RS - RIGE – 10/2007. Avion plus électrique, pages 259 à 283
continus en aéronautique
Vers des réseaux maillés à forte disponibilité énergétique
Cédric Baumann* , ** — Hubert Piquet** — Jérémi Régnier**
Xavier Roboam**
* AIRBUS France S.A.S
Engineering Electrical Systems Department 316, route de Bayonne P.O. BOX M0131/5 F-31060 Toulouse cedex 9
cedric.baumann@airbus.com
** Laboratoire d’électrotechnique et d’électronique industrielle, ENSEEIHT CNRS/INP Toulouse
2, rue Charles Camichel BP 7122 F-31071 Toulouse cedex 7
{hubert.piquet, jeremi.regnier, xavier.roboam, cedric.baumann}@leei.enseeiht.fr
RÉSUMÉ. Cet article propose un nouveau type de réseau de bord aéronautique. A partir de l’étude des problèmes de stabilité des réseaux de distribution d’énergie à courant continu, il est possible d’imaginer un réseau maillé dont chaque maille intègre une électronique de puissance et de contrôle qui permet de fournir aux consommateurs une tension de qualité avec une disponibilité élevée. Une description détaillée de la structure ainsi que des résultats de simulation basés sur un réseau minimal représentatif sont donnés et mettent en évidence les potentialités de cette structure.
ABSTRACT. This paper gives a new class of aircraft electrical network. Considering the stability issue given by Direct Current (DC) networks, power electronics permit to develop meshed electrical networks for airborne application which offer a high voltage quality and availability. A detailed description of the structure together with first results based on a minimal representative network is given.
MOTS-CLÉS : réseau maillé, stabilité des réseaux continus, échanges énergétiques, électronique de puissance.
KEYWORDS: meshed network, direct current network stability, power transfer, power electronics.
DOI:10.3166/RIGE.10.259-283© 2007 Lavoisier, Paris
1. Introduction
L’évolution récente des systèmes à bord des aéronefs tend vers plus d’intégration d’équipements électriques au détriment de systèmes à puissance hydraulique ou pneumatique : « on parle ainsi d’avion plus, voire tout électrique ».
Du point de vue de la génération et de la distribution électrique, cette tendance impose de nouvelles contraintes sur les réseaux, notamment des demandes en puissance beaucoup plus importantes (Langlois, 2006).
En effet, de plus en plus de fonctions comme les commandes de vol ou le conditionnement d’air, habituellement alimentées par énergie hydraulique ou pneumatique, tendent à être remplacées par des systèmes alimentés par l’énergie électrique, souvent plus facile à acheminer (Bonenfant, 1998 ; Barruel, 2005). Or, la plupart de ces actionneurs, commandés et alimentés grâce à des convertisseurs statiques, nécessitent la présence d’un étage continu de tension, obtenu dans les réseaux AC à partir d’un système de conversion alternatif-continu. La multiplication de ces dispositifs entraîne pour l’avion un surpoids important et ne va pas dans le sens de l’amélioration de la fiabilité, d’où l’idée de distribuer directement l’énergie, totalement ou partiellement, en continu afin de remplacer toutes ces unités élémentaires de conversion par une distribution centralisée en courant continu.
Cependant, le passage à un réseau continu impose des contraintes nouvelles qu’il faut évaluer. Il faut notamment se préoccuper des contraintes liées à la stabilité afin d’être sûr d’offrir à tout moment une qualité de tension suffisante aux consommateurs. Le problème de stabilité peut se poser également dans un réseau correctement dimensionné si celui-ci est victime d’à-coups de charges placées loin des points de régulations des tensions. De ce point de vue, le problème est sensiblement différent mais peut avoir les mêmes conséquences.
La première partie de cet article présente ainsi le problème de la stabilité des réseaux continus lorsqu’ils fournissent de l’énergie à une charge fonctionnant à puissance constante, ce qui représente l’ensemble des charges fonctionnant avec une régulation. Dans ce contexte, une formulation théorique du problème de filtrage de la tension générée par des redresseurs non commandés est donnée. Cette approche est suivie d’une étude de cas montrant l’application des résultats théoriques.
A partir de cela, on conclut sur les faiblesses des redresseurs non commandés et on introduit une étude du redressement actif permettant de résoudre le problème de génération d’une tension de bonne qualité. Ces applications permettent de montrer les avantages du redressement commandé et, plus généralement, de l’électronique de puissance. Malgré cela, les problèmes de stabilité que nous cherchons à éliminer peuvent réapparaître dans des scénarios réels, notamment lorsque l’on considère un réseau global où les barres de distribution peuvent être reprises en cas de panne d’un générateur.
On débouche alors sur la deuxième partie de cet article qui permet de définir quelques notions-clés comme les cœurs électriques ainsi que les cellules de
transferts de puissance qui permettent de constituer un réseau électrique continu maillé. Ce réseau est décrit et deux cas sont traités en simulation afin de mettre en évidence les potentialités d’une telle structure.
Ces apports se situent dans plusieurs domaines. Le premier consiste à réaliser un réseau décentralisé dans lequel les cœurs électriques sont au plus près des consommateurs, réduisant ainsi les longueurs de câbles et donc les problèmes inhérents à ces organes. Le deuxième provient des organes de transferts qui, de par leur structure, apportent de nouveaux degrés de liberté et permettent ainsi de réaliser de nouvelles fonctions. Le dernier domaine concerne les notions de disponibilité et de coopération qui permettent d’élaborer de nouvelles stratégies de gestion et ainsi d’utiliser au mieux les éléments du réseau.
