Réseau local de distribution à courant continu et impact du rendement des convertisseurs de puissance : cas d’un micro-réseau intégré dans un bâtiment

25/04/2016
Publication 3EI 3EI 2016-84
OAI : oai:www.see.asso.fr:1044:2016-84:16436
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Réseau local de distribution à courant continu et impact  du rendement des convertisseurs de puissance :  cas d’un micro-réseau intégré dans un bâtiment

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Réseau local de distribution à courant continu La Revue 3EI n°84 Avril 2016 Thème 16 Réseau local de distribution à courant continu et impact du rendement des convertisseurs de puissance : cas d’un micro-réseau intégré dans un bâtiment Hongwei WU, Manuela SECHILARIU, Fabrice LOCMENT Sorbonne universités, Université de technologie de Compiègne, EA 7284 AVENUES, Centre Pierre Guillaumat CS 60319 Compiègne Cedex 60203 hongwei.wu@utc.fr MOTS-CLES – micro-réseau, bâtiment, rendement, convertisseur, distribution de puissance, CC, énergie, photovoltaïque. 1. Introduction Les exigences strictes de qualité, de sécurité et de respect de l’environnement conduisent à la reconsidération des politiques sur le marché d’électricité concernant les tarifs des énergies renouvelables. Dans la plupart des cas, le système d’énergie renouvelable est connecté au réseau pour l’injection permanente d’énergie. Actuellement cette topologie est soumise aux contraintes de sécurité à cause de la fluctuation de la consommation et de l’intermittence de la génération d’énergie renouvelable. De plus, la nature intermittente d’énergie renouvelable augmente la charge supplémentaire de réglage des services réseau par une production conventionnelle fossile. A cause de cet impact négatif, dans plusieurs pays le tarif d’achat d’énergie renouvelable n’est plus favorable à l’injection permanente, et ainsi l’autoconsommation de l’énergie produite est encouragée. Cela repositionne également le concept et le développement des bâtiments à énergie positive comme une alternative à l’injection permanente d’énergie. En tenant compte de l’émergence du réseau électrique intelligent combiné avec des micro-réseaux CC ou CA [1] et le fait que les panneaux photovoltaïques (PV) représentent la source renouvelable la plus utilisée en zones urbaines, un micro-réseau basé sur des panneaux PV est proposé. La réalisation d’un bâtiment à énergie positive implique la conception d’un bâtiment dont la consommation énergétique est inférieure à la génération d’énergie renouvelable. Dans ce contexte, il est essentiel d’avoir un bon rendement de conversion globale, entre les sources de puissance et la charge électrique. Comme le micro- réseau CC et le micro-réseau CA sont deux possibilités principales de conception de micro-réseau local, une comparaison du rendement doit être faite entre de ces deux typologies. 2. Système de micro-réseau intégré dans le bâtiment Le système de micro-réseau intégré dans le bâtiment est présenté dans Fig. 1. Les générateurs PV, le stockage électrochimique, la connexion avec le réseau public et la charge électrique du bâtiment sont connectés, via leurs propres convertisseurs, au bus CC. Le micro-réseau présenté est basé sur un bus CC qui est justifié non seulement pour une intégration efficace et simple des sources renouvelables et du stockage, mais aussi pour la suppression de synchronisation de phase, où seulement la tension continue reste à stabiliser [2].Les générateurs PV sont considérés comme une source contrôlée par un contrôle basé sur un algorithme d’extraction de puissance maximale (Maximum Power Point Track - MPPT), mais aussi capable d’extraire une puissance limitée, si nécessaire par rapport à l’équilibrage des puissances. Le stockage électrochimique est adapté pour un système de micro- réseau intégré dans un bâtiment, à la fois au niveau technique et économique. La connexion avec le réseau public et les connexions avec les bus de distribution sont réalisées par des interrupteurs statiques ou hybrides. Concernant la charge électrique du bâtiment, il y a deux possibilités de branchement : mettre un onduleur à la sortie du micro-réseau pour avoir un bus de distribution en CA, ou relier directement un bus de distribution en CC au bus CC du micro-réseau. Dans un bus conventionnel de distribution en CA, la puissance générée localement est convertie en puissance alternative pour alimenter le système électrique, puis cette puissance est reconvertie en CC pour beaucoup d’applications comme par exemple les variateurs de vitesse, les appareils à base de microprocesseur et les lampes à LED. Résumé : Cet article présente une comparaison macroscopique entre le rendement global d’un micro- réseau local CC et un micro-réseau local CA intégrés dans un bâtiment. Dans le but de réduire certaines étapes de conversion de puissance et à partir du rendement mesuré d’un onduleur industriel destiné aux applications photovoltaïques, un micro-réseau CC paraît comme un choix potentiel pour les bâtiments équipés en sources photovoltaïques. Réseau local de distribution à courant continu La Revue 3EI n°84 Avril 2016 Thème 17 Fig.1 : Système de micro-réseau intégré dans un bâtiment. Le bus de distribution en CC peut maximiser le rendement global en évitant certaines pertes de conversion par la suppression d’un ou de deux étapes de conversion énergétique et par l’absence de puissance réactive et des harmoniques [3]. 