Soutenance mémoire
Etat de l’art du système PV raccordé au réseau
Selon une étude réalisée par le conseil européen des énergies renouvelables et rapportée par les travaux de [11], l’énergie solaire 𝑃𝑉 sera sans doute une composante importante du mix énergétique renouvelable du futur. Cette figure montre que les productions à partir de systèmes photovoltaïques et éoliens ont le potentiel et la dynamique la plus forte. Elles peuvent évoluer respectivement de 172 % et 58, 5 % entre 2020 et 2050.
En ce qui concerne le continent africain, faute de données pour l’ensemble des pays, nous citons quelques pays d’Afrique francophone qui ont récemment réalisé des projets 𝑃𝑉. On peut citer entre autres :
– le Maroc avec le lancement de la construction de la centrale 𝑃𝑉 dénommée Noor IV à 20 km de Ouarzazate. Cette dernière se développera sur une surface de 137 hectares et aura une capacité de production de 72 MWc pour un coût estimé à 70 millions d’euros [13]. Financée principalement par la banque allemande 𝐾𝐹𝑊 Bankengruppe à hauteur de 61 millions d’euros, cette centrale entrera en service au premier trimestre de 2018 selon ses promoteurs. Le Maroc avait également inauguré en février 2016, le projet Noor I et lancé la construction des volets II et III de ce complexe solaire dont les travaux sont avancés à respectivement 76 % et 74 % selon l’agence officielle 𝑀𝐴𝑃 (Maghreb Arabe Presse). Une fois finalisé, le complexe Noor aura une capacité de production de 582 MWc [13]. Ce qui ferait du Maroc le premier producteur d’énergies renouvelables en Afrique francophone.
– La Tunisie avec la signature d’un accord de projet d’étude de faisabilité des centrales solaires 𝑃𝑉 de 50 MWc (avec une possibilité d’extension jusqu’à 300 MWc). L’accord de ce projet a été signé en 2016 par l’agence coréenne de coopération internationale (𝐾𝑂𝐼𝐶𝐴), la société tunisienne de l’électricité et du gaz (𝑆𝑇𝐸𝐺) et le ministère du développement, de l’investissement et de la coopération internationale [14].
– Le Sénégal, quant à lui, poursuit ses efforts avec la construction en 2016 de la centrale solaire de Bokhol (à 400 km au nord de Dakar) d’une capacité de 20 MWc. Cette centrale est constituée de 77 000 panneaux 𝑃𝑉 installés sur 50 hectares et alimente 9 000 foyers. Son coût est estimé à environ 17 milliards de FCFA (soit 25,9 millions d’euros) [15]. Ce qui équivaut à près de 22 % du 𝑃𝐼𝐵 de ce Pays.
– Enfin, nous pouvons citer le Tchad avec la signature du contrat d’un grand projet de deux centrales 𝑃𝑉, de 60 MWc chacune. Cet accord a été signé par les sociétés SUNNVEST, CITELUM et l’Etat tchadien (Cf. Figure I. 3). Ces centrales de 120 MWc seront implantées au nord de la ville de N’djamena, la capitale du Tchad. Elles permettront de doubler la puissance actuellement disponible dans cette ville [16].
Architectures du système PV connecté au réseau électrique
Les systèmes 𝑃𝑉 connectés au réseau ont été très étudiés dans la littérature. En particulier dans les travaux de [1], [11], [18], [19] et [20]. L’onduleur est un élément central dans une architecture de système 𝑃𝑉 connecté au réseau de distribution électrique. En effet, il convertit le courant électrique continu produit par le générateur photovoltaïque en courant électrique alternatif qui est injecté au réseau. De nos jours, il existe principalement trois types d’associations de modules 𝑃𝑉 et onduleurs comme indiqué à la Figure I. 5 :
● Le système centralisé où un seul onduleur est dimensionné en fonction de la puissance totale. Cette option est plutôt adaptée aux petites installations.
● Le système modulaire appelé également onduleurs string où plusieurs onduleurs sont reliés à une série des modules 𝑃𝑉. Cette solution est demandée lorsque plusieurs champs de modules 𝑃𝑉 sont orientés différemment. Elle est destinée aux installations de forte puissance (de l’ordre de 𝑀𝑊).
● Enfin le système avec onduleurs intégrés aux modules 𝑃𝑉 . Cette technique est également destinée aux installations de forte puissance (de l’ordre de 𝑀𝑊).
Dans une architecture 𝑃𝑉 connectée au réseau, un isolement galvanique de l’onduleur est parfois nécessaire. Cet isolement galvanique dépend des normes en vigueur dans chaque pays. Dans certains pays comme les 𝑈𝑆𝐴, l’isolement galvanique de l’onduleur connecté au réseau est toujours exigé. Il est généralement réalisé par un transformateur intercalé entre l’onduleur et le réseau. Ce dernier est donc dimensionné pour transmettre une puissance à basse fréquence (60 Hz aux 𝑈𝑆𝐴). Il est donc volumineux et sources de pertes.
