Soutenance mémoire
L’éolienne
La ressource éolienne provient du déplacement des masses d’air qui est dû indirectement à l’ensoleillement de la Terre. Du fait du réchauffement de certaines zones de la planète et le refroidissement d’autres une différence de pression est créée et les masses d’air sont en perpétuel déplacement.
L’énergie éolienne est la seconde énergie à être exploitée par l’Homme après la biomasse. Ses premières applications furent la propulsion des navires, la mouture de graines et le pompage de l’eau. Avec l’arrivée de l’électricité, le danois Paul La Cour soumet à l’examen de son esprit la possibilité d’associer à une turbine éolienne une génératrice et inventa la première éolienne en 1891 pour la production d’énergie électrique (A. MIRECKI, 2005).
Comme l’énergie solaire photovoltaïque, on trouve l’éolienne dans la production décentralisée autonome et/ou dans des systèmes de grandes puissances connectés au réseau. La petite éolienne désigne des puissances comprises entre 100 W à 20 kW. La rentabilité d’une petite éolienne dépend exclusivement de la fréquence et de la vitesse du vent. (P. Lundsager, 2001)
La technologie largement dominante aujourd’hui est celle à axe horizontal, à turbine tripale, parfois bipale et à rotor face au vent. Toutefois, il existe des éoliennes à axe vertical. Elles peuvent se regrouper en trois familles : la turbine Darrieus classique ou à pales droites (H-type) et la turbine de type Savonius (A. MIRECKI, 2005). Ces éoliennes ont actuellement des puissances comprises entre 10 kW et 5 MW et peuvent fonctionner à vitesse fixe ou à vitesse variable (T. Ackermann, 2003). Les deux types de machines électriques les plus utilisées pour ces éoliennes sont les machines asynchrones (MAS) et les machines synchrones (MS) sous leurs diverses variantes :
A. La plupart des éoliennes de plus de 50 kW exploitées dans les systèmes d’énergies hybrides (SEH) utilisent des générateurs asynchrones à cage d’écureuil (T. Ackermann, 2003). L’installation et l’exploitation des machines asynchrones ne nécessitent pas un e grande expertise. Leurs inconvénients majeurs sont entre autres la grande consommation d’énergie réactive notamment au démarrage, la complexité du fonctionnement à vitesse variable et les problèmes d’accrochage/décrochage au réseau (F. Poitiers, 2003). Cette contrainte de besoin en puissance réactive est levée par leur association avec des batteries de condensateurs ou des compensateurs statiques (Figure 1. 5). Sa vitesse de rotation est imposée par le réseau en cas de connexion directe. La réduction de l’appel de courant au démarrage peut se faire avec des convertisseurs statiques. Dans le cas des micro-réseaux, les éoliennes à vitesse fixe avec générateurs asynchrones fonctionnent seulement quand au moins un générateur diesel fonctionne, sauf s’il y a d’autres options fournissant la puissance réactive et maintenant la fréquence constante.
Le système de stockage
Le stockage de l’énergie est l’action qui consiste à placer une quantité d’énergie en un lieu donné pour permettre son utilisation ultérieure. Dans les systèmes hybrides, le système de stockage joue un double rôle : être en appoint en cas de déficit de production ou de pointe et se substituer aux sources en absence de production. Il est parfois aussi utilisé avec les SEH connectés à des grands réseaux de courant alternatif isolés. Dans ce cas, il est utilisé pour éliminer les fluctuations de puissance à court terme (I. Cruz, “Assessment of different energy storage systems for wind energy integration, 2001).
Le système de stockage le plus utilisé est basé sur les accumulateurs électrochimiques. Le Tableau 1.4 présente un récapitulatif des différentes technologies.
Système de supervision
Les dispositifs permettant de convertir les énergies primaires d’origines renouvelables ne sont pas en général compatibles avec les réseaux alternatifs classiques de fréquence constante. Par exemple, les panneaux photovoltaïques sont des sources de courant continu, les micro turbines à gaz associées à une machine synchrone tournent à une grande vitesse et fournissent des courants de hautes fréquences. Des convertisseurs de puissance électroniques sont donc nécessaires pour les adapter aux réseaux triphasés d’interconnections. Dans ce contexte, un dispositif de commande sophistiqué est obligatoire pour piloter les convertisseurs statiques et superviser le fonctionnement des différents éléments réalisant les conversions énergétiques jusqu’aux réseaux électriques.
