L’énergie photovoltaïque (PV) a un grand potentiel pour fournir de l’énergie avec un impact minimal sur l’environnement, car elle est propre et sans pollution. Un grand nombre de cellules solaires connectées en série et en parallèle mettent en place les panneaux photovoltaïques ou solaires. Une façon d’utiliser l’énergie photovoltaïque est dans un système d’énergie distribuée comme source d’énergie maximale.
En revanche, des réglementations strictes ont été appliquées aux équipements raccordés aux lignes de service. Certaines de ces réglementations sont liées à la distorsion des harmoniques et au facteur de puissance. Cependant, avec le développement de l’électronique de puissance, de nombreux équipements ont tendance à augmenter les niveaux de distorsion harmonique. Le courant de ligne à l’entrée du redresseur à pont de diodes s’écarte considérablement d’une forme d’onde sinusoïdale et ce courant déformé peut également entraîner une distorsion de la tension de ligne. De plus, de nombreux équipements modernes utilisent des contrôleurs numériques, basés sur des microprocesseurs sensibles aux variations des formes d’onde de tension et de courant. Par conséquent, pour augmenter l’utilisation du système PV, la conversion de puissance peut être conçue pour fournir également des fonctions d’un conditionneur de qualité de puissance unifié.
L’utilisation de deux convertisseurs entièrement contrôlés DC / AC permet au système d’avoir la structure la plus polyvalente des convertisseurs utilisés comme conditionneur d’énergie. Dans ce cas, selon le contrôleur, les convertisseurs peuvent avoir différentes fonctions de compensation. Par exemple, ils peuvent réaliser des filtres actifs en série et shunt combinés pour compenser simultanément le courant de charge et les harmoniques de la tension fournie. De cette façon, l’équipement s’appelle Unified Power Quality Conditioner (UPQC). Un filtre shunt actif est un dispositif approprié pour la compensation basée sur le courant. Cette configuration comprend les harmoniques de courant et les compensations de puissance réactive. Le filtre shunt actif peut également équilibrer les courants de déséquilibre.
Le filtre série actif est normalement utilisé pour la compensation basée sur la tension. Dans ce cas, les harmoniques de tension et les creux et les creux de tension sont compensés. D’autres applications peuvent être trouvées dans la littérature à des fins de compensation de la fréquence fondamentale, telles que la compensation de puissance réactive, le contrôle de flux de puissance active et la régulation de tension. Dans ce cas, il s’appelle Unified Power Flow Controller (UPFC).
Classiquement, les systèmes de conversion d’énergie photovoltaïque connectés au réseau sont composés d’un convertisseur CC-CC et d’un onduleur. Le convertisseur CC-CC est commandé pour suivre le point de puissance maximum du réseau photovoltaïque et l’onduleur est commandé pour produire du courant de telle sorte que le courant du système présente une faible distorsion Harmonique totale (THD) et qu’il soit en phase avec la tension de service. L’efficacité du système conventionnel est faible car le convertisseur CC-CC et l’onduleur sont connectés en série. Le but de cet article est de concevoir un système de génération photovoltaïque pour une connexion dans un système triphasé utilisant uniquement un onduleur DC / AC.
Le système proposé augmente l’efficacité de conversion et fournit également une fonction utile à tout moment, fonctionnant comme alimentation électrique ainsi que comme compensateur de puissance harmonique et réactive lorsque le soleil est disponible. À faible irradiation, le système ne fonctionne que comme compensateur de puissance harmonique et réactive. Un autre convertisseur CC / CC est utilisé pour fournir une compensation harmonique de tension. L’estimation des coûts montre que l’utilisation de composants supplémentaires augmente le coût de moins de 12% pour avoir une autre fonction pour améliorer la qualité de l’énergie. De plus, ce convertisseur ne modifie pas l’efficacité de la conversion d’énergie PV puisque les convertisseurs sont connectés en parallèle.