L’onduleur avec transformateur a par conséquent un rendement plus faible que l’onduleur sans transformateur [19], [11]. Dans les travaux de [19], l’auteure affirme que sous les mêmes conditions, le rendement d’un système sans transformateur est supérieur de 2 % par rapport à un système avec transformateur. Le rendement étant un critère important dans notre application, la topologie qui semble adaptée à notre système est la topologie de l’onduleur non isolé. Le Tchad n’impose par ailleurs pas l’isolement galvanique. De ce qui précède, il ressort que l’architecture d’un système photovoltaïque connecté au réseau contient un générateur photovoltaïque (𝐺𝑃𝑉) qui est constitué d’un ensemble des modules 𝑃𝑉, d’une interface d’électronique de puissance, d’un filtre passif de raccordement (filtre de sortie) et du réseau de distribution électrique. L’interface d’électronique de puissance peut être composée uniquement d’un onduleur : structure à connexion simple, ou d’un ensemble convertisseur 𝐷𝐶/𝐷𝐶 et d’un onduleur : on parle alors de structure avec bus continu intermédiaire [1], [19].
Structure à connexion simple avec transformateur
Contrairement à la structure à connexion simple et à convertisseur unique, dans le cas de la structure avec transformateur, le générateur 𝑃𝑉 (𝐺𝑃𝑉) est constitué d’un seul module 𝑃𝑉 (ou de plusieurs en parallèle) générant une faible tension 𝐷𝐶 à l’onduleur. L’onduleur convertit cette tension 𝐷𝐶 en tension alternative de fréquence égale à 50 Hz mais dont l’amplitude est généralement faible car la source est constituée d’un seul module 𝑃𝑉. Pour que son amplitude satisfasse aux exigences du réseau, il faut intercaler un transformateur élévateur de tension entre l’onduleur et le réseau [1]. Cette structure semble plutôt adaptée à l’injection de faibles puissances au réseau.
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Table des matières
Introduction générale
Chapitre I. Etat de l’art du système PV raccordé au réseau
I. Introduction
II. Architectures du système PV connecté au réseau électrique
II.1. Structure à connexion simple d’un système PV connecté au réseau
II.2. Structure avec un bus 𝐷𝐶 intermédiaire d’un système 𝑃𝑉 connecté au réseau
III. Etude bibliographique des constituants des systèmes PV connectés au réseau de distribution électrique
III.1. Rappel sur le générateur photovoltaïque (𝐺𝑃𝑉)
III.2. Les convertisseurs statiques pour les systèmes 𝑃𝑉 connectés au réseau
IV. Conclusion
Chapitre II: Modélisation et dimensionnement optimisé du système 𝑃𝑉 classique connecté au réseau électrique
I. Introduction
II. Description du système PV connecté au réseau électrique
II.1. La source d’énergie : le générateur PV (𝐺𝑃𝑉)
II.2. Réseau de distribution électrique Tchadien (𝑆𝑁𝐸)
II.3. Etude de l’onduleur de tension (approche temporelle)
II.3.1. Tensions entre le neutre fictif et les points communs des bras d’onduleurs
II.3.2. Tensions de mode commun et tensions simples sur un réseau équilibré
II.3.3. Commande de l’onduleur
III. Calcul des éléments passifs du filtre LCL
III.1 Contrainte de la variation du facteur de puissance et calcul du condensateur 𝐶
III.2 Contrainte de la chute de tension et calcul des inductances 𝐿1 et 𝐿2
III.3 Choix de la résistance d’amortissement 𝑅𝑓
IV. Dimensionnement physique des éléments de filtrages 𝐿1 et 𝐿2
IV.1. Description de la méthode de dimensionnement physique des inductances (𝐿1 et 𝐿2)
IV.2. Estimations des pertes dans les inductances (étape 6)
IV.2.1. Pertes joule
IV.2.2. Pertes fer
IV.2.3. Déduction des pertes totales
IV.4. Evaluation de la température du circuit (Etape 8)
IV.5. Subdivision des inductances
IV.5.1. Fractionnement d’une inductance par deux
IV.5.2. Fractionnement d’une inductance par trois
V. Conclusion
Chapitre III. Modélisation et dimensionnement du système PV connecté au réseau utilisant un onduleur multi-niveaux
I. Introduction
II. Description du système PV connecté au réseau de distribution électrique utilisant un onduleur entrelacé
III. Modélisation des constituants de la chaine de conversion du système 𝑃𝑉 connecté au réseau de distribution électrique
III.1 Commande de l’onduleur entrelacé
III.2 Etude de l’onduleur entrelacé
III.2.1 Mise en équation des tensions : approche temporelle
III.2.2 Approche fréquentielle
III.2.2.1 Calcul des tensions
III.2.2.2 Calcul des courants
III.2.2.3 Ondulations de courants
III.2.3 Etude comparative des pertes dans un onduleur classique et multi-niveaux
III.2.3.1 Modèles de pertes des semi-conducteurs des onduleurs
III.2.3.2 Pertes dans l’onduleur classique
III.2.3.3 Pertes dans l’onduleur entrelacé
IV. Eléments passifs du filtre LCL
IV.1 Dimensionnement physique de l’inductance 𝐿1
IV.2 Choix technologique du condensateur 𝐶 du filtre et calcul des pertes dans 𝐶 et 𝑅𝑓
V. Bilan des pertes et calcul de rendement
VI. Evaluation du coût et comparaison des volumes des filtrages
VI.1. Evaluation du coût du filtre passif
VI.2. Comparaison des volumes des filtrages
VII. Etude technico-économique
VIII. Conclusion
Conclusion
