Algorithmes MPPT

De nombreuses recherches sur les commandes MPPT ont été effectuées afin de trouver un système optimal permettant une recherche de MPP selon l’évolution de la puissance fournie par le générateur photovoltaïque [34-35]. Les trois méthodes, les plus couramment rencontrées, sont communément appelées respectivement Hill Climbing, Perturb & Observ (P&O) et l’incrément de conductance (IncCond) [36, 37]. A partir de l’évaluation ou de la mesure de la puissance fournie par le générateur, ces commandes utilisent le rapport cyclique du convertisseur de puissance pour appliquer une action de contrôle adéquate sur l’étage et pour suivre l’évolution au cours du temps du MPP, Comme il est illustré à la figure II.5. Un grand nombre de ces commandes ont l’avantage d’être précises et d’avoir une grande rapidité de réaction mais souffrent encore d’un manque d’optimisation de leur algorithme parfois trop complexe et consommant alors trop d’énergie [38]. Une étude comparative en termes de rendement MPPT est effectuée par Hussein et al [36], le rendement MPPT obtenu par l’algorithme Inccond est de 89.9% par rapport au 81.5% de l’algorithme P&O. D’autres commandes MPPT [14, 37] sont basées sur une dépendance linéaire entre le courant au point de puissance maximale et celui de court-circuit (Isc). Dans le même concept de commande, certains auteurs [24, 37, 39] déduisent la tension optimale VMPP à partir de la tension à circuit ouvert du générateur (V_oc) (méthode OV) en effectuant des estimations plus ou moins précises. Pour ce faire, une fraction constante de la tension VOC est utilisée comme référence pour la tension du panneau. Ces types de commandes ayant besoin uniquement d’un seul capteur. Elles s’avéraient plus facile à mettre en œuvre et un peu moins coûteux que les commandes extrémales. Par contre, la précision de ces commandes est faible notamment à cause du procédé d’estimation des paramètres caractéristiques du module (IsC et VOc) qui ne peut pas se faire trop souvent. L’échelle temporelle de réaction est alors au mieux de l’ordre de la minute. Lors du test comparatif réalisé par Hohm et Ropp [40] entre les trois algorithmes usuels: P&O, Inccond et OV, le rendement MPPT de la méthode Inccond est le plus grand par rapport aux autres méthodes. En plus, il est plus élevé que celui obtenu par [36]. Cette différence peut expliquer par des conditions de test relativement éloignées dans les deux articles. Les commandes basées sur la logique floue ou réseaux de neurones sont de plus

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en plus populaires grâce à l’évolution des microcontrôleurs [41-43]. L’avantage de ces techniques est qu’elles peuvent fonctionner avec des valeurs d’entrées peu précises et qu’elles n’ont pas besoin de modèle mathématique de grande précision. De plus, elles peuvent traiter de non linéarités [24].

Dans cette partie, nous explicitons le principe de base de deux algorithmes de l’MPPT, l’incrément de conductance et la tension à circuit ouvert du générateur. Ces techniques de réglage ont été appliquées aux convertisseurs statiques continu-continu. Notre contribution dans ce contexte est de combiner les deux algorithmes lors de variations des conditions climatiques [44].

Figure II.5 Chaine de conversion photovoltaïque avec convertisseur DC/DC contrôlé par une commande MPPT [24]

I.7.1 Algorithme de la tension de circuit ouvert (OV)

Cette technique de recherche du MPP est très simple. Elle consiste à comparer la tension du panneau (Vpv) avec une tension de référence qui correspond à la tension optimale VMPP. L’erreur de tension est alors utilisée pour ajuster le rapport cyclique du CS, afin de faire coïncider les deux tensions. La tension de référence est obtenue à partir de la connai ssance de la relation linéaire existante entre VMPP et Voc d’un module PV [24, 37, 39, 44] :

V_MPP = K_CVV_oc II.30

Avec KCV correspondant à un facteur de tension dont sa valeur dépend du générateur PV utilisé et de la température de fonctionnement. Généralement, il est compris entre 73% et 80% [40].

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A partir de l’équation II.30 et connaissant KCV, il faut cependant mesurer la tension de circuit ouvert afin d’en déduire la tension de référence à appliquer au PV. L’inconvénient majeur de cette technique réside dans la nécessité d’effectuer la mesure de Voc de temps en temps et l’obligation de déconnecter la charge du PV durant cette mesure impliquant une perte de transfert de puissance à chaque mesure. Bien que cette méthode soit simple, il est difficile de choisir une valeur optimale de Kcv. Beaucoup d’auteurs [37, 39] font l’hypothèse que ce coefficient est constant pour un générateur donné. Ceci est loin d’être vrai pour la plupart des générateurs PV en Si qui affichent une variation d’au moins 10% de ce facteur en fonction de la température [24, 40].

I.7.2 Algorithme de l’incrément de conductance

Cette méthode consiste à utiliser la pente de la dérivée du courant par rapport à celle de la tension pour atteindre le point de fonctionnement de puissance générée maximale. Pour atteindre ce point, dI

dV ^{doit être égale à} −I

V ^{. En fait, l’application d’une variation sur la tension}

vers la plus haute ou la plus petite valeur, son influence apparaît sur la puissance. Si celle-ci augmente, on continue à faire varier la tension dans le même sens, sinon, on opère dans le sens inverse. En utilisant la formule classique de la puissance, la dérivée de cette dernière devient [10, 44] :

dP

dV

= I + V.

dV ^II.31

La figure II.6 permet d’écrire les conditions suivantes :

Si ^dI

dV

=

V

, le point de fonctionnement est sur le MPP

>

, le point de fonctionnement est à gauche du MPP

dV

<

, le point de fonctionnement est à droite du MPP.

Le maximum de puissance peut être alors traqué en effectuant des comparaisons à chaque instant de la valeur de la conductance I

V ^{avec celle de l’incrément de conductance} dI

dV^.

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En réalité, la condition ( ^dP_dV = 0) n’étant jamais obtenue, le système est toujours en train de la rechercher. Alors, une erreur sur cette condition est effectué (^dP_dV = ±E ) avec E dépend de la sensibilité de l’MPPT [33].

Figure II.6 Variation de dI/dV.

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