WO2017055701A1 - Commande en puissance, perfectionnée, d'un ensemble de panneaux photovoltaïques pour la participation au réglage de fréquence sans recours à un moyen de stockage - Google Patents

Commande en puissance, perfectionnée, d'un ensemble de panneaux photovoltaïques pour la participation au réglage de fréquence sans recours à un moyen de stockage Download PDF

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WO2017055701A1
WO2017055701A1 PCT/FR2016/052279 FR2016052279W WO2017055701A1 WO 2017055701 A1 WO2017055701 A1 WO 2017055701A1 FR 2016052279 W FR2016052279 W FR 2016052279W WO 2017055701 A1 WO2017055701 A1 WO 2017055701A1
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power
voltage
frequency
panels
reserve
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PCT/FR2016/052279
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Laurent CAPELY
Gauthier DELILLE
Marjorie COSSON
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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
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to the management of a photovoltaic installation, of electricity production, comprising at least one inverter ensuring the connection between the (or) panel (s) photovoltaic (s) of the installation and a routing network electricity.
  • It relates more particularly to a method allowing such facilities to participate in the regulation of the frequency of the network without recourse to a storage means.
  • the above-mentioned frequency adjustment services are intended to help stabilize the frequency of the network around a nominal frequency (for example 50 Hz). To do this, producers (especially conventional producers in France) are asked if there is an under-frequency on the network (which is symptomatic of a lack of production in the system), to temporarily increase their production. .
  • a conventional producer can do this by setting the nominal setpoint of his installation below the maximum power of the plant. For example, if the frequency is below its nominal value of 50 Hz, for example 49.8 Hz, then it is desired that the installation produce more electrical energy to ensure that the frequency of the network returns. at its nominal value of 50 Hz. Inversely, the producers may be asked, in the event of an over-frequency on the network (greater than 50 Hz: for example 50.2 Hz), to temporarily reduce their production.
  • the dynamic frequency support by a very fast release of the reserve makes it possible to improve the quality of supply in sensitive networks, such as island systems, by intervening very quickly following a disturbance.
  • photovoltaic installations are usually controlled so that their photovoltaic panels extract at each moment the maximum of the available solar power.
  • the type of control algorithm usually used to achieve this control is called “Maximum Power Point Tracking"("MPPT" below) and consists of finding the maximum power provided by each panel, depending on the voltage applied to its terminals. The associated operating point is called “Maximum Power Point"("MPP” below).
  • the present invention improves the situation. It proposes to build power reserve on a photovoltaic installation and optimize its constitution, so as to limit the lost energy and maximize the availability of the reserve. It aims for this purpose a method, implemented by computer means, piloting the power production of photovoltaic panels by adjusting a voltage applied to the panels, the method comprising:
  • the measured powers are recorded in a correspondence table as a function of the voltages applied, and at least in step c) the corresponding power value is searched in the correspondence table. setpoint for, if necessary, apply the corresponding voltage in the table to this set power value.
  • this embodiment proposes to use the voltage sweep already made in step a) in particular to find the voltage value that corresponds to the desired power, and possibly in a general manner, to any power to be supplied. at any moment.
  • the desired power value is absent from the abovementioned correspondence table, it is possible, for example, to vary the voltage in successive steps in step c) to reach the desired power value.
  • the voltage corresponding to the reference power is sought from voltages higher than the optimal voltage ⁇ ⁇ ). It is in this embodiment to be located "right" of the MPP (in Figure 4), in order to take advantage of the steep slope of variation of the power as a function of the voltage to reduce the scanning time.
  • the panels are applied a voltage greater than the identified voltage (V MPP ).
  • step a) it may be advantageous then to apply in step a) successive steps of decreasing voltage (and thus start from the "right" voltages of FIG. 4 to the left), particularly when step a ) is reiterated for the implementation of step e).
  • the desired power value (PR PP ) is chosen as a fraction of the maximum power (for example 95%). Alternatively, it may be below this value by subtracting a fixed value D as described later.
  • the method further comprises a step of comparing the maximum available power value (PMPP) with a minimum threshold power, and in the case of maximum available power less than this threshold power, it is applied to step c) a voltage (V MPP ) to provide a desired power corresponding to said maximum available power (PMPP) -
  • V MPP voltage
  • Such an embodiment is not to use the reserve mode if the power output is below a defined power threshold under which the contribution from installation to dynamic support and / or frequency tuning of the network would be negligible.
  • a delay is applied after step c), then step e) is performed. For example, it is possible to measure the elapsed time since the last execution of steps a) to c), and if this time exceeds a predefined threshold, steps a) to c) are repeated as part of the execution of step e).
  • steps a) to c) are repeated as part of the execution of step e).
  • step d) the measurement (preferably permanent in step d)) of the frequency / network is not subject to this delay, which makes it possible to adjust the voltage setpoint at any time, and from there, the reserve of power according to this measurement.
  • this step d) is then preferably carried out in parallel with the recurrent step e) in order, for example, to provide without delay the reserve enabling the network to be supported, without waiting for a delay.
  • a frequency band around the nominal frequency of the network for which the voltage applied in step d) corresponds to the power setpoint it is possible to provide a frequency band around the nominal frequency of the network for which the voltage applied in step d) corresponds to the power setpoint.
  • the nominal value for example 50 Hz
  • an amount (in absolute value) lower than a threshold for example 0.1 or 0.2 Hz
  • the applied voltage remains that corresponding to the target power, and as long as this difference in frequency remains lower (in absolute value) than the aforementioned threshold.
  • the photovoltaic panels are connected to at least one inverter, the method being implemented by said inverter.
  • steps a) to c) at least are implemented by each inverter, in turn.
  • the central control unit can authorize the execution of steps a) to c) by each inverter, in turn, according to a list of inverters stored in memory of the central control unit (for example a FIFO ).
  • the present invention also relates to an inverter, as such, for the implementation of the method presented above.
  • the OND inverter comprises for this purpose a processing circuit including for example, as illustrated in FIG.
  • a processor PROC and a working memory MEM (able to further store instructions of a computer program for executing the method of the invention), as well as an INT interface for controlling the photovoltaic panels to which the OND inverter is connected.
  • the inverter may further comprise conventional means of an inverter (not shown in Figure 9) and typically having a DC converter AC.
  • the present invention also aims at a central control unit (SC, FIG. 10), comprising, for example, a communication interface INT2 with several inverters OND1, OND2, and a processing circuit including for example a processor PROC2, a working memory MEM2 and , in a particular embodiment described above, a memory (for example of the FIFO type) for keeping the above-mentioned list of inverters up to date, for the implementation of the method explained above.
  • SC central control unit
  • the working memories MEM, MEM2 typically store instructions of a computer program for the implementation of the method presented above, when this program is executed by a processor.
  • the present invention also aims at such a computer program comprising instructions for the implementation of the method above, when the program is executed by a processor.
  • Figure 5 shows a possible flow diagram of such a computer program.
