Soutenance mémoire
Situation des marchés locaux
Les leaders du marché Localement, l’évolution du marché éolien s’aligne avec l’évolution économique. La Chine s’impose comme leader mondial avec une capacité totale raccordée de 288,3 GW en 2020. Un autre acteur majeur du marché est les États Unis avec une capacité totale de 164,27 GW en 2020. L’Europe est aussi présente dans le classement des 5 premiers leaders mondiaux en éolien (Tableau.I.1) avec une capacité totale de 218,9 GW en 2020 installée sur l’ensemble du continent. Ces chiffres sont le fruit des stratégies nationales mises en place pour la promotion de l’éolien à travers des fiscalités environnementales en vigueur depuis les années 90.
L’éolien en Europe En Europe, l’éolien couvre 16,5% de la demande totale en électricité avec 14,36 GW de nouvelles installations ajoutées en 2020 uniquement [3]. L’Allemagne est le premier producteur éolien en Europe avec une capacité totale de 62,85 GW en 2020. Dans les pays scandinaves, malgré une stratégie environnementale très développée, il n’y a que la Suède figurant dans liste des premiers producteurs (Tableau.I.2) [3] avec une capacité totale installée de 9,8 GW suivie par le Danemark avec une capacité d’environ 1,7 GW en 2020. La France est le troisième producteur d’énergie éolienne en Europe avec 1,33 GW de nouvelles installations ajoutées en 2019 et 1,3 GW ajoutées en 2020. Le marché éolien en France a reculé de 14,5% en termes de nouvelles installations en 2019 par rapport à 2018. Selon Électricité de France (EDF), l’éolien a permis de produire 34,1 TWh en 2019, ce qui a représenté 6,3% de l’électricité totale produite en France cette année-là [12]. Cela représente une progression de 21,2% par rapport à 2018. Cette progression n’est pas due aux nouvelles installations éoliennes, mais plutôt à une baisse de 3,5% de la production d’origine nucléaire (première source d’électricité en France) et de 1,7% de l’hydraulique qui représente la deuxième source d’électricité en France [13]. Par rapport à 2019, la production nationale d’électricité a baissé de 37,7 TWh en 2020 alors que le recours à l’éolien et aux énergies renouvelables s’est amélioré comme le montre le Tableau.I.3.
L’éolien en Afrique En Afrique, le marché éolien manque toujours de maturité avec une capacité totale installée de 5,7 GW en 2018 [14] contre 6,45 GW en 2019 et 7,27 en 2020. En 2019, l’éolien n’a produit que 1% de l’électricité totale générée en Afrique. De plus, seulement trois pays figurent dans la liste des meilleurs producteurs sur le continent à savoir : l’Afrique de Sud avec une capacité totale de 2,46 GW en 2020, l’Égypte avec 1,46 GW et le Kenya avec 338 MW. En Tunisie, la capacité éolienne totale installée est de 250 MW en 2019 répartie sur 3 parcs situés au nord du pays. Ces parcs produisent 750 GWh/an. Cette valeur ne représente que 3,7% de la production totale de l’électricité en Tunisie estimée à 20,22 TWh/an [15].
Éoliennes à vitesse fixe et à vitesse variable
Un deuxième critère de classification des éoliennes est leur vitesse de fonctionnement. Sous cette classification nous distinguons deux catégories :
• Les éoliennes à vitesse fixe : Pour ce type d’aérogénérateurs, la génératrice électrique est directement couplée au réseau, et donc, la vitesse de l’éolienne est imposée par la fréquence du réseau et le nombre de paires de pôles de la machine. Aucune commande en fréquence n’est nécessaire, ce qui implique un gain supplémentaire en coût et en complexité du côté réseau. Une machine asynchrone est utilisée pour ce type d’éoliennes et une commande à décrochage aérodynamique est souvent adoptée pour assurer une extraction maximale d’énergie [26].
• Les éoliennes à vitesse variable : Dans le but d’extraire un maximum d’énergie, un fonctionnement sur un large éventail de vitesses est souhaitable. Il faut donc que la vitesse de rotation de la génératrice s’adapte à la vitesse du vent disponible assurant ainsi une extraction maximale, quel que soit le profil du vent disponible. Un tel comportement peut être assuré grâce aux aérogénérateurs à vitesse variable. De plus, ce type de systèmes éoliens peut offrir un fonctionnement plus stable, face à des profils de vent stochastiques, en minimisant les oscillations au sein de la chaine de transmission. Les éoliennes à vitesse variable sont donc plus indiquées pour les applications de forte puissance pour lesquelles les dimensions de la turbine sont plus importantes, et donc les forces aérodynamiques subies sont également plus importantes. Des interfaces d’électronique de puissance sont nécessaires pour connecter ce type d’aérogénérateurs au réseau. On utilise des convertisseurs statiques. La complexité et le coût des convertisseurs dépendent principalement de la génératrice, qui peut être synchrone ou asynchrone, ainsi que du lieu d’installation de l’éolienne.
