WO2018202353A1 - Optimisation de chaînes photovoltaïques à bus partagé - Google Patents

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WO2018202353A1
WO2018202353A1 PCT/EP2018/056801 EP2018056801W WO2018202353A1 WO 2018202353 A1 WO2018202353 A1 WO 2018202353A1 EP 2018056801 W EP2018056801 W EP 2018056801W WO 2018202353 A1 WO2018202353 A1 WO 2018202353A1
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WO
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voltage
inverter
input
chain
chains
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PCT/EP2018/056801
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English (en)
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Rémi DENIS
Erik BERNE
Paul RAYNAL
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Electricite De France
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S10/00—PV power plants; Combinations of PV energy systems with other systems for the generation of electric power
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/66—Regulating electric power
    • G05F1/67—Regulating electric power to the maximum power available from a generator, e.g. from solar cell
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H02J2300/26—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin involving maximum power point tracking control for photovoltaic sources
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the invention relates to the field of energy production by a set of photovoltaic panels.
  • Such a solution is therefore economical in terms of installation and maintenance.
  • failure of the central inverter results in a complete shutdown of electricity generation.
  • the central inverter is physically sized for a fixed total power. It is therefore complex to modify the installation, for example by adding new panels.
  • Such installations must furthermore comprise equipment, such as anti-return diodes, arranged between the chains to prevent the chains producing the least from absorbing the current coming from the chains producing the most.
  • Each photovoltaic panel has a maximum theoretical point of production (MPP) defined by current and operating voltage conditions.
  • MPP maximum theoretical point of production
  • This MPP varies from one panel to another and over time.
  • the MPP depends in particular on:
  • each panel has a peculiar MPP at each moment.
  • central control of the central inverter allows, at best, collectively vary the operating conditions (current and voltage) of all panels.
  • the central optimizer can be controlled so that all the panels operate under conditions close to a global MPP and therefore different from the MPP of each panel.
  • most panels operate under imbalance conditions, that is, far from their own MPP.
  • each of the panels under individually controlled current and voltage conditions by equipping each panel with a converter.
  • a converter takes, for example, the form of a microinverter further ensuring the conversion of direct current (DC) to alternating current (AC) or an optimizer ensuring only a DC / DC conversion.
  • DC direct current
  • AC alternating current
  • optimizer ensuring only a DC / DC conversion.
  • Installations present an architecture forming a compromise between the two architectures described above.
  • Such facilities include:
  • an inverter for a group of a few chains where each chain is connected to a common inverter via a DC / DC chopper, the chopper being controlled so that the panels of the chain operate under conditions closest to a MPP of the chain.
  • the inverter and / or the chopper are for example controlled by means of search algorithms MPP (or MPPT for "Maximum Power Point Tracking").
  • the invention improves the situation. It is proposed a photovoltaic system comprising a plurality of photovoltaic panel chains, each chain including an output of an optimizer and a plurality of photovoltaic panels connected in series with each other.
  • the output of each optimizer is equipped with a bidirectional power converter.
  • Optimizers are input fed by an input voltage of a bus common to the chains.
  • the chains are connected in parallel with each other and in parallel with the input of a common inverter.
  • the inverter is connected to an external network.
  • the system further comprises a control module arranged to control the input voltage of the inverter over time so as to cancel, with losses near and on average over a period, the energy exchanged between the strings and the bus.
  • V inv DC represents the controlled parameter of the input voltage of the inverter
  • f represents the intensity of the current flowing through a panel
  • - g represents a theoretical voltage to achieve a maximum power supplied to the panels of a chain, the theoretical voltage being a function of the sunlight E t and the temperature 0 j of the panels of the chain.
  • the system does not require equipping each panel with a converter, which would be expensive.
  • the system may be without an external source of voltage.
  • a malfunction in a chain does not prevent the rest of the installation from continuing to operate.
  • the installation can easily be modified, for example to add new channels, without major adaptations of the equipment present are necessary.
  • the power differences between the different strings of the system are small at each moment. Thus, the dimensioning of the components can be limited.
  • the components having a voltage blocking function do not need to withstand voltages on the order of the voltage across a chain that can reach between 800 and 1500 volts. Less expensive components capable of withstanding voltages of the order of a few volts are sufficient.
  • the following features may optionally be implemented. They can be implemented independently of each other or in combination with each other: -
  • the input voltage of the inverter is regulated by a linear regulator cascade. Such a regulation has shown good responsiveness and improved performance of the installation in simulations conducted by the applicant.
  • the linear regulator cascade comprises:
  • a first regulator taking as input the energy error stored on the bus common to the optimizers and delivering at output an energy setpoint stored at the terminals of the channels
  • a second regulator taking as input the energy error stored at the chain terminals and delivering at output a three-phase AC current setpoint to be exchanged between the inverter and the external network
  • a third regulator taking as input the AC error and outputting a modulating voltage setpoint.
  • the regulators are set with different response times from each other.
  • the time lag of the response times makes it possible to ensure good stability of the entire regulation.
  • the output voltage of each optimizer is regulated by the application of a maximum power point search algorithm whose input data include the voltage across all the panels of the string and the intensity of chain.
  • a maximum power point search algorithm whose input data include the voltage across all the panels of the string and the intensity of chain.
  • the phase of the current injected on the external network via the inverter is synchronized with the phase of the external network voltage.
  • the current / voltage phase shift being controlled, the reactive power exchanged with the external network can be controlled according to needs (unit power factor, fixed reactive power setpoint or established by a voltage adjustment law).
  • the response time of the output voltage regulator of each optimizer is selected lower than the response time of a bus energy control. The decoupling of the dynamics of each cascaded loop ensures a good stability of the whole regulation.
  • Bidirectional power converters for optimizers include a full double-bridge structure. Bidirectionality in power allows a reversible energy exchange between chains. Thus, a chain may switch from a state of overproduction of energy relative to other strings to compensate for an underproduction of other strings to a state of energy underproduction relative to the other strings to be offset by a overproduction of other channels and vice versa.
  • the complete double-bridge structure comprises controllable switches head-spade arranged to allow a reverse polarity of the output voltage.
  • the controllable switches head to tail are a simple, inexpensive and reliable way to allow a reverse polarity. This is particularly effective for forming bidirectional power converters.
  • the full double-bridge structure comprises anti-parallel transistor / diode switches arranged to allow a reversal of the polarity of the input current. Inverting the current direction at the secondary bridge allows reversible power transfer between the optimizer and the shared bus.
  • - Bidirectional power converters are galvanically isolated. The galvanic isolation allows a good filtering of parasites between a chain and the rest of the system. It is for example provided by a medium frequency transformer.
  • the input voltage of the inverter is controlled over time by means of a control signal received by a bus voltage regulator.
  • a control signal received by a bus voltage regulator.
  • V inv DC represents the controlled parameter of the input voltage of the inverter
  • f represents the intensity of the current flowing through a panel
  • - g represents a theoretical voltage to achieve a maximum power supplied to the panels of a chain, the theoretical voltage being a function of the sunlight E t and the temperature 0 j of the panels of the chain.
  • a computer program adapted to be implemented in a method of driving a plurality of photovoltaic panels as defined herein.
  • a computer-readable, non-transient recording medium on which is recorded a program including instructions for carrying out one of the methods provided herein.
  • FIG. 1 shows an electrical diagram of a system according to the invention
  • FIG. 2 shows a diagram of an optimizer according to the invention.
  • FIG. 3 shows a functional diagram of a control module of a system according to the invention.
  • the system 1 whose schema is represented in FIG. 1 comprises a plurality of strings ("string" in English).
  • string in English
  • the index i is used to identify each string, with i being an integer between 1 and n.
  • Each chain i comprises a plurality of photo-voltaic panels 3.
  • each chain i of the example of FIG. 1 comprises an identical number m of panels 3.
  • the chains i may comprise numbers of panels 3 different from each other.
