Commande Prédictive Appliquée au Convertisseur côté Réseau

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Principaux types d’éoliennes

Il existe deux types d’éoliennes selon l’orientation de leur axe de rotation : L’éolienne à axe vertical et l’éolienne à axe horizontal [17] [18].

Les éoliennes à axe vertical

Dans ce type d’aérogénérateurs qui a été parmi les premières structures utilisées pour la production de l’énergie électrique, les pâles de l’éolienne tournent autour du rotor positionné verticalement, comme son nom l’indique. Ils sont classés selon leur caractéristique aérodynamique en deux types : Darrieus et Savonius [19] [20].
La Figure 1-6 représente une éolienne à axe vertical de type Darrieus qui a été brevetée par l’ingénieur français Georges Darrieus en 1931. Son fonctionnement est basé sur l’effet de portance subi par un profil soumis à l’action d’un vent relatif : c’est similaire aux forces qui s’exercent sur l’aile d’un avion.
La Figure 1-7 représente une éolienne à axe vertical de type Savonius qui a été inventée par l’ingénieur finlandais Sigurd Savonius en 1924 et a été brevetée en 1929. Elle est constituée schématiquement d’un minimum de deux demi-cylindres légèrement désaxés. Son fonctionnement est basé sur un couple aérodynamique induit par la déflection de l’écoulement sur les pales. Ce couple est obtenu à partir de la différence de pression entre la partie concave et la partie convexe des pales, entrainant ainsi la machine en rotation.
Les principaux avantages des éoliennes à axe vertical sont les suivants [21] :
Conception plus simple que celle à axe horizontal. Moins bruyante qu’une éolienne horizontale. Possibilité d’installation du dispositif de génération électrique en bas de l’éolienne, le rendant ainsi plus accessible avec un entretien plus facile.
Dispositif d’orientation de la machine non nécessaire, du fait que l’éolienne fonctionne quelle que soit la direction de l’écoulement de l’air, constituant ainsi un avantage de construction non négligeable.
A part leurs avantages, les éoliennes à axe vertical présentent les inconvénients suivants :
Faible rendement avec des fluctuations importantes de puissance. Rotor situé très près du sol où la vitesse du vent est faible.
Nécessité d’un démontage complet des éoliennes pour procéder au remplacement du palier principal du rotor.
Occupation d’une place importante du terrain pour les puissances élevées.

Les éoliennes à axe horizontal

Ce sont les éoliennes les plus utilisées actuellement pour la production d’électricité. En effet, elles présentent un coût moins important que les éoliennes à axe vertical avec un rendement plus élevé. Ces éoliennes sont formées d’une hélice montée sur un mât, perpendiculairement au vent. Face au vent, les pâles de l’éolienne tournent en actionnant ainsi le générateur.
Généralement, le nombre de pâles de l’hélice varie entre 1 et 3 [7]. Les éoliennes avec une ou deux pales présentent l’avantage de peser moins, par contre elles sont plus bruyantes et présentent un rendement plus petit. En plus un nombre pair de pales doit être évité pour des raisons de stabilité. La réduction du nombre des pâles permet théoriquement de réduire le coût et d’augmenter la vitesse de rotation du capteur éolien, toutefois le coefficient de puissance se trouve réduit. Par conséquent, l’éolienne à trois pâles (Figure 1-8) est la plus utilisée car elle présente le meilleur compromis entre coût et rendement.
Les principaux avantages des éoliennes à axe horizontal par rapport à celle à axe vertical sont : Rendement plus élevé Coût moins important
Moins exposées aux contraintes mécaniques Plus solides
Cependant, elles possèdent également quelques inconvénients :
Confrontées à des vents forts, les éoliennes horizontales sont moins résistantes que les éoliennes verticales
Nécessitent des pales du rotor non flexibles Emettent beaucoup de bruit.

Les différentes technologies d’éoliennes intégrées dans le réseau électrique

Selon si la vitesse de rotation du rotor de la machine électrique est fixe ou variable, deux types d’éoliennes existent : les éoliennes à vitesse fixe et les éoliennes à vitesse variable [24] [25].