Le contrôle a été mis en œuvre avec la méthode SRF (Synchrone Reference Frame). Le système et le contrôleur ont été conçus et simulés. Différentes techniques de modulation de largeur d’impulsion (PWM) ont été comparées pour suggérer une configuration avec une efficacité optimale. Le système fournit environ 2,8 kW de production photovoltaïque.
L’utilisation de systèmes photovoltaïques (PV) comme source d’énergie sûre et propre du soleil a augmenté rapidement. L’application des systèmes photovoltaïques dans les systèmes d’alimentation peut être divisée en deux domaines principaux: les applications hors réseau ou autonomes et les applications sur réseau ou connectées au réseau. Les systèmes photovoltaïques autonomes peuvent être utilisés pour alimenter des charges distantes qui n’ont pas accès aux réseaux électriques, tandis que les applications connectées au réseau sont utilisées pour fournir de l’énergie pour les charges locales et pour l’alimentation d’échange avec les réseaux publics.
La première grande centrale PHOTOVOLTAÏQUE connectée au réseau d’une capacité de 1 MW a été installée à Lugo, en Californie, aux États-Unis. La deuxième plante avec 6.Une capacité de 5 MW a été installée à Carissa Plains, en Californie, aux États-Unis. Actuellement, de nombreux grands systèmes photovoltaïques connectés au réseau avec différentes gammes de puissance fonctionnent dans divers pays.
Les systèmes photovoltaïques peuvent améliorer le fonctionnement des systèmes d’alimentation en améliorant le profil de tension et en réduisant les pertes d’énergie des alimentateurs de distribution, les coûts de maintenance et le chargement des changeurs de prises de transformateur pendant les heures de pointe. Néanmoins, par rapport à d’autres technologies renouvelables, les systèmes photovoltaïques sont toujours confrontés à des difficultés majeures et peuvent avoir des effets néfastes sur le système, tels que la surcharge des alimentateurs, la pollution harmonique, un coût d’investissement élevé, un faible rendement et une faible fiabilité, qui entravent leur utilisation généralisée. De plus, les variations de l’irradiation solaire peuvent provoquer des fluctuations de puissance et un scintillement de tension, entraînant des effets indésirables sur les systèmes PV à forte pénétration dans le système d’alimentation. Certaines méthodes de contrôle, telles que le suivi du point de puissance maximale (MPPT), peuvent être utilisées pour améliorer l’efficacité des systèmes photovoltaïques.
Dans de tels contrôleurs, la tension produite et le courant du réseau PV doivent être contrôlés. Cela peut compliquer la structure du système PHOTOVOLTAÏQUE avec un risque accru de défaillance lors du suivi de la puissance maximale dans des conditions météorologiques inattendues. En ce qui concerne le schéma de protection du système, les générations distribuées (DG) basées sur le système PV doivent alimenter les charges locales après que le système a été déconnecté du réseau de distribution dans des conditions défectueuses.
Dans ces situations, tout îlot involontaire peut augmenter le risque de problèmes de sécurité ou d’endommager d’autres parties des composants du système, ce qui peut diminuer la fiabilité du système.
Ces problèmes signifient qu’il est nécessaire d’analyser avec précision les effets de l’installation de grands systèmes photovoltaïques connectés au réseau sur les performances du réseau électrique.
Cette évaluation est importante car elle peut apporter des solutions réalisables aux problèmes opérationnels potentiels que les systèmes photovoltaïques connectés au réseau peuvent causer à d’autres composants des systèmes de distribution.
Dans la littérature, de nombreux travaux se concentrent sur la modélisation et l’analyse en régime permanent des systèmes photovoltaïques. Cependant, aucune tentative n’a encore été faite pour étudier les effets des systèmes photovoltaïques connectés au réseau sur le fonctionnement dynamique et le contrôle du système avant sa mise en œuvre en temps réel.
