Brevet FR3149149A1 — publié le 20241129

La présente divulgation concerne un procédé de contrôle d’une puissance injectée par au moins un module de production d’énergie renouvelable dans un micro-réseau électrique îloté par rapport à un réseau de distribution électrique principal. Un tel procédé comprend : une connexion, dans le micro-réseau, d’un système de stockage d’énergie électrique comprenant un module de stockage d’énergie électrique et un onduleur DC/AC, ledit module de stockage d’énergie électrique étant apte à délivrer une tension continue aux bornes dudit onduleur DC/AC, ledit onduleur DC/AC générant une tension alternative apte alimenter le micro-réseau ; un contrôle d’une valeur consigne de fréquence de la tension alternative générée par l’onduleur à partir de lois de contrôle de la valeur consigne de fréquence établies à partir de lois d’évolution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes du module de stockage d’énergie électrique d’une part, et d’un niveau de charge du module de stockage d’énergie électrique d’autre part, les lois d’évolution présentant un cycle d’hystérésis. Figure de l’abrégé : Figure 9 Contrôle d’une puissance injectée par un module de production d’énergie renouvelable dans un micro-réseau électrique par pilotage en fréquence d’un système de stockage d’énergie électrique La présente divulgation relève du domaine des réseaux de distribution électrique, auxquels sont connectés un ou plusieurs modules de production d’énergie renouvelable variable, ENRv, tels que des modules de production d’énergie photovoltaïque ou des modules de production d’énergie électrique d’origine éolienne par exemple. Il est connu de connecter temporairement à un réseau de distribution électrique un ou plusieurs groupes électrogènes, pour compenser un défaut d’approvisionnement en énergie électrique lié à un incident sur le réseau ou à des travaux de maintenance par exemple. Le groupe électrogène alimente alors en énergie électrique une sous-partie de la structure arborescente du réseau de distribution, que l’on qualifie de micro-réseau, et qui se trouve déconnecté temporairement du réseau de distribution électrique principal : on parle alors de micro-réseau électrique îloté. Préalablement à la mise en œuvre d’un tel moyen de réalimentation temporaire en électricité, l’opérateur du réseau de distribution électrique déconnecte tous les modules de production d’énergie renouvelable variable du micro-réseau ayant une puissance installée supérieure à 5kW. En effet, les groupes électrogènes existants ne peuvent pas absorber la puissance de ces modules de production d’énergie renouvelable variable, qu’il est donc nécessaire de déconnecter avant intervention, puis de reconnecter à l’issue de l’intervention sur le micro-réseau. Cette procédure est consommatrice de temps et de ressources humaines. En outre, elle empêche toute production d’énergie électrique par les modules de production d’énergie renouvelable variable, tels que les panneaux photovoltaïques, pendant la durée de l’intervention, ce qui représente une perte financière. Enfin, pendant la durée de l’intervention, l’énergie alimentant le micro-réseau électrique est d’origine fossile, et le groupe électrogène peut générer une pollution liée à la consommation de carburant de type diesel d’une part, et une pollution sonore d’autre part. Pour pallier ces différents inconvénients, une solution avantageuse consiste à remplacer ces groupes électrogènes par des systèmes de stockage d’énergie électrique par batteries, qui peuvent jouer le rôle de sources de tension du micro-réseau îloté. Il est cependant nécessaire de pouvoir piloter par écrêtement la puissance injectée par les modules de production d’énergie renouvelable variable dans le micro-réseau îloté, en fonction de sa charge par exemple, et de les déconnecter du réseau le cas échéant, pour éviter un black-out (en français, panne de courant). Certains modules de production d’énergie renouvelable variable, et notamment d’énergie photovoltaïque, comprennent classiquement un panneau photovoltaïque générant une puissance continue du côté DC d’un onduleur DC/AC, qui la convertit en une puissance AC, avant son injection dans le réseau. Certains de ces onduleurs sont contrôlés au moyen d’une fonction de limitation de puissance, appelée P(f). Dans un micro-réseau (ou en anglais « microgrid »), elle représente un moyen de contrôle indirect de la puissance injectée par ces onduleurs. Ce contrôle est réalisé par la source de tension, autrement dit par l’équipement qui impose la fréquence du micro-réseau, et permet d’imposer une valeur maximale admissible de la puissance injectée par l’onduleur dans le micro-réseau. Si la puissance disponible à un moment donné pour le module de production d’énergie renouvelable est inférieure à cette valeur maximale de puissance imposée par la fonction P(f), la puissance injectée par l’onduleur dans le micro-réseau est égale à la puissance disponible. Dans le cas contraire, elle est limitée à cette valeur maximale de puissance imposée par la fonction P(f). Les lois de contrôle de la puissance injectée dans le réseau en fonction de la fréquence mesurée sur ce dernier, pour la plupart des onduleurs connus, suivent des fonctions affines, comme illustré par la . Dans le cadre de l’utilisation de systèmes de stockage d’énergie électrique par batterie dans un micro-réseau îloté, il a donc été envisagé de piloter indirectement les onduleurs de ces modules de production d’énergie renouvelable variable, via la fréquence imposée sur le micro-réseau par ces systèmes de stockage par batteries, agissant comme sources de tension du micro-réseau. Ainsi, certains de ces systèmes implémentent un réglage de la fréquence « par droop », ou un réglage de courbe de fréquence dédié pour les onduleurs des modules photovoltaïques. Notamment, certains constructeurs ont implémenté une option de réglage de la fréquence des systèmes de stockage par batteries, en fonction de la puissance mesurée aux bornes de la batterie d’une part, et du niveau de charge de la batterie (SoC) d’autre part. Le document de brevet US2019190274A1, intitulé “An Energy Management System And Method For Grid-Connected And Islanded Micro-Energy Generation” (en français « système et procédé de gestion d'énergie pour la mini-génération d'énergie liée au réseau et en mode îlotage ») présente une telle solution. Cependant, cette fonction de réglage de fréquence est alors généralement décrite par une loi de type affine de la fréquence pour les valeurs de puissance absorbée d’une part, et pour les valeurs de niveau de charge de batterie d’autre part (i.e. les fonctions existantes restent limitées à une forme de droite). Dans la mesure où la plupart des onduleurs des modules de production d’énergie renouvelable variable ont également des fonctions affines comme lois de fonctionnement de leur puissance par rapport à la fréquence mesurée, comme indiqué ci-dessus, cette solution de pilotage par la fréquence peut donc s’avérer instable. Notamment, l’un des risques les plus importants d’un pilotage par la fréquence par de tels systèmes de stockage par batterie, dans un micro-réseau îloté comprenant un ou plusieurs modules de production d’énergie renouvelable variable, est celui d’un black-out de micro-réseau, entraînant une déconnexion de tous les clients, et donc une augmentation de l’énergie non distribuée. Un autre effet secondaire possible est la création d’oscillations de puissance (ou pompage) pouvant avoir pour conséquence un cycle de découplage et re-couplage pouvant être sans fin dans certaines conditions. Ces instabilités