Eoliennes à vitesse fixe

Les premières éoliennes qui ont été développées sont celles à vitesse fixe. Leur conception est fortement liée aux caractéristiques aérodynamiques et mécaniques. La machine asynchrone à cage, couplée directement au réseau, a été la machine utilisée pour les premières éoliennes à vitesse fixe commercialisées [3]. Afin d’assurer un fonctionnement stable de cette machine, la vitesse de rotation du rotor doit être proche de la vitesse de synchronisme. Dans le cas de l’éolienne raccordée au réseau à travers cette machine, et pour un nombre de pair de pôles fixe, la vitesse de rotation du rotor est pratiquement constante, elle sera déterminée par la pulsation des courants statoriques imposée par le réseau.
Le rotor de cette machine est couplé à l’arbre de la turbine éolienne par l’intermédiaire du multiplicateur de vitesse, quant au stator, il est directement couplé au réseau. Une source de puissance réactive (des capacités) est raccordée du côté stator pour fournir l’énergie réactive nécessaire à la magnétisation du rotor.
Après la conversion de l’énergie aérodynamique du vent en énergie mécanique, le couple mécanique apparaissant sur le rotor, tend à accélérer la vitesse de rotation de la génératrice. Le multiplicateur de vitesse dans ce cas permet d’adapter la vitesse de la génératrice à celle de l’éolienne. Ce multiplicateur permet de maintenir sa vitesse de rotation constante à l’aide d’un système mécanique d’orientation des pales [3]. Ce dernier est souvent en action pour pallier les variations de vitesse de vent, il rend le système bruyant et provoque des variations fréquentes du couple mécanique entrainant ainsi des variations brusques du courant débité sur le réseau.
Enfin, le majeur inconvénient des éoliennes à vitesse fixe est l’impossibilité du réglage de la puissance générée.

Eoliennes à vitesse variable

Le fonctionnement à vitesse variable des éoliennes est devenu possible grâce au développement des convertisseurs statiques et de leurs dispositifs de commande.
Les topologies de base des éoliennes à vitesse variable peuvent être classées en trois catégories différentes comme présentées dans la Figure 1-11 [23].
La première configuration consiste à :
Raccorder l’éolienne au réseau à travers le stator de la génératrice par l’intermédiaire de deux convertisseurs de puissance.
Coupler le rotor de la génératrice au rotor de la turbine éolienne à travers un multiplicateur de vitesse.
Dans cette configuration, la machine asynchrone à cage et la machine synchrone à aimants permanent sont couramment utilisées.
La deuxième configuration consiste à reproduire à l’identique celle de la première, cependant le rotor de la génératrice est directement couplé au rotor de la turbine sans multiplicateur. En effet, la machine synchrone à aimants permanents peut fonctionner à basse vitesses, ce qui rend la présence du multiplicateur non nécessaire.
Dans le cas de ces deux premières configurations, les convertisseurs de puissances sont dimensionnés pour transiter la totalité de la puissance générée.
La troisième configuration consiste à :
Raccorder les enroulements statoriques directement au réseau.
Raccorder les enroulements rotoriques au réseau par l’intermédiaire de deux convertisseurs de puissance.
Coupler le rotor de la génératrice au rotor de la turbine éolienne à travers un multiplicateur de vitesse.
Dans cette configuration, la MADA à rotor bobiné est couramment utilisée. Les convertisseurs reliant les enroulements rotoriques au réseau sont dimensionnés non pas pour transiter la totalité de la puissance générée mais uniquement celle du glissement.
Dans toutes les configurations :
Les deux convertisseurs utilisés pour raccorder l’éolienne au réseau sont reliés par l’intermédiaire d’un bus continu.
Le convertisseur côté machine (CCM) fonctionnant sous fréquence variable sert à contrôler la puissance générée en agissant sur la vitesse de la génératrice.
Le convertisseur côté réseau (CCR) permet de délivrer des courants au réseau avec une fréquence fixe imposée par ce dernier.
Les filtres d’entrée et de sortie des convertisseurs permettent de réduire les harmoniques de courants.