  • FIG. 1 illustrates the evolution of the power produced by a photovoltaic panel as a function of the voltage at its terminals, hereinafter referred to as the P (V) curve
  • FIG. 2 illustrates an example of a connection diagram of a photovoltaic farm to the electrical network
  • FIGS. 3a and 3b illustrate the respective curves P (V), with respectively an increase in the power produced as a function of the irradiation (G) and a decrease in the power produced as a function of the temperature (T),
  • FIG. illustrates in a curve P (V) the respective positions of the maximum point in power MPP and operating point in "reserve" mode according to the invention, denoted RPP, in an embodiment where the set point has been chosen such that VRP P > V MPP ,
  • FIG. 5 illustrates the main steps of the method according to one embodiment of the invention, for carrying out a voltage sweep in order to reach the RPP reserve mode
  • FIG. 6 represents a mask for the release of the primary frequency reserve as a function of the variations of frequencies Af on the network, in an exemplary embodiment where only the "reserve up" mode is presented,
  • FIG. 7 corresponds to a irradiation profile as a function of time, during a day of sunshine with a few cloudy periods (between 15 and 17 hours),
  • FIGS. 8a and 8b represent the effective reserve as a percentage of the maximum available power P M pp for an objective of 4.25% of reserve, taking into account the sweeps (ordinate to zero typically in FIG. 8a), respectively for a farm with a single inverter ( Figure 8a) and for a farm with ten inverters in the example shown ( Figure 8b),
  • FIG. 9 diagrammatically illustrates an inverter in the sense of the invention
  • FIG. 10 schematically illustrates a central control unit of a plurality of OND1, OND2 inverters, within the meaning of the invention.
  • FIG. 2 illustrates a photovoltaic farm comprising photovoltaic photovoltaic panels controlled by voltage, in clusters, with an OND inverter, the inverters themselves being connected to a connection transformer TRA on the network.
  • the OND inverters can also communicate with a control unit SC (or “central supervisor” hereinafter) as described below.
  • the possible solutions could be to replace the usual operating mode optimal, aiming for maximum power output, by the aforementioned mode, said "reserve”.
  • the operating point In reserve mode, the operating point can therefore be set so that the power produced is less than the maximum power available. The difference between this maximum and the power produced corresponds to the reserve available to support the network in the event of a network frequency drop.
  • a proposed upward reserve strategy for a PV farm is to set the operating point to a constant fraction of the open circuit voltage (given in the PV panel technical documentation).
  • This technique allows to deviate from the MPP but does not allow to know or maintain the reserve volume during changes in sunlight and temperature. It is therefore impossible for a producer to value this reserve (in the current French system, known).
  • the voltage set point can be set from the irradiation measurements.
  • a model of the panels makes it possible to make the link between the measurements and the position of the MPP point and then to determine the voltage setpoint to be imposed. To establish this model, specific and regular tests must be made to take into account the evolution of the behavior of panels with aging. It is also necessary to provide the installation of radiation sensors (pyranometers) in a high proportion of up to one sensor per PV panel. In addition, this method does not take into account the drift of the panel voltage power characteristic with the temperature (see Figure 3b).
  • the present invention overcomes this difficulty by taking into account, in fact, the influence of irradiation and temperature without additional sensor installation or any model implementation, while precise local measurements are difficult to obtain, and the models ask to carry out in-depth and regular tests on each panel to take into account its aging.
  • the invention allows a reserve mode operation based on the measurement of the power produced (available in an inverter connected to the panel (s)) and an accurate estimation of the reserve made without the need for a model of the panels.
  • the difficulty is therefore to release a precise volume of the constituted reserve. To do this, you must have access to the MPP point and the current operating point from the simple measurement of the power and the frequency difference to be achieved without additional sensor).
  • RPP the point of operation in reserve mode
  • VRP P the associated voltage
  • the power reserve P RPP in reserve mode is then given by Ppj.
  • P XP MPP , where P M pp is the maximum available power at the V MPP voltage (at the MPP).
  • FIG. 4 shows that two points correspond to the reference power PRF P.
  • the set point was chosen such that VRP P > V M pp. This choice is justified because the slope of the curve of the power as a function of the voltage (P (V)) is greater after the optimal point MPP than before this point. This difference makes it possible to detect more precisely the operating point in reserve mode.
  • a variation of the irradiation or of the temperature T leads to a variation of power all the more important as the slope is important (FIGS. 3 a and 3b).
  • the set point can be chosen such that VRI> P ⁇ V M pp, which can allow for example to optimize the life of the panels.
  • the treatment in the sense of the invention replaces the operation at the point MPP which aims to maximize the power produced by the installation, by operating in "reserve” mode that can support the network when needed.
  • the operating point is no longer designated as the MPP point, but by the point RPP (for "Reserve Power Point"), the search for this point being referred to below as the RPPT (for "RPP" Tracking ).
  • the processing is based on the operation of a memory arranged in correspondence table or "look-up table" (LUT). It is proposed a scan allowing initially to locate the MPP.
  • the set voltage is then determined from this value VRP P , and frequency deviations ⁇ / possible until the next scan.
  • FIG. 5 summarizes the main steps of the scanning process to identify the reserve mode.
  • a first initialization step SI the data of the table is erased and the current point is postponed on this table, with its values in voltage and in power.
  • step S2 in order to locate the maximum available power, a voltage variation is applied (in negative increment for example) and it is deduced whether the MPP is before or after the current point.
  • AV applied voltage
  • AV ⁇ 0 there is a decrease in power
  • step S3 one continues the incremental displacement in tension in the same direction as that determined in step S2 (positive or negative according to the result of step S2), and that, as long as it is observed a growth of the power. Moreover, during this step S3, each voltage / power point is recorded in the table until it reaches the MPP giving the maximum power PMPP.
  • step S4 arrived at the MPP, we look in the table for the two tensions to control the voltage of the RPP.
  • the operating point is set at the value directly lower than the power PRPP - If the values of the table do not allow to frame ⁇ ⁇ ⁇ , then we resume the sweep, in step S5, in the direction of the increasing tensions, from the point of maximum tension present in the table, until finding the voltage VRP P.
  • step S6 the current voltage setpoint 'set from V RPP (considered constant until the next scan) and the possible deviation of frequency ⁇ / are calculated.
  • this voltage is applied.
  • the triggering of this reserve mode can first be conditioned to an available power threshold (P min ).
  • P min available power threshold
  • the reserve mode is deactivated and replaced by the MPPT mode by applying a voltage V MPP corresponding to the maximum available power P M pp-
  • V MPP voltage corresponding to the maximum available power P M pp-
  • the method of the invention makes it possible to overcome the need for a model of the panel and / or sensors in temperature or irradiation.
  • the scanning is carried out regularly in order to follow any evolutions of the MPP point during the day (and hence from the RPP reserve mode).