oscillatoires peuvent être de type amorcées dans le temps (les moins impactantes), de type permanentes (les plus « fatigantes » pour les équipements du réseau), ou encore divergentes (qui peuvent créer une panne de courant généralisée à la suite du dépassement de la puissance maximum absorbée par la batterie). Résumé La présente divulgation vient améliorer la situation. Il est proposé un procédé de contrôle d’une puissance injectée par au moins un module de production d’énergie renouvelable dans un micro-réseau électrique îloté par rapport à un réseau de distribution électrique principal, qui comprend : une connexion, dans le micro-réseau électrique îloté, d’un système de stockage d’énergie électrique comprenant au moins un module de stockage d’énergie électrique et au moins un onduleur DC/AC, ledit module de stockage d’énergie électrique étant apte à délivrer une tension continue aux bornes d’un onduleur DC/AC, ledit onduleur DC/AC générant une tension alternative apte à alimenter le micro-réseau électrique îloté ; un contrôle d’une valeur consigne de fréquence de la tension alternative générée par l’onduleur à partir : d’une première loi de contrôle de la valeur consigne de fréquence établie à partir d’une première loi d’évolution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes du système de stockage d’énergie électrique, la première loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis ; d’une deuxième loi de contrôle de la valeur consigne de fréquence établie à partir d’une deuxième loi d’évolution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’un niveau de charge du module de stockage d’énergie électrique, la deuxième loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis. Selon un autre aspect, il est proposé un système de stockage d’énergie électrique mobile apte à être connecté à un micro-réseau électrique îloté par rapport à un réseau de distribution électrique principal, un tel système de stockage comprenant au moins un module de stockage d’énergie électrique et au moins un onduleur DC/AC, le module de stockage d’énergie électrique étant apte à délivrer une tension continue aux bornes de l’onduleur DC/AC, l’onduleur DC/AC générant une tension alternative apte à alimenter le micro-réseau électrique îloté. Un tel système de stockage comprend un processeur configuré pour exécuter un contrôle d’une valeur consigne de fréquence de la tension alternative générée par l’onduleur à partir : d’une première loi de contrôle de la valeur consigne de fréquence établie à partir d’une première loi d’évolution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes du système de stockage d’énergie électrique, la première loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis ; d’une deuxième loi de contrôle de la valeur consigne de fréquence établie à partir d’une deuxième loi d’évolution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’un niveau de charge du module de stockage d’énergie électrique, la deuxième loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis. Selon un autre aspect, il est proposé un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre de tout ou partie d’un procédé tel que défini dans les présentes lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Selon un autre aspect, il est proposé un support d’enregistrement non transitoire, lisible par un ordinateur, sur lequel est enregistré un tel programme. Ainsi, par rapport aux techniques antérieures, on améliore la stabilité du contrôle par la fréquence de la puissance injectée par les modules de production ENRv dans un micro-réseau îloté, en implémentant, dans le contrôleur d’un système de stockage d’énergie électrique par batterie, une logique de contrôle de la fréquence en fonction de la puissance AC mesurée aux bornes du système de stockage et du niveau de charge de la batterie, qui repose sur des lois d’évolution mettant en œuvre des cycles d’hystérésis. Il est ainsi possible d’accroître la production d’énergie verte dans le micro-réseau îloté, et d’éviter un découplage systématique de tous les producteurs ENRv, sans pour autant risquer le black-out. Les caractéristiques exposées dans les paragraphes suivants peuvent, optionnellement, être mises en œuvre, indépendamment les unes des autres ou en combinaison les unes avec les autres. Le cycle d’hystérésis de la première loi d’évolution est de type parallélépipédique et comprend : - une droite d’augmentation de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une augmentation de la puissance absorbée mesurée à partir d’une valeur de puissance de démarrage, P start . Par exemple, P start =0,4 p.u, où P fin =1 p.u. est la valeur maximale de la puissance absorbée mesurée sur la droite d’augmentation du cycle d’hystérésis ; - une droite de diminution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une diminution de la puissance absorbée mesurée ; et lesdites droites d’augmentation et de diminution sont parallèles et décalées l’une par rapport à l’autre en abscisse d’une valeur d’hystérésis de puissance , avec par exemple =0,1 p.u. La première loi de contrôle comprend également, pendant une durée de blocage déterminée débutant lorsque la valeur consigne de fréquence croît et atteint une première fréquence seuil de blocage selon la première loi d’évolution, un blocage d’une valeur minimale de la valeur consigne de fréquence à une deuxième fréquence seuil de blocage supérieure à la première fréquence seuil de blocage. On assure ainsi la stabilité du procédé par un blocage de variation à la baisse de la fréquence pendant une période donnée paramétrable, par exemple une heure. Ceci permet d’assurer le bon fonctionnement des onduleurs des modules ENRv pour lesquels la fonction P(f) n’est pas activée. Le cycle d’hystérésis de la deuxième loi d’évolution est de type parallélépipédique et comprend : - une droite d’augmentation de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une augmentation du niveau de charge du module de stockage à partir d’une valeur de niveau de charge de démarrage, SoC start , par exemple sensiblement égale à 60%, et jusqu’à une valeur de niveau de charge de fin, SoC fin , par exemple sensiblement égale à 90% ; - une droite de diminution de la valeur consigne de fréquence en fonction d’une diminution du niveau de charge du module de stockage ; et, lesdites droites d’augmentation et de diminution sont parallèles et décalées l’une par rapport à l’autre en abscisse d’une valeur d’hystérésis de niveau de charge , par exemple sensiblement égale à 10%. La deuxième loi de contrôle comprend également, lorsque la valeur consigne de fréquence croit et atteint une première fréquence seuil de blocage selon la deuxième loi d’évolution, un blocage d’une valeur minimale de la valeur consigne de fréquence à une deuxième fréquence seuil de blocage supérieure à la première fréquence seuil de blocage jusqu’à ce que la valeur consigne de fréquence croisse et atteigne la première fréquence seuil de blocage ou jusqu’à ce que la valeur consigne de fréquence décroisse et atteigne une troisième fréquence seuil de blocage inférieure à la première fréquence seuil de blocage, selon la deuxième loi d’évolution. On assure ainsi la stabilité du procédé et le bon fonctionnement des onduleurs des modules ENRv pour lesquels la fonction P(f) n’est pas activée. Les première, deuxième et troisième fréquences seuil de blocage sont déterminées en fonction d’une fréquence de découplage paramétrée pour un onduleur du ou des module(s) de production d’énergie renouvelable. Le contrôle de la valeur consigne de fréquence est piloté par la fonction maximum d’une variation en temps de