  • the index j is used to identify each panel of a chain i, where j is an integer between 1 and m. Therefore, each panel 3 of the system 1 can be identified by the pair of index i, j.
  • the panels 3 are referenced 3y.
  • the panels 3 y - of the same chain i are mounted in series with each other.
  • the voltage across the set of panels 3 y - of a chain i is referenced V str i j.
  • Each chain i further comprises at least one optimizer 5; respective.
  • the output of each optimizer 5; is connected in series to all the panels 3y of the respective chain i.
  • a chain i comprises, connected in series with each other, all the panels 3y of the chain i and the output of the optimizer 5 ; .
  • the voltage across a chain i is equal to the sum of the voltage V str j and the voltage V opt str ; output of optimizer 5 ;.
  • each optimizer 5 is connected to one end of the chain i.
  • the optimizers 5 can be easily grouped, which facilitates installation and maintenance operations and reduces the amount of input cabling for optimizers 5 ;.
  • the optimizers 5 can be connected between two panels 3y, 3y + i of a chain i and / or in different positions of a chain i to another.
  • the chains i are connected in parallel with each other.
  • the chains i are also connected in parallel with an inverter 7, in particular in parallel with the input of the inverter 7.
  • the inverter 7 can be seen as an interface between the DC system 1 and a downstream part of the AC electrical network (AC), or external network 2, to which the power produced by the system 1 is supplied.
  • AC AC electrical network
  • the input voltage of the inverter 7 is referenced V; nv D c-
  • the input voltage V; nv D c forms a voltage command.
  • the DC voltage V inv DC input of the inverter 7 is controlled over time. Time is referenced t in the sequel.
  • the parallel connection of the chains i and of the inverter 7 can be seen as forming a general bus 4.
  • the controlled voltage V inv DC at the terminals of the chains i and at the input of the inverter 7 then corresponds to that of the general bus 4
  • the voltage (V str ; + V opt str ;) at the terminals of each chain i is equal at each instant to the voltage V inv DC at the input of the inverter 7.
  • the current flowing through each chain i is referenced I str j .
  • the total current I inv supplied at the input of the inverter 7 is equal to the sum of the currents I str passing through each of the strings i
  • the system 1 further comprises a bus 9 common to the optimizers 5;
  • the bus 9 has a voltage referenced V opt DC .
  • Each optimizer 5; is fed at the input by the bus 9 and thus here by the input voltage V opt DC common to all the chains i.
  • the bus 9 controlling the optimizers 5 is distinct from the general bus 4 controlling the inverter 7. Reference is now made to FIG. 2 showing in detail an example of an optimizer 5 which can form at least one of the chain optimizers 5i i of Figure 1.
  • the optimizer 5 forms, here, a chopper or DC-DC converter.
  • Optimizer 5 is equipped with a bidirectional power converter.
  • the optimizer 5 is galvanically isolated, which makes it possible to limit the propagation of disturbances from one chain to the other.
  • the galvanic isolation is for example ensured by a medium frequency transformer.
  • the term "medium frequency” means a frequency higher than that of the external network, usually 50 Hz or 60 Hz for distribution power grids, but lower than radio frequencies (incompatible with power components).
  • the medium frequency transformer is adapted to the switching frequency of the semiconductor bridges. Using a higher frequency than the external network reduces the size and weight of the windings and magnetic elements, thereby reducing the cost and bulk of the complete system.
  • Optimizer 5 has a double-bridge structure (or DAB for "Dual Active-Bridge"). Such a structure makes it possible to control the transfer of power between the input and the output of a medium-frequency transformer.
  • the optimizer 5 may have other structures than a DAB forming a bidirectional power converter.
  • the optimizer 5 comprises a primary bridge 51 on the output side to the chain i to which it is connected (on the left in FIG. 2) and a secondary bridge 52 on the input side to the bus 9 to which it is connected (right in Figure 2).
  • the primary bridge 51 is crossed by the current I str of the chain i to which it is connected and outputs the voltage V opt _ str .
  • the secondary bridge 52 is crossed by the current I op t_Dc of the bus 9 to which it is connected and receives as input voltage V opLDC .
  • the primary bridge 51 is here equipped with controllable switches head-tip.
  • the polarity of the voltage V opt str can be reversed at will.
  • the current I str flowing in the chain i is unidirectional.
  • the secondary bridge 52 comprises conventional transistor / diode associations.
  • the structure of the secondary bridge 52 includes antiparallel transistor / diode switches arranged to allow a reversal of the polarity of the input current.
  • the reversal of the current direction at the secondary bridge 52 allows the transfer of reversible power between the optimizer and the bus 9.
  • the current I opt _Dc flowing in the secondary bridge 52 is unidirectional.
  • the polarity of the voltage V opt DC is therefore constant.
  • the current I opt _Dc is bidirectional.
  • the optimizer 5 operates in either load mode bus 9 by the power supplied by the channel i belongs to the optimizer 5 ;, either unloading the bus 9 by supplying power to the chain i to which belongs the optimizer 5 ;.
  • Each of the primary bridge 51 and the secondary bridge 52 allows to apply to the terminals of the optimizer 5 an alternating voltage pulsed pulses.
  • the leakage inductance of the optimizer 5 combined with the additional inductance referenced 54 of the primary bridge 51 makes it possible to select the waveforms of the circulating currents through the optimizer 5.
  • the inductance 54 of the primary bridge 51 influences the shape of the current and the power transfer.
  • the optimizer 5 comprises resonant structures. Thus, a gentle switching of certain switches can be achieved, which reduces the switching losses and thus improve the performance of the optimizer 5.
  • the system 1 comprises a control module 70 in two parts:
  • a first part 71 controls the inverter 7 as a function of the bus 9;
  • a second part 72 controls each optimizer 5; according to each other.
  • the system 1 comprises sensors (not shown) making it possible to measure the parameters of the system 1.
  • the first part 71 comprises sensors able to measure the following parameters:
  • a power control of the buses 4, 9 is performed in order to reduce the sensitivity of the regulation to the low frequency oscillations generated by the disturbances and imperfections of the filtering.
  • the input voltage (V; nv _ DC ) of the inverter 7 is regulated by a cascade of linear regulators.
  • energy error are understood in the sense of difference between a desired value or setpoint and the value measured by the sensors.
  • setpoints are referenced with a star (*) in subscript.
  • a first regulator Regl takes as input the stored energy error (E opt DC * - E opt DC mes ) on the bus 9 common to the optimizers 5 and outputs a stored energy setpoint (E inv DC *) to string terminals i.
  • a second regulator Reg2 takes as input the stored energy error (E inv DC * - E inv DC mes ) at the terminals of the chains i and delivers at the output a setpoint of current AC I inv three-phase to be exchanged between the inverter 7 and the external network 2.
  • a third regulator Reg3 takes as input the AC current error (I; nv * - I mv mes ) and outputs a modulating voltage setpoint V mo ( j)
  • the modulating voltage setpoint V mo ( j is here turned into trigger signals by a Pulse Width Modulation (or PWM for "Pulse Width Modulation").
  • the modulating voltage setpoint V mo ( j is supplied to the control input of the inverter 7.
  • the association of the third regulator Reg3 and the transformation of the signals by PWM can be replaced by a hysteresis control taking the current error input (Ii nv * - I mv mes ) and delivering the trigger signals directly.
  • the regulators Regl, Reg2 and Reg3 are set with response times different from each other in order to dissociate their dynamics.
  • a very low response time for the current regulation (third regulator Reg3), a mean response time for the second regulator Reg2 and a longer response time for the first regulator Reg1 are selected.
  • the response times between the three regulators Reg1, Reg2 and Reg3 are at least a factor of ten different from one another.
  • the inverter 7 can operate at unity or fixed power factor, or be controlled independently of the active and reactive powers. Only the active power exchange contributes to the regulation of the input DC voltage of the inverter 7.
  • the system is furthermore equipped with a synchronization part of the inverter 7 with the external network 2 in order to control the phases of the AC currents injected towards the general bus 2.