Une supervision locale des différents éléments constitutifs du générateur est nécessaire. Cette supervision locale communicante est basée sur des puissances de référence, car pour un microréseau, toutes les unités de stockage sont proches. Cette proximité de la production, de la consommation et du stockage permet une installation facile d’un bus de communication. Des supervisions locales peuvent donc être conçues en recevant les consignes données par une supervision centrale par l’intermédiaire du bus de communication. Leur exploitation optimale est donc rendue possible en prenant en compte des informations sur leurs fonctionnements.
Un autre type de commande plus global permet la surveillance de certains ou de tous les composants (I. VECHIU, 2005) (Figure 1. 9). Ce système de surveillance est d’habitude automatique. Les fonctions spécifiques peuvent inclure la commande de démarrage et d’arrêt des générateurs diesel, l’ajustement de leurs points de fonctionnement, la gestion de l’énergie des batteries et la répartition de la puissance pour les différents types de charges.
Charges des micro-réseaux
Les charges des micro-réseaux sont aussi variées que diverses. Elles peuvent être de nature continue ou alternative, résistive, capacitive ou inductive, elles peuvent être à inertie ou statique. Pour la détermination de la configuration du micro-réseau ainsi que des puissances des sources, le profil de charge est indispensable.
Configuration des micro-réseaux
Les micro-réseaux basés sur des sources fossiles, renouvelables et des systèmes de stockage ont plusieurs architectures. Chacune des configurations permet d’assurer des fonctions données et de répondre à un cahier des charges établi. Deux configurations s’imposent parmi ces systèmes d’énergie hybrides : l’architecture à bus à courant continu (CC) et l’architecture mixte à bus à courant continu-courant alternatif (CC-CA) (B. Wichert, 1997).
Architectures à bus à courant continu
Dans le système hybride présenté dans la Figure 1. 11, la puissance fournie par chaque source est injectée sur un bus à CC. Des onduleurs alimentent les charges à CA, tandis que les charges CC sont soit alimentées directement, soit à travers des convertisseurs CC-CC (I. VECHIU, 2005).
Les batteries et l’onduleur sont dimensionnés pour alimenter des pics de charge, alors que le générateur diesel est dimensionné pour alimenter les pics de charge et les batteries en même temps. La puissance délivrée peut être contrôlée par la commande du courant d’excitation de la partie électrique du générateur diesel ou en incorporant un régulateur de charge dans les sources d’énergie renouvelable. Le Tableau 1.6 présente les avantages et les inconvénients d’un tel système.
Dimensionnement des systèmes d’énergie hybride (SEH)
La structure du micro-réseau est complexe. Elle dépend du site de production, des conditions d’exploitation et des charges. La conception et le contrôle d’une telle structure doivent viser non seulement l’efficacité énergétique mais aussi l’efficacité économique (A. Kébé, 2013). La conception consiste à faire le pré-dimensionnement de l’ensemble des constituants, et à choisir l’architecture du réseau. Le contrôle consiste à piloter les échanges d’énergie en fixant la contribution de chaque source et le dispositif de stockage. La solution retenue doit être optimale au sens du rendement, des objectifs (coût minimal de l’énergie produite, minimisation du tauxde CO2, disponibilité, temps de réponse, rejet des perturbations, …). On peut donc constater que c’est un système complexe avec des constituants de nature et des constantes de temps très différentes (de la milliseconde pour les convertisseurs statiques à l’heure pour les charges).
L’étude doit nécessairement s’appuyer sur des outils logiciels.
Les logiciels de dimensionnement sont des outils indispensables pour l’analyse et la détermination des différentes combinaisons possibles des sources utilisées dans les SEH. Les principaux facteurs du dimensionnement sont : les conditions environnementales du site (vitesse du vent, éclairement énergétique, température, humidité), le profil de charge, les préférences et les demandes du client, les ressources financières, la disponibilité de la technologie et le support technique. Les logiciels d’étude des micro-réseaux peuvent être classés en trois groupes :
les logiciels d’étude de faisabilité
les logiciels de dimensionnement
les logiciels de simulation et d’analyse.
Problèmes rencontrés dans le fonctionnement des SEH
Certaines sources composant les micro-réseaux sont d’origines renouvelables. L’aspect aléatoire de certaines de ces sources est la cause de la complexité de fonctionnement de ce système. Afin d’éviter une augmentation du risque de ne pas satisfaire complètement la charge, il est nécessaire de faire fonctionner les sources d’énergie renouvelable et les groupes électrogènes en parallèle, de façon continue (le générateur diesel fonctionne sans arrêt). Dans ce cas les groupes électrogènes peuvent fonctionner à une puissance très basse. Dans ce type de fonctionnement, les sources d’énergie renouvelable agissent comme une source négative, en réduisant la charge moyenne des groupes électrogènes. Mais l’économie du carburant est modeste à cause du rendement très faible (en fonctionnant à vide, la consommation de carburant s’estime à 25-30 % de la consommation à pleine charge) (H.G. Beyer, 1997). Ainsi, garder un groupe électrogène au régime ralenti pour une demande de charge nulle suppose une consommation de carburant non négligeable, le mélange est dit riche en carburant.