Enfin, une partie portant sur les conclusions et les perspectives de ces réseaux maillés montre les différentes possibilités et attentes des réseaux maillés continus ainsi que quelques limitations dont souffre ce type d’installation.
2. Mise en évidence du problème de stabilité des réseaux continus 2.1. Illustration du phénomène d’instabilité
Nous proposons ici une première approche de l’instabilité dans le cadre de l’utilisation d’une chaîne de génération de tension continue à partir d’un redressement passif. Cette première étude sert à introduire le phénomène et une étude plus détaillée est fournie ensuite.
Cmde J
Lf
Cf
Ich
Lch
Rch
Iref
Vc
Vg
Rf
Lf, Cf: filtre d’entrée
Rf: résistance parasite du filtre + Rligne+ Rinternede la source Lch, Rch: caractéristiques de
la charge
Filtre d’entrée Charge
Cmde J
Lf
Cf
Ich
Lch
Rch
Iref
Vc
Vg
Rf
Cmde J
Lff
L
Cff
C IIchch
Lchch
L
Rchch
R
Irefref
I Vcc
g V Vg
V
Rff
R Lf, Cf: filtre d’entrée
Rf: résistance parasite du filtre + Rligne+ Rinternede la source Lch, Rch: caractéristiques de
la charge
Filtre d’entrée Charge
Figure 1. Hacheur régulé en courant avec un filtre LC
Si l’on considère un réseau continu, il est courant d’y connecter des charges qui intègrent une électronique de puissance et de contrôle dont les grandeurs de sortie sont le plus souvent régulées. On peut considérer, dans ce cas, que le réseau fonctionne avec des charges à puissance quasi constante. Avec des redresseurs non commandés, il est nécessaire d’insérer un filtre LC associé au convertisseur statique afin de filtrer les harmoniques de la tension continue indésirables ainsi que ceux du courant absorbés par le convertisseur statique. L’ensemble revient globalement à insérer un système de type (L, C) du même type que le cas d’école représenté à la figure 1 : ce système est susceptible d’osciller.
Une source de tension continue Vg (i.e. la tension continue fournie à partir des tensions AC des alternateurs), associée à un filtre LfCf, alimente un hacheur régulé en courant. Si nous faisons l’hypothèse que la bande passante de la régulation de courant est largement supérieure à la pulsation de résonance du filtre et que la charge est constante, nous pouvons considérer que le convertisseur absorbe une puissance P constante et égale à :
cste I
R J V
P= c. = ch. ref2 = [1]
En différenciant cette équation et en utilisant le fait que la puissance P est constante, nous pouvons écrire :
0 .
. + =
=VcdJ JdVc
dP [2]
Ceci permet de déterminer l’impédance d’entrée du convertisseur en régime dynamique :
J V dJ
Zd = dVc =− c [3]
Nous mettons ici en évidence la notion d’impédance d’entrée dynamique négative du convertisseur. Chargeant le filtre LfCf, cette impédance est source d’instabilité.
L’instabilité potentielle du filtre, dans les conditions imposées par la structure du schéma de la figure 1 est mise en évidence par simulation (calculs effectués avec le logiciel SABER), avec les paramètres suivants :
V V
R mH
L
m R F C
H L
g ch
ch
f f
f
270 1
1
10 1000
100
= Ω
=
=
Ω
=
=
= µ µ [4]
Sur la figure 2, on se place dans 2 cas distincts. Dans un premier temps (t = 0,20 s), le filtre subit un échelon de puissance qui ne déstabilise pas le système.
En revanche, dans un second temps (t = 0,27 s), l’impact de puissance est déstabilisant pour la tension du condensateur.
Système convergent
625W à 2,5 kW Système divergent 2,5 kW à 15 kW
Tension Vc
Système convergent
625W à 2,5 kW Système divergent 2,5 kW à 15 kW
Tension Vc
Figure 2. Instabilité du filtre LfCf à la suite d’un échelon de puissance
Ce phénomène nous conduit donc à nous interroger sur les conditions qui assurent la stabilité du filtre lorsque celui-ci est soumis à des sollicitations en puissance. Nous analysons maintenant de façon analytique quelles sont ces conditions.
2.2. Approche analytique pour l’analyse de stabilité
Afin d’établir les conditions de stabilité du filtre LfCf, considérons le schéma équivalent de la figure 3. La source de courant J représente le courant moyen absorbé par le convertisseur et peut s’exprimer à partir de la puissance P absorbée par le convertisseur (Barrade, 1997) :
c
c V
J P J V
P= . ⇒ = [5]
Lf
Cf
Vc
Vg
Rf
J I1 LLff
Cff
C Vcc g V
Vg
V Rff
R
J I1
Figure 3. Schéma équivalent de l’ensemble source-filtre-hacheur
Le système d’équation d’état relatif au système proposé sur la figure 3 s’exprime par :
+
−
−
=
−
=
•
•
g f f f c f
c f f
c
L V L I V R I L
V P I C
V C
1 1
. 1 1
1 1
1 [6]
Pour étudier le comportement dynamique du système autour d’un point de fonctionnement, on linéarise le système en posant :
∆ +
=
∆ +
=
∆ +
=
∆ +
=
P P P
V V V
I I I
V V V
g g g
l l l
c c c
0 0 0 0
[7]
Après avoir remplacé les grandeurs précédemment définies dans le système [7], nous pouvons déterminer les valeurs des variables d’état en régime permanent :
−
= +
−
= +
0 2
0 0
0 0
0 2
0 0 0
4 2
2 4
P R V V I P
P R V V V
f g g l
f g g
c [8]
Le régime dynamique est défini par la relation suivante :
∆ + ∆
∆
= ∆
∆
∆
P B V I A V I
V g
l c l
c
avec :
−
=
+ −
−
= −
1 0 0 1 2
1
0
0 0 10 0
0 0
f
c f
f f c
f
g f c
f c
f
L
V B C
L R V
L
V I R V
C V
C I
A [9]
Ces matrices permettent la détermination des fonctions de transfert du système.
