Introduction

2.2.1 Description d’un système PV connecté au réseau ... 36 2.2.2 Description du système PV connecté au réseau du CDER ... 37 2.3 Modélisation comportementale du module photovoltaïque ... 39 2.3.1 Exigences particulières pour la fiche technique du module PV ... 40 2.3.2 Modèle du module PV ... 40 2.3.3 Constante de la caractéristique I-V... 43 2.3.4 Simulation du module PV ... 44 2.3.5 Validation expérimentale du modèle du module PV ... 45 2.3.5.1 Description de la plateforme d’expérimentation ... 46 2.3.5.2 Comparaison des résultats mesurés et simulés en statique ... 47 2.4 Modélisation comportementale du champ photovoltaïque ... 49 2.4.1 Poursuite du point de puissance maximum ... 49 2.4.1.1 Etat de l’art ... 49 2.4.1.2 Algorithme MPPT basé sur la méthode LRCM ... 51 2.4.2. Validation expérimentale du modèle du champ PV ... 52 2.4.2.1 Système d’acquisition ... 53 2.4.2.2 Comparaison des résultats mesurés et simulés en dynamique ... 55 2.5 Modélisation comportementale de l’onduleur PV... 56 2.5.1 Modèle de l’onduleur ... 56 2.5.2 Définition des paramètres de performances de l’onduleur PV ... 57 2.5.3 Comparaison des résultats mesurés et estimés ... 58 2.5.4 Identification des paramètres du modèle ... 60 2.6 Modèle comportementale du système PV du CDER ... 62 2.7 Monitoring du système PV du CDER ... 64 2.8 Paramètres de performances du système PV du CDER ... 66 2.8.1 Définition des paramètres de performance ... 67 2.8.2 Monitoring des performances ... 67 2.8.3 Les pertes ... 68 2.8.4 Monitoring des pertes ... 69 2.9. Conclusion ... 71 Bibliographie ... 72

Liste des Figures :

Figure II.1. Schéma d’un système PV connecté au réseau ... 37 Figure II.2. Schéma de l’installation PV connectée au réseau du CDER

avec les systèmes de mesures ... 38 Figure II.3. Les données mesurées de l’irradiation solaire, la température

ambiante et de la température cellule PV pour deux journées types ... 40 Figure II.4. Caractéristiques I-V d’un module PV ... 42 Figure II.5. Caractéristiques P-V d’un module PV ... 42 Figure II.6. Caractéristiques R-V d’un module PV ... 43 Figure II.7. Modèle de simulation de l’algorithme de calcul de la constante b ... 43 Figure II.8. Caractéristique I-V du module Isofoton I_106Wc ... 44 FigureII.9. Caractéristique I-V du module Isofoton I_106Wc sous différents

niveaux d’irradiation solaire ... 44 Figure II.10. Caractéristique P-V du module Isofoton I_106Wc sous

différents niveaux d’irradiation solaire ... 45 Figure II.11. Caractéristique I-V du module Isofoton I_106Wc sous différentes

températures ... 45 Figure II.12. Caractéristique P-V du module Isofoton I_106Wc sous différentes

températures ... 45 Figure II.13. Caractéristique I-V mesurée et simulée (Ei=800,5W/m² & T=28°C) ... 46 Figure II.14. Équipements de test des modules PV ... 46 Figure II.15. Comparaison des valeurs mesurées et simulées

de la caractéristique I-V ; Ei=762,4 W/m² et T=25,26°C ; 17/09/2012 ... 47 Figure II.16. Comparaison des valeurs mesurées et simulées

de la caractéristique I-V ; Ei=1000 W/m² et T=32,34°C ; 30/09/2012 ... 48 Figure II.17. Comparaison des valeurs mesurées et simulées

de la caractéristique I-V ; Ei=895,1 W/m² et T=49°C ; 26/09/2012 ... 48 Figure II.18. Comparaison des valeurs mesurées et simulées

de la caractéristique I-V ; Ei=890 W/m² et T=50,34°C ; 26/09/2012

Figure II.19. Comparaison des valeurs mesurées et simulées ... 49 de la caractéristique I-V ; Ei=765,8 W/m² et T=49,73°C ; 30/09/2012

Figure II.20. Relation entre LRCM et la caractéristique I-V ... 51 Figure II.21. Courbes P-V et les MPP sous différents niveaux d’irradiation... 52 Figure II.22. Structure du générateur PV avec le dispositif de mesure ... 53 Figure II.23. Mesure de l’irradiation solaire avec un pyranomètre et une cellule

de référence ... 54 Figure II.24. Mesure de la température ambiante et cellule PV ... 54 Figure II.25. Monitoring des paramètres radiométriques ; a) l’irradiation solaire

; b) la température de la cellule PV ... 55 Figure II.26. Monitoring et simulation des grandeurs électriques du champ PV

; a) la tension MPPT ; b) la puissance MPPT ... 55 Figure II.27. Banc de mesure de l’onduleur PV ... 58 Figure II.28.Tension MPPT mesurée du champ PV, Vdcmes ... 59