Modélisation des systèmes PV
Les systèmes PV connectés au réseau à forte pénétration, connus sous le nom de type DG dans la gamme des mégawatts, sont rapidement développés. Ceux-ci couvrent la majorité du marché photovoltaïque dans différents pays du monde.
Les principaux composants d’un système PV connecté au réseau comprennent un mélange série / parallèle de réseaux PV pour convertir directement la lumière du soleil en alimentation CC et une unité de conditionnement de puissance qui convertit l’alimentation CC en alimentation CA; cette unité maintient également le fonctionnement des PV à une efficacité maximale. La figure 1 montre le schéma général des systèmes PV connectés au réseau.
Notamment, dans de nombreux cas, les dispositifs de stockage d’énergie tels que les batteries et les supercondensateurs sont également considérés comme le troisième composant des systèmes photovoltaïques connectés au réseau.
Ces dispositifs améliorent les performances des systèmes photovoltaïques, tels que la production d’électricité la nuit, le contrôle de la puissance réactive sur les systèmes photovoltaïques, le déplacement de la charge de pointe et la stabilisation de la tension des réseaux.
Pour assurer une interface correcte entre les systèmes photovoltaïques connectés au réseau et le réseau de distribution, certaines conditions doivent être remplies, telles que la séquence de phase, l’adaptation des niveaux de fréquence et de tension. La fourniture de ces conditions dépend fortement de la technologie d’électronique de puissance appliquée aux onduleurs PV.
Figure 1: Schéma simplifié du système PV connecté au réseau…
Figure 2 : Circuit équivalent du module PV
Les caractéristiques électriques d’une unité PV peuvent généralement être exprimées en termes de relations courant-tension ou puissance-tension de la cellule.
Les variations de ces caractéristiques dépendent directement de l’irradiance reçue par la cellule et de la température de la cellule.
Par conséquent, pour analyser les performances dynamiques des systèmes photovoltaïques dans différentes conditions météorologiques, un modèle approprié est nécessaire pour convertir l’effet de l’irradiance et de la température sur le courant et la tension produits des réseaux photovoltaïques.
La figure 2 montre le circuit électrique équivalent d’un module PV en silicium cristallin. Dans ce modèle, I est le courant de borne de sortie, IL est le courant généré par la lumière, Id est le courant de diode, Ish est le courant de fuite de shunt, Rs est la résistance interne et Rsh est la résistance de shunt.
En pratique, la valeur de Rs dépend fortement de la qualité du semi-conducteur utilisé. Par conséquent, toute petite variation de la valeur Rs peut changer radicalement la sortie PV.
Effet possible des Systèmes Photovoltaïques connectés au Réseau Sur les Systèmes de distribution
Les sources d’énergie renouvelables, en particulier les systèmes photovoltaïques, sont devenues des sources d’énergie plus importantes, suscitant un intérêt commercial considérable. Néanmoins, le raccordement de grands systèmes photovoltaïques à des réseaux de distribution peut poser plusieurs problèmes opérationnels pour les réseaux de distribution.
La gravité de ces problèmes dépend directement du pourcentage de pénétration du PV et de la géographie de l’installation. Par conséquent, connaître l’impact possible des grands systèmes photovoltaïques connectés au réseau sur les réseaux de distribution peut fournir des solutions réalisables avant des mises en œuvre pratiques et en temps réel.
Le but de cette section est d’introduire les effets possibles que les systèmes photovoltaïques peuvent imposer aux systèmes de distribution. Courant d’appel. La faible différence inévitable entre les systèmes photovoltaïques et les tensions du réseau peut introduire un courant d’appel qui circule entre le système PHOTOVOLTAÏQUE et le réseau de distribution au moment de la connexion et se désintègre à zéro à une vitesse exponentielle. Le courant d’appel produit peut causer des déclenchements gênants, des contraintes thermiques et d’autres problèmes.