Nous nous contenterons de donner leur dénominateur :
0 0 0 2
0
2 0 1 2
c g c f f c
f f l
V V V C s L V C
P L s R s
D −
+
−
+
= )
( [10]
La fonction de transfert définie est du second ordre. Nous obtenons donc une seule condition nécessaire et suffisante de stabilité : le coefficient de degré un du dénominateur doit être positif :
2 0 0 2
0 0
c f f f c
f f f
V P C R L V
C P L
R − >0 ⇒ > [11]
Ceci nous impose ainsi un dimensionnement des filtres L,C placés en entrée des charges absorbant une puissance quasi-constante. Il est alors possible d’appliquer ce critère à des cas proches de la réalité, notamment grâce à la modélisation des alternateurs et des redresseurs avec un modèle équivalent type « R, L, E ». Il est donc nécessaire de s’intéresser aux différentes structures de redressement possibles pour la fourniture de la haute tension continue.
2.3. Les principales structures de redressement AC-DC dans le contexte de la stabilité
Il est possible de différencier deux types de redressement. Le premier type correspond aux redresseurs dits « passifs ». Dans cette catégorie, on trouve les redresseurs à diodes et les Auto Transformer Rectifier Units (ATRUs). On parle de redressement, respectivement, à 6 pulses et à 12 pulses. Le second type de redressement est, par opposition, de type « actif ». Dans cette catégorie, on trouve le redressement contrôlé par MLI.
2.3.1. Structures de redressement passives et analyse de stabilité
Afin de comparer les avantages d’une structure par rapport à l’autre dans le contexte de l’analyse de stabilité, nous allons en premier lieu étudier un cas de redressement passif composé d’un alternateur synchrone et d’un pont de diodes.
Pour étudier cette structure, il existe deux façons de simuler le système : soit à l’aide d’un modèle complet du système qui nécessite beaucoup de temps de calcul et dont la partie mécanique n’est pas utile à notre étude, soit un modèle équivalent permettant de ne s’occuper que de la partie électrique et qui, après réduction, permet de se ramener à une vision analytique telle que celle proposée au paragraphe précédent.
CHARGECHARGE C R
L e
IL
Is
Ic Ich
Alternateur + feeders
L
CHARGECHARGE
C R
L e
IL
Is
Ic Ich
Alternateur + feeders
L
Figure 4. Schéma de l’ensemble générateur, pont de diodes, filtre LC et charge
Nous utilisons le modèle équivalent « R, L, E » du système dans notre étude.
L’alternateur est une machine synchrone que l’on modélise classiquement en : – une force électromotrice de valeur efficace e,
– une résistance statorique R,
– une inductance subtransitoire L : selon (Chatelain, 1983), c’est l’inductance à prendre en compte lors de phénomènes rapides telles que l’empiètement.
Afin de modéliser le pont de diodes, on réalise une étude séquentielle des phases de commutation.
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
Phase hors commutation Durée : π/3-α
Req_hors_comm=2R Leq_hors_comm=2L
Phase de commutation (empiètement) Durée : α Req_comm=3/2.R Leq_comm=3/2.L
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
CHARGE
C R
e L IL
Is Ic
Ich
L
Phase hors commutation Durée : π/3-α
Req_hors_comm=2R Leq_hors_comm=2L
Phase de commutation (empiètement) Durée : α Req_comm=3/2.R Leq_comm=3/2.L
Figure 5. Etude séquentielle du pont de diodes
On voit ainsi que les valeurs de la résistance et de l’inductance équivalentes sont dépendantes de la durée de la commutation. De plus, la tension du modèle équivalent correspond à la valeur moyenne de la tension fournie par le redresseur.
On peut donc résumer les formules utilisées et le schéma à utiliser :
− +
=
− +
=
=
=
π α π α
π α π α
π ω π
2 3 2 3 3
2 3 2 3 3
3 3 ˆ 3
L L L
R R R
L R
V V
eq eq
emp g
[12]
La durée α étant liée au courant traversant le pont de diodes, on peut simplifier les équations en se plaçant dans le pire cas. Cela revient à mettre la plus petite résistance et la plus grande inductance. On a alors les résultats suivants :
L L R
Req eq 2
2
3 =
= [12bis]
On utilise les notations suivantes :
– Vg correspond à la tension délivrée à courant nul,
– Remp représente la chute de tension due à l’empiètement et est proportionnelle au courant Is. On note cependant qu’il n’y a pas de puissance dissipée,
– Req et Leq correspondent aux valeurs moyennes de la résistance et de l’inductance amont au pont de diodes ramenées en aval.
Lf
Cf
Vc
Vg
Req
J Remp Leq LLff
Cff
C
Vcc g V
Vg V
Reqeq
R
J Rempemp
R LLeqeq
Figure 6. Modèle équivalent de l’ensemble alternateur-convertisseur-filtre-charge
Il est intéressant de valider la représentation du système que l’on cherche à modéliser ; c’est ce qui est fait dans la figure 7.