  • an optimum is to be found because the scan should not be too frequent elsewhere. Indeed, during a scan, the system deviates from the operating mode imposed RPP reserve mode, which is not desired too frequently to ensure the availability of the reserve.
  • criteria In order to respond to this compromise, it is necessary to choose criteria to trigger a new scan. In one embodiment, the combination of the two following criteria is chosen:
  • step S7 a delay (for example of the order of one hour, or less), so that the scanning is performed after each time delay (step S7), - a relative threshold of power variation produced: typically, if a strong relative variation the power produced has been measured (step S8: OK), then it is deduced that the operating conditions of the panel have changed (following for example the passage of a cloud after a period of strong sunlight). Thus, the MPP point could move. In this case, a new scan is performed. The power variation is calculated relative to the RPP setpoint power obtained during the previous scan.
  • the reserve thus constituted makes it possible to participate in the dynamic support and / or the adjustment of the frequency of the network. To be valued, it must be released in proportion to the fall of the grating frequency ⁇ /, as shown in FIG. 6.
  • the voltage to be applied to release the desired reserve volume is calculated from the voltage V RPP and ⁇ / (step S6). It can be noted in FIG. 5 that step S6 can not be conducted if a scan is in progress. That is why it is better to ensure fast and less frequent scans.
  • step S10 of FIG. 5 the supervisor determines, in step S10 of FIG. 5, whether another inverter is already in the course of a scanning operation. If this is not the case, the supervisor responds favorably to the scan request. Otherwise (KO arrow at the output of test S 10), an identifier of the inverter requiring the scan is placed in a queue of inverters waiting for a scanning authorization. In one embodiment, this queue can be materialized by a FIFO-type memory. In a more sophisticated variant, if inverters have different capacities, the order of priority can be associated with their nominal power in order to maximize the availability of the reserve. This improves the availability of the reserve, thanks to such communication between the inverters and the supervisor.
  • FIG. 7 shows an example of irradiation profile during a day. It appears typically between 15 and 17 hours of strong disturbances of the irradiation, probably due to cloudy periods during a sunny day.
  • FIGS. 8a and 8b compare the percentage reserve for a photovoltaic farm with a single inverter (FIG. 8a) to that produced by a photovoltaic farm with ten inverters (FIG. 8b). It thus appears an efficiency in terms of finding the reserve mode when the farm has a high number of inverters.
  • the only significant disturbance for the farm with ten inverters is the abscissa between 15 and 17 hours (corresponding to the same abscissa of Figure 7).
  • the reserve power values (95% of the maximum power, or others) are given above by way of example.
  • FIGS. 9 and 10 show working memories MEM and MEM2 for storing instructions of the computer program of the invention. Nevertheless, these instructions can be stored on any non-transitory memory medium (removable memory, disk, or other) and the present invention also aims at such a medium.
  • non-transitory memory medium removable memory, disk, or other

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)
  • Control Of Electrical Variables (AREA)

Abstract

L'invention concerne un procédé permettant de constituer de la réserve de puissance sur une installation de panneaux photovoltaïques, consistant à piloter la production de puissance de panneaux photovoltaïques en ajustant la tension qui leur est appliquée et comprenant les étapes successives: a) faire varier (S2) la tension appliquée aux panneaux et mesurer une variation correspondante de puissance fournie par les panneaux, par pas successifs de tension, b) identifier un maximum en puissance fournie (MPP), en fonction d'une tension identifiée (VMPP)> c) faire varier à nouveau la tension (S5, S12) pour atteindre la consigne de puissance (PRPP) permettant de disposer de la réserve souhaitée, en fonction de la fréquence du réseau d'acheminement d'électricité puis les étapes en parallèle, d) mesurer la fréquence du réseau et, au moins en cas de valeur de fréquence inférieure à une valeur seuil, ajuster la tension pour libérer tout ou partie de la réserve selon la déviation de fréquence observée par rapport à la fréquence nominale (Δ f), e) mesurer répétitivement la puissance fournie (P) par les panneaux et lorsque cette puissance s'écarte de la puissance de consigne modulée de la déviation de fréquence, au-delà d'un seuil prédéfini, recommencer les étapes a) à c).

Description

Commande en puissance, perfectionnée, d'un ensemble de panneaux photovoltaïques pour la participation au réglage de fréquence sans recours à un moyen de stockage
La présente invention concerne la gestion d'une installation photovoltaïque, de production d'électricité, comportant au moins un onduleur assurant le raccordement entre le (ou les) panneau(x) photovoltaïque(s) de l'installation et un réseau d'acheminement d'électricité.
Elle concerne plus particulièrement un procédé permettant à de telles installations de participer à la régulation de la fréquence du réseau sans recours à un moyen de stockage.
Actuellement, en France au moins, les services nécessaires au réglage de la fréquence du réseau (généralement autour de 50 Hz en France) sont réalisés essentiellement par les producteurs conventionnels (en charge de la production telle qu'issue de l'hydraulique, du nucléaire, etc.). Les producteurs d'énergies de type « énergies renouvelables fatales » (éolien, photovoltaïque, etc.) en sont dispensés.
Les services précités de réglage de la fréquence ont pour but d'aider à stabiliser la fréquence du réseau autour d'une fréquence nominale (par exemple 50 Hz). Pour ce faire, il est demandé aux producteurs (notamment les producteurs conventionnels en France), en cas de constat d'une sous-fréquence sur le réseau (symptomatique d'un manque de production dans le système), d'augmenter provisoirement leur production.
Un producteur conventionnel peut y procéder en fixant le point de consigne à fréquence nominale de son installation en-dessous de la puissance maximale de celle-ci. Ainsi par exemple, si la fréquence est en-dessous de sa valeur nominale de 50 Hz, par exemple 49,8 Hz, alors il est souhaité que l'installation produise davantage d'énergie électrique pour faire en sorte que la fréquence du réseau revienne à sa valeur nominale de 50 Hz. Inversement, il peut être demandé aux producteurs, en cas de constat d'une sur-fréquence sur le réseau (supérieure à 50 Hz : par exemple 50,2 Hz), de diminuer provisoirement leur production.