Système photovoltaïque connecté au réseau
Le système de conversion d’énergie photovoltaïque (PV) proposé présente un rendement élevé, un faible coût et une fonctionnalité élevée. La figure 3 montre le schéma synoptique du système proposé. Le convertisseur 1 (convertisseur PV) de la figure 3 est chargé de convertir l’énergie PV en réseau ainsi que de compenser les harmoniques de courant et la puissance réactive. Le convertisseur 2 (Restaurateur de tension dynamique — convertisseur DVR) de la figure 3 est chargé de compenser les harmoniques de tension ou les baisses de tension.
Figure 3: Génération PV avec fonction UPQC…
Figure 4: Charge conventionnelle avec tension minimale en fin de ligne
L’utilisation de deux convertisseurs contrôlés permet au système d’avoir la structure la plus polyvalente appliquée en tant que conditionneur d’énergie. Dans ce cas, selon le contrôleur, les convertisseurs peuvent avoir différentes fonctions de compensation.
Par exemple, ils peuvent réaliser des filtres actifs en série et shunt combinés pour compenser simultanément le courant de charge et les harmoniques de la tension fournie.
Sécurité
La sécurité est l’une des principales préoccupations des systèmes photovoltaïques en raison de l’îlot involontaire au moment de l’apparition d’un défaut du côté du réseau. Ici, les systèmes photovoltaïques continuent d’alimenter la charge même après que le réseau est déconnecté du réseau de distribution, ce qui peut entraîner un choc électrique des travailleurs.
Surtension
Les systèmes photovoltaïques sont généralement conçus pour fonctionner à proximité du facteur de puissance unitaire afin d’utiliser pleinement l’énergie solaire. Dans ce cas, le système PV injecte uniquement de la puissance active dans le réseau de distribution, ce qui peut modifier le flux de puissance réactive du système.
Par conséquent, les tensions des bus à proximité peuvent être augmentées en raison du manque de puissance réactive. La surtension produite peut avoir des effets négatifs sur le fonctionnement des services publics et des clients. La fluctuation de la puissance de sortie, la fluctuation de la puissance de sortie des systèmes photovoltaïques est l’un des principaux facteurs pouvant causer de graves problèmes opérationnels au réseau de services publics. La fluctuation de la puissance se produit en raison des variations de l’irradiation solaire causées par le mouvement des nuages et peut se poursuivre pendant des minutes ou des heures, selon la vitesse du vent, le type et la taille des nuages qui passent, la zone couverte par le système photovoltaïque et la topologie du système photovoltaïque. Les fluctuations de puissance peuvent provoquer des fluctuations de puissance dans les lignes, des surcharges et des sous-charges, des fluctuations de tension inacceptables et des clignotements de tension.
Fluctuation de la puissance de sortie
La fluctuation de la puissance de sortie des systèmes photovoltaïques est l’un des principaux facteurs pouvant entraîner de graves problèmes de fonctionnement du réseau de distribution. La fluctuation de la puissance se produit en raison des variations de l’irradiation solaire causées par le mouvement des nuages et peut se poursuivre pendant des minutes ou des heures, selon la vitesse du vent, le type et la taille des nuages qui passent, la zone couverte par le système photovoltaïque et la topologie du système photovoltaïque. Les fluctuations de puissance peuvent provoquer des fluctuations de puissance dans les lignes, des surcharges et des sous-charges, des fluctuations de tension inacceptables et des clignotements de tension.
Harmonique
La distorsion harmonique est un grave problème de qualité de l’alimentation qui peut survenir en raison de l’utilisation d’onduleurs de puissance qui convertissent le courant continu en courant alternatif dans les systèmes photovoltaïques. Les harmoniques produites peuvent provoquer des résonances parallèles et en série, une surchauffe des batteries de condensateurs et des transformateurs et un faux fonctionnement des dispositifs de protection pouvant réduire la fiabilité des systèmes d’alimentation.