3. Rendement énergétique global d’un micro- réseau : CA versus CC Dans cette étude basée sur le micro-réseau présenté avant, la comparaison du rendement énergétique global entre le bus de distribution CA et le bus de distribution CC est restreinte à la comparaison du transfert de puissance et à la comparaison des rendements des convertisseurs de puissance en régime permanent seulement. 3.1. Transfert de puissance Le comportement d’une ligne de distribution à basse tension est souvent modélisé par une résistance, une inductance qui est égale au rapport entre le flux magnétique total de fuite et le courant traversant et un condensateur qui représente l’effet du champ électrique créé. Dans le cas d’une ligne courte (inférieure à quelques dizaines de kilomètres), le condensateur peut être négligé. Pour une installation électrique à basse tension, la réactance de ligne est aussi négligeable [4], ainsi l’effet de peau peut être négligé. Donc, on peut modéliser la ligne comme une résistance pure. Supposant que le transfert de puissance est réalisé par le même câble, par exemple la même longueur l et la même résistance r, on peut estimer la perte en ligne pour la même puissance de charge Pcharge avec l’équation (1) pour le cas alternatif et avec l’équation (2) pour le cas continu. 2 charge2 2 2 2 2 cos CA CA CA P p r l I r l V           (1) avec PCA la perte totale en ligne, ICA la valeur efficace du courant de phase, VCA la valeur efficace de tension entre la phase et la neutre, cos le facteur de puissance. 2 charge2 2 2 2CC CC CC P p r l I r l U         (2) avec PCC la perte totale en ligne, ICC le courant continu, UCC la tension continue. Généralement, pour un bâtiment équipé d’un système de distribution alternative 400/230V, le réseau est composé par les câbles dont la tension nominale de fonctionnement est égale à 600V et peut même aller jusqu’à 1000V. Donc, la tension de bus de distribution continu UCC peut atteindre la valeur VCA.√2 sans pertes dues aux câbles qui font partie des installations existantes. Alors, pour la même puissance demandée par la charge Pcharge , la perte en ligne dans une distribution avec bus continu est inférieure à celle dans une distribution avec bus alternatif, comme montré en (3). 21 cos 2 CC CA p p   (3) Dans l’objectif d’être rentable, la distribution électrique à basse tension dans un bâtiment demande une valeur optimale de tension de bus continu qui, selon plusieurs études, varie entre 325V et 400V [5]. Afin d’utiliser l’infrastructure de câbles existante, la Fig. 2 montre la possibilité de transition de CA à CC, pour le cas triphasé et pour le cas monophasé respectivement, où L signifie le conducteur de phase, N le conducteur de neutre et PE le conducteur de protection utilisé pour la mise à la terre. Bus de distribution CC Bus de distribution CA Charges électriques du bâtiment Sources PV Stockage Bus CC ou Réseau public Interface électronique Interrupteur Transformateur Interrupteurs statiques ou hybrides Point commun de connection Gestion d’énergie Contrôle de puissance Protection Signal du contrôle de puissance Signal de protection Ligne de puissance Micro-réseau local MPPT Convertissue r Réseau local de distribution à courant continu La Revue 3EI n°84 Avril 2016 Thème 18 Fig. 2: Transition des câbles de CA à CC dans le cas triphasé (a) et dans le cas monophasé (b). Les rapports de puissance transférée sont comparés dans les deux cas, exprimé par l’équation (4) pour le cas triphasé et respectivement par l’équation (5) pour le cas monophasé. _ 5 _ 5 _ 5 _ 5 2 2 2 3 cos 3 cos 2 2 3 cos CC cond CC CC CA cond CA CA CC cond CA cond P U I V I P V I V I P P                    (4) _ 3 _ 3 _ 3 _ 3 2 cos cos 2 cos CC cond CC CA CA cond CA CA CC cond CA cond P U I V I P V I V I P P              (5) Pour le câble triphasé et avec un facteur de puissance inférieur à 0,942, la puissance transférée en continu PCC_5cond est plus importante que celle en alternatif PCA_5cond .Pour le câble monophasé et n’importe quel facteur de puissance, la puissance transférée en continue PCC_3cond est toujours plus importante que celle distribuée en alternatif PCA_3cond. 3.2. Rendement des convertisseurs de puissance La Fig. 1 illustre les étapes de conversion énergétique implémentées pour les deux cas de distribution avec un bus alternatif et un bus continu. A partir de la puissance PV générée dans son point de puissance maximale (MPP) PPV_MPP , le rendement énergétique global peut être exprimé par (6) pour le cas alternatif et par (7) pour le cas continu: _ _ charge charge _ ( )CA redresse MPPT ond microréseau redresse ond CA PV MPP P P            charge _ / charge _ ( )CC redresse MPPT hacheur ond PV MPP P P      (7) avec CA le rendement de la puissance alternative, redresse_MPPT le rendement du redresseur MPPT, ond_microreseau le rendement de l’onduleur du micro- réseau, (redresse . inv)charge le produit des deux rendements des convertisseurs de puissance intégrés dans la charge, et enfin CC le rendement de puissance continue. Suivant la Fig. 1, due à la suppression des étapes de conversion et considérant les rendements moyens sur une période significative de fonctionnement, le rendement global dans la distribution continue est supérieur que celui dans la distribution alternative. 