Conditions et codes de raccordement des éoliennes au réseau électrique

Le raccordement de la chaîne de conversion éolienne au réseau électrique doit prendre en compte la synchronisation avec la tension du réseau. Pour cela, les conditions suivantes doivent être satisfaites :
Même succession de phases du réseau.
Même amplitude de la tension du réseau. Fréquence identique à celle du réseau.
Différence de phase minimale avec la tension du réseau.
Le couplage ne peut se faire que quand toutes les conditions ci-dessus sont remplies. Pour établir le synchronisme, une boucle à verrouillage de phase est utilisée.
D’autre part, avec l’augmentation de la puissance éolienne installée, de nombreux pays ont imposé dans leur code de réseau de nouvelles exigences relatives au raccordement et au fonctionnement des aérogénérateurs et des parcs éoliens, et même dans certains pays un code spécifique a été développé pour ces parcs.
Les codes de réseau sont des spécifications techniques qui définissent les paramètres qu’une installation connectée à un réseau électrique public doit respecter afin d’assurer la sécurité, la stabilité et le bon fonctionnement du système électrique [29].
Les exigences techniques dans les codes de réseau varient selon les systèmes électriques. Nous rappelons celles qui sont probablement les plus importantes et qui sont communes dans la plupart des pays [23] [30] :
Tolérance à la variation de la fréquence et à la variation de la tension Contrôle de la puissance active et de la fréquence
Capacité de contrôle de la puissance réactive et de réglage de la tension Résistance aux creux de tension

Tolérance à la variation de la fréquence et à la variation de la tension

La fréquence des courants alternatifs circulant dans le réseau électrique est définie par la vitesse de rotation de la turbine de l’alternateur (en tours par seconde), multipliée par le nombre de paires de pôles. La fréquence utilisée est le plus souvent de 50 Hz sauf, par exemple, en Amérique du Nord la fréquence est de 60 Hz. Afin d’assurer le bon fonctionnement des utilisateurs connectés au réseau électrique, la fréquence doit être maintenue autour de sa valeur nominale.
Contrairement à la fréquence, la tension est un paramètre local dans le réseau électrique. Elle risque de ne pas être la même en tout point du réseau car elle dépend du courant qui provoque des chutes de tension dans les lignes de transport électrique.
En raison de la nature dynamique du réseau, la fréquence et la tension varient légèrement en permanence. Dans le cas d’importantes variations de la fréquence et de la tension, les équipements doivent être déconnectés du réseau pour éviter leur endommagement.
La déconnexion des parcs éoliens de grande puissance, lors des perturbations de tension et fréquence, est inacceptable lorsque l’énergie éolienne constitue une partie importante de la production d’électricité totale du réseau. En effet, leur déconnexion produit une variation non négligeable de fréquence, notamment lors des pics de consommation, rendant ainsi difficile le rétablissement du système.
Pour cela les nouvelles exigences des codes réseaux consistent à imposer des gammes de fréquence et de tension proches de leurs valeurs nominales, pour lesquelles les éoliennes peuvent rester connectées au réseau pendant des périodes prédéfinies.

Eolienne raccordée au réseau à travers la MADA à rotor bobiné

Notre étude sera consacrée à la chaine de conversion éolienne à base de la MADA [31]. La structure et le mode de fonctionnement de cette machine seront expliqués dans ce qui suit.

Structure de la MADA

La MADA se compose de deux pièces principales [3] :
1. Un stator cylindrique ferromagnétique entaillé d’encoches dans lesquels se trouvent les enroulements triphasés qui, traversés par des courants électriques, créent le champ magnétique. Ce cylindre est constitué le plus souvent de tôles magnétiques empilées afin de limiter les courants de Foucault. En effet son stator est analogue à celui des machines triphasées classiques (Figure 1-18).
2. Un rotor constitué de trois enroulements disposés de la même manière que les enroulements statoriques et connectés en étoiles. L’extrémité de chaque enroulement est reliée à une bague conductrice sur laquelle vient frotter le balai permettant ainsi l’accès à ces enroulements de l’extérieur [33].
Comme son nom l’indique, cette machine permet d’être alimentée par deux sources de tension triphasées différentes. Il existe plusieurs configurations pour l’alimentation de la MADA à travers son stator et son rotor.