Fluctuation de fréquence
La fréquence est l’un des facteurs les plus importants de la qualité de la puissance. Tout déséquilibre entre la puissance produite et la puissance consommée peut entraîner des fluctuations de fréquence. La petite taille des systèmes photovoltaïques rend la fluctuation de fréquence négligeable par rapport aux autres ressources basées sur les énergies renouvelables. Cependant, ce problème peut devenir plus grave en augmentant les niveaux de pénétration des systèmes photovoltaïques. Les fluctuations de fréquence peuvent modifier la vitesse d’enroulement des moteurs électriques et endommager les générateurs.
Limites de la capacité de transmission du réseau
La conception conventionnelle d’un réseau électrique considère un flux de charge dirigé du transformateur vers la charge. Des charges passives à courants sinusoïdaux ont été supposées pour l’estimation des transformateurs et des lignes de distribution. La figure 4 montre la tension décroissante avec la distance du transformateur.
Par conséquent, la conception est généralement conçue pour maintenir la tension au transformateur au-dessus de la tension nominale afin d’obtenir une chute de tension inférieure à la valeur minimale spécifiée. Au cours des dernières années, l’utilisation des réseaux de distribution a fortement changé car de nombreux appareils utilisent des redresseurs de pont non contrôlés du côté de l’entrée secteur. Dans de nombreuses zones rurales, une grande production d’électricité décentralisée (photovoltaïque, éolienne, micro-turbines et production combinée, par exemple) a été installée. Dans certaines régions, la puissance de production installée est nettement supérieure à la consommation et atteint souvent la puissance nominale du réseau. En raison des niveaux élevés de puissance générée par les stations de production décentralisées, le flux de charge peut changer de direction. En particulier dans les périodes de gain solaire élevé, lorsque les centrales solaires alimentent leur niveau de puissance le plus élevé dans le réseau, alors que la consommation d’énergie peut être assez faible, un flux de puissance inverse peut se produire. Par conséquent, l’énergie solaire générée est introduite dans le réseau moyenne tension via le transformateur de cette branche. Si la puissance se situe dans la plage de la puissance nominale de la branche, la tension au point de connexion de la centrale de production peut augmenter considérablement. Si la tension dépasse généralement la tolérance de 10% au-dessus de la tension nominale, d’autres appareils et équipements peuvent être endommagés.
Figure 5: Tension maximale ou minimale en fin de ligne…
Figure 6: Structure d’acquisition et de commande des données
La figure 5 montre la variation de tension possible avec la distance du transformateur pour différentes conditions de charge et de génération. Par conséquent, la conception est généralement conçue pour maintenir la tension au transformateur au-dessus de la tension nominale afin de réduire les chutes de tension en dessous de la valeur minimale spécifiée.
Avec la génération décentralisée, la tension peut augmenter au point de connexion comme indiqué sur la figure 5. La tension au niveau du transformateur étant réglée au-dessus de la valeur nominale, il est très probable qu’elle dépasse la tension maximale spécifiée. En Allemagne, une augmentation de tension maximale de 2 ou 3% à l’avenir causée par des centrales électriques réparties dans des réseaux basse tension est recommandée. En cas de flux de puissance inverse, la tension maximale autorisée sera atteinte même en dessous de la puissance nominale de la branche du réseau.
Par conséquent, le réseau doit être amélioré pour offrir de nouveaux services et de nouvelles fonctionnalités pour faire face aux nouvelles exigences. Le fait d’éviter des coûts d’installation ou d’exploitation élevés favorise la croissance de la production d’électricité décentralisée. Dans le passé, l’extension du réseau était nécessaire pour augmenter la capacité de transmission, entraînant un câblage supplémentaire et des coûts d’investissement plus élevés, même si la capacité supplémentaire n’est utilisée que pour quelques heures de fonctionnement par an, généralement les jours de gain solaire, lorsque la capacité supplémentaire du réseau est réellement nécessaire. À court terme, la connexion supplémentaire de systèmes de production d’énergie solaire ne peut souvent pas être autorisée tant que l’extension du réseau n’a pas été réalisée.