  • a phase-locked loop or PLL for "Locked-Loop Phase”
  • the synchronization portion of the inverter 7 with the external network 2, in particular by PLL, is known in itself.
  • the current reference is generated such that the inverter 7 does not produce reactive power (unit power factor): the phase of the injected current is synchronized and identical to the phase of the measured voltage
  • a reactive current loop can be added so as to vary at will the phase of the current and therefore the reactive power exchanged with the external network 2.
  • a non-unitary fixed power factor can be selected .
  • Compensator-type controls synchronous synchronous can be implemented (or STATCOM for "Static synchronous Compensator”) to contribute to the voltage adjustment of the external network 2.
  • the physical behavior of the inverter 7 can be modeled by a transfer function H inv which inputs the external network voltage 2 into AC current and the semiconductor gate signals, and outputs the voltage across the channels. i DC current.
  • the second part 72 comprises sensors capable of measuring the following parameters:
  • Each optimizer 5 is controlled by means of a dedicated MPPT algorithm taking the voltage V str as input; and the current I str j of the chain i to which it belongs.
  • the MPPT algorithm provides as setpoint the reference voltage V opt str j * to be injected by the optimizer 5; at the output in the chain i.
  • the shape of the control is adapted according to the topology of the optimizer 7.
  • the topology described with reference to FIG. 2 can be, for example, controlled by phase shift keying (or PSM for "Phase-Shift Modulation”).
  • PSM Phase-Shift Modulation
  • the output of the MPPT algorithm here takes the form of a phase shift ⁇ ; between the primary and secondary voltages of the medium-frequency transformer, generated by each bridge.
  • the phase shift setpoint makes it possible to synthesize the gate signals to components of each optimizer 5, here components in the form of semiconductors.
  • the response time is here selected to be less than the response time of the energy regulation of the bus 9, for example by a factor greater than or equal to ten.
  • the stability of Optimizer 5 control is improved.
  • the control of the general bus 2 can be considered substantially constant.
  • a global transfer function H opt representing all the optimizers 5 can be adopted for the physical representation of the system 1. It admits as inputs the voltages V str ; and currents I str j of each of the optimizers 5 as well as the associated gate signals, and outputs the voltage of the bus 9.
  • V inv DC represents the controlled parameter of the input voltage of the inverter 7, that is to say the control voltage of the general bus 4 of the inverter 7,
  • f represents the intensity of the current flowing through a panel j of the chain i
  • g represents a theoretical voltage making it possible to reach a maximum power output, or MPP, for the panels j of a chain i, the MPP being a function of the irradiation E t and of the temperature 0j of the panels j of a chain i.
  • the inverter 7 is controlled over time by modulating the voltage V; nv D c of the inverter input 7.
  • V; nv D c serves as a control parameter of the inverter 7.
  • the voltage setpoint value V; nv D c is established by a method called cascade of regulators.
  • the voltage reference value V; nv D c can be established by other numerical methods, for example methods of solving an optimization problem or genetic algorithm.
  • the common bus 9 then becomes a means of transmitting power differences from one string to another string.
  • the bus 9 as well as the optimizers 5 can therefore be arranged (in particular by their size and their performance) to support and transmit powers much lower than the nominal powers of the chains i.
  • Equation I The function g of equation I can be likened to the voltage corresponding to the MPP of each chain i.
  • the current flowing through a panel j is identical to the current flowing through the chain i as a whole. This corresponds to the following equations:
  • Equation I is therefore equivalent to the following equation:
  • equation I also implies compliance with the following equation:
  • the inter-channel power compensation combined with the power converters fitted to the optimizers 5 and the temporal voltage control of the input of the inverter 7 make it possible to limit the dimensioning of the components of the system 1.
  • the components of the system 1, in particular the bus 9 and the optimizers 5, must be able to support the transport of power quantities which correspond to power differences between two temporarily unbalanced channels. Such amounts generally represent a small portion of the nominal power of a chain i, for example, supporting operation at a voltage of a few volts may be sufficient. On the contrary, it is unnecessary for the components of the system 1, in particular the bus 9 and the optimizers 5, to be able to support the transport of power quantities of the order of the total nominal power of a channel i, generally with voltages between 800 and 1500 volts. Optimizers 5 low voltage and therefore inexpensive can dynamically place each string i under the operating conditions of its MPP and thus improve the efficiency of the system 1. The optimizers 5 transmitting only a portion of the power total nominal value of a chain, the losses inherent in the transformation are also reduced, which further improves the efficiency of the installation.
  • System 1 may therefore be devoid of external power source.
  • the system 1 may comprise at least one energy storage device, for example one or several electrochemical type batteries.
  • a storage device may be connected to the bus 9.
  • the charges / discharges of the storage device can be controlled by correspondingly adapting the commands described with reference to FIG. 3.
  • the addition of such devices storage allows, if necessary, to smooth the supply of energy to the external network 2 when the general energy production of the photovoltaic panels varies, independently of any differences between the channels i.
  • the system 1 described here can be implemented in the construction of an installation.
  • System 1 can also be obtained by modifying existing installations. Such modifications are inexpensive and make it possible to improve the efficiency of the installations.
  • centralized UPS installations can be improved by installing optimizers on each string and connecting them to a common bus.
  • the central inverter can then be connected to the control module to receive instructions from the monitoring of the bus 9 as described above.

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Abstract

Un système (1) photovoltaïque comprenant une pluralité de chaînes (i) de panneaux photovoltaïques (3i,j), chacune incluant une sortie d'un optimiseur (5i) et une pluralité de panneaux photovoltaïques (3i,j) montés en série les uns avec les autres. La sortie de chaque optimiseur (5i) étant équipée d'un convertisseur bidirectionnel en puissance. Les optimiseurs (5i) sont alimentés en entrée par une tension d'entrée d'un bus (9) commun aux chaînes (i). Les chaînes (i) sont montées en parallèle les unes des autres et en parallèle avec l'entrée d'un onduleur (7) commun. L'onduleur (7) est relié en sortie à un réseau externe (2). Le système (1) comprend en outre un module de commande agencé de manière à commander la tension en entrée (Vinv_DC) de l'onduleur (7) au cours du temps (t) de manière à annuler, aux pertes près et en moyenne sur une période (T), l'énergie échangée entre les chaînes (i) et le bus (9).

Description

Optimisation de chaînes photovoltaïques à bus partagé
L'invention relève du domaine de la production d'énergie par un ensemble de panneaux photovoltaïques.
Classiquement, dans une installation de production d'énergie électrique par panneaux photovoltaïques, des panneaux sont branchés en série les uns avec les autres pour former une chaîne aux bornes de laquelle une tension exploitable peut être collectée. Plusieurs chaînes sont reliées en parallèle les unes des autres afin d'additionner leurs courants et d'atteindre un niveau de puissance élevée. EP 2 482 420 et l'article intitulé « PV balancers : Concept, architectures, and realization », de HUIMIN ZHOU et al. (DOI : 10.1109/ECCE.2012.6342469 ; ISBN : 978- 1-4673-0802-1) traitent par exemple de telles installations. Dans certains cas, un unique onduleur central est raccordé à l'ensemble des panneaux. Dans ce cas, un unique jeu de capteurs et d'équipements de commande/surveillance peut être suffisant. Une telle solution est donc économique en termes d'installation et de maintenance. Cependant, une défaillance de l'onduleur central entraîne l'arrêt complet de la production d'électricité. En outre, l'onduleur central est dimensionné physiquement pour une puissance totale fixée. Il est donc complexe de modifier l'installation, par exemple par l'ajout de nouveaux panneaux. De telles installations doivent en outre comprendre des équipements, de type diodes anti-retour, agencés entre les chaînes pour empêcher aux chaînes produisant le moins d'absorber le courant issu des chaînes produisant le plus.