Applications pour l’éolien
Compte tenu de l’application envisagée dans cette thèse où un aérogénérateur de forte puissance et connecté au réseau électrique est considéré, nous faisons la revue des travaux qui ont considéré la MSDE pour l’éolien et l’électronique de puissance utilisée pour son raccordement au réseau ainsi que la puissance nominale pour laquelle la machine a été étudiée. Dans ce contexte, nous pouvons remarquer que la MSDE est toujours en phase de développement pour l’éolien, mais nous pouvons quand même distinguer quelques travaux qui ont porté sur son intégration dans une chaine de conversion de l’énergie éolienne. Dans [74], un système éolien à attaque directe et à petite échelle (3 kW), raccordé au réseau et à base de MSDE, est présenté avec une interface de raccordement constituée d’un redresseur non commandé du côté génératrice et d’un onduleur conventionnel à deux niveaux du côté réseau. Un contrôle non linéaire de la vitesse par défluxage d’une MSDE de 3 kW dans un aérogénérateur raccordé au réseau par l’intermédiaire d’une interface d’électronique de puissance entièrement commandée de type FSC-BTB (section I.4.1.2) est présenté dans [75]. Dans [76], une stratégie de maximisation de la puissance MPPT est étudiée pour un système éolien de 5 kW et des convertisseurs entièrement commandés sont aussi utilisés pour le raccordement au réseau de l’aérogénérateur à MSDE. Au SATIE, les travaux d’A. Mseddi dans [77] ont porté sur une architecture éolienne connectée à une charge isolée et basée sur une MSDE de 3 kW. La machine a été étudiée en vue de sa commande et de la réduction de la fatigue mécanique de l’éolienne. Dans [78], une commande robuste est proposée pour la commande d’une MSDE de 3 kW toujours pour une application connectée à une charge isolée. Pour les aérogénérateurs à grande échelle (à partir de 1 MW), une MSDE de topologie A (section I.5.2) d’une puissance apparente de 1 MVA a été dimensionnée et optimisée pour une application éolienne [51]. Cependant, l’auteur ne s’est intéressé qu’au dimensionnement de la machine sans aborder l’architecture du système éolien considéré. À partir de cette revue de littérature, nous pouvons constater que la MSDE a été étudiée principalement pour des applications de traction électrique et hybride. Pour l’éolien, les applications de la MSDE sont principalement pour site isolé ou bien pour des éoliennes de faibles puissances connectées au réseau. Pour ces applications, les auteurs se sont intéressés principalement à la commande de la machine sans considération approfondie de l’électronique de puissance, du comportement électromagnétique et aérodynamique de l’aérogénérateur. De plus, dans les travaux qui traitent de l’utilisation de la MSDE pour l’éolien de forte puissance, les contraintes de dimensionnement, de commande et de raccordement au réseau ne sont pas toujours traitées. C’est dans ce contexte que se présente l’originalité des travaux menés dans cette thèse.
Principes de fonctionnement d’un système de conversion éolien
Le fonctionnement d’un aérogénérateur peut être décrit par la variation de la puissance utile sur l’arbre de l’éolienne en fonction de la vitesse du vent. À partir de cette variation, nous pouvons distinguer 4 zones principales de fonctionnement (Figure.III.1)
• Sur la zone I, la vitesse du vent est insuffisante pour vaincre les pertes du système éolien. La puissance est donc nulle et l’éolienne est au repos : aucune commande n’est envisagée.
• Sur la zone II où la vitesse du vent dépasse le seuil de démarrage, l’éolienne doit fonctionner avec un rendement optimal pour extraire le maximum de puissance possible. Cette zone est limitée par la vitesse nominale du vent fixée à 11,8 m/s pour l’éolienne WindPact Baseline 1,5 MW [87].
• Sur la zone III, la puissance extraite par l’aérogénérateur doit être maximale, constante et égale à la puissance nominale de l’éolienne. La vitesse du vent maximale pour cette zone est la vitesse maximale supportée par la structure de la turbine éolienne adoptée, fixée à 24 m/s pour l’éolienne WindPact Baseline 1,5 MW.