la valeur consigne de fréquence selon la première loi de contrôle et d’une variation en temps de la valeur consigne de fréquence selon la deuxième loi de contrôle. On obtient ainsi un seuil de fréquence qui respecte les contraintes prises en compte par les deux lois de contrôle ; de plus, le choix de la fonction maximum permet d’imposer les réglages les plus contraignants dictés par chacune des deux lois de contrôle. Le contrôle de la valeur consigne de fréquence comprend également une application additionnelle, à la fonction maximum d’une valeur consigne de fréquence maximale, d’une valeur consigne de fréquence minimale, d’une valeur limite de pente d’augmentation de la valeur consigne de fréquence en fonction du temps, d’une valeur limite de pente de diminution de la valeur consigne de fréquence en fonction du temps, et la valeur limite de pente d’augmentation est supérieure à la valeur limite de pente de diminution, en valeurs absolues. On garantit ainsi une plage de fonctionnement bien maîtrisée, tout en assurant une montée rapide de la fréquence pour stopper rapidement les variations de la puissance injectée par les modules ENRv et une descente lente de la fréquence pour éviter les instabilités. D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels : Fig. 1 présente la courbe représentative de la fonction P(f) telle qu’implémentée, selon les techniques antérieures, dans certains onduleurs de raccordement de panneaux photovoltaïques. Fig. 2 illustre un micro-réseau îloté selon un mode de réalisation. Fig. 3 présente une courbe représentative de la première loi d’évolution d’une valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes d’un système de stockage par batterie selon un mode de réalisation. Fig. 4 illustre un traitement par niveaux de découplage de la courbe de la selon un mode de réalisation. Fig. 5 présente une courbe représentative de la deuxième loi d’évolution d’une valeur consigne de fréquence en fonction d’un niveau de charge d’un système de stockage par batterie selon un mode de réalisation. Fig. 6 illustre un traitement par niveaux de découplage de la courbe de la selon un mode de réalisation. Fig. 7 illustre le principe d’un troisième étage de construction d’une loi de contrôle de la valeur consigne de la fréquence selon un mode de réalisation. Fig. 8 illustre le principe d’un quatrième étage de construction d’une loi de contrôle de la valeur consigne de la fréquence selon un mode de réalisation. Fig. 9 présente sous forme synoptique la logique de contrôle mise en œuvre dans un contrôleur d’un système de stockage par batteries selon un mode de réalisation. Fig. 10 montre un schéma synoptique d’un système de stockage par batterie implémentant la logique de contrôle de la selon un mode de réalisation. Le principe général de la technique qui fait l’objet de la présente divulgation est de piloter indirectement les onduleurs des modules de production d’énergie renouvelable variable d’un micro-réseau îloté, par la fréquence imposée par un système de stockage d’énergie électrique formant source de tension du micro-réseau, en réduisant les instabilités possibles, et donc les risques de black-out pouvant provoquer la coupure en alimentation électrique des clients. Comme indiqué ci-avant, les modules de production d’énergie renouvelable variable, ENRv, tels que les modules photovoltaïques ou éoliens, peuvent comporter un ou plusieurs convertisseurs, ou onduleurs, qui transforment la puissance continue générée par un panneau photovoltaïque, ou la puissance alternative ou continue d’une éolienne, en une puissance alternative qui peut être injectée dans le réseau de distribution électrique. Une partie des onduleurs ENRv présents sur le réseau de distribution électrique national en France disposent d’une option de réglage P(f) de la puissance injectée en fonction de la fréquence du réseau, telle qu’illustrée par la . La courbe P(f) représente la valeur maximale de la puissance qui peut être injectée par un onduleur ENRv sur le réseau. Elle est imposée par l’onduleur en fonction de la fréquence mesurée. Entre cette courbe P(f) et la ligne de puissance nulle se trouve une zone de fonctionnement de l’onduleur, représentée sous forme hachurée sur la : la puissance injectée par l’onduleur ENRv prend une valeur qui se trouve dans cette zone hachurée, entre la courbe P(f) et 0 (on ignore les pertes dans cet exemple). La puissance imposée par la fonction P(f) n’impacte donc la puissance injectée par l’onduleur ENRv que quand la puissance disponible dépasse la valeur de P(f). La courbe P(f) de la comporte trois éléments importants et paramétrables : - la valeur de la fréquence de démarrage de la limitation de la puissance maximum injectée par l’onduleur : f start = f n +Y, où f n désigne la fréquence nominale du réseau de distribution électrique, soit 50 Hz dans l’exemple de la et dans l’ensemble de ce document. Pour une fréquence mesurée inférieure ou égale à f start = f n +Y, l’onduleur peut injecter toute la puissance installée (P n ), et la puissance injectée est égale à la puissance disponible (pas d’écrêtement) ; - la valeur de la fréquence de la fin de limitation de la puissance maximum injectée par l’onduleur : f fin =f n +X. Au-delà de cette valeur de fréquence f fin =f n +X, la puissance est écrêtée complètement (0% de la puissance injectée, indépendamment de la puissance disponible) ; - la valeur de la rampe entre le point de démarrage de la courbe de coordonnées (P n ; f start ) et le point de fin de la courbe de coordonnées (0 ; f fin ) ; pour une fréquence mesurée comprise entre f start et f fin , la puissance maximale injectée par l’onduleur est écrêtée par la loi P(f) si la puissance disponible est supérieure à P(f). En pratique, l’un de ces 3 paramètres peut s’avérer redondant, et seuls deux de ces trois paramètres, au choix du constructeur, sont généralement paramétrables sur les interfaces homme-machine (IHM) de la plupart des onduleurs existants. Les paramètres habituellement utilisés sont f start =50,2Hz et f fin =51,2Hz, soit une rampe de ΔP/Δf= 1 [p.u./Hz]. Cependant, en France, seuls les onduleurs ENRv installés après juin 2020 implémentent un contrôle actif de la puissance injectée en fonction de la puissance mesurée selon une telle fonction P(f). Les onduleurs ENRv installés dans le réseau de distribution électrique avant juin 2020 doivent être déconnectés lors d’une détection d’îlotage. Pour éviter une injection de puissance dans un réseau îloté, sans régulation de tension, la norme impose une protection de découplage en fonction de l’année d’installation de l’onduleur ENRv. Les différents types d’onduleur actuellement présents sur le réseau de distribution électrique national en France sont présentés dans le tableau 1 ci-dessous. Type d’onduleur P(f) activée par défaut Fréquence de découplage (en Hz) Puissance installée (en GW) Probabilité de présence sur le réseau national (en %) 1 NON 50,2 2 43 2 NON 50,4 0,3 7 3 NON 50,6 1,7 37 4 OUI 51,5 0,6 13 On notera que cette diversité des types d’onduleurs présents sur le réseau de distribution électrique national rend complexe le contrôle de la puissance injectée par un module ENRv par un pilotage en fréquence imposé par un équipement formant source de tension, et ce, d’autant plus qu’en cas d’intervention sur un micro-réseau îloté, il est difficile de connaître la répartition exacte des différents types d’onduleurs et leur puissance installée. Par ailleurs, dans d’autres pays, le nombre de type d’onduleurs présents sur le réseau de distribution électrique peut être différent de quatre. On s’attache dans la suite à décrire un