Si l’énergie renouvelable est suffisante pour alimenter la plupart de la charge, la quantité du carburant économisée peut être alors augmentée en faisant fonctionner les groupes électrogènes par intermittences (F. Ginny, 2010). En fonction intermittente, les groupes électrogènes démarrent et s’arrêtent en fonction de la variation de l’énergie renouvelable et de la charge.
Ceci pose un inconvénient majeur sur le nombre de cycle démarrage/arrêt des groupes électrogènes qui peut, par conséquent, être élevé. Le problème dans ce cas est l’usure prématurée des générateurs diesel et de leurs démarreurs (H.G. Beyer, 1997) (B. Wichert, 1997). Un autre problème qui devra être pris en compte est le temps nécessaire par intermittence démarrage/arrêt des générateurs diesels. Le système peut s’effondrer pendant le démarrage du générateur diesel, si l’énergie renouvelable diminue plus vite que la phase de démarrage.
La commande par mode glissant
La commande et l’observation par mode glissant ont connu un essor considérable durant les dernières décennies (K. BENMANSOUR, 2009) (L. Fridman, 2008) (I. Boiko, 2007). Ceci est dû principalement à la propriété de convergence rapide et en temps fini des erreurs, ainsi, que la grande robustesse par rapport aux erreurs de modélisation et des perturbation extérieures (W. Perruquetti, 2002) (V.I Utkin, 1977). La commande par mode glissant se synthétise en deux étapes. Tout d’abord on détermine une sortie fictive S(x) appelée surface de glissement su laquelle les objectifs des contrôles sont réalisés. Ensuite on calcule la loi de commande afin de ramener la trajectoire d’états à cette sortie et de la maintenir sur cette surface tout le temps, la commande obtenue étant discontinue.
Mode glissant d’ordre simple
Le principe de la commande par modes glissants est de contraindre le système à atteindre une surface donnée (la surface étant définie par un ensemble de relation statique entre les variables d’état du système) pour, ensuite, y rester. La synthèse d’une loi de commande par modes glissants se déroule en deux temps ;
une surface est déterminée en fonction des objectifs de commande et des propriétés statiques et dynamiques désirées pour le système bouclé.
Une loi de commande discontinue est synthétisée de manière à contraindre les trajectoires d’état du système à atteindre et, ensuite, à rester sur cette surface en dépit d’incertitudes et de variations de paramètres.
Inconvénient de la commande par modes glissants
Un régime glissant idéal requiert une commande pouvant commuter à une fréquence infinie.
Evidemment, pour une utilisation pratique, seule une commutation à une fréquence finie est possible. Ainsi, durant le régime glissant, les discontinuités appliquées à la commande peuvent entraîner un phénomène de broutement, appelé chattering. Celui-ci se caractérise par de fortes oscillations des trajectoires du système autour de la surface de glissement. Les deux principales raisons à l’origine de ce phénomène sont, d’une part, les retards de commutation au niveau de la commande et, d’autre part, la présence de dynamiques « parasites » en série avec les systèmes commandés. Ces dynamiques regroupent les dynamiques des actionneurs et des capteurs présents dans le système bouclé et sont généralement négligées lors de la synthèse de la loi de commande. Ainsi les commutations trop rapides de la commutation discontinue sont susceptibles d’exciter les modes propres des dynamiques négligées. Ce phénomène peut être si pénalisant que l’utilisation d’une loi de commande par modes glissants peut, dans certaines applications, être à proscrire, vu que son utilisation peut dégrader les performances et même conduire à l’instabilité. De plus le chattering peut provoquer d’importantes sollicitations mécaniques au niveau des actionneurs et, à terme engendrer leur usure rapide.
Application au contrôle de l’onduleur triphasé
Dans le cadre de ce travail nous utiliserons la commande par mode glissant numérique. Cette approche ne permet pas d’éviter le phénomène de chattering (A. KEYHANI, 2010).