Chaque panneau photovoltaïque présente un point de production maximum théorique (ou MPP pour « Maximum Power Point ») défini par des conditions de courant et de tension de fonctionnement. Or, ce MPP varie d'un panneau à un autre et au cours du temps. Le MPP dépend notamment :
- des propriétés intrinsèques d'un panneau, qui peuvent être différentes en fonction des conditions de fabrication, même entre deux modèles théoriquement identiques,
- du vieillissement du panneau,
- de la salissure,
- de l'éclairement (exposé au soleil ou à l'ombre),
- de la température.
Par conséquent, dans une installation de type ferme photovoltaïque, chaque panneau présente un MPP qui lui est propre à chaque instant. Dans les installations équipées d'un unique onduleur central, contrôler l'onduleur central permet, au mieux, de faire varier collectivement les conditions de fonctionnement (courant et tension) de l'ensemble des panneaux. Autrement dit, l'optimiseur central peut être piloté pour que l'ensemble des panneaux fonctionnent sous des conditions proches d'un MPP global et donc différent du MPP de chaque panneau. En pratique, la plupart des panneaux fonctionnent sous des conditions de déséquilibre, c'est-à-dire éloignées de leur MPP propre.
Les pertes liées à ces déséquilibres ne sont pas satisfaisantes. II est possible de faire fonctionner chacun des panneaux dans des conditions de courant et de tension contrôlées individuellement en équipant chaque panneau d'un convertisseur. Un tel convertisseur prend, par exemple, la forme d'un micro-onduleur assurant en outre la conversion du courant continu (DC) en courant alternatif (AC) ou d'un optimiseur assurant seulement une conversion DC/DC. Cependant, le nombre d'optimiseurs et les propriétés des optimiseurs adaptés aux grandes puissances rendent les coûts d'installation et de maintenance de telles installations prohibitifs, en particulier pour les installations de forte puissance.
Des installations présentent une architecture formant un compromis entre les deux architectures décrites ci-avant. De telles installations comprennent :
- un onduleur par chaîne (ou « string inverter ») commandé pour que les panneaux de la chaîne fonctionnent sous des conditions au plus proche d'un MPP de la chaîne, ou bien
- un onduleur pour un groupe de quelques chaînes (ou « multi-string ») où chaque chaîne est reliée à un onduleur commun par l'intermédiaire d'un hacheur DC/DC, le hacheur étant commandé pour que les panneaux de la chaîne fonctionnent sous des conditions au plus proche d'un MPP de la chaîne. L'onduleur et/ou le hacheur sont par exemple commandés au moyen d'algorithmes de recherche du MPP (ou MPPT pour « Maximum Power Point Tracking »).
Enfin, il a été proposé d'insérer sur chaque chaîne une source externe de tension afin de pouvoir fournir en sortie de l'installation une puissance correspondant au besoin. Ainsi, en cas de défaillance de certaines des chaînes, les sources externes pallient au manque de puissance. La présence de sources externes disponibles est une contrainte.
L'invention vient améliorer la situation. Il est proposé un système photovoltaïque comprenant une pluralité de chaînes de panneaux photovoltaïques, chaque chaîne incluant une sortie d'un optimiseur et une pluralité de panneaux photovoltaïque montés en série les uns avec les autres. La sortie de chaque optimiseur est équipée d'un convertisseur bidirectionnel en puissance. Les optimiseurs sont alimentés en entrée par une tension d'entrée d'un bus commun aux chaînes. Les chaînes sont montées en parallèle les unes des autres et en parallèle avec l'entrée d'un onduleur commun. L'onduleur est relié en sortie à un réseau externe. Le système comprend en outre un module de commande agencé de manière à commander la tension en entrée de l'onduleur au cours du temps de manière à annuler, aux pertes près et en moyenne sur une période, l'énergie échangée entre les chaînes et le bus. L'équation suivante est respectée :
Figure imgf000005_0001
dans laquelle
- 1 représente la variable de temps,
- Vinv DC représente le paramètre commandé de la tension d'entrée de l'onduleur,
- f représente l'intensité du courant traversant un panneau,
- g représente une tension théorique permettant d'atteindre un maximum en puissance fournie pour les panneaux d'une chaîne, la tension théorique étant fonction de l'ensoleillement Et et de la température 0j des panneaux de la chaîne. Un tel système permet de réduire les pertes en assurant dynamiquement des conditions de fonctionnement des panneaux de chaque chaîne proches du MPP de la chaîne. Le système ne nécessite pas d'équiper chaque panneau d'un convertisseur, ce qui serait coûteux. Le système peut être dépourvu de source externe de tension. Un dysfonctionnement d'une chaîne n'empêche pas le reste de l'installation de continuer de fonctionner. L'installation peut aisément être modifiée, par exemple pour ajouter de nouvelles chaînes, sans que des adaptations importantes des équipements présents ne soient nécessaires. Les différences de puissances entre les différentes chaînes du système sont faibles à chaque instant. Ainsi, le dimensionnement des composants peut être limité. Autrement dit, les composants ayant une fonction de blocage de tension n'ont pas besoin de supporter des tensions de l'ordre de la tension aux bornes d'une chaîne qui peut atteindre entre 800 et 1 500 Volts. Des composants moins coûteux capables de supporter des tensions de l'ordre de quelques volts sont suffisants. Les caractéristiques suivantes peuvent, optionnellement, être mises en œuvre. Elles peuvent être mises en œuvre indépendamment les unes des autres ou en combinaison les unes avec les autres : - La tension d'entrée de l'onduleur est régulée par une cascade de régulateur linéaires. Une telle régulation a montré une bonne réactivité et une amélioration des performances de l'installation dans des simulations menées par la demanderesse.
- La cascade de régulateurs linéaire comprend :
- un premier régulateur prenant en entrée l'erreur d'énergie stockée sur le bus commun aux optimiseurs et délivrant en sortie une consigne d'énergie stockée aux bornes des chaînes,
- un second régulateur prenant en entrée l'erreur d'énergie stockée aux bornes des chaînes et délivrant en sortie une consigne de courant alternatif triphasé à échanger entre l'onduleur et le réseau externe, et
- un troisième régulateur prenant en entrée l'erreur en courant alternatif et délivrant en sortie une consigne de tension modulante.
Ceci permet de réguler de manière cohérente les unes avec les autres chacune des parties de l'installation.
- Les régulateurs sont réglés avec des temps de réponses différents les uns des autres. Le décalage temporel des temps de réponse permet d'assurer une bonne stabilité de l'ensemble de la régulation. - La tension de sortie de chaque optimiseur est régulée par l'application d'un algorithme de recherche de point maximum de puissance dont les données d'entrée comprennent la tension aux bornes de l'ensemble des panneaux de la chaîne et l'intensité de la chaîne. Ainsi, les propriétés correspondant au MPP d'une chaîne sont établies en fonction de la tension aux bornes de la chaîne et donc au plus proche des conditions réelles.
- La phase du courant injecté sur le réseau externe via l'onduleur est synchronisée sur la phase de la tension du réseau externe. Le déphasage courant/tension étant contrôlé, la puissance réactive échangée avec le réseau externe peut être contrôlée selon les besoins (facteur de puissance unitaire, consigne de puissance réactive fixe ou établie par une loi de réglage de tension). - Le temps de réponse du régulateur de la tension de sortie de chaque optimiseur est sélectionné inférieur au temps de réponse d'une régulation de l'énergie du bus. Le découplage des dynamiques de chaque boucle cascadée permet d'assurer une bonne stabilité de l'ensemble de la régulation.
- Les convertisseurs bidirectionnels en puissance des optimiseurs incluent une structure à double ponts complets. La bidirectionnalité en puissance permet un échange d'énergie réversible entre chaînes. Ainsi, une chaîne peut passer d'un état de surproduction d'énergie par rapport aux autres chaînes pour compenser une sous-production d'autres chaînes à un état de sous- production d'énergie par rapport aux autres chaînes pour être compensée par une surproduction d' autres chaînes et vice versa.