Même tension de bus avant impact de charge
Modèle complet Modèle simplifié
Tension capacité du filtre Courant inductance du filtre
Impact de charge
Modèle complet Modèle simplifié Même tension de bus
avant impact de charge
Modèle complet Modèle simplifié
Tension capacité du filtre Courant inductance du filtre
Impact de charge
Modèle complet Modèle simplifié
Figure 7. Pertinence du modèle équivalent de l’alternateur
On peut alors appliquer la condition [11], qui permet d’obtenir la relation suivante :
P R V C R
L
L c
eq emp f
eq
f 2
) 0
) (
( + < + [13]
Cette expression permet alors de tracer la limite de stabilité du filtre lorsque l’on connaît les paramètres du système. On obtient la courbe donnée sur la figure 8.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
x 104
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Rapport (Leq+Lf)Cf
Puissance à transmettre Zone
stable
Zone instable
50kW 100kW
Limite de stabilité
→ 0 P
∞ P →
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
x 104
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Rapport (Leq+Lf)Cf
Puissance à transmettre Zone
stable
Zone instable
50kW 100kW
Limite de stabilité
→ 0 P
∞ P →
Figure 8. Limite de stabilité du filtre
Cette abbaque permet alors de définir une démarche de dimensionnement basée sur la mise en place d’un rapport limite que l’on peut nommer Klim. Ce rapport, ainsi que la démarche peuvent être synthétisés par la figure 9.
Connaissance de la puissance à transmettre, des paramètres de l’alternateur et des caract éristiques
de la ligne
Détermination du rapport limite
Impose la pulsation de coupure du système
(
f eq)
f cC L L 1 ω
+
=
2
Détermination de la capacité et de l’inductance du filtre
1
( )
P V R R C
L L
K emp eq C20
f eq f lim
< +
= +
On choisit
Connaissance de la puissance à transmettre, des paramètres de l’alternateur et des caract éristiques
de la ligne
Détermination du rapport limite
Impose la pulsation de coupure du système
(
f eq)
f cC L L 1 ω
+
=
2
Détermination de la capacité et de l’inductance du filtre
1
( )
P V R R C
L L
K emp eq C20
f eq f lim
< +
= +
On choisit
Figure 9. Démarche de dimensionnement du filtre
Ainsi, on peut appliquer cette démarche à un exemple concret d’un générateur 115 V délivrant 90 kVA. On dispose des données nécessaires au choix du rapport Kfiltre =(Remp+Req)*Vco2/P. On fixe alors la fréquence de coupure du système à fc =fond/10 avec fond qui correspond à la fréquence des premiers harmoniques de la tension continue, soit dans le cas d’un redresseur à diodes, à 6 fois la fréquence du fondamental de la tension alternative (ici 400 Hz). D’après ces choix, on obtient les courbes de la figure 10.
Echelon de 0kW Î90kW
Echelon de 0kW Î90kW
Tension capacité du filtre Courant inductance du filtre
Echelon de 0kW Î90kW
Echelon de 0kW Î90kW
Tension capacité du filtre Courant inductance du filtre
Figure 10. Réponse du filtre à un échelon de 90 kW
On observe que, partant de la marche à vide du générateur, l’appel de puissance ne déstabilise pas le filtre. On précise cependant que l’appel de 90 kW correspond à un cas très sévère et arrive de façon extrêmement rare dans des scénarios réels.
Ainsi, la stabilité est assurée dans le pire cas, ce qui permet de garantir la fiabilité de l’association vis-à-vis de ce critère essentiel.
De la même façon, on sous-dimensionne la capacité afin de se placer en zone instable, on obtient les chronogrammes de la figure 11. Ceci montre l’intérêt d’un bon dimensionnement.
Courant inductance dans le filtre
Tension capacité du filtre Courant inductance dans le filtre
Tension capacité du filtre
Figure 11. Réponse du filtre dans un cas instable
De cette façon, on arrive à dimensionner correctement les filtres en sortie des ponts de diodes permettant de répondre aux exigences en matière de qualité réseau.
Cependant, ces éléments passifs ne fonctionnent correctement que pour une charge donnée. Si l’on considère le cas fréquent où on alimente de nombreuses charges ayant différentes puissances, on observe une chute de tension ce qui complexifie notablement le problème. Il faut donc imaginer d’autres moyens de génération continue permettant de « garantir » la tension. Pour cela, on peut opter pour une autre forme de redressement : le redressement actif.
2.3.2. Le redressement actif : apports d’une structure à base de redresseur MLI Une possibilité supplémentaire consiste à utiliser un redresseur MLI commandé par des boucles de régulation tension-courant en cascade. Cette structure présente l’avantage de pouvoir assurer la qualité de la tension continue et en particulier sa stabilité. La stratégie de contrôle est décrite dans (Marroyo, 1999). La figure 12 donne une représentation schématique du système de génération complet.
CHARGECHARGE C R
L e
Régulation
courant Régulation
tension
+ -
Vbus_ref sin?t
sin (?t-120)
sin (?t-240) ÎL
I1ref I2ref I3ref
IL
Redresseur MLI
Is
Ic Ich
Alternateur + feeders
CHARGECHARGE
C R
L e
Régulation
courant Régulation
tension
+ -
Vbus_ref sin?t
sin (?t-120)
sin (?t-240) ÎL
I1ref I2ref I3ref
IL
Redresseur MLI
Is
Ic Ich
Alternateur + feeders
Figure 12. Schéma du redresseur MLI contrôlé en tension
Lors de l’utilisation d’un redresseur non commandé, nous avons vu que, malgré un bon dimensionnement du filtre LC, la tension de bus subit des variations importantes lors des impacts de charge. Pour ces structures passives, ces variations de tension dues aux oscillations du filtre LC sont non contrôlables et toutes les charges du réseau directement connectées sur le bus continu en subissent les effets.