En outre, le soutien dynamique à la fréquence par une libération très rapide de la réserve permet d'améliorer la qualité de fourniture dans les réseaux sensibles, comme les systèmes insulaires, en intervenant très rapidement suite à une perturbation. Du fait de leur exemption de participation au réglage de fréquence, les installations photovoltaïques sont habituellement pilotées pour que leurs panneaux photovoltaïques extraient à chaque instant le maximum de la puissance solaire disponible. Le type d'algorithme de commande habituellement utilisé pour réaliser ce pilotage est appelée « Maximum Power Point Tracking » (« MPPT » ci-après) et consiste en la recherche du maximum de puissance fournie par chaque panneau, en fonction de la tension appliquée à ses bornes. Le point de fonctionnement associé est appelé « Maximum Power Point » (« MPP » ci-après). Cependant, avec le développement massif des énergies renouvelables sur les réseaux électriques, il est de plus en plus souvent demandé aux nouvelles installations (y compris celles de type à « énergies renouvelables fatales ») de participer au soutien dynamique et/ou au réglage de la fréquence. Dans le cas d'une sur-fréquence, des solutions existent pour diminuer temporairement la puissance produite par des producteurs d'énergie renouvelable fatale. Dans le cas de producteurs exploitant l'énergie éolienne par exemple, des solutions spécifiques telles que modifier l'angle de calage des pales des turbines éoliennes pour ne produire qu'une part donnée de la puissance disponible, ont été imaginées pour diminuer la production. Dans le cas de producteurs exploitant l'énergie photovoltaïque, on peut diminuer la puissance produite par un onduleur en s 'écartant de la tension correspondant au point de fonctionnement MPP des panneaux l'alimentant (« VMPP » ci-après). Cette stratégie permet de diminuer rapidement la production en cas de sur-fréquence et donc de limiter les hausses de fréquence du réseau. Cependant, ces solutions permettent uniquement de participer à la réserve dite "à la baisse" (c'est-à-dire de diminuer la production quand la fréquence augmente).
Pour étendre ce principe à la réserve à la hausse, il faut être capable de conserver une marge entre la puissance disponible et la puissance réellement injectée au réseau. La variabilité des ressources primaires (vent, soleil, etc.) rend particulièrement difficile cette constitution de réserve.
La solution technique souvent retenue pour répondre à cette difficulté et contribuer au soutien dynamique et/ou au réglage de fréquence consiste à ajouter un dispositif de stockage au sein de l'installation. Néanmoins, elle présente comme inconvénient majeur l'investissement supplémentaire à réaliser.
Afin de contourner cette difficulté, il doit être envisagé une modification intrinsèque du fonctionnement des producteurs d'énergie renouvelable et donc une modification des algorithmes de commande habituels (par exemple MPPT).
La présente invention vient améliorer la situation. Elle propose de constituer de la réserve de puissance sur une installation photovoltaïque et d'en optimiser la constitution, de façon à limiter le productible perdu et à maximiser la disponibilité de la réserve. Elle vise à cet effet un procédé, mis en œuvre par des moyens informatiques, de pilotage de production de puissance de panneaux photovoltaïques en ajustant une tension appliquée aux panneaux, le procédé comprenant :
- les étapes successives :
a) faire varier la tension appliquée aux panneaux et mesurer une variation correspondante de puissance fournie par les panneaux, par pas successifs de tension,
b) identifier un maximum en puissance fournie (notée ci-après PMpp), en fonction d'une tension identifiée (notée VMPP), et
c) faire varier à nouveau la tension pour atteindre une consigne de puissance (notée PRPP) permettant de disposer d'une réserve souhaitée en fonction d'une mesure de fréquence de réseau d'acheminement d'électricité,
- puis, les étapes menées en parallèle :
d) mesurer la fréquence de réseau d'acheminement d'électricité et, au moins en cas de valeur de fréquence inférieure à une valeur seuil, ajuster la tension appliquée aux panneaux pour libérer tout ou partie de la réserve selon une déviation de fréquence par rapport à une fréquence nominale (notée Δ /),
e) mesurer répétitivement la puissance fournie (notée P) par les panneaux et lorsque ladite puissance fournie s'écarte de la puissance de consigne (éventuellement modulée de la déviation de fréquence), au-delà d'un seuil prédéfini, recommencer les étapes a) à c).
Ainsi, on constitue une réserve en se plaçant en-dessous de la puissance maximale disponible {PMPP) Pour alimenter le réseau en cas de besoin. En outre, cette réserve est déduite directement de la valeur de puissance maximale identifiée pendant le balayage de l'étape a) jusqu'à l'étape c), sans nécessiter de capteur quelconque, ni de connaissance a priori du comportement des panneaux. Ces avantages sont détaillés dans la description donnée plus loin en référence aux dessins.
Dans une réalisation, au moins à l'étape a), on enregistre dans une table de correspondance les puissances mesurées en fonction des tensions appliquées, et au moins à l'étape c) on recherche dans ladite table de correspondance la valeur de puissance de consigne pour, le cas échéant, appliquer la tension correspondant dans la table à cette valeur de puissance de consigne.
Ainsi, cette réalisation propose de se servir du balayage en tension déjà réalisé à l'étape a) notamment pour y retrouver la valeur de tension qui correspond à la puissance de consigne, et possiblement d'une manière générale, à une puissance quelconque à fournir à tout instant. Dans le cas où la valeur de puissance de consigne est absente de la table de correspondance précitée, on peut par exemple faire varier la tension par pas successifs à l'étape c) pour atteindre la valeur de puissance de consigne.
Dans une réalisation, on cherche la tension correspondant à la puissance de consigne parmi les tensions supérieures à la tension optimale ΥΜΡΡ). n s'agit dans cette réalisation de se situer « à droite » du MPP (sur la figure 4), afin de profiter de la forte pente de variation de la puissance en fonction de la tension pour diminuer le temps de balayage.
Ainsi dans cette réalisation, pour atteindre la puissance de consigne à l'étape c), on applique aux panneaux une tension supérieure à la tension identifiée (VMPP).
Dans une telle réalisation, il peut être avantageux alors d'appliquer à l'étape a) des pas successifs de tension décroissante (et partir donc des tensions « à droite » de la figure 4 vers la gauche), notamment lorsque l'étape a) est réitérée pour la mise en œuvre de l'étape e).
Dans une réalisation, la valeur de puissance de consigne {PRPP) est choisie comme une fraction de la puissance maximale (par exemple 95%). Dans une variante, elle peut être en-dessous de cette valeur par soustraction d'une valeur fixe D comme décrit plus loin. Dans une réalisation, le procédé comprend en outre une étape de comparaison de la valeur de puissance maximale disponible (PMPP) à une puissance minimum seuil, et en cas de puissance maximale disponible inférieure à cette puissance seuil, on applique à l'étape c) une tension ( VMPP) pour fournir une puissance de consigne correspondant à ladite puissance maximale disponible (PMPP)- Une telle réalisation revient à ne pas utiliser le mode de réserve si la puissance produite est inférieure à un seuil de puissance défini sous lequel la contribution de l'installation au soutien dynamique et/ou réglage de fréquence du réseau serait négligeable. Dans une réalisation, on applique une temporisation après l'étape c), puis on opère l'étape e). Par exemple, on peut mesurer le temps écoulé depuis la dernière exécution des étapes a) à c), et si ce temps dépasse un seuil prédéfini, on recommence les étapes a) à c) dans le cadre de l'exécution de l'étape e). Une telle réalisation permet d'optimiser la disponibilité de la réserve, malgré les variations des conditions extérieures (conditions d'ensoleillement, température courante, ou autres).
