Cette méthode de MLI (modulation de largeur d’impulsion) consiste à générer un signal de commande des états des interrupteurs pour éliminer un nombre d’harmoniques sélectionnées, suivant la nécessité de l’application. Elle a la particularité de minimiser l’effet des harmoniques indésirables présentes dans le spectre de la tension de sortie de l’onduleur. Les avantages de la MLI programmée peuvent être listés comme suit [73-74]:
• Environ 50% de réduction de la fréquence de commutation par rapport à celle de la MLI sinusoïdale conventionnelle.
• Un gain élevé en tension dû à la surmodulation est possible.
• Les ondulations du courant côté continu sont faibles grâce à la qualité supérieure de la tension et du courant de sortie de l’onduleur.
• La réduction de la fréquence de la MLI diminue les pertes de commutation de l’onduleur et permet son utilisation pour les convertisseurs à puissance élevée.
• L’élimination des harmoniques d’ordre inférieur permet d’éviter la résonance avec les Un ensemble de solutions est obtenu en éliminant (N-1) harmoniques. Ces équations sont non linéaires, et plusieurs solutions sont possibles, mais un seul ensemble de solutions est obtenu pour les angles de commutations qui satisfassent la contrainte suivante :
1 2 ... N 1 N
α ≺α ≺ ≺α − ≺α (3.61) Il n’est pas un bloc dans SimPowerSystems toolbox qui permette l’implémentation de la MLI programmée [77]. Pour cette raison, nous avons utilisé les outils de matlab/simulink dans le but d’implémenter cette technique de génération des signaux de commande des interrupteurs.
L’indice de modulation variera de 0 jusqu'à 1.15 avec un pas de 0.01 (c'est-à-dire 115 valeur de l’indice de modulation). Chaque indice de modulation est représenté par un tableau de ωet pour une période de 0.02 sec avec un pas d’échantillonnage de 0.02/4096.
Les solutions obtenues par la méthode de Newton-Raphson pour éliminer 10 harmoniques pour chaque indice de modulation sont stockées dans un tableau de taille 4 Ko (4×1024=4096) c'est-à-dire 4096 points par cycle.
Ensuite nous avons réalisé deux compteurs (un compteur horizontal pour détecter l’indice de modulation, l’autre vertical pour détecter l’instant ωet+α et pour compter à partir de cet instant, sur une période de 0.02 sec, avec un pas de 0.02/4096), où le pointeur de premier compteur détecte l’indice de modulation IM. Une fois l’indice de modulation détecté, le pointeur du deuxième compteur est fixé sur le tableau correspondant à l’indice de modulation obtenu par le premier compteur à partir de l’instant ωet+α comme le montre la Figure (3.23).
Figure (3.23): Principe de la génération de la MLI programmée pour indice de modulation IM=0…..1.15.
Cette figure illustre seulement la phase A, les autres phases B et C sont décalées respectivement par -120o et 120o.
La Figure (3.24) montre les différents blocs pour la commande d’une génératrice asynchrone à cage d’écureuil à vitesse variable par l’utilisation d’une commande vectorielle indirecte IFOC (Indirect Field Oriented Control), ainsi que la commande de lien continu avec les courants de source sur les axes d et q de Park en Matlab/Simulink (implémentation dans Simulink SimPowerSystems toolbox).
Figure (3.24): Implémentation de système globale en Simulink SimPowerSystems toolbox.
3.10 Résultats de la simulation
Les paramètres de tous les composants utilisés dans la simulation sont listés en Annexe B.
Les résultats de simulation sont obtenus pour les deux cas suivants:
Cas d’un vent puissant:
La Figure (3.25) représente l’allure de la tension de lien continu vdc, les puissances active et réactive du réseau ainsi que les courants des axes d et q de Park avec ses références. Avant que la turbine ne démarre, la génératrice absorbe une puissance faible qui représente les pertes constantes du générateur. À l’instant t=0.2sec, la turbine entraîne le générateur par une vitesse de rotation de 335 rad/sec et un couple de -16 Nm pour une vitesse du vent de 12m/sec. Dans ces conditions, le générateur doit fournir au réseau une puissance active de -2kW comme le montre la Figure (3.25). Pour une augmentation de la vitesse du vent de 12m/sec à 14m/sec à l’instant t=0.8 sec (voir la Figure (3.26)), le système de commande de l’angle de calage est employé pour maintenir la puissance à sa valeur nominale de -2kW, et, par conséquence la protection de notre aérogénérateur. La tension de lien continu suit sa référence après un régime transitoire court pour les mêmes changements de vitesse du vent. Le courant de l’axe direct id du réseau réagi de la même façon que la puissance active. La vitesse du vent, la vitesse de rotation du générateur avec le coefficient de puissance et le rapport de vitesse de bout ainsi que l’angle de calage sont illustrés par la Figure (3.26). Pour une vitesse de vent nominale de 12m/sec, le coefficient de puissance atteint sa valeur optimale et par suite un rendement maximal du système global (turbine+générateur). Une que fois la vitesse du vent dépasse la valeur nominale à l’instant t=0.8sec, on remarque une diminution de coefficient de puissance.