Ces phénomènes sont caractérisés par des dynamiques rapides, qui ne peuvent en aucun cas être compensées par le système de régulation de tension du générateur dont la bande passante est beaucoup plus lente.
Au contraire, le contrôle de tension d’une structure de redressement active agit dynamiquement sur ces problèmes. Pour analyser les apports de cette structure, nous avons comparé le comportement d’un redresseur MLI avec régulation de tension à un redresseur 6 pulses. Pour cela, nous avons défini un profil de charge pour un alternateur de 90 kVA.
25kW 50kW
90kW
10ms 50ms 100ms 200ms 250ms
Puissance
temps 50kW
25kW 50kW
90kW
10ms 50ms 100ms 200ms 250ms
Puissance
temps 50kW
Figure 13. Profil de charge appliqué pour un générateur de 90 kVA
On obtient alors les résultats suivants :
Tension du bus avec redresseur MLI Courant de charge
Tension du bus avec redresseur 6 pulses
Tension du bus avec redresseur MLI Courant de charge
Tension du bus avec redresseur 6 pulses
Figure 14. Comparaison de la tension de bus avec redresseurs MLI et 6 pulses
Comme nous pouvons le voir, la tension de bus avec le redresseur 6 pulses est fortement perturbée par les impacts de charge. En plus d’une oscillation du filtre lors des transitoires, la tension du bus continu subit les chutes de tension dues aux courants circulant dans l’alternateur. Les utilisateurs du réseau verront également ces perturbations. Avec le redresseur MLI, la tension est parfaitement contrôlée. Au moment des impacts de charge, la dynamique de la régulation permet d’assurer une bonne stabilité de la tension et la valeur de la tension fournie est garantie quel que soit le niveau de courant.
Courant alternateur
Tensionalternateur P=90kW
Courant alternateur
Tensionalternateur P=90kW
Figure 15. Tension et courant de l’alternateur avec le redresseur MLI
De plus, comme nous pouvons le voir sur la figure 15, les courants et les tensions de l’alternateur gardent des formes d’onde sinusoïdales, garantissant ainsi un très bon taux de distorsion harmonique. Le redresseur MLI assure également une phase nulle entre courant et tension, ce qui garantit à l’alternateur un facteur de puissance unité. Cet aspect est intéressant par rapport au dimensionnement de l’alternateur qui fonctionne ainsi de manière optimale. Notons également que grâce à son caractère survolteur, le redresseur MLI garantit le niveau de la tension en cas de surcharge du générateur amont, ce qui rajoute un aspect important par rapport à la disponibilité et à la qualité de l’énergie.
Certes, la structure de ce redresseur est plus complexe que celle d’un simple redresseur 6 pulses, et il est légitime de s’interroger sur la fiabilité intrinsèque d’un tel dispositif. Mais le redresseur MLI présente également l’avantage de conserver, même en cas de panne de la commande, la fonction de redressement grâce aux diodes placées en parallèle sur les semi-conducteurs commandés. Si aucun ordre d’amorçage n’est envoyé sur les composants, le redresseur MLI se transforme naturellement en redresseur 6 pulses : la fonctionnalité de convertisseur AC/DC est préservée.
2.4. Bilan sur les structures de redressement
Dans la première partie de cette article, nous avons fait état des problèmes de stabilité pouvant se poser lors de la mise en place d’une chaîne de génération de tension continue lors de l’alimentation de charges régulées en courant. Ainsi, après une brève illustration du phénomène, nous avons mis en équations les conditions amenant à l’état d’instabilité.
Il faut alors rappeler que l’on distingue deux cas de redressement type : le redressement passif et le redressement actif. Le premier, basé sur des redresseurs à diodes ou des ATRUs, présente l’avantage d’être simple et fiable mais ne permet pas d’assurer une tension parfaitement constante lors de variations de charge. Cet inconvénient peut être levé grâce à l’utilisation du redressement commandé (MLI) dont on peut dire qu’il fournit une tension de très bonne qualité, mais au prix d’une structure de commande plus complexe et donc moins fiable.
Dans la dernière partie, nous allons proposer une solution originale dans le contexte aéronautique permettant de remédier au problème de stabilité dans le cas d’une chaîne de génération continue.
3. Principes du réseau continu haute tension (High Voltage Direct Current - HVDC) maillé
3.1. Avantages liés au maillage
Classiquement, les réseaux électriques en aéronautique sont de type arborescent.
Sur de telles architectures, si l’on considère une barre de distribution continue (HVDC), il est nécessaire de penser aux différentes possibilités d’alimentation de cette barre, en fonctionnement normal ou dégradé. En effet, pour des raisons de sécurité évidente, il est indispensable que la barre de distribution puisse être alimentée par différentes sources de tension. On aborde ici la notion de disponibilité de la tension.
Problème d’une « reprise de barre HVDC »
Les architectures de réseaux classiques consistent à connecter tout un ensemble d’équipements sur un cœur électrique centralisé unique. La chaîne « génération – cœur électrique – consommateurs » peut être appelée canal de puissance. Il existe plusieurs de ces chaînes qui sont liées entre elles par des contacteurs.
Considérons deux canaux de puissance HVDC, incluant génération, redressement et filtrage. On introduit également le contacteur C12 qui permet la reprise d’une barre de distribution par un générateur valide en cas de défaillance.