En revanche, la mesure (préférentiellement permanente à l'étape d)) de la fréquence / du réseau n'est pas soumise à cette temporisation, ce qui permet d'ajuster à tout moment la consigne de tension, et de là, la réserve de puissance en fonction de cette mesure /. On comprendra que cette étape d) est alors préférentiellement menée en parallèle de l'étape récurrente e) afin par exemple de fournir sans délai la réserve permettant de soutenir le réseau, sans attendre de temporisation.
Dans une réalisation particulière, on peut prévoir une bande de fréquence autour de la fréquence nominale du réseau pour laquelle la tension appliquée à l'étape d) correspond à la consigne de puissance. Ainsi, si la fréquence s'écarte de la valeur nominale (par exemple de 50 Hz), d'une quantité (en valeur absolue) inférieure à un seuil (par exemple 0,1 ou 0,2 Hz), la tension appliquée reste celle correspondant à la puissance de consigne, et ce tant que cet écart en fréquence reste inférieur (en valeur absolue) au seuil précité. Une telle réalisation permet d'éviter de solliciter trop l'installation.
Dans une réalisation, les panneaux photovoltaïques sont reliés à au moins un onduleur, le procédé étant mis en œuvre par ledit onduleur. Dans une telle réalisation, pour gérer une ferme de panneaux photovoltaïques comprenant plusieurs groupes de panneaux reliés à plusieurs onduleurs respectifs, les étapes a) à c) au moins sont mises en œuvre par chaque onduleur, à tour de rôle. Une telle réalisation permet de ne pas perturber globalement le fonctionnement de la ferme, les onduleurs faisant fonctionner leur groupe de panneaux dans des conditions permettant de disposer de leur réserve, pendant qu'un autre onduleur de la ferme effectue quant à lui le balayage selon les étapes a) à c).
Dans une réalisation, on peut prévoir une unité de commande centrale telle que les onduleurs sont reliés à cette unité de commande centrale, laquelle pilote alors l'exécution des étapes a) à e) par chaque onduleur. Ainsi, l'unité de commande centrale peut autoriser l'exécution des étapes a) à c) par chaque onduleur, à tour de rôle, selon une liste d'onduleurs stockée en mémoire de l'unité de commande centrale (par exemple une FIFO). La présente invention vise aussi un onduleur, en tant que tel, pour la mise en œuvre du procédé présenté ci-avant. L'onduleur OND comporte à cet effet un circuit de traitement incluant par exemple, comme illustré sur la figure 9, un processeur PROC et une mémoire de travail MEM (apte à stocker en outre des instructions d'un programme informatique pour exécuter le procédé de l'invention), ainsi qu'une interface INT de pilotage des panneaux photovoltaïques auxquels est relié l'onduleur OND. Bien entendu, l'onduleur peut comporter en outre des moyens classiques d'un onduleur (non représentés sur la figure 9) et comportant typiquement un convertisseur de courant continu en courant alternatif.
La présente invention vise aussi une unité de commande centrale (SC, figure 10), comportant par exemple une interface de communication INT2 avec plusieurs onduleurs OND1, OND2, et un circuit de traitement incluant par exemple un processeur PROC2, une mémoire de travail MEM2 et, dans une réalisation particulière exposée ci-dessus, une mémoire (par exemple de type FIFO) pour tenir la liste précitée des onduleurs à jour, pour la mise en œuvre du procédé exposé ci-avant.
Les mémoires de travail MEM, MEM2 stockent typiquement des instructions d'un programme informatique pour la mise en œuvre du procédé présenté ci-avant, lorsque ce programme est exécuté par un processeur. A ce titre, la présente invention vise aussi un tel programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé ci-avant, lorsque ce programme est exécuté par un processeur. La figure 5 présente un organigramme possible d'un tel programme informatique.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à l'examen de la description détaillée ci-après, et des dessins annexés sur lesquels :
la figure 1 illustre l'évolution de la puissance produite par un panneau photovoltaïque en fonction de la tension à ses bornes, appelée ci-après courbe P(V),
la figure 2 illustre un exemple de schéma de raccordement d'une ferme photovoltaïque au réseau électrique,
les figures 3a et 3b illustrent les courbes respectives P(V), avec respectivement une augmentation de la puissance produite en fonction de l'irradiation (G) et une diminution de la puissance produite en fonction de la température (T), la figure 4 illustre dans une courbe P(V) les positions respectives du point maximum en puissance MPP et du point de fonctionnement en mode « de réserve » selon l'invention, noté RPP, dans une réalisation où le point de consigne a été choisi tel que VRPP > VMPP,
la figure 5 illustre les principales étapes du procédé selon une forme de réalisation de l'invention, pour effectuer un balayage en tension afin d'atteindre le mode de réserve RPP,
la figure 6 représente un gabarit de libération de la réserve primaire de fréquence en fonction des variations de fréquences Af sur le réseau, dans un exemple de réalisation où seul le mode « de réserve à la hausse » est présenté, la figure 7 correspond à un profil d'irradiation en fonction du temps, pendant une journée d'ensoleillement avec quelques passages nuageux (entre 15 et 17 heures),
les figures 8a et 8b représentent la réserve effective en pourcentage de la puissance maximale disponible PMpp pour un objectif de 4,25 % de réserve, en tenant compte des balayages (ordonnée à zéro typiquement sur la figure 8a), respectivement pour une ferme à un seul onduleur (figure 8a) et pour une ferme à dix onduleurs dans l'exemple représenté (figure 8b),
la figure 9 illustre schématiquement un onduleur au sens de l'invention, la figure 10 illustre schématiquement une unité de commande centrale d'une pluralité d'onduleurs OND1, OND2, au sens de l'invention.
L'invention propose de s'appuyer sur un mode dit « de réserve » ci-après pour constituer une réserve de puissance pouvant être délivrée au réseau en cas de besoin. On a illustré sur la figure 2 une ferme photovoltaïque comprenant des panneaux photovoltaïques PV commandés en tension, par grappes, à un onduleur OND, les onduleurs étant eux-mêmes reliés à un transformateur de raccordement TRA au réseau. Les onduleurs OND peuvent communiquer par ailleurs avec une unité de commande SC (ou « superviseur central » ci-après) comme décrit plus loin.
Dans un tel cas d'une ferme de production d'énergie photovoltaïque, les solutions envisageables pourraient consister à remplacer le mode de fonctionnement usuel optimal, visant une production de puissance maximale, par le mode précité, dit « de réserve ». En mode de réserve, le point de fonctionnement peut donc être réglé de telle manière à ce que la puissance produite soit inférieure au maximum de puissance disponible. L'écart entre ce maximum et la puissance produite correspond à la réserve disponible pour soutenir le réseau en cas de chute de fréquence du réseau. Pour participer efficacement au soutien dynamique et ou au réglage de fréquence à la hausse, il faut néanmoins connaître le volume de réserve qui est disponible à un instant donné. Ceci implique de connaître la position du point MPP (correspondant à une puissance maximale produite) alors que le point de fonctionnement courant est différent.