Augmentation de la Qualité de la Tension et de la Capacité du Réseau
Bien que la capacité et la qualité du réseau aient été principalement fournies par l’expansion du réseau jusqu’à présent, ce projet vise à utiliser efficacement les installations réparties dans les réseaux. Cela se fait par l’utilisation de la technologie de mesure distribuée, le contrôle intelligent de l’électronique de puissance, les nouvelles technologies de l’information et de la communication et les possibilités du contrôle du réseau. Le concept est développé et testé sur l’exemple des systèmes photovoltaïques distribués. Cependant, l’utilisation ne se limite pas à cette application. Dans tous les réseaux avec des installations d’alimentation et des charges contrôlables, l’efficacité du réseau peut être augmentée par des services de réseau distribués.
L’état de fonctionnement du réseau doit être mesuré en continu aux points de raccordement de charges importantes et de production décentralisée. Les onduleurs solaires sont équipés de capacités d’acquisition de données car ils doivent synchroniser leur tension et leur fréquence avec la tension du réseau. Pour les points de connexion de charge, une technologie de mesure doit être installée. Comme le montre la figure 6, un ordinateur principal est connecté en réseau à un certain nombre de dispositifs d’acquisition de données et d’onduleurs solaires. Les dispositifs d’acquisition de données et les onduleurs solaires surveillent la tension, le courant et le flux d’énergie à leurs emplacements sur le réseau. Les dispositifs d’acquisition de données sont situés sur de grandes charges (par exemple, des installations industrielles) et des nœuds de réseau. L’ordinateur principal reçoit les données d’état du réseau, puis calcule les valeurs de la puissance réactive requise pour les onduleurs solaires individuels qui seront envoyés sur le réseau de données aux onduleurs.
La structure de contrôle se compose de trois commandes différentes. La première partie est la limitation de la tension du réseau par absorption de puissance réactive des onduleurs. Pour éviter les pertes inutiles, seuls autant d’onduleurs que nécessaire doivent absorber autant de puissance réactive que nécessaire pour limiter la tension du réseau. Ainsi, l’ordinateur principal n’active que les onduleurs avec les niveaux de tension les plus élevés du réseau. De plus, les fluctuations de tension dues aux changements rapides de charge et de génération, par exemple, les nuages en mouvement peuvent être compensés et lissés en injectant et en absorbant la puissance réactive à travers les onduleurs solaires. Les onduleurs peuvent également être utilisés pour la compensation locale de la puissance réactive requise par d’autres charges afin de minimiser les pertes de puissance sur le réseau.
Figure 7: Chute de tension sur une ligne lors de l’alimentation en puissance active (à gauche) ainsi qu’active et réactive (à droite)
Limitation de tension
Les onduleurs solaires de plus de 8 à 10 kW sont généralement connectés par trois phases au réseau. Ils peuvent fonctionner dans les quatre quadrants, ce qui permet d’injecter ou d’absorber de la puissance réactive pendant que la puissance active est introduite dans le réseau. La figure 7 montre de manière qualitative la chute de tension sur une ligne de transmission. Alors que la tension en fin de ligne U2 est inférieure à la tension U1 au début (côté transformateur) en cas de conditions de charge normales, cela change lorsque la puissance active est introduite en fin de ligne (partie gauche de la figure 7).
La tension peut être significativement plus élevée en fin de ligne qu’au transformateur. En absorbant en plus la puissance réactive (ou le courant), la surtension peut être diminuée (côté droit de la figure 7). C’est également le cas dans les réseaux de distribution basse tension avec un rapport R/X relativement élevé notamment en tenant compte de l’impédance du transformateur.