Gen 1
Charge AC
Redresseur 1 DC
Lf Cf
Cdécouplage
Gen 2 AC Redresseur 2 DC
Lf Cf
Vers les charges Vers les charges
C12
LparaG LparaD
Gen 1 Gen
1
Charge Charge AC
DC AC Redresseur 1 DC
Lf Cf
Cdécouplage
Gen 2 Gen
2 AC
DC AC Redresseur 2 DC
Lf Cf
Vers les charges Vers les charges
C12
LparaG LparaD
Figure 16. Illustration d’une reprise de barre en HVDC
Ce type de mise en œuvre est classique et les inductances parasites jouent un rôle prépondérant durant les changements de configurations. En effet, lors de la
fermeture du contacteur C12 (perte de la génération à gauche par exemple), on a forcément un régime transitoire dû aux éléments inductifs et capacitifs (parasites ou non) qui sont le siège de résonances comme dans la figure 17.
Tension du bus Gauche
Fermeture de C12
Tension du bus Gauche
Fermeture de C12
Figure 17. Fermeture du contacteur C12
Sur cette figure, on simule une perte de tension du bus gauche et la fermeture de C12 permettant la reprise de la tension par l’alternateur droit. Ceci induit alors une oscillation du courant qui, dans ce cas ne mène pas à l’instabilité mais peut entraîner une dégradation de la tension de bus. Ainsi, compte tenu des phénomènes d’instabilité potentiels et de la propension de l’utilisation de grandes longueurs de câbles à accentuer ce phénomène, il est nécessaire de prévoir l’apparition d’instabilités telles que celles décrites précédemment.
Pour limiter cela, une architecture avec des cœurs décentralisés reliés entre eux dans un maillage apporte de nouveaux degrés de libertés qu’il est intéressant d’exploiter dans un nouveau type de réseau de distribution.
Afin de décrire les aspects principaux de ce type de réseau, nous allons donner quelques définitions liées aux réseaux électriques maillés.
3.2. Notions de cœurs électriques
Pour minimiser les problèmes d’instabilité, nous proposons donc de mailler le réseau à partir d’un ensemble de « cœurs électriques » décentralisés à proximité des consommateurs, ceci afin de limiter les longueurs de câble entre points de tension stabilisée et consommateurs. On définit alors ce que l’on appelle des « cœurs électriques » dont on peut donner la définition suivante :
« On appelle “cœur”, un nœud d’interconnexion sources-charges incluant des organes de protection et de contact, et dont la tension (ici DC) est stabilisée par un élément extérieur. »
Cette définition peut être complétée par deux autres définitions en fonction des éléments de génération qui sont reliés au cœur.
« Un cœur peut être relié à une source d’énergie (disponibilité “permanente” de la puissance comme un ensemble alternateur + redresseur) : on parlera alors de
“cœur relié”. »
« Il peut aussi n’être relié qu’à une source de puissance (énergie finie disponible au niveau d’organes de stockage) ou tout simplement à un ou plusieurs autres cœurs : on parlera alors de “cœur non relié”. »
Nous allons voir maintenant quels éléments peuvent servir à relier ces cœurs électriques.
3.3. La coopération intercœurs : échanges énergétiques
Le concept de réseau maillé implique que les cœurs électriques du réseau soient reliés. Cependant, pour les raisons précédemment évoquées (cf. problème d’une reprise de barre), il est impensable, au regard de l’association des sources, de connecter 2 cœurs électriques directement l’un à l’autre. Pour cela, il a été nécessaire de penser un dispositif permettant l’échange de puissance d’un cœur à l’autre.
Le fruit de cette réflexion a été baptisé DCPFC (Direct Current Power Flow Controller) (Régnier, 2005), et concerne un dispositif de contrôle du transfert de puissance entre deux cœurs d’un réseau continu. Il comprend :
– un convertisseur électronique de puissance composé de deux cellules de commutation interconnectées entre elles par une inductance,
– un module de commande de ce convertisseur qui assure à la fois un transfert de puissance réglable à courant continu et une stabilisation de la tension continue.
On peut voir le schéma de ce dispositif sur la figure 18.
DCPFC
Rapport cyclique gauche
Rapport cyclique droit VL
Vg IL Vd
LaddG Lcâble LaddD DCPFC
Rapport cyclique gauche
Rapport cyclique droit VL
Vg IL Vd
LaddG Lcâble LaddD
Figure 18. Schéma de principe du DCPFC
L’inductance du dispositif peut se limiter à l’inductance de câblage si les longueurs de câble prises en compte sont importantes. Cependant, dans le cas contraire, on peut ajouter des inductances physiques sur le lien. Il est également possible de mettre une inductance de chaque côté près de la cellule de commutation.
Ce dispositif offre alors les avantages suivants :
– il permet de concevoir des architectures de réseaux maillés à cœurs décentralisés et de garantir la stabilité de ces réseaux,
– il réalise un transfert de puissance entre deux cœurs stable grâce à une liaison contrôlée en courant. On a donc des modes de connexion/déconnexion qui sont stables,
– il permet de stabiliser une tension d’un cœur lorsque celui-ci n’a pas de génération ou si celle-ci est en défaut.
A titre d’illustration, on simule le transfert de puissance dans deux sens différents sur la figure 19.