Dans cette contrainte, les pales sont commandées par le contrôle de l’angle de calage pour rejeter l’énergie supplémentaire et garder la puissance à sa valeur nominale.
Figure (3.25): les réponses de la tension continue, puissances active et réactive ainsi que les courants de Park du réseau.
Figure (3.26): les résultats de la vitesse du vent, la vitesse du générateur, coefficient de puissance, le rapport de vitesse de bout et l’angle de calage.
Changement du vent dans la région de MPPT:
La Figure (3.27) montre l’allure des tensions et courants triphasés de la génératrice et les tensions et courants triphasés de la source ainsi que les courants triphasés de la charge. On remarque que le courant du côté source et le courant de la charge sont égaux avant que la turbine ne démarre. Une fois que la turbine a démarrée au temps t=0.3sec avec un vent de 12m/sec le courant de la source devient nul, ce qui prouve la production de l’énergie électrique par la génératrice asynchrone. Dans le cas d’une chute de vent de 12m/sec à 10m/sec on remarque une augmentation du courant de la source qui exprime la subsidence de la production d’énergie par la génératrice, suivant la chute de la vitesse du vent. Les puissances active et réactive de la génératrice et les puissances active et réactive de la source et la puissance du côté continu sont illustrées par la Figure (3.28). Avant le démarrage de la turbine du vent, on remarque que la puissance active de la génératrice aboutit à une valeur faible qui représente les pertes en fer et les pertes mécaniques de la génératrice. On remarque que la source doit fournir une puissance active pour alimenter la charge ainsi que les pertes de la génératrice. Au moment du démarrage de la turbine du vent à t=0.3 sec, on constate que la génératrice fourni une puissance active de -2Kw pour une vitesse du vent v=12 m/s et on remarque que la puissance de la source atteint une valeur presque nulle, parce que la génératrice fournit la puissance nécessaire (-2Kw) pour alimenter la charge. Dans le cas d’un changement du vent, la génératrice fournit seulement la moitié de cette puissance (c'est-à-dire la puissance demandée par la charge 2kw), ce qui va obliger la source de fournir l’autre moitie de la puissance demandée par la charge. La Figure (3.29) montre les réponses de la vitesse angulaire et le couple électromagnétique ainsi que le rapport de vitesse de bout λ, et le coefficient de puissance Cp. On constate que la vitesse suit sa référence selon la vitesse du vent capturée. Le coefficient de puissance Cp atteint sa valeur optimale de 0.411 après un régime transitoire court. Les mêmes remarques peuvent être faites pour le rapport de vitesse λ, seulement la valeur maximale est 8.1. La Figure (3.30) représente les résultats de la simulation de la tension et du courant pour le lien continu et les courants des axes d et q de Park du côté source. On remarque que la tension continue suit sa référence de 800V après un régime transitoire court, malgré les changements de la vitesse du vent de 12m/s à 10m/s. Pour les courants du Park on constate que le courant direct id suit sa consigne qui est obtenue par le régulateur de la tension continue. Même remarque pour le courant quadratique iq mais seulement la référence de ce courant est nulle.
Figure (3.27): L’allure des tensions et des courants de la génératrice et les tensions et courants de la source ainsi que les courants triphasés de la charge.
Figure (3.28): Les résultats des puissances active et réactive de la génératrice et les puissances active et réactive
Figure (3.29) : Les réponses de la vitesse angulaire et le couple électromagnétique ainsi que le rapport de vitesse de bout λ et le coefficient de puissance Cp.
Figure (3.30): Les réponses temporelles de la tension et courant du lien continu et les courants des axes d et q de Park du côté source.