Moteur diesel et régulateur de vitesse
Les moteurs diesel sont les moteurs à combustion interne les plus efficaces (V. M. Pereira,
2003). La vitesse de rotation d’un tel moteur dépend de la quantité de carburant injecté et de la
charge appliquée au vilebrequin du moteur. Le moteur diesel est un système non linéaire. Il
présente des temps morts et des retards, ce qui rend difficile son contrôle. Les moteurs diesels
sont munis d’un régulateur de vitesse : mécanique, électromécanique ou électronique.
Celui-ci réalise le contrôle automatique de la vitesse du moteur diesel, en réglant l’injection de
carburant en fonction de la charge. Il agit sur le mécanisme d’accélération, en fournissant le
carburant sans variations abruptes et répond en finesse aux variations de charge.
De nombreux ouvrages proposent des modèles plus ou moins complexes du moteur diesel, en
fonction de la disponibilité des données constructeurs (I. Kamwa, 2001) (E. Koutroulis, 2001)
(I. VECHIU, 2005). Cependant, l’expérience et les mesures en exploitation ont montré que pour
étudier la réponse du système face aux perturbations rapides de vitesse, il peut suffire d’utiliser
un modèle simple (F. Jurado, 2003). Le diagramme bloc d’un moteur diesel simplifié et
celui du régulateur de vitesse respectivement sont illustrés dans la Figure 2. 26.
Conclusion
Dans ce chapitre, il a été question d’étudier notre micro-réseau. Les constituants ont été dimensionnés à partir du logiciel Homer. L’architecture obtenue a servi de base pour la modélisation des différents composants du système (des panneaux PV, un générateur diesel et un système de stockage). Le bus CC permet de relier toutes les sources à courant continu (GPV, système de stockage, charges continues, etc). La liaison entre ces sources et le bus est assurée par des convertisseurs CC (unidirectionnel pour le GPV, bidirectionnel pour le système de stockage). Le bus CA permet de connecter les charges et sources CA. La sortie du groupe électrogène y est directement connectée. Les deux bus CC et CA sont interconnecté par l’intermédiaire d’un convertisseur bidirectionnel (onduleur-redresseur).
Dans ce chapitre un modèle de l’onduleur et de son environnement a été proposé. Différents types de commande ont été comparés et la commande SVM est choisie pour notre système. La régulation du système se fera par mode glissant.
Notre système étant tributaire des conditions météorologiques et d’utilisation de la charge, nous allons étudier dans le chapitre suivant les problèmes de stabilité des micro-réseaux et leurs résolutions.
Contrôle de l’angle de statisme pour un onduleur
La méthode de statisme classique présente plusieurs inconvénients, comme la lente réponse transitoire, la fréquence et les écarts d’amplitude, le partage de courant harmonique de déséquilibre, et la forte dépendance sur le convertisseur de sortie impédance (J. M. Guerrero, 2004). Un onduleur peut instantanément changer son onde de tension de sortie, le partage du pouvoir dans un micro-réseau est possible en contrôlant l’angle de la tension de sortie des sources distribuées par statisme. Toutefois, pour la mesure des angles par rapport à une référence commune, les récepteurs de synchronisation GPS sont nécessaires au contrôle de l’angle de statisme.
Angle de statisme
La stratégie de contrôle de l’angle de statisme est appliquée à toutes les sources dans le système.
On suppose que la demande totale d’énergie dans le micro-réseau peut être fournie par les sources de telle sorte qu’aucun délestage n’est nécessaire. L’angle et la grandeur des tensions de sortie des convertisseurs sont commandés à partir de la force proportionnelle à la valeur nominale du générateur distribué. Comme une inductance de sortie est connectée à chacun des convertisseurs statiques, l’injection de puissance active et réactive à partir du bus continu au générateur du micro-réseau peut être contrôlée en changeant l’amplitude de tension et son angle.
Boucle supplémentaire de contrôle pour la gestion du flux de puissance et la stabilité du système
L’impédance de la ligne haute ou du générateur distribué asymétrique connectés à un microréseau pose toujours un défi pour le contrôle du flux de puissance avec le contrôle de statisme.
Le conflit entre un gain élevé de rétroaction pour un meilleur partage de la puissance et la stabilité du système peut être résolu avec une boucle de commande supplémentaire avec le contrôle de statisme primaire comme indiqué sur la Figure 3. 10. Le partage de puissance doit avoir un gain élevé à basse fréquence mais un faible gain à haute fréquence pour la stabilité. Le contrôleur supplémentaire améliore l’amortissement du système (M. Marwali, 2011). La modélisation de domaine de fréquence, l’analyse de valeur propre et le domaine temporel des simulations sont utilisés pour démontrer ce conflit. Une boucle supplémentaire est utilisée dans un contrôle de statisme classique de chaque convertisseur de générateur distribué pour stabiliser le système en utilisant des gains élevés d’angle d’affaissement. Les boucles de régulation sont basées sur la mesure de la puissance et de la modulation locale de la référence de tension de chaque convertisseur. La conception des coordonnées des boucles de contrôle supplémentaires pour chaque générateur distribué est formulée comme un problème d’optimisation des paramètres. La boucle de régulation de statisme supplémentaire est utilisée pour stabiliser le système pour une gamme de conditions d’exploitation tout en assurant le partage de charge satisfaisante (R. Majumder, 2009).