exemple de mode de réalisation, dans lequel un système de stockage d’énergie électrique par batterie est connecté provisoirement à un micro-réseau îloté, en raison d’une intervention de maintenance programmée, ou d’une coupure, sur le réseau de distribution électrique principal. On suppose que le micro-réseau îloté comprend plusieurs modules de production d’énergie renouvelable variable, ENRv, par exemple plusieurs modules de production d’énergie photovoltaïque, ainsi qu’illustré sur la . On s’attache dans la suite à décrire un exemple applicable au réseau de distribution électrique français, comprenant des onduleurs de type 1 à 4 tels que mentionnés ci-dessus. Cet exemple est bien sûr généralisable à toute autre configuration de réseau de distribution électrique, comprenant plus ou moins de types d’onduleurs distincts (par exemple N≥1 types d'onduleurs distincts), présentant ou non une fonction P(f) activée par défaut, et des caractéristiques de fréquences de découplage et de puissance installée qui peuvent différer de celles mentionnées dans le Tableau 1 ci-dessus. Un système de stockage d’énergie électrique, comprend une batterie 10 1 fournissant une tension continue aux bornes d’un onduleur DC/AC 10 2 . L’onduleur DC/AC 10 2 est un équipement d’électronique de puissance qui génère une tension alternative, qui alimente le micro-réseau îloté 11, pendant la durée de l’intervention de maintenance ou de la coupure. Plus généralement, on désigne par batterie 10 1 la partie DC du système de stockage d’énergie électrique, qui comprend une ou plusieurs cellules de batterie, leur contrôle individuel, ainsi que le système de gestion de batterie ou BMS (pour l’anglais « Battery Management System »). Le système de stockage d’énergie électrique est l’ensemble constitué par la batterie 10 1 et l’onduleur DC/AC 10 2 qui peut produire une tension alternative. La tension et le courant alternatifs peuvent être mesurés pour obtenir la puissance du système de stockage (injectée ou soutirée au micro-réseau) et la fréquence (de sa tension). Plusieurs modules de production d’énergie photovoltaïque PV 1 à PV n sont par ailleurs présents sur le micro-réseau 11. Chacun de ces modules PV i comprend un panneau photovoltaïque 12 1 - i qui fournit une puissance continue à un onduleur DC/AC 12 2 - i , qui la convertit en puissance alternative avant injection dans le micro-réseau 11. Un ensemble de charges C 1 à C m sont connectées au micro-réseau 11 et consomment l’énergie électrique fournie par le système de stockage et les modules photovoltaïques PV i . Dans l’ensemble de ce document, on utilise la convention « générateur » pour la puissance du système de stockage d’énergie électrique : une puissance P positive signifie que le système de stockage injecte de la puissance dans le micro-réseau 11, et donc qu’il se décharge. On considère par ailleurs que la puissance absorbée par le système de stockage correspond à la puissance générée par les modules de production d’énergie photovoltaïque PV 1 à PV n , moins la puissance des charges C 1 à C m . Dans l’ensemble de ce document, une puissance mesurée positive est donc une puissance absorbée par le système de stockage par batteries. Dans un mode de réalisation, on implémente, dans le système de stockage par batterie, une logique de contrôle de la valeur consigne de la fréquence f de la tension alternative générée par l’onduleur DC/AC 10 2 et alimentant le micro-réseau 11, qui doit répondre à plusieurs objectifs : 1. Eviter un black-out, qui peut avoir par exemple pour cause : une puissance absorbée par le système de stockage trop importante (supérieure à sa puissance installée) ; un niveau de charge (SoC) trop élevé du système de stockage. Si la batterie est presque pleine (SoC important), le système de gestion de la batterie va limiter le courant maximum absorbé jusqu’à une limitation totale. Si le courant équivalent du réseau demande un courant absorbé supérieur à cette limitation, les protections vont ouvrir le disjoncteur principal ; le niveau de charge (SoC) trop bas du système de stockage, s’il est trop déchargé. Si la batterie est presque vide (SoC très faible) le système de gestion de la batterie va limiter le courant maximum injecté jusqu’à une limitation totale. Si le courant équivalent du réseau demande un courant injecté supérieur à cette limitation, les protections vont ouvrir le disjoncteur principal. 2. Prendre en compte la diversité des types de réglages d’onduleurs 12 2-i qui peuvent exister sur le micro-réseau 11 (voir Tableau 1). 3. Favoriser au maximum la production d’énergie renouvelable pour pouvoir : Prolonger la durée théorique d’îlotage (i.e. éviter que la batterie ne se décharge trop vite) ; Produire de l’énergie dite « verte » pour répondre à une priorité environnementale ; Faire bénéficier les propriétaires des modules de production d’énergie photovoltaïque PV 1 à PV n de la présence du micro-réseau 11, en leur permettant de vendre l’électricité produite à l’exploitant du réseau de distribution électrique. 4. Garantir un fonctionnement stable à court terme et à long terme en ce qui concerne les variations oscillatoires entre la fréquence réglée et la puissance active des onduleurs. Pour répondre à ces besoins, la technique proposée repose sur une logique de contrôle de la valeur consigne de la fréquence f de la tension alternative générée par l’onduleur DC/AC 10 2 et alimentant le micro-réseau 11 qui comporte deux grandes composantes : - une première loi de contrôle f(P), qui contrôle la fréquence f en fonction de la puissance P mesurée aux bornes du système de stockage électrique ; - une deuxième loi de contrôle f(SoC), qui contrôle la fréquence f en fonction du niveau de charge SoC (pour l’anglais « State of charge ») de la batterie 10 1. Chacune de ces deux lois de contrôle (f(P), f(SoC)) fonctionne selon une logique à deux étages : - un premier étage, mettant en œuvre une loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis, qui permet d’assurer le bon fonctionnement des onduleurs de type 4, ou plus généralement de tous les onduleurs dans lesquels le réglage P(f) est activé ; - un deuxième étage, qui opère un traitement par niveaux de découplage, et qui permet d’assurer le bon fonctionnement des onduleurs de type 1, 2 et 3, ou plus généralement de tous les onduleurs dans lesquels le réglage P(f) n’est pas activé. On présente désormais, en relation avec les figures 3 à 5, la première loi de contrôle f(P) implémentée dans le contrôleur de l’onduleur 10 2 du système de stockage d’énergie électrique. Cette première loi de contrôle est établie à partir d’une première loi d’évolution illustrée en . La donnée d’entrée de cette première loi d’évolution est la puissance mesurée aux bornes du système de stockage d’énergie électrique, notée P mes . Cette puissance P mes est la puissance AC, injectée dans le réseau, ou soutirée du réseau, par le système de stockage d’énergie électrique. Cette première loi d’évolution, correspondant au premier étage de la première loi de contrôle f(P), permet d’assurer le bon fonctionnement des onduleurs de type 4, dans lesquels le réglage P(f) est activé, et dont la fréquence de découplage est fixée à 51,5 Hz. Elle présente un cycle d’hystérésis parallélépipédique, qui comprend : - une droite « de montée », c’est-à-dire d’augmentation de la fréquence par suite d’une augmentation de la puissance mesurée, qui est déjà présente dans les réglages « P(f) » des batteries de l’art antérieur disposant de cette fonction. Malheureusement, cette simple fonction affine n’est pas suffisante pour assurer la stabilité. Cette droite est délimitée