4. Analyse du rendement des convertisseurs Dans cette section plusieurs aspects théoriques sur le rendement des convertisseurs sont discutés. La Fig. 3 représente le rendement normalisé d’un convertisseur et l’intervalle optimal de fonctionnement dans lequel il fonctionne avec les meilleurs rendements. Cet intervalle (entre P1 et P2) dépend des paramètres d’entrée et de sortie. Le rendement du convertisseur est défini comme une fonction de transfert en fonctionnement normal, dépendant de la puissance instantanée, à l’entrée ou à la sortie. Cette fonction de transfert de puissance est non-linéaire avec une puissance critique d’entrée comme le point de départ, souvent connu comme la consommation par le convertisseur lui-même. L’effet Joule du circuit de sortie introduit une perte qui augmente quadratiquement avec le courant (ou la puissance). Cela conduit à la décroissance de rendement en passant le point de maximum [6]. Le point maximum d’un rendement d’un convertisseur indique le rendement du dispositif sur le point optimal (le point vert dans la Fig. 3), où se trouve souvent la puissance nominale du convertisseur. Malgré le fait que ce pic soit généralement supérieur à 95% pour les dispositifs récents, il est à noter que le convertisseur ne travaille dans l’intervalle optimal que pendant une faible proportion de son cycle de service dans le cas de forte variation de la puissance d’entrée et/ou celle de sortie. Fig. 3: Profil typique du rendement d’un convertisseur. a) b) 100 90 80 70 60 50 Efficiency(%) Power (W) peakP1P 2P (%) W 1P 2PmaxP (6) Réseau local de distribution à courant continu La Revue 3EI n°84 Avril 2016 Thème 19 On peut voir dans la Fig. 4 que le rendement d’un onduleur PV dépend de la puissance de sortie, ainsi il décroit avec l’augmentation de tension continue d’entrée. D’une part, la tension continue varie de manière à imposer toujours le MPP à l’installation PV, d’autre part, la puissance demandée par la charge varie tout le temps dans le cas d’alimentation d’un bâtiment. Par conséquent, le dimensionnement optimal de l’onduleur devient très complexe. Pour un onduleur PV, son rendement doit être adapté à la distribution d’irradiation solaire locale et à long terme. Fig. 4: Courbes de rendements d’un onduleur industriel et sa fiche technique (SB 1200 de SMA [7]). On peut calculer ce rendement par les données météorologiques et le rendement estimé des panneaux PV [8]. En simplifiant le calcul, un rendement pondéré européen a été proposé. C’est un rendement moyen soumis aux conditions d’irradiation correspondantes au climat de l’Europe centrale. Sa définition est donnée par (8) où i correspond au rendement de conversion à i% de la puissance nominale de l’onduleur [9], [10]. 5% 10% 20% 30% 50% 100% 0,03 0,06 0,13 0,10 ... ... 0,48 0,20 EU                    Le rendement européen d’un onduleur PV est référencé dans presque toutes les fiches techniques des constructeurs. 5. Rendement expérimental d’un onduleur PV industriel Le rendement dépend de beaucoup de paramètres : la tension appliquée, le courant de sortie, la fréquence de découpage, la température, le circuit de sortie, etc. [11] [12]. A cause de la nature intermittente de l’énergie renouvelable, ce n’est presque pas possible de fixer certains points de fonctionnement. Donc, comme présenté dans la section 5, il n’est pas suffisant de connaître seulement l’intervalle optimal de fonctionnement autour de son maximum du rendement. Par contre, il faut étudier la variation du rendement sur toute la plage de fonctionnement. Par des tests expérimentaux réalisés sur la plateforme développée dans notre laboratoire, cette section donne les résultats qui permettent d’analyser en détail le rendement de l’onduleur donné dans la Fig. 4. 5.1. Description du système PV Dans cette étude, le système de test est constitué par les composants suivants : sources PV (PVA) formées par huit panneaux PV (Solar-Fabrik SF-130/2-125 avec IMPP=7,14A et VMPP=17,5V sous STC) installés sur le toit du laboratoire, un onduleur PV (SMA SB 1200, dont les caractéristiques sont données ci-dessus) et un émulateur de réseau (Puissance+, 3kVA, amplificateur linéaire bidirectionnel), comme montré dans la Fig. 5. Ce système de test est associé avec des capteurs et un système d’acquisition pour enregistrer les données suivantes : irradiation solaire g , température d’air air, température de cellule PV PV, tension continue vPV, puissance d’entrée PCC = iPV . vPV et la puissance de sortie PCA = 1