, T est le temps de décharge du
condensateur etT
CKP
.2 .
En résumé, on contrôle le courant de sortie pour maintenir la tension VDC dans la limite
acceptable.
Si VDC<V0ref, I=I’
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 36/43
Si VDC>V0ref, I=I’+I
Dans la simulation en régime normal, on impose V0ref = 500 V et on trouve que la tension VDC
reste toujours inférieure à cette valeur.
IV.2.3 Commande de la tension du bus continu en régime de défaut
f(VDC)
X
hacheur
CPV
PV
C
MPPTrégulateur
u5
IL
I’Lref
IPV
VPV
Commande
du hacheur
Pond
PC
PDC
k
ILref
Figure IV.10. Schéma de principe de la commande du
hacheur pour limiter la tension du bus continu
Dans la dernière section IV.2.2, on a réglé la tension VDC dans le cas d’un courant de sortie de
l’onduleur resté dans la limite admissible. On s’intéresse dans la suite à ce qu’il se passe
quand ce courant dépasse cette limite.
On rappelle que dans la Figure IV.10, la puissance en sortie du hacheur est la somme de la
puissance en entrée dans le condensateur et de la puissance en entrée de l’onduleur de tension.
ondCDC PPP
resondond VIP .
Quand Vres diminue, Iond augmente. Jusqu’à une valeur quelconque, Iond doit être limité, alors
Pond<PDC, PC augmente, l’énergie est accumulée dans le condensateur. C’est pourquoi la
tension VDC augmente toujours et dépasse la limite admissible Vseuil. Par ailleurs, Vseuil est le
seuil de déclenchement de la protection de découplage, donc le système PV est déconnecté du
réseau.
A partir de l’analyse ci-dessus, on peut conclure que pour limiter la tension VDC, il est
nécessaire de limiter la puissance PDC, c'est-à-dire limiter le courant du hacheur. En plus, PDC
est presque proportionnelle à PPV (PDC=PPV si on néglige les pertes dans le hacheur), donc il
faut diminuer PPV. Une solution très simple est de diminuer le courant IL en multipliant le
courant de référence ILref par un coefficient k, 0<k<1.
En résumé, on contrôle le courant IL du hacheur pour maintenir la tension VDC dans la limite
acceptable.
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 37/43
I’Lref=k.ILref
Où
I’Lref est le courant de référence pour commander le hacheur
ILref est le courant de référence géré par le MPPT
k est le coefficient qui dépend de la tension VDC
Si VDC>Vseuil, k=1
Si VDC< Vseuil, k=f(VDC), 0<k<1.
Dans la section suivante, une simulation est effectuée avec Vseuil =1,2×V0ref =600V avec la
commande proposée (on l’appellera « nouvelle commande ») et sans commande proposé (on
dira « commande classique »).
La différence entre la commande classique et la nouvelle commande est que :
La commande classique limite la tension VDC en laissant constante la puissance PV
La nouvelle commande limite la surtension VDC en diminuant la puissance PV. En
comparaison avec la commande classique, la nouvelle commande a encore une
marge pour régler le courant en entrée du hacheur.
IV.2.4 Simulation
La simulation est effectuée dans le cas d’un court-circuit phase-neutre, avec la commande
classique et la nouvelle commande.
Dans la Figure IV.11Erreur ! Source du renvoi introuvable., le court-circuit a lieu de 0,4s
à 0,55s. Avec la commande classique, la puissance du panneau PV injectée dans le hacheur
reste constante, c’est pourquoi la tension VDC croît jusqu’à 1500V après 150ms ; en réalité,
cette surtension provoquera un déclenchement du système PV. Avec la nouvelle commande,
la puissance du PV diminue pour maintenir VDC inférieur à 600 V, la tension VPV augmente
selon la caractéristique du PV. Après 150 ms, le défaut est éliminé, le MPPT continue à
chercher le point de puissance maximale pendant 0,15 s, le système PV continuant à produire
de l’énergie sans aucune déconnexion.
