T ECHNIQUES DE SUIVI DU POINT DE PUISSANCE MAXIMALE

Différents types d'algorithmes effectuant la recherche du PPM ont été déjà publiées [44], [148]– [152].

Ces algorithmes peuvent être classés selon le principe de fonctionnement comme suit :

 Méthodes indirectes : le PPM est estimé à partir de la courbe de puissance du générateur photovoltaïque

 Méthodes directes : le réglage du PPM est obtenu à partir de la mesure de la puissance instantanée du générateur photovoltaïque.

 Méthodes indirectes

Les méthodes indirectes sont basées sur la connaissance de la caractéristique non linéaire du générateur photovoltaïque, qui n'est pas disponible avec précision. Elles ont besoin aussi de mesurer

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l'ensoleillement des panneaux photovoltaïques et la température ambiante, puis consulter la courbe de puissance pour avoir la tension (ou le courant) de fonctionnement optimale correspondante.

On peut comparer la tension mesurée du panneau aux valeurs optimales stockées dans le système de commande selon des conditions atmosphériques mesurées et puis effectuer la commande pour atteindre celles-ci. Pourtant, cet algorithme nécessite une grande capacité de mémoire pour le stockage des données et il faut mettre à jour des données pour chaque panneau. En outre, il est difficile d'enregistrer et de stocker toutes les conditions possibles du système et la mesure des conditions atmosphériques n'est pas facile et n'est pas précise non plus [153], [154].

Les courbes caractéristiques peuvent être obtenues par la modélisation hors ligne à l'aide des équations mathématiques ou approximations numériques. Cependant, leur résolutions sont impossibles à appliquer sur les commandes analogiques et très difficiles à appliquer sur les commandes numériques classiques [155], [156]. Par conséquent, leurs applications ne semblent pas appropriées pour l'obtention du PPM. Néanmoins, d'autres méthodes basées sur la modélisation de ces caractéristiques sont encore utilisées [157], [158].

 Méthodes directes

Les méthodes directes n'ont pas besoin de connaitre ni la courbe de puissance du générateur ni l'ensoleillement réel ou la température et la détermination de leur point de fonctionnement est indépendant des conditions climatiques [153].

Une de ces méthodes est celle nommée "algorithme d'incrément de conductance", elle se base sur la dérivée de la conductance du générateur (dG = dI=dV) pour connaitre la position relative du PPM et enfin pour appliquer une action de contrôle adéquate au suivi de ce PPM [44], [159]. Il existe aussi la méthode similaire à la méthode de l'incrément de conductance, c'est celui de la capacité parasite [160], qui est basé sur l'effet de la capacité parasite de la cellule photovoltaïque.

La méthode la plus utilisée dans le domaine du photovoltaïque est celle de Perturbe & Observe (P&O) [149], [151]. Son principe consiste à perturber le rapport cyclique pour faire déplacer le point de fonctionnement le long de la caractéristique du générateur présentant un maximum. A gauche du PPM, l'augmentation de la tension fait augmenter la puissance. Dans le coté droit du PPM, la diminution de la tension fait augmenter la puissance (Fig.4). Alors, si une perturbation entraine une augmentation de la puissance, on devrait continuer dans la même direction pour atteindre le PPM et s'il y a une diminution de la puissance, la perturbation devrait être inversée. La recherche s'arrête théoriquement quand le système atteint le PPM.

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Figure 4 : Principe de la méthode P&O

Le premier inconvénient de cette méthode est que l'on impose toujours une oscillation autour du PPM. En effet, cette oscillation est nécessaire pour connaitre les variations de la puissance de sortie du générateur et ainsi réajuster le rapport cyclique du convertisseur en faisant en sorte que le point de fonctionnement oscille le plus près possible du PPM, même si les conditions de fonctionnement sont inchangées. L'oscillation peut être minimisée en réduisant le pas de perturbation. Cependant, une taille plus petite du pas de perturbation ralentit le temps de réponse du MPPT. Une solution à ce problème consiste à avoir un pas de perturbation variable qui devient de plus en plus petit lorsque que l'on se rapproche du PPM comme dans [161]–[163].

De plus, cette méthode peut échouer sous l'évolution rapide de condition atmosphérique comme illustré dans la figure 5. A partir d'un point de fonctionnement A, si l'ensoleillement reste constant, une perturbation dV dans la tension V va amener le point de fonctionnement à B et elle sera annulée en raison d'une diminution de puissance.

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Toutefois, si l'ensoleillement augmente, la courbe de puissance change de P1 à P2 au sein d'une période d'échantillonnage, le point de fonctionnement se déplacera de A à C. Cela représente une augmentation de la puissance et la perturbation est maintenue dans la même direction. En conséquence, le point de fonctionnement est loin du PPM et restera de plus en plus loin si l'ensoleillement augmente régulièrement.

Pour assurer le suivi du PPM, même lors de changements rapides de l'ensoleillement, la méthode P&O de "three-point weight comparaison" est utilisé pour comparer le point de puissance actuel aux deux précédents avant de prendre une décision sur la prochaine direction de perturbation [164]. optimise le taux d'échantillonnage [162]. Le travail de Xiao [163] permet de basculer entre le traditionnel algorithme P&O adaptatif et une mise à jour du mécanisme pour empêcher la déviation du PPM.

D'autres algorithmes se basent sur l'introduction de variations sinusoïdales en petit signal sur la fréquence de découpage du convertisseur pour comparer la composante alternative et la composante continue de la tension du générateur et pour ainsi placer le point de fonctionnement du générateur le plus près possible du PPM [165].

Parfois, les algorithmes établissent des approximations afin que le point de fonctionnement du générateur soit le plus proche possible du PPM, nous parlons alors de méthodes complexes assistées par ordinateur. Par exemple pour [150], la commande MPPT se base sur une estimation du point de fonctionnement du générateur réalisée à partir d'un modèle paramétrique du générateur défini au préalable. Dans [166], Kasa et al ont proposés une méthode qui épargne le capteur de courant en calculant le courant du générateur à partir de la tension du générateur à l'aide d'un DSP.