par deux points d’extrémité A de coordonnées (P start , f start ) et B de coordonnées (P fin , f fin ). Les valeurs de P start, P fin , f start et f fin peuvent être paramétrables par l’interface homme machine du système de stockage électrique. On peut par exemple choisir pour ces quatre paramètres des valeurs optimisées pour l’ensemble des cas d’application, ou procéder à un réglage de ces valeurs au cas par cas, afin d’obtenir une optimisation fine particulièrement adaptée à un cas d’application donné. A titre d’exemple, on fixe ici P fin à 100% de la puissance installée. On note donc P fin =1p.u. ; - une droite « de descente », c’est-à-dire de diminution de la fréquence par suite d’une diminution de la puissance mesurée. Cette droite (CD) est parallèle à la droite « de montée » (AB), à sa gauche ; - une zone située entre les droites (AB) et (CD), qui présente une largeur et permet d’assurer une stabilité contre les oscillations entre la fréquence et la puissance. Dans un mode de réalisation ; - deux zones de non-réglage de f(P), dans lesquelles la fréquence peut prendre une valeur comprise entre f fin et f max , respectivement entre f nominale et f start ; - deux zones hors limites, telles qu’aucune valeur de puissance mesurée ne puisse avoir pour effet une fréquence supérieure à f max ou inférieure à f nominale . Dans un mode de réalisation, permettant d’optimiser cette loi d’évolution au fonctionnement des onduleurs de type 4, on fixe : - f start =50,2Hz ; - f fin =51,2Hz ; - f max =51,55Hz, où avec et . Cette marge est nécessaire pour s’assurer que l’onduleur ENRv prend en compte une fréquence mesurée supérieure au seuil fixé pour sa fréquence de découplage, et donc qu’il réalise l’ouverture de son disjoncteur interne. La valeur de la marge doit couvrir l’erreur de génération de la fréquence par rapport à la valeur consigne de fréquence imposée au niveau de l’onduleur du système de stockage et l’erreur de la mesure de la fréquence au niveau de l’onduleur onduleur ENRv. La zone d’hystérésis entre les droites (AB) et (CD) implique deux évolutions possibles de la fréquence, en fonction du signe de la dérivée de la puissance par rapport au temps. A la suite d’un point d’inflexion haut (i.e., quand la puissance mesurée P mes cesse d’augmenter et commence à diminuer) : - pour une variation de la puissance mesurée inférieure à , la fréquence f est maintenue constante ; - pour une variation de la puissance mesurée supérieure à , la fréquence f diminue suivant la droite (CD). A la suite d’un point d’inflexion bas (i.e., quand la puissance mesurée P mes cesse de diminuer et commence à augmenter) : - pour une variation de la puissance mesurée inférieure à , la fréquence f est maintenue constante ; - pour une variation de la puissance mesurée supérieure à , la fréquence f augmente suivant la droite (AB). Par ailleurs, la zone de limitation supérieure de cette première loi d’évolution, pour laquelle f=f max , est atteinte : - quand P mes >P fin et ; - quand et . La zone de limitation inférieure de cette première loi d’évolution, pour laquelle f=f nominale , est quant à elle atteinte : - quand P mes start et ; - quand et . Dans un mode de réalisation, P start =0,4p.u., le point D a pour abscisse 0,3p.u., et le point C a pour abscisse 0,9p.u. Les valeurs choisies pour P start et ont un rôle important dans la stabilité des oscillations potentielles entre la fréquence réglée et la puissance active des onduleurs. Comme P fin =1p.u., la valeur de P start définit la plage de variation de la fonction f(P) pour le système de stockage par batteries. Plus la plage de variation de la fonction f(P) est importante, plus la rampe est douce, donc plus la variation de la fréquence sera faible pour 1kW de variation de puissance : on obtient ainsi davantage de stabilité. En effet, la stabilité augmente avec l’ampleur de la plage P fin -P start , qui vaut 0,6p.u. dans l’exemple de la . Dans d’autres modes de réalisation, d’autres valeurs peuvent être choisies pour l’ensemble de ces paramètres, et notamment pour P fin, P start et , en fonction de la stabilité recherchée et de la configuration du micro-réseau îloté auquel est connecté le système de stockage par batterie. Dans un mode de réalisation, la valeur de P start est calculée en fonction de la puissance installée des modules de production ENRv et du système de stockage par batterie. Dans un autre mode de réalisation, dans lequel le système de stockage par batterie est mobile et susceptible d’être utilisé sur tous types de micro-réseaux îlotés présentant des configurations et des puissances installées de modules ENRv variables, on fixe P start =0,4p.u. ou moins, jusqu’à P start =0p.u. Le paramètre a également un impact sur la stabilité du contrôle : il garantit une valeur de fréquence constante pour un changement de monotonie de variation de la puissance mesurée. Sa valeur peut être choisie dans une plage variant de 0,05p.u. à 0,5p.u. par exemple. Par ailleurs, la précision de réglage des onduleurs, tant du module de production ENRv que du système de stockage par batterie, est augmenté par l’ampleur de la plage de variation de la fréquence. Dans l’exemple de la , on a f fin -f start =1Hz, qui est avantageuse en ce qu’il s’agit de la valeur déjà imposée par la norme appliquée aux onduleurs de type 4. D’autres valeurs peuvent également être envisagées, en fonction notamment des caractéristiques des onduleurs intégrés dans les modules de production ENRv présents sur le micro-réseau îloté. Les différentes valeurs numériques proposées ci-avant permettent d’assurer une stabilité satisfaisante du contrôle de la fréquence, tout en tenant compte de certains compromis. Cependant, ces valeurs sont paramétrables selon l’usage. On notera que, bien que le contrôle le plus stable soit celui pour lequel la fréquence est constante et la puissance injectée par les modules ENRv dans le micro-réseau îloté ne varie pas, cette solution n’est pas optimale car elle implique un découplage complet des modules ENRv du micro-réseau, donc une perte financière et d’énergie verte. La première loi d’évolution décrite ci-avant en relation avec la pilote une valeur consigne de fréquence que l’on peut noter f hystérésis (P mes ), qui alimente un deuxième étage de construction de la première loi de contrôle de la fréquence en fonction de la puissance mesurée aux bornes de la batterie, présenté ci-après en relation avec la . Sur la figure 4, on a représenté une variation fictive de la fréquence f hystérésis (P mes ) en fonction du temps. Le traitement par niveaux de découplage de la courbe représentative de cette variation assure une stabilité par un blocage temporaire de diminution de la fréquence, si cette dernière dépasse un seuil de fréquence de découplage d’un onduleur de type 1, de type 2, ou de type 3. Sur la figure 4, on a représenté f seuil découplage 1 =50,2Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 1, f seuil découplage 2 =50,4Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 2, et f seuil découplage 3 =50,6Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 3 (soit où i est le type d’onduleur, ). On notera qu’on pourrait généraliser de 3 à N seuils de fréquence de découplage, où N≥0, dans un réseau qui comprendrait N types d’onduleurs présentant N fréquences de découplage distinctes pour lesquels la fonction P(f) n’est pas activée. Quand la valeur consigne de fréquence imposée par la première loi d’évolution f hystérésis (P mes ) de la croît et atteint une première fréquence seuil de blocage égale à , ou , on interdit à la valeur consigne de fréquence de prendre une valeur inférieure à