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1400
600
800
1000
1200
1400
1600
Temps (s)
VD
C (
V)
commande classique
nouvelle commande
a. Tension du bus continu
rzerzerzer
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 38/43
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Temps (s)
PP
V (
W)
commande classique
nouvelle commande
b. Puissance du système PV
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1150
200
250
300
350
Temps (s)
VP
V (
V)
commande classique
nouvelle commande
c. Tension du panneau PV
Figure IV.11. Comportement de l’onduleur avec la commande tension du bus
continu face au court-circuit
0.2 0.4 0.6 0.8 1-30
-20
-10
0
10
20
30
Temps (s)
I on
d (
A)
0.2 0.4 0.6 0.8 1-30
-20
-10
0
10
20
30
Temps (s)
I on
d (
A)
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10
1000
2000
3000
4000
Temps (s)
Pu
issa
ce
(W
)
commande classique
nouvelle commande
Figure IV.12. Puissance et courant sortie de l’onduleur
Quand le court-circuit apparaît, le courant en sortie de l’onduleur atteint la valeur maximale
(Imax=22 A crête). Avec la commande classique, pour déstocker l’énergie dans le
condensateur, après défaut, le courant reste à Imax pour diminuer VDC, voir ???Erreur !
Source du renvoi introuvable. (selon la commande VDC dans la section IV.2.2), et la
puissance en sortie est supérieure de celle produite par le champ PV. Avec la nouvelle
commande, le courant en sortie croît jusqu’à Imax seulement au moment du court-circuit et
revient à sa valeur normale 0,1 s après le défaut
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 39/43
IV.2.5 Conclusion
Ce chapitre propose une méthode très efficace pour éliminer la déconnexion non souhaitée
des systèmes PV en cas de court-circuit. La cause de déconnexion est la surtension du bus
continu. Dans cette situation, la solution est de limiter la puissance d’entrée dans le
condensateur pour limiter la tension du bus continu. Pour réaliser cette fonction dans le
système de contrôle numérique de l’onduleur PV, on ajoute seulement quelques instructions
de commande, sans modifier le matériel physique.
V. Autres services apportés par le PV : réduction du taux de
déséquilibre de tensions [TRAN_10c]
Une installation photovoltaïque raccordée au réseau par branchement triphasé peut être
conçue de 2 façons : soit à partir d’onduleurs triphasés, soit à partir d’onduleurs monophasés
répartis sur les 3 phases. La grande majorité des systèmes PV raccordés en BT est constituée
d’onduleurs monophasés et la répartition de ces onduleurs sur les trois phases du réseau se fait
rarement de façon égale. La répartition des charges monophasées sur les trois phases du
réseau est aussi potentiellement déséquilibrée. Cela peut provoquer les déséquilibres de
tension importants sur trois phases.
En effet, un réseau de distribution BT peut présenter, sous certaines conditions, des situations
de déséquilibre entre phases générées par le caractère monophasé et aléatoire de certaines
charges. Ce déséquilibre de la tension des phases d’un réseau se traduit par l’apparition d’un
courant dans le neutre du réseau. Le courant inverse causé par les déséquilibres peut
provoquer les échauffements des machines tournantes et les pertes supplémentaires.
Dans cette partie, nous proposons une nouvelle méthode qui permet de réduire le taux de
déséquilibre de tension du réseau. Cette solution est réalisée par des onduleurs triphasés. Le
principe du système de contrôle proposé est présenté sur la Figure V.1. Le principe est basé
sur la modification des courants de référence triphasés en fonction du niveau de déséquilibre
de tension.
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & Q
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
Pmes
Qmes
Imes
Iref
Calcule
de
courant
de
r�f�rence
Iref
PIQconsigne
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & Q
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
Pmes
Qmes
Imes
Iref
Calcule
de
courant
de
r�f�rence
I*ref
PIQconsigne
++
iref
PIvMoy
mesVmes
+-
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & Q
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
Pmes
Qmes
Imes
Iref
Calcule
de
courant
de
r�f�rence
Iref
PIQconsigne
dqId
Iq
PI
Pconsigne
Vd
Vq
P & Q
Pref
Qref
PLL
V
Vd,Vq
Pmes
Qmes
Imes
Iref
Calcule
de
courant
de
r�f�rence
I*ref
PIQconsigne
++
iref
PIvMoy
mesVmes
+-
Figure V.1. Principe de contrôle afin de réduire le déséquilibre de tension
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 40/43
Pour démontrer l’efficacité de la méthode, on suppose qu’un onduleur PV triphasé est
raccordé au nœud 3 (Fig. II.1) avec un système de contrôle/commande avancé.