• Sur la zone IV, la vitesse du vent est supérieure à la vitesse maximale de 24 m/s et donc, le système doit se mettre en arrêt en limitant le transfert de l’énergie cinétique pour éviter l’endommagement de la turbine. La vitesse du vent entraine la rotation des pales de la turbine. L’arbre de la turbine, dit arbre lent, est accouplé au multiplicateur. Ce dernier permet de transformer la rotation à vitesse faible et à couple élevé de la turbine en une rotation plus adaptée à la vitesse de la machine. Le rotor de la machine est accouplé au multiplicateur par l’intermédiaire d’un deuxième arbre, dit rapide. Ce mécanisme permet de générer une puissance aérodynamique Pt. Cette puissance peut être décrite par (III.1) où Cp est le coefficient de puissance équivalent à l’énergie cinétique maximale qu’on peut extraire du vent, limité selon la théorie de Betz à 59.3% [104], ρ est la masse volumique de l’air, R est le rayon des pales de l’éolienne et vw est la vitesse du vent. Dans un environnement de simulation, le coefficient Cp qui caractérise l’efficacité des éoliennes varie entre 0,45 et 0,5 (45% à 50% dans le sens de Betz). Il est approximé, dans la littérature, par des équations fonction de l’angle d’orientation des pales β et de la vitesse spécifique λ abréviée TSR (Tip-Speed Ratio) [77]. Ce dernier paramètre peut être décrit par l’équation (III.2) avec, Ωr la vitesse de rotation de la turbine. C’est sur ce détail que nous retrouvons un autre avantage de la turbine éolienne choisie dans cette thèse. En fait, la WindPact Baseline 1,5 MW est conçue pour un Cp de 0,5 et un TSR optimal de 7 [6]. Contrairement aux approximations, la connaissance exacte de ces deux valeurs nous permettra de synthétiser une commande maximisant la puissance générée sur la zone II de fonctionnement dans le vrai sens du mot comme détaillé dans la suite. A partir ce principe de fonctionnement, nous pouvons constater que l’aérogénérateur ne génère de l’énergie que sur deux zones principales : la zone de maximisation de la puissance extraite (zone II) et la zone de fonctionnement à pleine charge (zone III). Ainsi, les stratégies de commande proposées dans la suite s’intéressent à ces deux zones.
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Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE I. SYTEMES DE CONVERSION DE L’ENERGIE EOLIENNE : MARCHE ET TECHNOLOGIES
I.1. Introduction
I.2. Le marché de l’éolien
I.2.1. Situation des marchés locaux
I.2.1.1.Les leaders du marché
I.2.1.2.L’éolien en Europe
I.2.1.3.L’éolien en Afrique
I.2.2. Evolution du coût de l’éolien
I.2.3. L’industrie éolienne d’aujourd’hui
I.2.4. Perspectives du marché éolien
I.3. Classification des éoliennes
I.3.1. Eoliennes à axe vertical et à axe horizontal
I.3.2. Eolienne à vitesse fixe et à vitesse variable
I.3.3. Eolienne terrestres et en mer
I.3.4. Eolienne connectées au réseau et à une charge isolée
I.4. Eoliennes de forte puissance connectées au réseau électrique
I.4.1. Architectures des systèmes éoliens connectés au réseau
I.4.1.1. Technologies de la chaine de transmission
I.4.1.2. Les machines synchrones pour l’éolien de forte puissance : structure et raccordement au réseau
I.4.1.3. Les machines asynchrones pour l’éolien de forte puissance : structure et raccordement au réseau
I.4.1.4. Limites des configurations actuelles et alternatives proposées
I.5. La machine synchrone à double excitation (MSDE)
I.5.1. Principe et intérêt pour l’éolien
I.5.2. Topologies électromagnétiques de la MSDE
I.5.3. Applications industrielles de la MSDE
I.5.4. Applications pour l’éolien
I.6. Objectifs et contributions
I.6.1. Choix d’architectures, modélisation, commande et raccordement au réseau
I.6.2. Dimensionnement par optimisation
I.6.3. Comparaison et évaluation de l’intérêt de la MSDE pour l’éolien de forte puissance
I.7. Conclusion
CHAPITRE II. CHOIX DES ARCHITECTURES ET MODELISATION DES AEROGENERATEURS
II.1. Introduction
II.2. Système éolien ciblé
II.3. Architecture basée sur la MSDE
II.3.1. Choix de l’architecture
II.3.1.1. Choix de la turbine éolienne
