LECON 17: INTÉGRATION DU PV SUR LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE
Les réseaux électriques sont de plus en plus sollicités, sous l’effet conjugué de l’ouverture à la concurrence, de la part de plus en plus importante des énergies renouvelables et de notamment l’augmentation de la consommation totale d’énergie. Toutefois, ces sources renouvelables ont des caractéristiques qui posent un problème majeur pour l’équilibre du réseau. Il s’agit de sources d’énergie intermittentes et imprévisibles, puisque dépendantes de contraintes météorologiques qui sont par nature versatiles.
Difficultés avec l’architecture traditionnelle des réseaux électriques : alors qu’il s’agissait d’ajuster une production centralisée, désormais il faut faire face à l’intérêt croissant des productions. Ceci est d’autant plus complexe que l’offre proposée par les énergies vertes ne s’accorde pas avec la demande.
Les installations de stockage ne sont pas courantes, ce qui implique une production qui doit être égale à la consommation. Ce sont les gestionnaires de réseaux qui s’assurent de l’équilibre du réseau (RTE et RDF).
Nous avons donc besoin de mieux gérer notre consommation électrique et de mieux y intégrer les énergies renouvelables, les smart grids apparaissent comme le meilleur compromis.
17. Architecture du réseau Français
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17.1 Intégration de l’énergie solaire photovoltaïque
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17.1.1 Le photovoltaïque raccordé au réseau : Aujourd’hui cette solution est plus rentable qu’une utilisation directe de l’électricité. Ceci est valable dans la mesure où le prix de vente du kWh est supérieur au prix d’achat. Pour effectuer un raccordement au réseau de distribution d’électricité, il est nécessaire d’adapter la tension continue à la sortie des panneaux photovoltaïques à la tension alternative du réseau de distribution. Il faut donc utiliser un onduleur.
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Sur cette figure, on peut voir 3 compteurs différents sur l’installation :
C1 est le compteur de vente de l’électricité d’origine photovoltaïque,
C2 est un compteur de non-consommation qui sert au fournisseur pour vérifier que le particulier ne se sert pas de ce branchement pour consommer de l’électricité sur le réseau,
C3 est un compteur de consommation habituel.
Afin de protéger l’installation des courts-circuits, des éléments de protection électriques doivent être mis en place du côté du courant alternatif comme du côté du courant continu. Du côté continu, il faut protéger l’installation contre les courts-circuits et les surtensions atmosphériques. Il faut également prévoir la mise en place d’un interrupteur général permettant la coupure de l’ensemble des panneaux solaires en cas d’urgence. Du côté alternatif de l’installation, il faut protéger l’installation contre les surintensités, les surtensions atmosphériques. Il faut prévoir la mise en place d’un interrupteur sectionneur afin de déconnecter l’installation ainsi que la mise en place de la protection des personnes.
17.1.2 Chaine de conversion élémentaire
Avantage : Nombre minimum de composants⇒ diminution des pertes
Inconvénients :
Nombre important de panneaux PV à mettre en série
Recherche du point de fonctionnement optimal plus difficile(Le convertisseur n’est pas dédié à cette fonction)
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Recherche du point de puissance maximale
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Rappel des caractéristiques électriques d’un panneau photovoltaïque
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17.1.3 Utilisation optimale d’un panneau, suivre le point de fonctionnement optimal (MPPT) : De la caractéristique courant-tension, on peut déduire la caractéristique de la puissance électriquegénérée par le panneau en fonction de la tension à ses bornes. Il existe une valeur de photo-courant correspondant à une tension aux bornes du panneau pour laquelle cette puissance électrique générée est optimum. C’est le point de puissance maximale (MPP).
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17.1.4 Principales méthodes utilisées :
Commande P&O Perturb and Observ.
Commande « hill climbing ».
Méthode de la conductance incrémentale.
Commande à tension ou courant de référence..
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17.1.5 Méthode utilisée au LERPA EIGSI La Rochelle L’algorithme retenu pour la mise en œuvre est un P&O amélioré avec un pas adaptatif. Le principe fondamental de celui-ci est la variation du pas d’incrémentation de manière à converger plus rapidement vers le point optimal (MPP) tout en réduisant les oscillations autour de ce point. En effet, afin de converger rapidement vers le MPP, nous réduisons, le pas d’incrémentation C d’une région à une autre : C = 0.01 pour la région « S » et 0.001 pour la région « r ».
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17.2 Transformateur Basse Fréquence :
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Elever la tension du bus alternatif au niveau de celle du réseau
Limiter le nombre de panneau PV à mettre en série
Assurer l’isolation galvanique Réseau/Onduleur
17.3 Transformateur Haute tension
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Intérêt d’alimenter le transformateur en haute fréquence: Réduire le volume de son circuit magnétique⇒Réduire l’encombrement du transformateur ⇒Systèmes embarqués..;
Configurations
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Schéma général pour une installation photovoltaïque monophasée connectée au réseau. b) Onduleur Central ; c) Onduleur par chaîne en série ; d) Onduleur unitaire intégré
17.4 Synthèse des principales configurations d’installations photovoltaïques
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Quelques normes et législations
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Comportement de l’installation en régime normal : Modification du plan de la tension
En BT : « Un dysfonctionnement en un point particulier de connexion[…] est réputé constaté […] lorsqu’au moins une mesure effectué met en évidence une tension efficace, moyenne sur 10 minutes, inférieure à 90% de la valeur de la tension nominale ou supérieure à 110% de cette tension nominale . »
En HTA : Variation admissible de +/- 5% indiquée dans la documentation technique de référence d’ERDF
17.5 Solutions de raccordement en Basse Tension :
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Renfoncement des lignes du réseau(changement de section des conducteurs )
Accroissement du nombre de départs
Remplacement du transformateur HTA/BT
Création d’un poste HTA/BT supplémentaire
Ou déplacement du point de connexion
Injection d’harmonique : Limite admissibles des taux harmoniques en HTA (par rapport au courant nominal) générés par un producteur dont la production est supérieur ou égale à 100kW
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17.6 Obligations réglementaires :Article 15 de l’arrêté du 23 Avril 2008 :
« La contribution au taux de déséquilibre en tension au point de livraison de toute installation de production dont la charge monophasée est ≥ 500kVA doit être inférieur ou égale à 1% .»
Aucune spécification pour les installations photovoltaïques de puissances inférieures raccordés au réseau BT
Formulation ne permettant pas de répondre de manière opérationnelle à la question de la méthode de répartition des onduleurs monophasés sur les phases du réseau
Recommandation de l’ADEME sur la répartition des onduleurs monophasés dans une installation raccordée par un branchement triphasé:
Jusqu’à 36kVA : limite de déséquilibre à 1/3 de la puissance souscrite
au delà de 36kVA : limite de déséquilibre à 1/6 de la puissance souscrite avec un maximum de 12kVA
⇒Le gestionnaire de réseau doit prévoir un équilibre entre les phases, en tenant compte des récepteurs et des générateurs monophasés , avec un courant de neutre minimal.
Limite de variation de la tension, en BT limitée à +/- 10 %, en HTA : variation admissible +/- 5%.