0 5 10 15 20 25-10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
time (H)
Po
we
r o
f P
V o
nd
ule
ur
(kW
, kV
AR
)
PV3abc_75kW
PV3abc_75kW
Figure V.2. Puissance de l’onduleur PV – Contrôle
P/Q
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Vo
lta
ge
un
ba
lan
ce
ra
te (
%)
N2_V2sV1
N3_V2sV1
N4_V2sV1
N5_V2sV1
N6_V2sV1
N7_V2sV1
N10_V2sV1
N11_V2sV1
N12_V2sV1
N13_V2sV1
N14_V2sV1
Figure V.3. Variation du taux de déséquilibre de
tension – Contrôle P/Q
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Vo
lta
ge
(p
u)
V3/Vpu_a
V3/Vpu_b
V3/Vpu_c
Figure V.4. Variation de tension au nœud 3 –
Contrôle P/Q
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Vo
lta
ge
un
ba
lan
ce
ra
te (
%)
N2_V2sV1
N3_V2sV1
N4_V2sV1
N5_V2sV1
N6_V2sV1
N7_V2sV1
N10_V2sV1
N11_V2sV1
N12_V2sV1
N13_V2sV1
N14_V2sV1
Figure V.5. Variation du taux de déséquilibre de
tension – Contrôle P/Q
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180.9
0.95
1
1.05
1.1
1.15
time (H)
Vo
lta
ge
Un
ba
lan
ce
Ra
te (
%)
V3/Vpu_a
V3/Vpu_b
V3/Vpu_c
Figure V.6. Variation de tension au nœud 3 –
Contrôle intelligent
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180
0.5
1
1.5
2
2.5
3
time (H)
Vo
lta
ge
Un
ba
lan
ce
Ra
te (
%)
N2_V2sV1
N3_V2sV1
N4_V2sV1
N5_V2sV1
N6_V2sV1
N7_V2sV1
N10_V2sV1
N11_V2sV1
N12_V2sV1
N13_V2sV1
N14_V2sV1
Figure V.7. Variation du taux de déséquilibre de
tension – Contrôle intelligent
La Figure V.2 présente la production de l’onduleur PV triphasé raccordé au nœud 3 en
fonction de l’ensoleillement. On peut constater que pendant la période de fort ensoleillement
(de 8h00 à 20h00), il y a des déséquilibres importants de tension (Figure V.3 - Figure V.5).
Le taux de déséquilibre peut dépasser 2 %. Avec le contrôle intelligent, le taux de
déséquilibre est réduit à une valeur inférieure à 1% (Figure V.6). Les Figure V.4 - Figure
V.7 présentent les tensions au nœud 3 en cas de contrôle P/Q et de contrôle intelligent. Avec
la solution proposée, les tensions sur les trois phases deviennent identiques (Figure V.6).
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 41/43
Les résultats obtenus montrent la performance de la méthode proposée afin de réduire le taux
de déséquilibre de tension. Pour des charges monophasées totales de 33.6 kW et 12.2 kVAR,
en utilisant la méthode proposée, on peut réduire les pertes de 1.6 kWh par jour, soit 584 kWh
par an.
La méthode proposée permet de donc de :
Réduire la composante inverse de tension, et par conséquence de réduire le taux de
déséquilibre de tension sur les trois phases,
Réduire le courant qui circule dans le neutre,
Réduire les pertes supplémentaires sur le réseau.
VI. Conclusions
Dans ce rapport, nous proposons un système particulier de contrôle/commande intelligent
pour les onduleurs PV. Bien évidemment, il existe par ailleurs d’autres solutions qui n’ont pas
été décrites dans ce document. En utilisant ce système, les services sont apportés par les
onduleurs PV comme le réglage de tension, la réduction du taux de déséquilibre de tension.
Avec les systèmes de contrôle/commande robuste, les onduleurs PV sont capables de résister
face aux perturbations sur le réseau (creux de tension par exemple).
Les résultats de simulation montrent la performance des méthodes proposées.
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 42/43
VII. Références [ARRE_08] Arrêté du 23.04.2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d’une installation de production d’énergie électrique [BEN_10] Christian H. Benz, W. Toke Franke, Fredrich W. Fuchs, “Low voltage ride through
capability of a 5 kW grid-tied solar inverter”, IEEE Conference 21 October 2010, page(s):
T12-13 - T12-20
[BLE] B. Bletterie, R. Bründlinger, H. Fechner, “Sensitivity of photovoltaic inverters to
voltage sags-test results for a set of commercial products”, IEEE Conference 6-9 June 2005,
page(s): 549 [DIS-06] DISPOWER project, D2.2, “State of the art solutions and new concepts for islanding protection”, Roland Bruendlinger, ARSENAL, Feb. 2006 [DIN-06] DIN VDE 0126-1-1, “Automatic disconnection device between a generator and the public low-voltage grid”, Fev. 2006 [ERDF_06] ERDF-NOI-RES_13E, “Protections des installations de production raccordées au
réseau public de distribution Identification”, June 2006
[GRA_90] [GR-90] W. M. Grady, M. J. Samotyj, A. H. Noyola. “Survey of Active Power
Line Conditioning Methodologies” IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 5, nº 3, Juillet 1990. [IEA-02] IEA-PVPS T5-09, “photovoltaic utility-interactive power systems”, Task V Report IEA-PVPS T5-09, March 2002 [GUS_09] Gustavo M. S. Azevedo, Gerardo Vazquez, Alvaro Luna, Daniel Aguilar,
Alejandro Rolan, W. Toke Franke, Fredrich W.Fuchs, “Photovoltaic Inverters with Fault
Ride-Through Capability”, IEEE Conference 25 août 2009, page(s): 549
[IEA_09] Rapport IEA PVPS T10-06-2009 Overcoming PV grid issues in the urban areas
page 47].