Les différentes configurations de la MADA

Lors du raccordement de l’éolienne au réseau à travers la MADA, les enroulements statoriques sont généralement raccordés au réseau tandis que le raccordement des enroulements rotoriques peut se faire selon différentes façons comme présenté dans ce qui suit [3] [35].

Machine asynchrone à double alimentation à énergie rotorique dissipée

Dans cette configuration (Figure 1-20.) :
Les enroulements statoriques sont directement connectés au réseau Les enroulements rotoriques sont connectés à un redresseur
Le redresseur est branché à une charge résistive par l’intermédiaire d’un hacheur.
Le fonctionnement à vitesse variable est obtenu à travers le contrôle du hacheur. Cependant l’inconvénient de cette configuration est la dissipation de la puissance de glissement dans la résistance ce qui augmente les pertes d’énergie et rend le rendement du système médiocre.

Machine asynchrone à double alimentation – structure de Kramer

Cette configuration diffère du système précédent par le fait que le hacheur et la résistance sont remplacés par un onduleur qui envoie l’énergie de glissement vers le réseau.
L’inconvénient de cette configuration c’est que le redresseur est unidirectionnel. En effet, il ne permet le transfert de l’énergie que du rotor vers le réseau, rendant ainsi le système incapable de produire de l’énergie qu’avec des vitesses de rotation supérieures à celle de synchronisme.

Machine asynchrone à double alimentation – structure de Scherbius avec cycloconvertisseur

Cette structure a été proposée afin de pouvoir transiter la puissance de glissement dans les deux sens : du rotor au réseau et vice versa. Elle consiste à raccorder les enroulements rotoriques au réseau à travers un cycloconvertisseur comme le montre la Figure 1-22.
En revanche, l’utilisation du cycloconvertisseur génère des perturbations harmoniques importantes.