- La structure à double ponts complets comprend des interrupteurs commandables tête-bêche agencés de manière à permettre une inversion de polarité de la tension de sortie. Les interrupteurs commandables tête-bêche constituent un moyen simple, peu coûteux et fiable de permettre une inversion de polarité. Ceci est particulièrement efficace pour former des convertisseurs bidirectionnels en puissance. - La structure à double ponts complets comprend des interrupteurs de type transistor/diode antiparallèle agencés de manière à permettre une inversion de la polarité du courant d'entrée. L'inversion du sens du courant au niveau du pont secondaire permet le transfert de puissance réversible entre l'optimiseur et le bus partagé. - Les convertisseurs bidirectionnels en puissance sont isolés galvaniquement. L'isolation galvanique permet un bon filtrage des parasites entre une chaîne et le reste du système. Elle est par exemple assurée par un transformateur moyenne fréquence.
- La tension en entrée de l'onduleur est commandée au cours du temps par l'intermédiaire d'un signal de commande reçu par un régulateur de la tension du bus. Ceci permet notamment de rendre une installation standard conforme au système en remplaçant une ligne de commande d'un onduleur central existant par une sortie d'un module de commande conforme à l'invention. Les opérations à mettre en œuvre sont alors simplifiées. Selon un autre aspect, il est proposé un procédé, mis en œuvre par des moyens informatiques, de pilotage d'une pluralité de chaînes. Chaque chaîne inclut une sortie d'un optimiseur et une pluralité de panneaux photovoltaïques montés en série les uns avec les autres. Les chaînes sont montées en parallèle les unes des autres et en parallèle avec l'entrée d'un onduleur commun. Le procédé comprend :
- ajuster une tension en entrée de l'onduleur au cours du temps de manière à annuler, aux pertes près et en moyenne sur une période, l'énergie échangée entre les chaînes et un bus commun aux chaînes. L'équation suivante est respectée :
Figure imgf000008_0001
dans laquelle
- 1 représente la variable de temps,
- Vinv DC représente le paramètre commandé de la tension d'entrée de l'onduleur,
- f représente l'intensité du courant traversant un panneau,
- g représente une tension théorique permettant d'atteindre un maximum en puissance fournie pour les panneaux d'une chaîne, la tension théorique étant fonction de l'ensoleillement Et et de la température 0j des panneaux de la chaîne.
Selon un autre aspect, il est proposé un programme d'ordinateur apte à être mis en œuvre en un procédé de pilotage d'une pluralité de panneaux photovoltaïques tel que ceux définis dans les présentes. Selon encore un autre aspect, il est proposé un support d'enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme comprenant des instructions pour la mise en œuvre d'un des procédés proposés dans les présentes.
D'autres caractéristiques, détails et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l'analyse des dessins annexés, sur lesquels :
- la figure 1 montre un schéma électrique d'un système selon l'invention ;
- la figure 2 montre un schéma d'un optimiseur selon l'invention ; et
- la figure 3 montre un diagramme fonctionnel d'un module de commande d'un système selon l'invention.
Les dessins et la description ci-après contiennent, pour l'essentiel, des éléments de caractère certain. Ils pourront donc non seulement servir à mieux faire comprendre la présente invention, mais aussi contribuer à sa définition, le cas échéant. L'invention porte au moins en partie sur un agencement de composants électroniques. Dans la suite, et sauf mention contraire, les composants et les liaisons électriques sont décrits dans l'hypothèse de fonctionnements théoriques parfaits. Par conséquent, lorsque des comparaisons et des égalités sont mentionnées, notamment en tension ou en intensité, celles-ci s'entendent « aux pertes près ».
Le système 1 dont le schéma est représenté en figure 1 comprend une pluralité de chaînes (« string » an anglais). Sur la figure 1 , seules les chaînes numérotées 1 , 2 et n sont représentées, n représentant le nombre total de chaînes. Dans la suite, l'indice i est utilisé pour identifier chaque chaîne, avec i étant un entier compris entre 1 et n. Chaque chaîne i comprend une pluralité de panneaux photo voltaïques 3. Pour faciliter la compréhension, chaque chaîne i de l'exemple de la figure 1 comprend un nombre identique m de panneaux 3. En variante, les chaînes i peuvent comprendre des nombres de panneaux 3 différents les unes des autres. Dans la suite, l'indice j est utilisé pour identifier chaque panneau d'une chaîne i, avec j étant un entier compris entre 1 et m. Par conséquent, chaque panneau 3 du système 1 peut être identifié par le couple d'indice i, j. Les panneaux 3 sont donc référencés 3y.
Les panneaux 3y- d'une même chaîne i sont montés en série les uns avec les autres. La tension aux bornes de l'ensemble des panneaux 3y- d'une chaîne i est référencée Vstri j. La tension Vstri j aux bornes de l'ensemble des panneaux 3y- d'une chaîne i correspond à la somme des tensions Vy aux bornes de chacun des panneaux 3y de la chaîne i (Vstri ; = J> = l 1 Vi )-
Chaque chaîne i comprend en outre au moins un optimiseur 5; respectif. La sortie de chaque optimiseur 5; est reliée en série à l'ensemble des panneaux 3y de la chaîne i respective. Autrement dit, une chaîne i comprend, branchés en série les uns aux autres, l'ensemble des panneaux 3y de la chaîne i et la sortie de l'optimiseur 5;. Ainsi, la tension aux bornes d'une chaîne i est égale à la somme de la tension Vstr j et de la tension Vopt str ; de sortie de l'optimiseur 5;. Dans l'exemple de la figure 1 , chaque optimiseur 5; est branché à une extrémité de la chaîne i. Ainsi, les optimiseurs 5; peuvent être aisément regroupés, ce qui facilite les opérations d'installation et de maintenance et réduit la quantité de câblage en entrée des optimiseurs 5;. En variante, les optimiseurs 5; peuvent être branchés entre deux panneaux 3y, 3y+i d'une chaîne i et/ou en des positions différentes d'une chaîne i à l'autre.
Les chaînes i sont montées en parallèle les unes des autres. Les chaînes i sont en outre montées en parallèle avec un onduleur 7, en particulier en parallèle avec l'entrée de l'onduleur 7. L'onduleur 7 peut être vu comme une interface entre le système 1 en courant continu (DC) et une partie aval du réseau électrique en courant alternatif (AC), ou réseau externe 2, à laquelle la puissance produite par le système 1 est fournie.
La tension en entrée de l'onduleur 7 est référencée V;nv Dc- La tension d'entrée V;nv Dc forme une commande en tension. Autrement dit, la tension Vinv DC en entrée de l'onduleur 7 est commandée au cours du temps. Le temps est référencé t dans la suite. Le branchement en parallèle des chaînes i et de l'onduleur 7 peut être vu comme formant un bus général 4. La tension commandée Vinv DC aux bornes des chaînes i et en entrée de l'onduleur 7 correspond alors à celle du bus général 4. Aux pertes près, la tension (Vstr ; + Vopt str ;) aux bornes de chaque chaîne i est égale à chaque instant à la tension Vinv DC en entrée de l'onduleur 7. Le courant traversant chaque chaîne i est référencé Istr j. Aux pertes près, le courant total Iinv fourni en entrée de l'onduleur 7 est égal à la somme des courants Istr j traversant chacune des chaînes i
Figure imgf000010_0001
Le système 1 comprend en outre un bus 9 commun aux optimiseurs 5;. Le bus 9 présente une tension référencée Vopt DC. Chaque optimiseur 5; est alimenté en entrée par le bus 9 et donc ici par la tension d'entrée Vopt DC commune à toutes les chaînes i. Le bus 9 commandant les optimiseurs 5 est distinct du bus général 4 commandant l'onduleur 7. II est maintenant fait référence à la figure 2 représentant en détail un exemple d'un optimiseur 5 pouvant former l'un au moins des optimiseurs 5i de chaîne i de la figure 1. L'optimiseur 5 forme, ici, un hacheur ou convertisseur DC-DC. L'optimiseur 5 est équipé d'un convertisseur bidirectionnel en puissance. Dans les exemples décrits ici, l'optimiseur 5 est isolé galvaniquement, ce qui permet de limiter la propagation des perturbations d'une chaîne à l'autre. L'isolation galvanique est par exemple assurée par un transformateur moyenne fréquence. On entend par moyenne fréquence une fréquence plus élevée que celle du réseau externe, à savoir usuellement 50Hz ou 60Hz pour les réseaux électriques de distribution, mais inférieure aux radiofréquences (incompatibles avec les composants de puissance). Le transformateur moyenne fréquence est adapté à la fréquence de découpage des ponts de semi- conducteurs. L'utilisation d'une fréquence plus élevée que celle du réseau externe permet de réduire la taille et le poids des enroulements et éléments magnétiques, réduisant de ce fait le coût et l'encombrement du système complet. L'optimiseur 5 présente une structure à double ponts complets (ou DAB pour « Dual Active-Bridge »). Une telle structure permet de contrôler le transfert de puissance entre l'entrée et la sortie d'un transformateur à moyenne fréquence. En variante, l'optimiseur 5 peut présenter d'autres structures qu'un DAB formant un convertisseur bidirectionnel en puissance.