Puissance fournie par le DCPFC
Puissances en kW
Temps en secondes
Puissance fournie par le DCPFC
Puissances en kW
Temps en secondes
Figure 19. Simulation du fonctionnement du DCPFC
On dispose donc finalement d’un ensemble de composants (les cœurs électriques et les DCPFCs) permettant de réaliser un maillage du réseau. Nous allons examiner les possibilités offertes par cette nouvelle famille de réseau, notamment la possibilité de régulation de la tension d’un cœur par un DCPFC.
3.4. Exemple de mise en place d’un réseau HVDC maillé
Afin de prouver la viabilité d’un réseau maillé, nous considérons au plan structurel, une architecture représentative des possibilités offertes par ce type de réseau. On propose donc le réseau défini par la figure 20.
Ce réseau de principe est constitué de 2 cœurs électriques reliés à un générateur.
Ces cœurs reliés ont leur tension assurée normalement par le générateur. Le troisième cœur n’est pas relié à une source de puissance et la régulation de tension
est prise en charge par les DCPFCs. Sur chaque cœur, on vient connecter une charge afin de faire jouer différents scénarios.
Coeur électrique Générateur
Charge DCPFC
Gauche (G)
Droite (D) Arrière (A)
1
2 3
Coeur électrique Générateur
Charge DCPFC
Gauche (G)
Droite (D) Arrière (A)
1
2 3
Figure 20. Schématisation du réseau de principe
Afin d’utiliser les possibilités offertes par ce réseau en termes de gestion d’énergie, l’ensemble des organes est géré par un unique superviseur permettant de répondre aux différents scénarios possibles. On étudie deux scénarios sous le simulateur SABER :
– un fonctionnement normal dans lequel les cœurs gauche et droit sont reliés à des sources de tension parfaites, le cœur arrière étant « non relié ». Le but est d’alimenter le cœur arrière à partir des DCPFCs et de réguler sa tension. De plus, on choisit d’équilibrer les charges sur les sources de tension,
– un fonctionnement de défaut dans lequel on perd le générateur auquel est connecté le cœur gauche. Dans ce cas, on utilise le DCPFC n° 1 pour réguler la tension du cœur de droite.
3.4.1. Etude du fonctionnement normal : l’équilibrage des générateurs
Dans ce fonctionnement, on choisit d’équilibrer les puissances fournies par les sources gauche et droite. De plus, on équilibre aussi les transferts dans les 2 DCPFCs reliés au cœur arrière. Ce type de fonctionnement n’est possible que grâce aux DCPFCs. En effet, les degrés de liberté offerts par le maillage du réseau autorisent de nouvelles fonctionnalités qu’il est impossible de réaliser avec un réseau classique. Dans un réseau classique, pour pouvoir égaliser les puissances
fournies par les générateurs, il faut dimensionner le système pour qu’en cas de fonctionnement normal, les charges soient réparties de façon équilibrée sur les générateurs. Dans le cas du réseau maillé, à tout instant, on peut avoir une consommation égale sur les générateurs quelle que soit la répartition des charges.
On ajoute ainsi une notion de coopération entre les organes sains qui profite au fonctionnement en mode normal, voire dégradé, du réseau. Pour vérifier ce fonctionnement, on fait varier les 3 charges de la façon suivante.
Temps en secondes
Puissances en kW
Gauche Droite Arrière
Temps en secondes
Puissances en kW
Gauche Droite Arrière
Figure 21. Puissances demandées sur les cœurs
On obtient alors les courants débités par les générateurs à gauche et à droite.
Ceux-ci sont donnés sur la figure 22.
Temps en secondes
Courants en Ampères
Courants des générateurs Gauche et Droite
Temps en secondes
Courants en Ampères
Courants des générateurs Gauche et Droite
Figure 22. Courants fournis par les sources de tension gauche et droite
Les courants sont identiques, seuls les phénomènes transitoires dus au temps de réaction du superviseur sont visibles. Enfin, il est possible de vérifier la qualité des tensions des cœurs.
Temps en secondes
Tension en volts
Tensions des cœurs gauche et droit
Tension du cœur arrière
Temps en secondes
Tension en volts
Tensions des cœurs gauche et droit
Tension du cœur arrière
Figure 23. Tensions des cœurs électriques en fonctionnement normal
Comme on aurait pu le prévoir, les cœurs de gauche et de droite ne subissent aucune perturbation, s’agissant de sources de tensions parfaites. En revanche, le cœur arrière est lui parfaitement régulé, ce qui prouve que notre supervision (et les DCPFCs) fonctionnent de façon correcte.
A travers ce scénario, on peut vérifier que notre réseau fonctionne correctement et qu’il est capable d’offrir une fonctionnalité nouvelle : l’équilibrage des charges.
Nous allons maintenant voir quel est son fonctionnement en cas de défaut.
3.4.2. Etude de la perte du cœur électrique gauche
Cette fois-ci, on se propose d’étudier un cas de mise en défaut possible : la perte d’une source de tension (en l’occurrence, celle de gauche). On observe alors ce qui se passe lors de la reprise d’une barre par un DCPFC. Pour cela, un scénario de fonctionnement est proposé dans les diagrammes de la figure 24.
Malgré la perte de la source gauche, les charges continuent à varier. On observe alors en figure 25 que le système est capable de maintenir les tensions des bus gauche et arrière. Si l’on détaille le fonctionnement, lors de la perte du générateur de gauche, le DCPFC 1 (figure 20) permet de réguler la tension du cœur de gauche et le DCPFC 3 permet la régulation de la tension du cœur arrière. On note que ce choix
est arbitraire et que les degrés de liberté du réseau permettent de choisir d’autres configurations.