Par exemple, une stratégie proposée de réserve à la hausse pour une ferme photovoltaïque (ou PV ci-après) consiste à régler le point de fonctionnement à une fraction constante de la tension en circuit ouvert (donnée dans la documentation technique des panneaux PV). Cette technique permet de s'écarter du MPP mais ne permet ni de connaître ni de maintenir le volume de réserve lors des variations d'ensoleillement et de température. H est donc impossible pour un producteur de valoriser cette réserve (dans le système français actuel, connu). Pour maintenir la quantité de réserve souhaitée, on peut régler la consigne de tension à partir des mesures de l'irradiation. Un modèle des panneaux permet de faire le lien entre les mesures et la position du point MPP puis de déterminer la consigne de tension à imposer. Pour établir ce modèle, des tests spécifiques et réguliers doivent être réalisés pour tenir compte de l'évolution du comportement des panneaux avec le vieillissement. Il faut aussi prévoir l'installation de capteurs d'irradiation (pyranomètres) dans une proportion élevée allant jusqu'à un capteur par panneau PV. De plus, cette méthode ne prend pas en compte la dérive de la caractéristique puissance tension du panneau avec la température (cf. figure 3 b).
Pour limiter le nombre de mesures nécessaires et donc faciliter la mise en place de ce suivi, on peut modéliser par interpolation quadratique la courbe caractéristique de la puissance en fonction de la tension (cf. figure 1) afin de pouvoir situer le point de fonctionnement courant et le point MPP. Cette technique ne nécessite aucun capteur supplémentaire mais, par contre, elle ne prend pas en compte l'impact des variations de l'irradiation G et de la température T sur la courbe. De plus, cette technique demande une bonne connaissance du panneau afin d'interpoler précisément la courbe PV.
Ainsi, la présente invention vient surmonter cette difficulté en prenant en compte, de fait, l'influence de l'irradiation et de la température sans installation de capteur supplémentaire ni d'implémentation de modèle quelconque, alors que les mesures locales précises sont difficiles à obtenir, et les modèles demandent de réaliser des tests approfondis et réguliers sur chaque panneau afin de prendre en compte son vieillissement. L'invention permet un fonctionnement en mode de réserve basé sur la mesure de la puissance produite (disponible dans un onduleur connecté au(x) panneau(x)) et une estimation précise de la réserve faite sans besoin de modèle des panneaux.
Ensuite, une fois qu'il est possible de garder de la puissance en réserve, il faut aussi être capable de la libérer en fonction de la chute de fréquence. Par exemple, on peut prévoir de linéariser la courbe de la puissance en fonction de la tension (appelée ci-après « puissance(tension) ») entre le point de fonctionnement courant (avec réserve) et le point MPP, afin de libérer une quantité de réserve proportionnelle aux variations de fréquence. Cette technique a l'avantage d'être simple à mettre en œuvre mais l'erreur d'estimation est d'autant plus importante que l'on se rapproche du point MPP. Une autre approche plus complexe consiste à calculer la consigne de tension en fonction de la position du point de fonctionnement, des variations de fréquence et de l'estimation de réserve disponible. L'invention propose un procédé simple de libération basée sur les mesures disponibles et réactualisées régulièrement afin de limiter l'erreur faite avec une technique de linéarisation de la courbe puissance(tension).
La difficulté est donc de libérer un volume précis de la réserve constituée. Pour ce faire, il faut avoir accès au point MPP et au point de fonctionnement courant à partir de la simple mesure de la puissance et de la différence de fréquence à atteindre et ce sans capteur supplémentaire).
Au sens de la présente invention, le point de fonctionnement en mode de réserve est appelé ci- après "Reserve Power Point" et noté RPP, et la tension associée est notée VRPP. Ainsi, en référence à la figure 4, on note R la fraction de la puissance disponible gardée comme réserve. On pose alors X = 1 - R.
La consigne de puissance PRPP en mode réserve est alors donnée par Ppj.P =X.PMPP, où PMpp désigne la puissance maximale disponible sous la tension VMPP (au point MPP). La figure 4 montre en particulier que deux points correspondent à la puissance de consigne PRFP. Dans une réalisation, le point de consigne a été choisi tel que VRPP > VMpp. Ce choix se justifie car la pente de la courbe de la puissance en fonction de la tension (P(V)) est plus importante après le point optimal MPP qu'avant ce point. Cette différence permet de détecter plus précisément le point de fonctionnement en mode réserve. De plus, une variation de l'irradiation ou de la température T mène à une variation de puissance d'autant plus importante que la pente est importante (figures 3 a et 3b). Il est donc plus facile de suivre les variations du point de réserve RPP au fil de l'utilisation du panneau du fait de l'évolution de l'irradiation par exemple si sa tension est supérieure à la tension optimale VMPP. Dans une réalisation alternative, le point de consigne peut être choisi tel que VRI>P < VMpp, ce qui peut permettre par exemple d'optimiser la durée de vie des panneaux. Ainsi, le traitement au sens de l'invention remplace le fonctionnement au point MPP qui vise à maximiser la puissance produite par l'installation, par un fonctionnement en mode de « réserve » qui permet de soutenir le réseau en cas de besoin. Le point de fonctionnement n'est donc plus désigné comme étant le point MPP, mais par le point RPP (pour « Reserve Power Point »), la recherche de ce point étant désignée ci-après sous le vocable RPPT (pour « RPP » Tracking).
Le traitement s'appuie sur le fonctionnement d'une mémoire agencée en table de correspondance ou « look-up table » (LUT). Il est proposé un balayage permettant dans un premier temps de localiser le MPP. Ainsi, la puissance correspondante PMpp est connue et la puissance de consigne correspondant au mode de réserve PRPP peut être calculée. Dans une réalisation, elle peut correspondre à une fraction de la puissance optimale PRPP = X. PMpp, par exemple 90 ou 95 %. Dans une variante, il peut être choisi un suivi de puissance, tel que la puissance en mode de réserve se situe à une valeur fixe en-dessous de la puissance optimale : PRPP = PMpp - D, D étant une valeur fixe.
Ainsi, après avoir trouvé la puissance maximale disponible PMPP, le traitement balaye différentes tensions par un incrément suffisamment petit jusqu'à trouver une tension telle que la puissance P corresponde à la puissance précitée du mode de réserve P = PRPP
Comme indiqué précédemment, dans une réalisation, il est préféré, après avoir identifié la tension optimale PMPP> de parcourir les tensions successives croissantes, pour identifier la puissance du mode de réserve, car la pente de la variation P(V) est plus raide après la tension optimale (pour des tensions supérieures à V pp) qu'avant la tension optimale (pour des tensions inférieures à VMpp). Une telle disposition permet avantageusement d'identifier plus rapidement la tension correspondant au mode de réserve.