[IEEE_92] IEEE STD 519-1992, “IEEE Recommended Practices and Requirements for
Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE 519 working Group. 1992.
[JAR_06] Tarik JAROU, Mohamed CHERKAOUI, Mohamed MAAROUFI, “Nouvelle
stratégie de commande du filtre actif parallèle pour compenser les perturbations en courant :
courants harmoniques, réactifs et déséquilibres“, IEEE Conférences 2006, Page(s) : 2278 –
2283.
[LE_11] Cette partie présente une partie de la thèse de Grenble INP de LE Thi Minh Chau,
encadrée par Tran-Quoc Tuan et S. Bacha, 2011
[NGUY_11] Van Linh NGUYEN, “Fonctions supplémentaires sur onduleurs photovoltaïques
-Aspects commande ”, rapport M2R Grenoble INP encadré par TRAN Quoc Tuan et Seddik
Bacha, 22 juin 2011
[NGY_10] Nguyen Hoang Viet, Akihiko Yokoyama, “Impact of fault ride-through
characteristics of high-penetration photovoltaic generation on transient stability”, IEEE
Conference 13 December 2010, page(s): 1-7
[RAH_05] H. P. To, F. Rahman, C. Grantham “Time Delay Compensation For a Current-
Source Active Power Filter Using State-Feedback Controller”, IEEE Conférence 2005,
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[SAL_05] M. Salo, H. Tuusa. « A New Control System With a Control Delay Compensation
for Current-Source Active Power Filter ». IEEE Journals 2005, Page(s): 1616 - 1624
[THO_98] Thierry Thomas, Kévork Haddad, Géza Joos, Alain Jaafari, “Design and
performance of active power filters”, IEEE Journals 1998, Page(s): 38 – 46
Tâche 3: Interactions onduleur PV/réseau - Services apportés par les onduleurs PV
Tran Quoc Tuan - IDEA 43/43
[TRAN_10] TRAN Quoc Tuan, BACHA Seddik, chapitre 6: “système photovoltaïques
raccordés au réseau”, Livre : La distribution d’énergie électrique en présence de production
décentralisée, Edition Lavoisier, 2010 [TRAN_03] T. Tran-Quoc, C. Andrieu, N. Hadjsaid, “Technical impacts of small distributed generation units on LV networks”, IEEE/PES General Meeting 2003, Canada, June 2003 [TRAN_05] T. Tran-Quoc, G.Rami, A.Almeida, N.Hadjsaid, J.C.Kieny, J.C.Sabonadiere, “Méthode et dispositif de régulation pour un dispositif de production décentralisée d’énergie, et installation comportant au moins deux dispositifs de production dotes dudit dispositif de régulation”, Brevet d’invention international, Novembre 2005. [TRAN_09] T. Tran-Quoc, C. Le Thi Minh, S. Bacha, C. Kieny, N. Hadjsaid, C. Duvauchelle, A. Almeida, “Local voltage control of PVs in distribution networks”, CIRED, Prague, Czech Republic, 8-11 May 2009 [TRAN_10a] T. Tran-Quoc , H. Colin, C. Duvauchelle, B. Gaiddon, C. Kieny, C. Le-Thi-Minh, S. Bacha, Saddek, G. Moine, Y. Tanguy, “Transformerless inverters and RCD: what's the problem?”, 25th EUPVSEC, Valencia, Spain, 5-10 sept. 2010 [TRAN_10b] T. Tran-Quoc, “Evaluation par simulation des méthodes passives de détection d’îlotage des onduleurs PV ”, Présentation à la réunion Esprit, INES Chambéry, le 21 Septembre 2010 [TRAN_10c] T. Tran-Quoc, “Interactions entre onduleurs/réseau et nouveau concept d'un onduleur photovoltaïque plus intelligent, Présentation aux journées d’innovation du IDEA”, Annecy, le 8 Mai 2010