Le flux de puissance réactive entraîne un courant supplémentaire qui doit être entraîné par l’onduleur. Des études sur la puissance réactive ont montré qu’un facteur de puissance minimum de cos y = 0,9 dans les réseaux basse tension typiques est suffisant pour maintenir la tension dans les limites admissibles. Un facteur de puissance cos y = 0,9 fournit une puissance réactive de 43% de la puissance active. Cela entraîne un courant 10% plus élevé de l’onduleur. Si la puissance réactive n’est absorbée qu’à des niveaux de tension accrus, la puissance nominale plus élevée de l’onduleur solaire peut être inférieure ou même ne pas être nécessaire. Si la puissance réactive est utilisée pour limiter la tension du réseau, des pertes de puissance supplémentaires sont générées dans l’onduleur et dans les lignes du réseau en raison du courant de réseau plus élevé. Mais l’avantage est qu’une puissance active plus élevée peut être transmise et que l’énergie électrique générée par l’énergie solaire excédentaire peut être introduite dans le réseau. Il convient donc de fournir la puissance réactive non pas par une caractéristique statique des onduleurs, mais de minimiser l’absorption de puissance réactive en activant individuellement les onduleurs qui ont l’effet le plus significatif sur la tension du réseau. La communication de chaque onduleur avec un calculateur central assure l’optimisation de l’absorption de puissance réactive.
Figure 8: Augmentation de la tension due aux centrales photovoltaïques
Lissage des fluctuations de tension
L’entrée de puissance fluctuante dans les systèmes photovoltaïques due au passage de nuages ou à des charges très fluctuantes provoque des fluctuations de tension dans le réseau basse tension. La consommation d’énergie réactive (capacitive) aux pics de tension négatifs et l’absorption d’énergie réactive (inductive) aux pics de tension positifs par les onduleurs solaires distribués peuvent atténuer les fluctuations de tension dans le réseau. Le risque de scintillement peut être réduit par une telle commande supplémentaire qui est mise en oeuvre localement dans les onduleurs. Le lissage ne nécessite aucune communication des onduleurs avec un ordinateur central.
Compensation de puissance réactive
La compensation de puissance réactive à ce jour nécessite de l’équipement supplémentaire et des coûts d’installation et de mise en service connexes qui devraient être récupérés par une plus grande efficacité. Jusqu’à présent, la compensation est principalement utilisée dans les grandes installations industrielles. Par conséquent, la génération de puissance réactive décentralisée pour la compensation réduit considérablement les pertes de puissance dues aux courtes distances de transmission de la puissance réactive. Pour générer de la puissance réactive, un stockage d’énergie à court terme est nécessaire. Cela peut être fait avec des condensateurs ou des inductances. Les onduleurs solaires à base de liaison de tension ont généralement des condensateurs, de sorte que la capacité déjà installée peut être utilisée pour la puissance réactive. Les réserves de puissance réactive existantes qui sont intrinsèquement présentes par les onduleurs répartis peuvent être utilisées pour fournir de la puissance réactive au réseau moyenne tension superposé ou pour réduire la consommation de puissance réactive du réseau basse tension afin de minimiser les pertes.
Essai sur le terrain
L’essai sur le terrain se fait dans un réseau réel à basse tension avec une forte pénétration des centrales photovoltaïques.
Aperçu de la grille d’essai
La figure 8 montre la structure de la grille d’essai. Le réseau est alimenté par deux transformateurs (puissance nominale 630 kVA) et fonctionne en mailles. La capacité du système PV installé est de 400 kWc et est déjà supérieure à la charge moyenne du réseau. Aux beaux jours, la puissance active est régulièrement réinjectée dans le réseau moyenne tension. Il existe de nombreuses centrales photovoltaïques relativement grandes dans le réseau en raison du nombre élevé de bâtiments agricoles avec de grandes surfaces de toit.