Table des matières

Introduction Générale
Chapitre 1 Introduction à la Conversion de L’énergie Eolienne
1.1 Introduction
1.2 Généralités sur l’énergie éolienne
1.3 Principaux types d’éoliennes
1.3.1 Les éoliennes à axe vertical
1.3.2 Les éoliennes à axe horizontal
1.4 Les principaux éléments constituant une éolienne à axe horizontal
1.5 Les différentes technologies d’éoliennes intégrées dans le réseau électrique
1.5.1 Eoliennes à vitesse fixe
1.5.2 Eoliennes à vitesse variable
1.6 Fonctionnement à vitesse fixe et fonctionnement à vitesse variable
1.7 Conditions et codes de raccordement des éoliennes au réseau électrique
1.7.1 Tolérance à la variation de la fréquence et à la variation de la tension
1.7.2 Contrôle de la puissance active et de la fréquence
1.7.3 Capacité de contrôle de la puissance réactive et de réglage de la tension
1.7.4 Résistance aux creux de tension
1.8 Eolienne raccordée au réseau à travers la MADA à rotor bobiné
1.8.1 Structure de la MADA
1.8.2 Les différentes configurations de la MADA
1.8.3 Phases de fonctionnement de l’éolienne raccordée au réseau électrique à travers la MADA
1.8.4 Modélisation de la MADA
1.8.5 Modes de fonctionnement de la MADA
1.8.6 Intérêts des éoliennes à base de la MADA
1.9 Compensation du déséquilibre et amélioration du facteur de puissance
1.9.1 Déséquilibre du courant et de tension
1.9.2 Facteur de puissance
1.9.3 Les principales méthodes de régulation de la tension dans le réseau électrique
1.10 Conclusion
Chapitre 2 Extraction du Point de Fonctionnement Optimal du Système Eolien-MADA 
2.1 Introduction
2.2 Modélisation du système de conversion éolien
2.2.1 Modélisation de la turbine éolienne
2.2.2 Les équations de la MADA dans le référentiel diphasé lié au champ statorique tournant
2.2.3 Modélisation des dispositifs d’électronique de puissance
2.3 Etude des flux de puissance en régime permanent
2.3.1 Puissance active et réactive de la MADA
2.3.2 Bilan des puissances actives dans la MADA
2.3.3 Bilan des puissances réactives dans le système de conversion éolien
2.4 Contrôle des puissances injectées au réseau à travers la MADA-CCR en régime permanent
2.4.1 Contrôle du convertisseur côté machine
2.4.2 Contrôle du bus continu
2.4.3 Contrôle du convertisseur côté réseau
2.5 Commande MPPT
2.5.1 Coefficient de puissance
2.5.2 Principe
2.6 Les limitations de puissances du système de conversion éolien
2.6.1 Limitation du courant statorique
2.6.2 Limitation du courant rotorique
2.6.3 Limitation de la tension rotorique
2.6.4 Contrainte de la stabilité en régime permanent
2.6.5 Limitation des puissances du convertisseur côté réseau
2.7 La méthode proposée pour l’extraction du point de fonctionnement optimal du système Eolien-MADA
2.7.1 Intérêts
2.7.2 Calcul des puissances nécessaires à l’amélioration du facteur de puissance et à la compensation du déséquilibre dans le réseau
2.7.3 Algorithme proposé
2.7.4 Récapitulatif de la méthode proposée
2.8 Validation et interprétations
2.9 Conclusion
Chapitre 3 Commande Prédictive Appliquée au Convertisseur côté Réseau
3.1 Introduction
3.2 Le convertisseur NPC à trois niveaux
3.2.1 Structure
3.2.2 Principe de fonctionnement
3.2.3 Représentation vectorielle
3.2.4 Déséquilibre de la tension du point milieu du bus continu
3.3 Méthodes assurant l’équilibrage du bus continu du convertisseur NPC
3.3.1 Méthodes SPWM et SVPWM
3.3.2 Limitations
3.4 La commande prédictive assurant simulatnément l’amélioration du facteur de puissance, l’équilibrage du réseau électrique et du bus continu
3.4.1 Principe
3.4.2 Modèle discret du bus continu, CCR, filtre et réseau
3.4.3 Fonction de coût
3.4.4 Choix du coefficient de pondération
3.4.5 L’organigramme de la stratégie proposée à base de commande prédictive
3.5 Validation et interprétations
3.6 Conclusion
Chapitre 4 Commande Prédictive Multi objectifs
4.1 Introduction
4.2 Les pertes dans un convertisseur de puissance
4.2.1 Les pertes dans un IGBT
4.2.2 Les pertes dans une diode
4.3 La tension de mode commun
4.3.1 Les principales méthodes proposées dans la littérature pour la réduction de la tension de mode commun
4.3.2 Les méthodes de la littérature traitant simultanément la réduction de la tension de mode commun et l’équilibrage du bus continu
4.4 La commande prédictive Multi objectifs
4.4.1 La commande prédictive pour l’amélioration du facteur de puissance, la compensation du déséquilibre du réseau et du bus continu avec la diminution des pertes
4.4.2 La commande prédictive assurant simultanément l’amélioration du facteur de puissance, l’équilibrage du réseau et du bus continu avec la réduction de la tension de mode commun
4.4.3 La commande prédictive avec cinq objectifs
4.5 Conclusion
Conclusion Générale et Perspectives
Annexe A Paramètres
Annexe B Transformations des systèmes triphasés
B.1 Représentation vectorielle
B.2 Transformation de Clarke
B.3 Transformation de Concordia
B.4 Matrice de rotation
B.5 La transformation de Park
Annexe C Synthèse des correcteurs PI pour la commande de la MADA
C.1 Synthèse des correcteurs pour la commande des courants du CCM
C.2 Synthèse des correcteurs pour la commande des courants du CCR
C.3 Synthèse du correcteur pour la régulation de la tension du bus continu
Annexe D La commande MLI intersective
Annexe E La Stratégie MPPT sans asservissement de la vitesse
Références Bibliographiques

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