une deuxième fréquence seuil de blocage, qui est supérieure à la première fréquence seuil de blocage d’une valeur égale à . Ainsi, la valeur consigne de fréquence minimale est bloquée, pendant une durée paramétrable d’une heure par exemple, à f seuil découplage 1 +0,05Hz, f seuil découplage 2 +0,05Hz ou f seuil découplage 3 +0,05Hz. Dans un autre mode de réalisation, la durée de blocage peut être fixée à trente minutes, à 1h30, ou encore à deux heures, selon la configuration du micro-réseau îloté et le compromis recherché entre stabilité et utilisation de la puissance des modules de production ENRv. Notamment, cette durée de blocage peut être optimisée en fonction du rapport des puissances suivantes : - la puissance installée du système de stockage par batterie ; - la puissance installée des modules ENRv présents sur le micro-réseau îloté ; - la puissance de charge (i.e. la puissance de charge installée ou la courbe de charge attendue). Ainsi, on peut par exemple réduire cette durée pour optimiser la production d’énergie d’origine renouvelable, lorsqu’on estime qu’il n’y a pas de risque important du point de vue de la puissance installée, i.e. quand la puissance installée du système de stockage par batterie est très supérieure à la puissance installée des modules ENRv. En référence à la figure 4, on comprend donc que le blocage de la valeur consigne de fréquence est actif et qu’un compteur temporel est activé dès que la fréquence augmente ( où et désignent les puissances mesurées à deux instant temporels successifs et ) et atteint la première fréquence seuil de blocage ( . La nouvelle valeur consigne de fréquence est tout de suite bloquée (à la baisse) à la deuxième fréquence seuil de blocage, . Ainsi, dès que la fréquence dépasse , on fait sauter la fréquence à afin de s’assurer que les onduleurs mesurent une valeur inférieure à leur seuil de découplage avant le blocage et qu’ils mesurent une valeur supérieure à leur seuil de découplage après le blocage. Le blocage est effectué à . Ce deuxième étage de construction de la première loi de contrôle permet d’assurer le bon fonctionnement des onduleurs de type 1, 2 ou 3, ou plus généralement de tous les onduleurs dans lesquels la fonction de réglage P(f) n’est pas activée. En sortie de ce deuxième étage de construction de la loi de contrôle, on obtient une valeur consigne de fréquence répondant à la première loi de contrôle, que l’on note f(P mes ). On présente désormais, en relation avec les figures 5 et 6, la deuxième loi de contrôle f(SoC) implémentée dans le contrôleur de l’onduleur 10 2 du système de stockage d’énergie électrique. Cette deuxième loi de contrôle est établie à partir d’une deuxième loi d’évolution de la valeur consigne de la fréquence en fonction d’un niveau de charge du module de stockage d’énergie électrique, illustrée en . Cette deuxième loi d’évolution est très similaire, dans son principe, à la première loi d’évolution présentée en relation avec la , et on ne décrit donc ci-après que les différences principales avec cette dernière. La donnée d’entrée de cette deuxième loi d’évolution est le niveau de charge de la batterie 10 1 , noté SoC. Elle présente un cycle d’hystérésis parallélépipédique, qui comprend : - une droite « de montée », c’est-à-dire d’augmentation de la fréquence par suite d’une augmentation du niveau de charge. Cette droite est délimitée par deux points d’extrémité A’ de coordonnées (SoC start , f start ) et B’ de coordonnées (SoC fin , f fin ). Dans un mode de réalisation, SoC start =60% et SoC fin =90%. Ces valeurs sont paramétrables sur l’IHM du système de stockage d’énergie électrique, et d’autres valeurs peuvent être choisies, en fonction notamment de la configuration du micro-réseau îloté ; - une droite « de descente », c’est-à-dire de diminution de la fréquence par suite d’une diminution du niveau de charge. Cette droite (C’D’) est parallèle à la droite « de montée » (A’B’), à sa gauche ; - une zone située entre les droites (A’B’) et (C’D’), qui présente une largeur et permet d’assurer une stabilité contre les oscillations entre la fréquence et le niveau de charge. Dans un mode de réalisation . A nouveau, cette valeur est paramétrable par l’intermédiaire de l’IHM du système de stockage d’énergie électrique, et peut être adaptée, en fonction du cas d’application ; - deux zones de non-réglage de f(SoC), dans lesquelles la fréquence peut prendre une valeur comprise entre f fin et f max , respectivement entre f nominale et f start ; - deux zones hors limites, telles qu’aucune valeur de niveau de charge n’est pour effet une fréquence supérieure à f max ou inférieure ou égale à f nominale . Dans un mode de réalisation, permettant d’optimiser cette loi d’évolution au fonctionnement des onduleurs de type 4, on fixe : - f start =50,2Hz ; - f fin =51,2Hz ; - f max =51,55Hz, où avec et . On notera qu’il est important que ces paramètres soient fixés à la même valeur pour la première loi d’évolution f hystérésis (P mes ) illustrée en et pour la deuxième loi d’évolution f hystérésis (Soc) illustrée en . Cette deuxième loi d’évolution f(SoC), qui présente un cycle d’hystérésis, permet d’assurer la stabilité du contrôle de la puissance injectée par les modules de production ENRv, et notamment de pallier les potentiels sauts de SoC, résultant de défauts de fiabilité d’estimation du niveau de charge de la batterie. En effet, de tels défauts sont une problématique connue des systèmes de stockage par batterie, et dépendent de la technologie des batteries d’une part, et de la technique de mesure ou d’estimation de leur niveau de charge d’autre part. On notera que cette deuxième loi d’évolution ne s’applique que quand la puissance absorbée mesurée aux bornes de la batterie est négative (P mes 1 . L’ampleur de la plage de variation du niveau de charge, qui est fixée à SoC fin -SoC start =30% dans l’exemple de la figure 6, est importante pour assurer la stabilité du contrôle proposé. En effet, la stabilité augmente avec l’ampleur de la plage SoC fin -SoC start . Cette valeur peut sembler faible, par rapport à celle de la plage de variation de la puissance absorbée mesurée présentée en figure 3. Cependant, la vitesse de variation du niveau de charge est plus lente que la variation de la puissance mesurée , de sorte que la fonction f(SoC) est plus stable que la fonction f(P mes ). En outre, cette deuxième loi de contrôle de la valeur consigne de la fréquence en fonction du niveau de charge de la batterie doit protéger le micro-réseau des black-outs lors d’un dépassement du courant mesuré (pour une puissance absorbée) supérieur à la limite dynamique imposée par le système de gestion de batteries, BMS (pour l’anglais « Battery Management System »). Une plage de variation de SoC plus importante assure une stabilité plus importante, mais le gain n’est pas linéaire entre la stabilité et la largeur de la plage de variation ; en outre, il faut limiter la perte d’énergie renouvelable pour des niveaux de charge SoC faibles. Une mauvaise gestion d’écrêtement de la puissance injectée dans le micro-réseau par les modules de production ENRv pour des niveaux de charge SoC faibles peut réduire beaucoup le temps d’îlotage : en effet, la batterie peut alors se décharger plus vite, atteindre un niveau de charge SoC=0%, ce qui entraîne un blackout du micro-réseau 11. Les valeurs des paramètres SoC fin , SoC start et peuvent être adaptées en fonction de la configuration du micro-réseau îloté, et du compromis recherché entre stabilité du système et utilisation de la puissance produite par les modules de production ENRv PV 12-i . SoC start peut varier dans une