Figure 9: Nombre de moyennes de 10 minutes en fonction du flux de puissance actif du réseau de test
La répartition de la tension et les charges des câbles et des transformateurs ont été calculées par un logiciel d’analyse du réseau électrique commercial. La figure 8 montre également la répartition de la tension dans la zone du réseau en raison des centrales photovoltaïques. Selon les recommandations VDEW, les tensions sont calculées sans charges et avec les onduleurs alimentant leur puissance nominale. Il est évident que dans ce réseau une augmentation de tension < 2% n’est observée qu’à proximité des transformateurs. L’augmentation est supérieure à 2% entre les transformateurs et supérieure à 3 ou 4% aux extensions de réseau critiques. Malgré l’augmentation de la tension, les transformateurs et les câbles du réseau sont chargés à 40%.
Figure 10: Entrée et tension PV
Mesures préliminaires
Les données des deux transformateurs ont été disponibles en moyennes de 10 minutes sur une période d’un an. La figure 9 montre le nombre de moyennes mesurées de 10 minutes en fonction du flux de puissance réactive du réseau. Les jours ensoleillés, la puissance générée par les centrales photovoltaïques du réseau dépasse la charge. Ainsi, il y a un flux de puissance actif de la grille de test vers la grille de moyenne tension superposée.
Deux points de mesure sur les onduleurs des centrales photovoltaïques étaient disponibles pour évaluer à l’avance l’état du réseau d’essai. L’un se trouve dans une centrale PHOTOVOLTAÏQUE située au bout d’une longue ligne critique et l’autre est situé entre les transformateurs.
Le graphique supérieur de la figure 10 montre l’évolution de l’alimentation PV en U.p. en fonction de la puissance nominale de l’onduleur, qui était une journée d’été ensoleillée. La puissance nominale n’est pas atteinte en raison du fort échauffement des modules PV. Le graphique inférieur de la figure 10 montre également les tensions correspondantes aux deux points de mesure (vert: point de mesure à l’extension critique du réseau, rouge: point de mesure entre les deux transformateurs). Les valeurs nulles de tension et de puissance sont le résultat d’erreurs de transmission à court terme dans la mesure. Le profil de tension suit très bien l’entrée PV. Le transformateur gauche était hors service pour cause de maintenance ce jour-là. C’est la raison pour laquelle il y a des augmentations de haute tension. Ces valeurs correspondent bien aux résultats du calcul de la grille. La figure 11 montre un gros plan de l’entrée PV et des tensions correspondantes, un jour non réglé (vert: point de mesure au niveau des extensions de réseau critiques, rouge: point de mesure entre les deux transformateurs).
Figure 11: Détail de l’entrée et de la tension PV
Ce jour-là, le transformateur gauche était également hors service pour cause de maintenance. Les gradients des pics ou des baisses de tension sont généralement plus petits que les gradients des pics ou des baisses de puissance. Cela est dû à la répartition des systèmes PV dans la grille de test. Ainsi, les chutes de puissance causées par les nuages qui passent sont décalées. Ces chutes de puissance décalées provoquent des chutes de tension décalées.
Le gradient de puissance le plus important mesuré jusqu’à présent est de 0,07 u/s par rapport à la puissance nominale. Le gradient de tension le plus important mesuré est jusqu’à présent de 0,002 u.p./s par rapport à la tension nominale. Le concept décrit dans cet article fournit une qualité de tension améliorée et des capacités de transmission plus élevées dans les réseaux basse tension avec une forte pénétration des centrales photovoltaïques. La technologie décrite ci-dessus est actuellement en cours de développement et en cours de test avec des onduleurs solaires sur le réseau basse tension. D’une manière générale, la technologie peut être appliquée à tout onduleur électronique de puissance connecté en permanence ou temporairement au réseau. Grâce aux installations intégrées de communication et d’acquisition de données, le système peut être configuré automatiquement après la connexion d’un nouvel onduleur au réseau.