Figure II.29. Comparaison des Puissances Pdcmes, Pacmes et Pacest

pour l’onduleur PV Fornius IG 30 (21 juillet 2012) ... 59 Figure II.30. Trajectoire d’estimation des paramètres de performances

de l’onduleur PV (Fornius IG 30) ... 60 Figure II.31. Comparaison des Puissances Pdcmes, Pacmes et Pacest

pour l’onduleur PV Fornius IG 30 (21 juillet 2012) ... 61 Figure II.32. Erreur calculée entre Pacest et Pacmes basée sur les paramètres

Identifiés ... 62 Figure II.33. Paramètres radiométriques ; a) l’irradiation solaire ;

b) la température du module PV ... 63 Figure II.34. Monitoring et simulation des sorties électriques du PV

; a) la tension MPPT ; b) la puissance MPPT ... 63 Figure II.35. Monitoring et simulation de la puissance de sortie de l’onduleur PV ... 64 Figure II.36. Onglet de pilotage du système de monitoring ... 65 Figure II.37. Onglet d’affichage des valeurs numériques mesurées et simulées ... 65 Figure II.38. Monitoring graphique du système PV du CDER ; a) Température

et irradiation solaire ; b) Tension DC et AC ; c) Courant DC et AC ;

d) Puissance DC et AC ... 66 Figure II.39. Productible aux différents étages de la chaîne de conversion d’énergie

d’un système PV ... 67 Figure II.40. Monitoring des paramètres de performances ; a) Productivité

de référence, Yr ; b) Productivité du générateur de référence, Ya_ref c) Productivité du générateur, Ya ; d) Productivité finale, Yf ;

d) Indice de performance, PR ... 68 Figure II.41. Monitoring des pertes par capture ; a) Pertes par capture

thermiques, Lct ; b) Pertes par capture générale, Lc ;

c) Pertes par capture divers, Lcm ... 70 Liste des tableaux :

Tableau II.1. Caractéristiques du module PV, Isofoton I_106Wc/12V ... 39 Tableau II.2. Caractéristiques de l’onduleur PV, FRONIUS IG30 2.5 kW ... 39 Tableau II.3. Paramètres de performances du module PV ... 47 Tableau II.4. Calibration de la cellule solaire donnée par le constructeur ... 53 Tableau II.5. Paramètres de performances de l’onduleur PV, FORNIUS IG 30 ... 58 Tableau II.6. Paramètres de performances identifiés de l’onduleur PV,

FORNIUS IG 30 ... 61 Tableau II.7. Paramètres de performances du système PV connecté

2.1 Introduction

Aujourd'hui, une part croissante de l'énergie électrique est produite à partir des sources d’énergies renouvelables. Les systèmes éolien et solaire sont les plus répandus, mais l’important potentiel solaire en Algérie avantage les systèmes solaires. Plus précisément, l'installation des systèmes PV, isolés ou connectés au réseau, peuvent être utilisés dans presque tous les lieux avec des dimensionnements appropriés.

Les systèmes PV isolés ont fait leurs apparitions grâce aux expéditions spatiales, afin de leurs assurer la production d'énergie nécessaire. Plus tard, ces systèmes ont été largement installés dans les sites isolés où le coût d'un système PV est inférieur au coût du raccordement au réseau. Les systèmes PV connectés au réseau ont été employés au début des années 90 et se sont rapidement propagés dans les pays développés, la plupart du temps renforcés par de larges mesures incitatives des gouvernements. Le principal avantage de cette configuration, en plus de réduire les coûts en raison de l’absence des batteries, est que chaque surplus de génération d’énergie par rapport à la consommation de la charge est directement injecté au réseau de distribution. Ce dernier assurera l’appoint dans le cas contraire (faible génération d’énergie). Ainsi, l’intégration des systèmes PV au réseau de distribution est un enjeu important et stratégique dans les politiques énergétiques futures des pays du sud.

En général, l'introduction de production décentralisée dans les réseaux électriques qui, à l'origine, n'ont pas été conçus pour les accueillir, entraîne l'apparition de phénomènes nouveaux qu'il est nécessaire d’identifier et d'étudier.

Actuellement, la stabilité du réseau est assurée par des méthodes de régulation classiques centralisées basées sur les centrales de production conventionnelles. En conséquence, tous les systèmes PV seront déconnectés du réseau sous conditions particulières (défauts dans le réseau, conditions météorologiques, CSP…etc.) puis reconnectés en conditions normales. Ces déconnexions automatiques posent deux types de problèmes :

- Un problème de gestion du réseau dans le futur si le PV prend une place conséquente dans le parc de production, notamment au moment du pic de la demande d’énergie. - Un problème d’efficacité d’utilisation de l’onduleur.

Dans les prochaines années, le gestionnaire réseau devra prendre en considération la production PV décentralisée (ou distribuée) comme un moyen de production à part entière et l’intégrer dans les processus de gestion du réseau.

Dans ce chapitre, nous allons modéliser l’installation PV connectée au réseau du CDER. La partie conversion PV et les organes de supervision énergétique seront simulés et ensuite expérimentalement validés. Donnant une meilleure compréhension du comportement du système et des conditions de son fonctionnement optimal, au-delà des chiffres théoriques mentionnés dans les fiches techniques des équipements PV.