Concernant un détail de réalisation, il peut être prévu avantageusement d'effectuer, pendant la recherche du point optimal VMpp, un stockage en mémoire des valeurs de puissance balayées, en correspondance des tensions successivement appliquées. Une telle disposition permet avantageusement de se servir simplement de ces valeurs pour y identifier la puissance correspondant au mode de réserve PRPP (par exemple une puissance correspondant à une valeur de consigne prédéterminée, par exemple 95 % de la puissance maximale), et de là, la tension VRPP correspondant à ce mode de réserve.
Si à l'occasion de ce premier balayage, une telle valeur de puissance n'avait pas été identifiée, le balayage est effectué :
toujours dans le même sens des tensions croissantes, si le balayage pour trouver la puissance maximale a été effectué dans le sens des tensions croissantes,
à partir du point de plus haute tension de la table et dans le sens des tensions croissantes, si le balayage pour trouver la puissance maximale a été effectué dans le sens des tensions décroissantes,
et ce, jusqu'à trouver la tension VRPP correspondant à la puissance de consigne en mode de réserve PRPP.
La tension de consigne est alors déterminée à partir de cette valeur VRPP , et des déviations de fréquence Δ / éventuelles jusqu'au prochain balayage.
On a résumé sur la figure 5 les principales étapes du traitement de balayage pour identifier le mode de réserve. Au cours d'une première étape d'initialisation SI, on efface les données de la table et on reporte le point actuel sur cette table, avec ses valeurs en tension et en puissance. À l'étape S2, afin de localiser la puissance maximale disponible, on applique une variation de tension (par incrément négatif par exemple) et on en déduit si le MPP est avant ou après le point actuel. Typiquement, si avec l'incrément de tension appliqué AV, avec AV < 0, on aperçoit une décroissance de la puissance, alors on applique un incrément positif AV > 0. Ensuite, pour atteindre le MPP, à l'étape S3, on continue le déplacement par incrément en tension dans le même sens que celui déterminé à l'étape S2 (positif ou négatif selon le résultat de l'étape S2), et ce, tant qu'il est observé une croissance de la puissance. Par ailleurs, au cours de cette étape S3, on enregistre chaque point tension/puissance, dans la table, jusqu'à arriver au MPP donnant la puissance maximale PMPP-
Ensuite, à l'étape S4, arrivé au MPP, on cherche dans la table les deux tensions permettant d'encadrer la tension du RPP. Dans une réalisation, on fixe le point de fonctionnement à la valeur directement inférieure à la puissance PRPP - Si les valeurs de la table ne permettent pas d'encadrer ΡΛρρ, alors on reprend le balayage, à l'étape S5, dans le sens des tensions croissantes, à partir du point de tension maximale présent dans la table, jusqu'à trouver la tension VRPP. À l'étape S6, on calcule la consigne de tension courante 'consigne à partir de VRPP (considérée constante jusqu'au prochain balayage) et de la déviation éventuelle de fréquence Δ /. A l'étape S12, on applique cette tension.
Dans une réalisation, on peut préalablement conditionner le déclenchement de ce mode de réserve (étapes S4 et suivantes) à un seuil de puissance disponible (Pmin). Ainsi, à l'étape S9, tant que la puissance maximale disponible est inférieure à ce seuil Pmin, le mode de réserve est désactivé et remplacé par le mode MPPT en appliquant une tension VMPP correspondant au maximum de puissance disponible PMpp- En effet, si la puissance produite par la ferme photo voltaïque est relativement faible (du fait d'un faible ensoleillement typiquement), il peut être considéré que la participation de la ferme photovoltaïque au soutien dynamique et/ou au réglage de la fréquence n'est pas réellement cruciale. Ainsi, dans cette réalisation, il est possible de désactiver le mode de réserve si la puissance produite est inférieure à un seuil Pmi„ à l'étape S9. Dans ce cas, la ferme photovoltaïque peut fonctionner en mode classique MPP.
Contrairement aux méthodes de l'art antérieur, le procédé de l'invention permet de s'affranchir du besoin d'un modèle du panneau et/ou de capteurs en température ou en irradiation. A cet effet, le balayage est réalisé régulièrement afin de suivre d'éventuelles évolutions du point MPP au cours de la journée (et, de là, du mode de réserve RPP). Toutefois, un optimum est à trouver car le balayage ne doit pas être trop fréquent par ailleurs. En effet, lors d'un balayage, le système s'écarte du mode de fonctionnement imposé en mode de réserve RPP, ce qui n'est pas souhaité trop fréquemment pour assurer la disponibilité de la réserve. Afin de répondre à ce compromis, il convient de choisir des critères pour déclencher un nouveau balayage. Dans une réalisation, on choisit la combinaison des deux critères suivants :
une temporisation (par exemple de l'ordre d'une heure, ou moins), de sorte que le balayage soit réalisé après chaque temporisation (étape S7), - un seuil relatif de variation de puissance produite : typiquement, si une forte variation relative de la puissance produite a été mesurée (étape S8 : OK), alors il en est déduit que les conditions de fonctionnement du panneau ont changé (suite par exemple au passage d'un nuage après une période de fort ensoleillement). Ainsi, le point MPP a pu se déplacer. Dans ce cas, un nouveau balayage est effectué. La variation de puissance est calculée relativement à la puissance de consigne RPP obtenue lors du balayage précédent.
La réserve ainsi constituée permet de participer au soutien dynamique et/ou au réglage de la fréquence du réseau. Pour être valorisée, elle doit être libérée proportionnellement à la chute de la fréquence du réseau Δ/, comme représenté sur la figure 6. Ainsi, en référence à nouveau à la figure 5, dans le cas où une différence de fréquence Δ/ est détectée par rapport à la fréquence nominale 50Hz, la tension à appliquer pour libérer le volume de réserve souhaité est calculée à partir de la tension VRPP et Δ / (étape S6). On peut noter sur la figure 5 que l'étape S6 ne peut pas être menée si un balayage est en cours. C'est pourquoi il est préférable d'assurer des balayages rapides et les moins fréquents possibles. Dans une réalisation, il est possible de prévoir une bande de fréquence autour de la fréquence nominale du réseau (par exemple 50Hz ± 0,2Hz) pour laquelle la tension appliquée reste VRPP afin d'éviter de trop solliciter l'installation.
Bien entendu, réciproquement, dans le cas où la fréquence courante du réseau apparaît supérieur à 50 Hz, il peut être choisi de réduire la puissance délivrée à une valeur encore inférieure à la puissance du mode de réserve PRPP. Ce mode est dit « mode de réserve à la baisse » et il suffit, en pratique, d'étendre la plage de balayage pour identifier ce mode (par exemple à 80 % du mode optimal MPP, après les 95 % du mode de réserve courant RPP).