plage sensiblement comprise entre 0 et 60% ; de même SoC fin peut varier dans une plage sensiblement comprise entre 60% et 100%. Enfin, la valeur de peut être choisie dans une plage sensiblement comprise entre 2% et 15% par exemple. La deuxième loi d’évolution décrite ci-avant en relation avec la pilote une valeur consigne de fréquence que l’on peut noter f hystérésis (SoC), qui alimente un deuxième étage de construction de la loi de contrôle de la fréquence en fonction du niveau de charge de la batterie, présenté ci-après en relation avec la . Sur la , on a représenté une variation fictive de la fréquence f hystérésis (SoC) en fonction du temps. Le traitement par niveaux de découplage de la courbe représentative de cette variation assure une stabilité par un blocage temporaire de la valeur minimale de la fréquence, si cette dernière croît et dépasse un seuil de fréquence de découplage d’un onduleur de type 1, de type 2, ou de type 3. Sur la , on a représenté f seuil découplage 1 =50,2Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 1, f seuil découplage 2 =50,4Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 2, et f seuil découplage 3 =50,6Hz, qui est la fréquence de découplage d’un onduleur de type 3. Quand la valeur consigne de fréquence imposée par la deuxième loi d’évolution f hystérésis (SoC) de la figure 5 croît et atteint une première fréquence seuil de blocage égale à , ou , on interdit à la valeur consigne de fréquence de prendre une valeur inférieure à une deuxième fréquence seuil de blocage, qui est supérieure à la première fréquence seuil de blocage d’une valeur égale à . Ainsi, la valeur consigne de fréquence minimale est bloquée à f seuil découplage 1 +0,05Hz, f seuil découplage 2 +0,05Hz ou f seuil découplage 3 +0,05Hz. Ce blocage est levé dès que la valeur consigne de fréquence croît au-delà de la deuxième fréquence seuil de blocage f seuil découplage 1 +0,05Hz, f seuil découplage 2 +0,05Hz ou f seuil découplage 3 +0,05Hz, ou dès qu’elle décroît en-deçà d’une troisième fréquence seuil de blocage inférieure à la première fréquence seuil de blocage, à savoir , ou . Un tel blocage de la valeur consigne de fréquence est utile pour les onduleurs de type 1, 2 ou 3 pour lesquels la fonction P(f) n’est pas activée, et dont la fréquence de découplage est fixée à 50,2, 50,4 ou 50,6Hz. En sortie de ce deuxième étage de construction de la deuxième loi de contrôle, on obtient une valeur consigne de fréquence répondant à la deuxième loi de contrôle, que l’on note f(SoC). Elle alimente, avec la valeur consigne de fréquence répondant à la première loi de contrôle, f(P mes ), un troisième étage de construction de la loi de contrôle globale, dont le principe de fonctionnement est illustré en figure 7. Ce troisième étage est un étage de jonction des sous-fonctions f(SoC) et f(P mes ) : il reçoit comme variables d’entrée une fonction représentative de l’évolution en fonction du temps de la sous-fonction f(P mes ), et une fonction représentative de l’évolution en fonction du temps de la sous-fonction f(SoC). Il délivre en sortie une fonction qui est la fonction maximum des deux variables d’entrée. Ainsi, à chaque instant, la loi la plus contraignante est imposée : en effet, une valeur consigne de fréquence plus élevée est calculée pour un cas plus contraignant qu’une valeur consigne de fréquence plus basse, et ce, tant pour la variation de la fréquence en fonction de la puissance mesurée, f(P mes ), que pour la variation de la fréquence en fonction du niveau de charge de la batterie, f(SoC). L’utilisation de la fonction maximum pour joindre les deux sous-fonctions f(SoC) et f(P mes ) est possible car la plage de variation de la fréquence est la même pour ces deux sous-fonctions. Un quatrième étage de construction de la loi de contrôle globale est alimenté par la fonction et délivre en sortie la valeur consigne de la fréquence imposée à la batterie 10 1 du système de stockage par batterie, notée f batt . Cette valeur f batt est calculée par l’application de limitations des valeurs minimale et maximale de la fréquence, ainsi que de sa vitesse de variation, comme illustré en figure 8. En effet, la limitation de la valeur consigne de la fréquence calculée est nécessaire pour encadrer le fonctionnement du système de stockage par batterie dans des limites strictes valables de manière globale pour le réglage de la fonction P(f) valable pour le côté onduleur du système de stockage. Dans un mode de réalisation, on définit quatre limites : - une valeur minimale de la fréquence, f min =50Hz, correspondant à la valeur de la fréquence nominale dans le réseau de distribution électrique ; - une valeur maximale de la fréquence, f max =51,55Hz, définie de la manière suivante : ; - une valeur limite pour la rampe de variation de la fréquence à la montée . Cette valeur est choisie car elle correspond à une valeur habituelle de variation de la fréquence d’un onduleur ou d’un générateur (groupe tournant de type genset). Elle permet d’assurer une montée suffisamment rapide de la fréquence pour stopper rapidement les variations de la puissance injectée par les modules de production ENRv, tout en évitant des variations trop rapides de type « saut de fréquence » ; - une valeur limite pour la rampe de variation de la fréquence à la descente , que l’on fixe à une valeur faible pour permettre une réaction lente de l’évolution de la fréquence en fonction de la puissance mesurée f(P mes ), pour éviter les instabilités. Ces valeurs sont données à titre d’exemple de réalisation. D’autres valeurs peuvent également être choisies, pour s’adapter à la configuration particulière du micro-réseau îloté, et notamment à la puissance installée des modules de production ENRv présents sur le réseau, et au type d’onduleurs qu’ils intègrent. Notamment, le choix de la valeur limite de la rampe de variation de la fréquence lors de sa décroissance permet de parcourir l’intégralité de la plage de variation de la puissance en plus de deux heures. Ce choix permet donc d’assurer une variation suffisamment lente de la fréquence à sa décroissance pour protéger le micro-réseau îloté contre une instabilité de type « yoyo », même pour des onduleurs de modules de production ENRv de puissance installée supérieure à la puissance installée du système de stockage. Il permet donc de dimensionner le système de stockage par batterie au cas le plus critique, puisque ce système doit pouvoir être utilisé dans tout type de micro-réseau îloté, quelle que soit sa configuration. Cependant, pour un système de stockage par batterie qui serait dédié à une utilisation dans un micro-réseau îloté dans lequel les puissances installées des modules ENRv sont faibles, et en deçà de la puissance installée du système de stockage, cette valeur limite de la rampe de décroissance de la fréquence peut être réduite. Les différents modules de la logique de contrôle mise en œuvre dans un contrôleur d’un système de stockage par batteries selon un mode de réalisation sont résumés sous forme synoptique en . Les modules référencés 101 et 102, disposés en série, sont dédiés à la première loi de contrôle de la valeur consigne de la fréquence en fonction de la puissance mesurée aux bornes de la batterie du système de stockage d’énergie. Comme illustré en relation avec la , le module référencé 101 pilote la première loi d’évolution de la valeur consigne de la fréquence en fonction de la puissance mesurée, selon un cycle d’hystérésis ; il délivre une sous-fonction f hystérésis (P mes ). Il est particulièrement dédié au contrôle de la puissance injectée par les onduleurs ENRv de type 4, disposant d’une