II.3.1.2. Choix de la topologie MSDE
II.3.1.3. Choix de l’interface d’électronique de puissance
II.3.2. Modélisation de l’architecture choisie
II.3.2.1. Modèle de la turbine éolienne
II.3.2.2. Modèles de la MSDE
II.3.2.2.1. Mise en équations dans le repère triphasé (convention moteur)
II.3.2.2.2. Mise en équations dans le repère diphasé – repère de Park
II.3.2.2.3. Modèle harmonique – mise en équations dans le repère de Concordia
II.3.2.3. Modèle de l’interface de raccordement au réseau
II.3.2.4. Modèle du réseau électrique
II.4. Architecture basée sur la machine synchrone à aimants permanents (MSAP)
II.4.1. Choix et modélisation de la topologie MSAP
II.4.2. Raccordement au réseau
II.5. Fonctionnement en convention générateur
II.6. Conclusion
CHAPITRE III. COMMANDE DES ARCHITECTURES MODELISEES
III.1. Introduction
III.2. Principe de fonctionnement d’un système de conversion éolien
III.3. Stratégie de commande dans la zone II de fonctionnement
III.3.1. Algorithme MPPT (Maximum Power Point Tracking)
III.3.2. Boucle de régulation de la MSDE
III.3.2.1. Commande de hacheur
III.3.2.2. Boucle interne de courant
III.3.2.3. Boucle externe de vitesse
III.3.2.3.1. Identification de la vitesse de la MSDE
III.3.2.3.2. Synthèse des correcteurs de vitesse KΩ(s)
III.3.3. Boucle de régulation de la MSAP
III.3.3.1. Principe de la commande à flux orienté
III.3.3.2. Synthèse de la commande de la MSAP
III.4. Commande des convertisseurs côté réseau
III.4.1. Mise en équations côté réseau
III.4.2. Synthèse des régulateurs côté réseau
III.4.2.1. Synthèse de la commande des boucles de courant
III.4.2.2. Synthèse de la commande du bus continu
III.4.2.3. Techniques de modulation choisies pour les architectures d’onduleurs étudiées
III.5. Commande de l’éolienne sur la zone III de fonctionnement
III.5.1. Régulateur PI conventionnel
III.5.2. Régulateur PI flou
III.6. Conclusion
CHAPITRE IV. VALIDATION, ANALYSE ET AMELIORATION DE LA STRATEGIE DE COMMANDE DES ARCHITECTURES ETUDIEES
IV.1. Introduction
IV.2. Validation de la commande sur la zone II
IV.2.1. Conditions de simulation sur la zone II
IV.2.2. Validation de la commande de la MSDE
IV.2.3. Amélioration et validation de la commande vectorielle de la MSAP
IV.2.3.1. Validation et limites de la commande vectorielle classique
IV.2.3.2. Optimisation de la commande vectorielle
IV.2.3.3. Analyse des résultats obtenus par les deux commandes
IV.3. Validation de la commande côté réseau et comparaison des architectures d’onduleur
IV.3.1. Filtrage des harmoniques
IV.3.2. Estimation de coût
IV.4. Validation de la commande sur la zone III de fonctionnement
IV.4.1. Condition de simulation sur la zone III de fonctionnement
IV.4.2. Résultats obtenus pour le régulateur PI
IV.4.3. Résultats obtenus pour le régulateur PI flou
IV.4.4. Amélioration de la commande de l’aérogénérateur sur la zone III
IV.5. Conclusion
CHAPITRE V. DIMENSIONNEMENT PAR OPTIMISATION DES DEUX MACHINES ETUDIEES
V.1. Introduction
V.2. Etat de l’art sur la modélisation multiphysique d’une machine électrique en vue de son dimensionnement
V.2.1. Modèles de dimensionnement
V.2.2. Modèle de comportement
V.2.3. Technique de modélisation
V.3. Procédure de dimensionnement
V.4. Cahier des charges
V.5. Modélisation multiphysique
V.5.1. Approche
V.5.2. Modélisation des performances – application à la MSAP
V.5.2.1. Modèle magnétique – MSAP
V.5.2.2. Modèle électrique – MSAP
V.5.3. Adaptation du modèle de dimensionnement à la MSDE
V.5.3.1. Modèle magnétique – MSDE
V.5.3.2. Modèle électrique – MSDE
V.6. Dimensionnement optimal des deux machines
V.6.1. Choix de l’algorithme d’optimisation
V.6.1.1. Les algorithmes déterministes
V.6.1.2. Les algorithmes stochastiques
V.6.2. Optimisation par essaims particuliers
V.6.3. Formulation du problème d’optimisation
V.6.3.1. Objectifs
V.6.3.2. Paramètres d’optimisation
V.7. Résultats d’optimisation
V.7.1. MSAP optimale
V.7.2. MSDE optimale
V.8. Analyse des résultats d’optimisation
V.9. Conclusion
CONCLUSIONS ET PERSPECTIVES
REFERENCES
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