Comme indiqué précédemment, lorsqu'un onduleur déclenche un balayage, son point de fonctionnement s'écarte temporairement du mode de réserve RPP. Ainsi, pendant quelques dizaines de secondes, le système n'est plus capable d'offrir une puissance de réserve constante au réseau. Par conséquent, dans le cas de plusieurs onduleurs ayant un point commun de raccordement au réseau comme illustré sur la figure 2, si le balayage pour identifier le mode de réserve est appliqué simultanément pour l'ensemble des onduleurs, une telle opération a un impact non négligeable sur la disponibilité de la réserve. Ainsi, le procédé propose d'interdire à plusieurs onduleurs de balayer simultanément pour la recherche du mode de réserve. Cette réalisation permet de limiter l'indisponibilité de la réserve. On prévoit à cet effet une mise en œuvre par une unité de commande centrale (« superviseur central » SC de la figure 2) qui reçoit des onduleurs leur état (en mode réserve ou en cours de balayage) et leurs éventuelles demandes (de balayer ou non). A chaque demande d'un onduleur d'effectuer un balayage, le superviseur détermine, à l'étape S10 de la figure 5, si un autre onduleur est déjà en cours d'opération de balayage. Si tel n'est pas le cas, le superviseur répond favorablement à la demande de balayage. Sinon (flèche KO en sortie du test S 10), un identifiant de l'onduleur requérant le balayage est placé dans une file d'attente des onduleurs attendant une autorisation de balayage. Dans une réalisation, cette file d'attente peut être matérialisé par une mémoire de type FIFO. Dans une variante plus sophistiquée, si des onduleurs sont de capacités différentes, l'ordre de priorité peut être associé à leur puissance nominale afin de maximiser la disponibilité de la réserve. On améliore ainsi la disponibilité de la réserve, grâce à une telle communication entre les onduleurs et le superviseur.
On a représenté sur la figure 7 un exemple de profil d'irradiation au cours d'une journée. Il apparaît typiquement entre 15 et 17 heures de fortes perturbations de l'irradiation, probablement dues à des passages nuageux pendant une journée ensoleillée.
Les figures 8a et 8b comparent alors la réserve en pourcentage pour une ferme photovoltaïque à un seul onduleur (figure 8a) à celle produite par une ferme photovoltaïque à dix onduleurs (figure 8b). Il apparaît ainsi une efficacité en termes de recherche du mode de réserve lorsque la ferme comporte un nombre élevé d'onduleurs. La seule perturbation marquante pour la ferme à dix onduleurs concerne l'abscisse entre 15 et 17 heures (correspondant à la même abscisse de la figure 7).
On notera que cette capacité d'un foisonnement au sein d'une ferme, profitant d'une communication des onduleurs avec une unité de commande centrale (superviseur), peut être étendue à la recherche d'un foisonnement entre fermes. Bien entendu, la présente invention ne se limite pas aux formes de réalisation décrites ci-avant à titre d'exemple ; elle s'étend à d'autres variantes.
Ainsi, par exemple, les valeurs de puissance de réserve (95% de la puissance maximale, ou autres) sont données ci-avant à titre d'exemple.
On a représenté sur les figures 9 et 10 des mémoires de travail MEM et MEM2 pour stocker des instructions du programme informatique de l'invention. Néanmoins, ces instructions peuvent être stockées sur tout support mémoire non transitoire (mémoire amovible, disque, ou autre) et la présente invention vise aussi un tel support.

Claims

Revendications
1. Procédé, mis en œuvre par des moyens informatiques, de pilotage de production de puissance de panneaux photovoltaïques en ajustant une tension appliquée aux panneaux, le procédé comprenant :
- les étapes successives :
a) faire varier la tension appliquée aux panneaux et mesurer une variation correspondante de puissance fournie par les panneaux, par pas successifs de tension,
b) identifier un maximum en puissance fournie (MPP), en fonction d'une tension identifiée (VMPP), et
c) faire varier à nouveau la tension pour atteindre une consigne de puissance (PRPP) permettant de disposer d'une réserve souhaitée en fonction d'une mesure de fréquence de réseau d'acheminement d'électricité,
- puis, les étapes menées en parallèle :
d) mesurer ladite fréquence de réseau d'acheminement d'électricité et, au moins en cas de valeur de fréquence inférieure à une valeur seuil, ajuster la tension appliquée aux panneaux pour libérer tout ou partie de la réserve selon une déviation de fréquence par rapport à une fréquence nominale ( Δ ),
e) mesurer répétitivement la puissance fournie (P) par les panneaux et lorsque ladite puissance fournie s'écarte de la puissance de consigne, au-delà d'un seuil prédéfini, recommencer les étapes a) à c).
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel, à l'étape a), on enregistre dans une table de correspondance (LUT) les puissances mesurées en fonction des tensions appliquées, et à l'étape c) on recherche dans ladite table de correspondance la valeur de puissance de consigne pour, le cas échéant, appliquer la tension correspondant dans la table à cette valeur de puissance de consigne.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel, dans le cas où la valeur de puissance de consigne est absente de la table de correspondance, on fait varier la tension par pas successifs à l'étape c) pour atteindre la valeur de puissance de consigne.
4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, pour atteindre la puissance de consigne à l'étape c), on applique aux panneaux une tension supérieure à la tension identifiée (VMPP).
5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel on applique à l'étape a) des pas successifs de tension décroissante.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la puissance de consigne est choisie comme une fraction de la puissance maximale disponible.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, comprenant en outre une étape de comparaison de la valeur de puissance maximale disponible à une puissance minimum seuil (Pmin), et en cas de puissance maximale disponible inférieure à ladite puissance seuil (S9), on applique à l'étape c) une tension pour fournir une puissance de consigne correspondant à ladite puissance maximale disponible (PMPP)-
8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on applique une temporisation (S7) après l'étape c), puis on opère l'étape e).
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on prévoit une bande de fréquence autour de la fréquence nominale du réseau pour laquelle la tension appliquée (VRPP) à l'étape d) correspond à la consigne de puissance (PRPP).
10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les panneaux photovoltaïques (PV) sont reliés à au moins un onduleur (OND), le procédé étant mis en œuvre par ledit onduleur.
11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel, pour gérer une ferme de panneaux photovoltaïques comprenant plusieurs groupes de panneaux reliés à plusieurs onduleurs respectifs, les étapes a) à c) au moins sont mises en œuvre par chaque onduleur, à tour de rôle.
12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel les onduleurs sont reliés à une unité de commande centrale (SC) pilotant l'exécution des étapes a) à e) par chaque onduleur.
13. Procédé selon la revendication 12, dans lequel l'unité de commande centrale (SC) autorise l'exécution des étapes a) à c) par chaque onduleur, à tour de rôle, selon une liste d'onduleurs stockée en mémoire (FIFO) de l'unité de commande centrale.
14. Onduleur, comportant un circuit de traitement pour la mise en œuvre du procédé selon la revendication 10.
15. Unité de commande centrale (SC), comportant une interface de communication et un circuit de traitement, pour la mise en œuvre du procédé selon l'une des revendications 12 et 13.
16. Programme informatique caractérisé en ce qu'il comporte des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l'une des revendications 1 à 13, lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
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