Temps en secondes
Puissances en kW
Marche du cœur gauche
Consommation à gauche
Consommation à droite Consommation à l’arrière
ON OFF
Temps en secondes
Puissances en kW
Marche du cœur gauche
Consommation à gauche
Consommation à droite Consommation à l’arrière
ON OFF
Figure 24. Consignes de consommation pour simuler la perte de la source gauche
Temps en secondes
Tension en volts
Tensions du cœur arrière
Tensions du cœur gauche
Temps en secondes
Tension en volts
Tensions du cœur arrière
Tensions du cœur gauche
Figure 25. Qualité des tensions des cœurs électriques en cas de défaut
Au final, on peut donc valider le comportement du réseau maillé dans ce scénario, puisque l’on arrive à alimenter toutes les charges.
Si l’on compare ce fonctionnement à un fonctionnement homologue dans un réseau classique, les contacteurs sont incapables d’assurer une telle qualité de
tension. En effet, la reprise d’une barre de distribution implique un appel de puissance important sur le générateur qui reprend la charge et un délestage brusque du générateur en défaut. On se retrouve donc dans un cas potentiellement déstabilisant pour le réseau. En comparaison, avec le réseau maillé, une fois la reconfiguration décidée par le superviseur du réseau, c’est le DCPFC qui s’occupe de la régulation et on peut imaginer des lois de commande permettant de limiter l’impact sur les générateurs et les charges.
Finalement, à l’aide de ces deux scénarios types, on a pu démontrer la viabilité des réseaux maillés, mais aussi les apports prévisibles de ce type de structure en termes de qualité et de disponibilité. Ainsi, on peut faire ressortir les possibilités structurelles qui proviennent des cœurs électriques décentralisés : la réduction des longueurs de câble bénéfique au problème de la stabilité. On observe également des gains grâce à l’utilisation des DCPFCs qui permettent de garantir une tension ou d’effectuer un transfert de puissance réglable. Enfin, si l’on considère le réseau maillé dans son ensemble, on apporte une notion de coopération des organes qui permet d’augmenter la disponibilité et d’utiliser de façon optimale les organes du réseau ; c’est le cas lorsque l’on égalise les puissances fournies par les générateurs du réseau.
4. Conclusions et perspectives
La maîtrise de l’énergie à bord est une notion qui prend une place prépondérante dans l’étude des réseaux embarqués en aéronautique. De nouvelles questions apparaissent dans le contexte du passage en courant continu de tout ou partie de ces réseaux.
Nous avons pu illustrer la problématique connue des réseaux électriques continus, à savoir, la stabilité du système lorsque celui-ci débite sur des charges à puissance constante. Non seulement cette difficulté est présente en pratique lors de différentes sollicitations, mais en plus, il est possible de mettre en évidence son apparition de manière systématique à l’aide de l’étude réalisée. Ainsi, en se basant sur une modélisation précise et adaptée du système de génération de la tension continue, on peut faire apparaître des critères de stabilité, exploitables pour le dimensionnement des étages de génération de la tension DC (redresseur passif + filtre).
Ceci nous conduit à considérer des solutions plus complexes mais apportant d’importants avantages au niveau de la liberté d’action du système. Ces nouveaux systèmes, basés sur l’électronique de puissance, peuvent être symbolisés par le redresseur MLI qui permet d’obenir une qualité de tension plus importante que pour les redresseurs non commandés. De plus, la possibilité d’un contrôle de la tension par le convertisseur ajoute de nouvelles fonctionnalités comme la possibilité de revoir la structure de l’alternateur en supprimant sa régulation de tension (structure à aimants…).
Cependant, malgré l’apport des redresseurs commandés, on s’aperçoit lors de scénarios proches des cas réels de fonctionnement que la stabilité n’est pas garantie
au niveau des consommateurs, compte tenu des longueurs importantes de câblage et des capacités de découplages. Au final, le problème n’a donc plus la même forme (le filtre LC côté redresseur n’est plus en cause) mais doit quand même être formulé.
Ceci conduit à une réflexion sur des réseaux DC d’un nouveau type.
Ces réseaux cherchent à tirer parti des nouvelles possibilités qui découlent de l’électronique de puissance, il est nécessaire alors de s’interroger sur les éléments qu’il faut utiliser. Après réflexion, il s’avère que l’on peut s’appuyer sur deux organes principaux : les cœurs électriques, qu’ils soient ou non reliés à une source d’énergie, et les organes de transfert de puissance, ici nommés DCPFC.
Ces DCPFCs peuvent s’employer selon deux modes, permettant ainsi le maillage des réseaux : en organes de réglage du transfert de puissance entre deux « cœurs reliés » et en organe de régulation de tension d’un cœur non relié, à partir d’un cœur dont la tension est elle-même régulée. Les simulations montrent tout l’intérêt de ce système pour limiter le problème de stabilité des réseaux continus. De plus, ils ajoutent de nouvelles possibilités en matière de gestion, conférant aux réseaux maillés des fonctionnalités et des modes de fonctionnement coopératif nouveaux.
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Bonenfant L., Modélisation et simulation du réseau électrique d’un avion, Application aux Airbus A330, A340 et A3XX, Thèse de doctorat, Institut National Polytechnique de Toulouse, 1998.
Courault J., « Comparaison des réseaux alternatifs et continus du point de vue de leur stabilisation », Revue de l’électricité et de l’électronique, n° 9, 2000.
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Marroyo L., Contribution à l’étude des redresseurs triphasés à absorption de courants sinusoïdaux, Thèse de doctorat, Institut National Polytechnique de Toulouse, 1999.
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