Dans l'exemple décrit ici, l'optimiseur 5 comprend un pont primaire 51 du côté de la sortie vers la chaîne i à laquelle il est relié (à gauche sur la figure 2) et un pont secondaire 52 du côté de l'entrée vers le bus 9 auquel il est relié (à droite sur la figure 2). Le pont primaire 51 est traversé par le courant Istr de la chaîne i à laquelle il est relié et fournit en sortie la tension Vopt _str. Le pont secondaire 52 est traversé par le courant Iopt_Dc du bus 9 auquel il est relié et reçoit en entrée la tension VopLDC.
À la différence d'un DAB classique, le pont primaire 51 est ici équipé d'interrupteurs commandables tête -bêche. Ainsi, la polarité de la tension Vopt str peut être inversée à volonté. Dans le pont primaire 51, le courant Istr circulant dans la chaîne i est unidirectionnel. En inversant la polarité de la tension Vopt_str à volonté, il est donc possible de faire changer à volonté le sens du flux de puissance transitant par l'optimiseur 5.
Le pont secondaire 52 comprend des associations transistor/diode classiques. Par exemple, la structure du pont secondaire 52 comprend des interrupteurs de type transistor/diode antiparallèle agencés de manière à permettre une inversion de la polarité du courant d'entrée. L'inversion du sens du courant au niveau du pont secondaire 52 permet le transfert de puissance réversible entre l'optimiseur et le bus 9.
Le courant Iopt_Dc circulant dans le pont secondaire 52 est unidirectionnel. La polarité de la tension Vopt DC est donc constante. Le courant Iopt_Dc est bidirectionnel. En fonction du sens du courant Iopt_Dc dans une inductance référencée 53 du pont secondaire 52, l'optimiseur 5 fonctionne soit en mode chargement du bus 9 par la puissance fournie par la chaîne i à laquelle appartient l'optimiseur 5;, soit en mode déchargement du bus 9 par fourniture de puissance à la chaîne i à laquelle appartient l'optimiseur 5;. Chacun du pont primaire 51 et du pont secondaire 52 permet d'appliquer aux bornes de l'optimiseur 5 une tension alternative puisée en créneaux. L'inductance de fuite de l'optimiseur 5 combinée à l'inductance additionnelle référencée 54 du pont primaire 51 permet de sélectionner les formes d'onde des courants circulants à travers l'optimiseur 5. Aux défauts près et dans le cas d'un optimiseur 5 théorique parfait, seule l'inductance 54 du pont primaire 51 influe sur la forme du courant et sur le transfert de puissance. Dans des variantes, l'optimiseur 5 comprend des structures résonantes. Ainsi, une commutation douce de certains interrupteurs peut être atteinte, ce qui permet de réduire les pertes par commutation et donc d'améliorer les performances de l'optimiseur 5.
Il est maintenant fait référence à la figure 3. Le système 1 comprend un module de commande 70 en deux parties :
- une première partie 71 commande l'onduleur 7 en fonction du bus 9 ; et
- une deuxième partie 72 commande chaque optimiseur 5; en fonction les uns des autres.
Le système 1 comprend des capteurs (non représentés) permettant la mesure des paramètres du système 1. En particulier, la première partie 71 comprend des capteurs aptes à mesurer les paramètres suivants :
- la tension continue V;nv Dcmes du bus général 4 (aux bornes des chaînes i) ;
- la tension alternative Vgrid du réseau externe 2 (ici en triphasée) en sortie de l'onduleur 7 ; et
- la tension continue Vopt_Dcmes du bus 9 commun.
À partir des mesures de tensions DC, un contrôle en énergie des bus 4, 9 est effectué afin de réduire la sensibilité de la régulation aux oscillations basse fréquence générées par les perturbations et imperfections du filtrage.
Dans l'exemple qui suit, la tension d'entrée (V;nv _DC) de l'onduleur 7 est régulée par une cascade de régulateurs linéaires. Dans la suite, les termes « d'erreur d'énergie » s'entendent au sens de différence entre une valeur souhaitée ou de consigne et la valeur mesurée par les capteurs. En outre, les valeurs de consigne sont référencées avec une étoile (*) en indice. Un premier régulateur Regl prend en entrée l'erreur d'énergie stockée (Eopt DC* - Eopt DC mes) sur le bus 9 commun aux optimiseurs 5 et délivre en sortie une consigne d'énergie stockée (Einv DC*) aux bornes des chaînes i. Un second régulateur Reg2 prend en entrée l'erreur d'énergie stockée (Einv DC* - Einv DC mes) aux bornes des chaînes i et délivre en sortie une consigne de courant AC Iinv triphasé à échanger entre l'onduleur 7 et le réseau externe 2. Un troisième régulateur Reg3 prend en entrée l'erreur en courant AC (I;nv* - Imv mes) et délivre en sortie une consigne de tension modulante Vmo(j. La consigne de tension modulante Vmo(j est ici transformée en signaux de gâchette par une Modulation à Largeur d'Impulsion (ou PWM pour « Puise Width Modulation »). La consigne de tension modulante Vmo(j est fournie en entrée de commande de l'onduleur 7.
En variante, l'association du troisième régulateur Reg3 et de la transformation des signaux par PWM peut être remplacée par un contrôle en hystérésis prenant en entrée l'erreur en courant (Iinv* - Imv mes) et délivrant directement les signaux de gâchette.
Afin d'assurer la stabilité du contrôle en cascade, les régulateurs Regl, Reg2 et Reg3 sont réglés avec des temps de réponses différents les uns des autres afin de dissocier leurs dynamiques. Dans l'exemple décrit ici, on sélectionne un temps de réponse très faible pour la régulation en courant (troisième régulateur Reg3), un temps de réponse moyen pour le second régulateur Reg2 et un temps de réponse plus long pour le premier régulateur Regl. De préférence, les temps de réponse entre les trois régulateurs Regl, Reg 2 et Reg 3 sont différents d'au moins un facteur dix les uns par rapport aux autres. Ainsi, les itérations successives de commande de l'onduleur 7 (ou boucles externes) peuvent être assimilées, du point de vue de la boucle de commande de la première partie 71, à un gain unitaire, c'est-à-dire une réponse quasi instantanée et sans erreur.
En fonction des commandes appliquées à l'onduleur 7, l'onduleur 7 peut fonctionner à facteur de puissance unitaire ou fixe, ou être commandé indépendamment des puissances actives et réactives. Seul l'échange de puissance active participe à la régulation de la tension DC d'entrée de l'onduleur 7.