Le schéma synoptique de la boucle supplémentaire autour du contrôle de statisme classique est représenté sur la Figure 3. 10. La puissance active Pi, du ixième convertisseur est alimentée par un filtre passe-haut (avec la constante de temps de 0,05 s) pour capturer le comportement oscillatoire, éliminant la composante continue, ΔPi sur la valeur de Pi à l’état d’équilibre. Le signal de commande supplémentaire (dans Park), Δvdrefi, module le signal de sortie du dispositif de commande de statisme pour générer une référence de tension d’axe d modifiée, vdrefi pour chaque convertisseur. L’équation de statisme est ensuite modifiée pour le ixième convertisseur tel que représenté par les équations 3.10.
Contrôle de statisme pour un réseau à haut R / X Ratio
Dans un réseau rural qui se compose de fort ratio R / X des lignes, les puissances active et réactive ne peuvent être contrôlée indépendamment par la fréquence ou la tension. Par conséquent, les équations d’affaissement doivent être modifiées. Considérons d’abord qu’il n’existe aucune communication entre les générateurs distribués (DG ou GD). Le but est decontrôler la tension de sortie du convertisseur et d’assurer une répartition angulaire précise à proximité de la charge dans un système. Le système à deux DG, représenté sur la Figure 3. 11 est considéré. Le contrôle de statisme modifié (Majumder, 2009) pour la DG-1 est écrit comme l’équation 3.12.
Amélioration de partage de charge avec des charges asymétriques et application de Convertisseurs en cascade
Amélioration de la qualité de puissance d’un micro-réseau
Il est supposé que le micro-réseau s’étend sur une grande surface et il fournit des charges à la fois dans la grille connecté et modes d’îlotage, comme le montre la Figure 3. 12. Une stratégie de contrôle est proposée pour améliorer la qualité de l’alimentation et le partage de charge appropriée à la fois en îlotage et en modes connectés au réseau. On suppose que chacune des DG a une charge locale qui lui est connectée, qui peut être asymétrique et / ou non linéaire.
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Table des matières
DEDICACES
REMERCIEMENTS
SOMMAIRE
INTRODUCTION GENERALE
Chapitre 1. MICRO-RESEAUX
1. Introduction
2. Définition
3. Etat de l’art
3.1.Les principaux composants des micro-réseaux
3.2.Configuration des micro-réseaux
3.3.Dimensionnement des systèmes d’énergie hybride (SEH)
3.4.Problèmes rencontrés dans le fonctionnement des SEH
3.5.Commande des SEH
4. Conclusion
Chapitre 2. DIMENSIONNEMENT DU MICRO-RESEAU ET DE SES COMPOSANTS
Liste des figures
Liste des tableaux
1. Introduction
2. Potentiel du site
3. Dimensionnement du SEH
4. Modélisation et commande des composants du SEH
5. Conclusion
Chapitre 3. GESTION DES MICRO-RESEAUX
Liste des figures
Liste des tableaux
1. Introduction
2. Services du réseau dans les micro-réseaux
2.1.Quelques problèmes survenant sur le réseau électrique (TransEnergie, 1999)
2.2.Réglage de la tension des réseaux
2.3.Réglage de la fréquence
2.4.Réglage du statisme par un onduleur
Remerciements
3. Conclusion
Chapitre 4. IMPLEMENTATION DE LA COMMANDE DU MICRO-RESEAU
Liste des figures
Liste des tableaux
1. Introduction
2. Modélisation et simulation du champ PV
3. Modélisation et simulation du champ PV et le convertisseur DC-DC
4. Commande et simulation du système : onduleur connecté au réseau alimenté par le champ PV
5.Conclusion
CONCLUSION GENERALE
BIBLIOGRAPHIE
ANNEXES A : RAPPORT DU PROJET MOUNDE
Sensitivity case
System architecture
Cost summary
Electrical
PV
AC Wind Turbine: BWC Excel-S
Generator 1
Battery
Converter
Emissions