Le système est en outre équipé d'une partie de synchronisation de l'onduleur 7 avec le réseau externe 2 afin de maîtriser les phases des courants AC injectés vers le bus général 2. Par exemple, une boucle à verrouillage de phase (ou PLL pour « Phase Locked-Loop ») peut être mise en œuvre. La partie de synchronisation de l'onduleur 7 avec le réseau externe 2, notamment par PLL, est connue en soit. Dans le contrôle 71 proposé ici, la référence de courant est générée de telle sorte que l'onduleur 7 ne produise pas de puissance réactive (facteur de puissance unitaire) : la phase du courant injecté est synchronisée et identique à la phase de la tension mesurée sur le réseau externe 2. En variante, une boucle de courant réactif peut être ajoutée de manière à faire varier à volonté la phase du courant et donc la puissance réactive échangée avec le réseau externe 2. Un facteur de puissance fixe non unitaire peut être sélectionné. Des commandes de type compensateur synchrone statique peuvent être mis en œuvre (ou STATCOM pour « Static synchronous Compensator ») afin de contribuer au réglage de tension du réseau externe 2.
Le comportement physique de l'onduleur 7 peut être modélisé par une fonction de transfert Hinv admettant en entrée la tension du réseau externe 2 en courant AC et les signaux de gâchette des semi-conducteurs, et délivrant en sortie la tension aux bornes des chaînes i en courant DC.
En particulier, la deuxième partie 72 comprend des capteurs aptes à mesurer les paramètres suivants :
- la tension continue Vopt str mes à la sortie côté chaîne i de chaque optimiseur 5 ;
- la tension continue Vstr et le courant Istr de chaque groupe de panneaux 3; sur une chaîne i ; et
- la tension continue Vopt DC mes du bus 9.
Dans l'exemple d'écrit ici, la tension continue V;nv Dc du bus général 4 est connue et égale à la somme de la tension continue Vopt_str à la sortie côté chaîne i de chaque optimiseur 5 et de la tension continue Vstr du groupe de panneaux 3; sur la chaîne i respective (V;nv Dc = Vopt_strj + Vstr j). Par conséquent, un capteur unique peut être suffisant parmi celui mesurant Vopt_str et celui mesurant Vstr. En outre, limiter le nombre de capteurs réduit le coût et les risques de disfonctionnement.
Chaque optimiseur 5 est commandé au moyen d'un algorithme MPPT dédié prenant en entrée la tension Vstr ; et le courant Istr j de la chaîne i à laquelle il appartient. L'algorithme MPPT fournit en tant que consigne la tension de référence Vopt str j* à injecter par l'optimiseur 5; en sortie dans la chaîne i.
La forme de la commande est adaptée en fonction de la topologie de l'optimiseur 7. Ici la topologie décrite relativement à la figure 2 (DAB) peut être, par exemple, commandée par modulation par déphasage (ou PSM pour « Phase-Shift Modulation »). La sortie de l'algorithme MPPT prend ici la forme d'un déphasage φ; entre les tensions primaire et secondaire du transformateur moyenne-fréquence, générées par chaque pont. La consigne de déphasage permet de synthétiser les signaux de gâchette à destination de composants de chaque optimiseur 5, ici des composants sous forme de semi-conducteurs.
Le temps de réponse est, ici, sélectionné inférieur au temps de réponse de la régulation de l'énergie du bus 9, par exemple d'un facteur supérieur ou égal à dix. Ainsi, la stabilité du contrôle des optimiseurs 5 est améliorée. Comparativement à la commande du bus commun 9, la commande du bus général 2 peut être considérée comme sensiblement constante.
Une fonction de transfert globale Hopt représentant l'ensemble des optimiseurs 5 peut être adoptée pour la représentation physique du système 1. Elle admet comme entrées les tensions Vstr ; et courants Istr j de chacun des optimiseurs 5 ainsi que les signaux de gâchettes associés, et a pour sortie la tension du bus 9.
L'onduleur 7 est commandé au cours du temps t de manière à annuler, aux pertes près et sur une période T, l'énergie échangée entre les chaînes i et le bus 9. Ceci est réalisé par le respect de l'équation I suivante : dt = 0
Figure imgf000015_0001
Dans l'équation I,
- 1 représente la variable de temps,
- Vinv DC représente le paramètre commandé de la tension d'entrée de l'onduleur 7, c'est-à-dire la tension de commande du bus général 4 de l'onduleur 7,
- f représente l'intensité du courant traversant un panneau j de la chaîne i,
- g représente une tension théorique permettant d'atteindre un maximum en puissance fournie, ou MPP, pour les panneaux j d'une chaîne i, le MPP étant fonction de l'ensoleillement Et et de la température 0j des panneaux j d'une chaîne i.
L'onduleur 7 est commandé au cours du temps par modulation de la tension V;nv Dc d'entrée de l'onduleur 7. Autrement dit, V;nv Dc sert de paramètre de commande de l'onduleur 7. Dans l'exemple de module de commande 70 décrit ci-avant et relatif à la figure 3, la valeur de consigne de tension V;nv Dc est établie par une méthode dite de cascade de régulateurs. En variante, la valeur de consigne de tension V;nv Dc peut être établie par d'autres méthodes numériques, par exemple des méthodes de résolution d'un problème d'optimisation ou d'algorithmique génétique.
Commander la tension d'entrée de l'onduleur 7 de manière à annuler, en moyenne sur le temps, la puissance échangée entre les chaînes i d'une part et le bus 9 d'autre part, conduit à ce que les échanges d'énergies aient lieu seulement entre les chaînes i elles-mêmes. Le bus commun 9 devient alors un moyen de transmettre des différences de puissance d'une chaîne à une autre chaîne. Le bus 9 ainsi que les optimiseurs 5 peuvent donc être agencés (notamment par leur dimensionnement et leurs performances) pour supporter et transmettre des puissances bien plus faibles que les puissances nominales des chaînes i.
La fonction g de l'équation I peut être assimilée à la tension correspondant au MPP de chaque chaîne i. Le courant traversant un panneau j est identique au courant traversant la chaîne i dans son ensemble. Ceci correspond aux équations suivantes :
t) = VM l pp {t)
f o 9 (E ®i, t) = f { M l PP {t)) = iitr {t)
L'équation I est donc équivalente à l'équation suivante :
[Vinv_Dc (t) - ¾pp( ] r( ) dt = 0
Figure imgf000016_0001
Par construction, l'équation suivante est respectée :
Figure imgf000016_0002
Or, aux pertes près, la commande des optimiseurs 5 permet d'atteindre le MPP pour chaque chaîne i. Par conséquent, on respecte l'équation suivante :
Vsltr {t) = VM l PP {t) L'équation I est donc équivalente à l'équation suivante :
Volpt_str .t Isltr (t) j dt = 0
Figure imgf000016_0003
Et donc, l'équation I est aussi équivalente à l'équation suivante relative à la puissance Po l ut de sortie d'un optimiseur 5 :
Figure imgf000017_0001
En valeur moyenne et aux pertes près, les puissances en entrée et en sortie d'un optimiseur 5 sont identiques. Par conséquent, l'équation I implique aussi le respect de l'équation suivante :
Figure imgf000017_0002
La puissance moyenne échangée par l'ensemble des chaînes i avec le bus 9 est donc nulle aux pertes près. Par conséquent, le respect de l'équation I permet de dispenser le système 1 d'une source de puissance externe.
Les compensations de puissance inter-chaînes, combinées aux convertisseurs de puissance équipant les optimiseurs 5 et à la commande temporelle en tension de l'entrée de l'onduleur 7 permettent de limiter le dimensionnement des composants du système 1.
Les composants du système 1, en particulier le bus 9 et les optimiseurs 5, doivent être en mesure de supporter le transport de quantités de puissances qui correspondent à des différences de puissance entre deux chaînes i temporairement déséquilibrées. De telles quantités représentent généralement une faible portion de la puissance nominale d'une chaîne i, par exemple supporter un fonctionnement sous une tension de quelques volts peut être suffisant. Au contraire, il est inutile que les composants du système 1, en particulier le bus 9 et les optimiseurs 5, soient en mesure de supporter le transport de quantités de puissances de l'ordre de la puissance nominale totale d'une chaîne i, généralement avec des tensions comprises entre 800 et 1 500 volts. Des optimiseurs 5 à faible teneur en tension et donc peu coûteux permettent de placer dynamiquement chaque chaîne i dans les conditions de fonctionnement de son MPP et donc d'améliorer le rendement du système 1. Les optimiseurs 5 ne transmettant qu'une portion de la puissance nominale totale d'une chaîne, les pertes inhérentes à la transformation sont aussi réduites, ce qui améliore encore le rendement de l'installation.
Un des avantages du système 1 est son autonomie par auto-alimentation inter-chaînes. Le système 1 peut donc être dépourvu de source de puissance externe. En variante, le système 1 peut comprendre au moins un dispositif de stockage d'énergie, par exemple une ou plusieurs batteries de type électrochimique. Par exemple, un dispositif de stockage peut être raccordé au bus 9. Dans un tel cas, les charges/décharges du dispositif de stockage peuvent être commandées en adaptant en conséquence les commandes décrites relativement à la figure 3. L'ajout de tels dispositifs de stockage permet, au besoin, de lisser la fourniture d'énergie au réseau externe 2 lorsque la production générale d'énergie des panneaux photovoltaïques varie, et ce indépendamment d'éventuelles différences entre les chaînes i.
Le système 1 décrit ici peut être mis en œuvre à la construction d'une installation. Le système 1 peut aussi être obtenu en modifiant des installations existantes. De telles modifications sont peu coûteuses et permettent d'améliorer l'efficacité des installations. Par exemple, des installations à onduleur centralisé peuvent être améliorées en installant des optimiseurs sur chaque chaîne et en les raccordant à un bus commun. L'onduleur central peut alors être relié au module de commande pour recevoir des consignes issues de la surveillance du bus 9 tel que cela est décrit ci-avant.
L'invention ne se limite pas aux exemples de systèmes décrits ci-avant, seulement à titre d'exemple, mais elle englobe toutes les variantes que pourra envisager l'homme de l'art dans le cadre de la protection recherchée.

Claims

Revendications
1. Système (1) photo voltaïque comprenant une pluralité de chaînes (i) de panneaux photovoltaïques (3y), chaque chaîne (i) incluant une sortie d'un optimiseur (5;) et une pluralité de panneaux photovoltaïques (3y) montés en série les uns avec les autres, chaque optimiseur (5;) étant équipé d'un convertisseur bidirectionnel en puissance (51), les optimiseurs (5;) étant alimentés en entrée par une tension d'entrée (Vopt DC) d'un bus (9) commun aux chaînes (i), les chaînes (i) étant montées en parallèle les unes des autres et en parallèle avec l'entrée d'un onduleur (7) commun, l'onduleur (7) étant apte à être relié en sortie à un réseau externe (2), le système (1) comprenant en outre un module de commande (70) agencé de manière à commander la tension en entrée (Vinv DC) de l'onduleur (7) au cours du temps (t) de manière à annuler, aux pertes près et en moyenne sur une période (T), l'énergie échangée entre les chaînes (i) et le bus (9), par le respect de l'équation suivante :
Figure imgf000019_0001
dans laquelle
- 1 représente la variable de temps,
- V;nv DC représente le paramètre commandé de la tension d'entrée de l'onduleur (7),
- f représente l'intensité du courant traversant un panneau (j),
- g représente une tension théorique permettant d'atteindre un maximum en puissance fournie (MPP) pour les panneaux (j) d'une chaîne (i), la tension théorique étant fonction de l'ensoleillement Et et de la température 0j des panneaux (j) de la chaîne (i).
2. Système (1) selon la revendication 1, dans lequel la tension d'entrée (Vinv DC) de l'onduleur (7) est régulée par une cascade de régulateur linéaires.
3. Système (1) selon la revendication 2, dans lequel la cascade de régulateurs linéaire comprend :
- un premier régulateur (Regl) prenant en entrée l'erreur d'énergie stockée (Eopt DC* - Eopt DC mes) sur le bus (9) commun aux optimiseurs (5;) et délivrant en sortie une consigne d'énergie stockée (Einv DC*) aux bornes des chaînes (i),
- un second régulateur (Reg2) prenant en entrée l'erreur d'énergie stockée (Einv Dc* - Einv Dcmes) aux bornes des chaînes (i) et délivrant en sortie une consigne de courant alternatif (Iinv) triphasé à échanger entre l'onduleur (7) et le réseau externe (2), et - un troisième régulateur (Reg3) prenant en entrée l'erreur en courant alternatif (I;nv* - Iinv mes) et délivrant en sortie une consigne de tension modulante (Vmo(j).
4. Système (1) selon la revendication 3, dans lequel les régulateurs (Regl, Reg2, Reg3) sont réglés avec des temps de réponses différents les uns des autres.
5. Système (1) selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la tension de sortie ( OpLstr) de chaque optimiseur (5;) est régulée par l'application d'un algorithme de recherche de point maximum de puissance (MPPT) dont les données d'entrée comprennent la tension (Vstr j) aux bornes de l'ensemble des panneaux (3y) de la chaîne (i) et l'intensité (Istr j) de la chaîne (i).
6. Système (1) selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la phase du courant injecté sur le réseau externe (2) via l'onduleur (7) est synchronisée sur la phase de la tension sur le réseau externe (2).
7. Système (1) selon la revendication 6 dans lequel le temps de réponse du régulateur de la tension de sortie (VOpLstr) de chaque optimiseur (5;) est sélectionné inférieur au temps de réponse d'une régulation de l'énergie du bus (9).
8. Système (1) selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les convertisseurs bidirectionnels en puissance incluent une structure à double ponts complets (DAB).
9. Système (1) selon la revendication 8 dans lequel la structure à double ponts complets (DAB) comprend des interrupteurs commandables tête -bêche agencés de manière à permettre une inversion de polarité de la tension de sortie (VOpt str).
10. Système (1) selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel la structure à double ponts complets (DAB) comprend des interrupteurs de type transistor/diode anti-parallèle agencés de manière à permettre une inversion de la polarité du courant d'entrée (Vopt DC).
11. Système (1) selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les convertisseurs bidirectionnels en puissance sont isolés galvaniquement.
12. Système (1) selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la tension en entrée (V;nv DC) de l'onduleur (7) est commandée au cours du temps (t) par l'intermédiaire d'un signal de commande reçu par un régulateur de la tension du bus (9).
13. Procédé, mis en œuvre par des moyens informatiques, de pilotage d'une pluralité de chaînes (i), chaque chaîne (i) incluant une sortie d'un optimiseur (5;) et une pluralité de panneaux photovoltaïque (3ij) montés en série les uns avec les autres, les chaînes (i) étant montées en parallèle les unes des autres et en parallèle avec l'entrée d'un onduleur (7) commun, le procédé comprenant :
- ajuster une tension en entrée (Vinv DC) de l'onduleur (7) au cours du temps (t) de manière à annuler, aux pertes près et en moyenne sur une période (T), l'énergie échangée entre les chaînes (i) et un bus (9) commun aux chaînes (i), par le respect de l'équation suivante :
Figure imgf000021_0001
dans laquelle
- 1 représente la variable de temps,
- V;nv DC représente le paramètre commandé de la tension d'entrée de l'onduleur (7),
- f représente l'intensité du courant traversant un panneau (j),
- g représente une tension théorique permettant d'atteindre un maximum en puissance fournie (MPP) pour les panneaux (j) d'une chaîne (i), la tension théorique étant fonction de l'ensoleillement Et et de la température 0j des panneaux (j) de la chaîne (i).
14. Programme informatique caractérisé en ce qu'il comporte des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon la revendication 13, lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
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