fonction P(f) activée. Le module référencé 102, disposé en série avec le premier module référencé 101, reçoit en entrée la sous-fonction f hystérésis (P mes ) délivrée par ce dernier, à laquelle il applique un traitement par niveaux de découplage, pour piloter le contrôle de la puissance injectée par les onduleurs ENRv de type 1, 2 ou 3 ne disposant pas d’une fonction P(f) activée. Il délivre en sortie une sous-fonction notée f(P). Les modules référencés 201 et 202, disposés en série également, sont quant à eux dédiés à la deuxième loi de contrôle de la valeur consigne de la fréquence en fonction du niveau de charge de la batterie du système de stockage d’énergie. Comme illustré en relation avec la , le module référencé 201 pilote la deuxième loi d’évolution de la valeur consigne de la fréquence en fonction du niveau de charge, selon un cycle d’hystérésis ; il délivre une sous-fonction f hystérésis (SoC). Il est particulièrement dédié au contrôle de la puissance injectée par les onduleurs ENRv de type 4, disposant d’une fonction P(f) activée. Le module référencé 202, disposé en série avec le premier module référencé 201, reçoit en entrée la sous-fonction f hystérésis (SoC) délivrée par ce dernier, à laquelle il applique un traitement par niveaux de découplage, pour piloter le contrôle de la puissance injectée par les onduleurs ENRv de type 1, 2 ou 3 ne disposant pas d’une fonction P(f) activée. Il délivre en sortie une sous-fonction notée f(SoC). Le troisième étage référencé 300 de la logique de contrôle de la réalise une jonction des sous fonctions f(P) et f(SoC) au moyen d’une fonction maximum de ces deux variables d’entrée, et délivre en sortie une fonction f(P, Soc) qui alimente le quatrième étage référencé 400. Ce dernier applique des limitations en valeur et en dérivée à la valeur consigne de fréquence f(P,SoC), qu’il transforme en une consigne f batt qui pilote la fréquence de l’onduleur du système de stockage d’énergie électrique par batterie. Les traitements des modules 101, 102 d’une part et 201, 202 d’autre part, sont effectués en parallèle. On notera que pour un système de stockage par batterie destiné à être utilisé dans un micro-réseau îloté ne comprenant que des onduleurs ENRv de type 4 ou ultérieurs (i.e. uniquement des onduleurs ENRv disposant d’une fonction de régulation de puissance en fonction de la fréquence P(f) activée), la mise en œuvre des modules 102, 202 de traitement par niveaux de découplage est optionnelle. La figure 10 propose un schéma synoptique d’un système de stockage électrique par batterie selon un mode de réalisation. Comme indiqué ci-avant, un tel système comprend une ou plusieurs batteries BATT 10 1 de stockage d’énergie électrique, alimentant un onduleur DC/AC 10 2 configuré pour fournir une tension alternative à la fréquence f batt au réseau électrique auquel il est connecté. Il comprend également un ou plusieurs processeur(s) PROC capable(s) de commander l’exécution et la lecture de la mesure du niveau de charge de la batterie BATT, ainsi que de la mesure de la puissance absorbée aux bornes du système de stockage. Il comprend également une mémoire MEM stockant au moins des instructions d’un programme informatique et accessible par le(s) processeur(s) PROC pour mettre en œuvre le procédé décrit ci-avant en relation avec les figures 2 à 9 lorsque le(s) processeur(s) PROC du système de stockage exécute(nt) les instructions du programme. Notamment, le(s) processeur(s) PROC calcule(nt) la valeur consigne de la fréquence f batt en sortie de l’onduleur DC/AC 10 2 , en fonction du niveau de charge SoC et de la puissance mesurée P mes , à partir des première et deuxième lois de contrôle décrites ci-avant. Un tel système comprend encore une interface INT, permettant à un opérateur de paramétrer les différentes variables des première et deuxième lois d’évolution, stockées dans la mémoire MEM, telles que les valeurs des paramètres P start , P fin , , SoC start , SoC fin , , f fin , f start, les durées de blocage de la valeur minimale de fréquence pour le traitement par niveaux de découplage, etc ; comme décrit ci-avant en relation avec les figures 3 à 9. L’objet de la présente description peut trouver des applications dans l’entretien, la gestion et la maintenance des réseaux de distribution électrique auxquels sont connectés des modules de production d’énergie électrique d’origine renouvelable variable, à des fins notamment d’optimisation de la part d’énergies vertes dans le réseau. Procédé de contrôle d’une puissance injectée par au moins un module de production d’énergie renouvelable (PV 1 , PV 2 , …PV n ) dans un micro-réseau électrique îloté (11) par rapport à un réseau de distribution électrique principal, caractérisé en ce qu ’il comprend : une connexion, dans ledit micro-réseau électrique îloté, d’un système de stockage d’énergie électrique comprenant au moins un module de stockage d’énergie électrique (BATT, 10 1 ) et au moins un onduleur DC/AC (10 2 ), ledit module de stockage d’énergie électrique (10 1 ) étant apte à délivrer une tension continue aux bornes d’un onduleur DC/AC (10 2 ), ledit onduleur DC/AC générant une tension alternative apte à alimenter ledit micro-réseau électrique îloté ; un contrôle d’une valeur consigne de fréquence de ladite tension alternative générée par ledit onduleur à partir : d’une première loi de contrôle de ladite valeur consigne de fréquence établie à partir d’une première loi d’évolution (101) de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes dudit système de stockage d’énergie électrique, ladite première loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis ; d’une deuxième loi de contrôle de ladite valeur consigne de fréquence établie à partir d’une deuxième loi d’évolution (201) de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’un niveau de charge dudit module de stockage d’énergie électrique, ladite deuxième loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis. Procédé de contrôle de puissance selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit cycle d’hystérésis de ladite première loi d’évolution est de type parallélépipédique et comprend : - une droite d’augmentation de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une augmentation de ladite puissance absorbée mesurée à partir d’une valeur de puissance de démarrage, P start et jusqu’à une valeur de puissance de fin, P fin ; - une droite de diminution de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une diminution de ladite puissance absorbée mesurée ; et en ce que lesdites droites d’augmentation et de diminution sont parallèles et décalées l’une par rapport à l’autre en abscisse d’une valeur d’hystérésis de puissance . Procédé de contrôle de puissance selon la revendication 1, caractérisé en ce que ladite première loi de contrôle comprend également, pendant une durée de blocage déterminée débutant lorsque ladite valeur consigne de fréquence croit et atteint une première fréquence seuil de blocage selon ladite première loi d’évolution, un blocage (102) d’une valeur minimale de ladite valeur consigne de fréquence à une deuxième fréquence seuil de blocage supérieure à ladite première fréquence seuil de blocage. Procédé de contrôle de puissance selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ledit cycle d’hystérésis de ladite deuxième loi d’évolution est de type parallélépipédique et comprend : - une droite d’augmentation de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une augmentation dudit niveau de charge dudit module de stockage à partir d’une valeur de niveau de charge de démarrage, SoC start et jusqu’à une valeur de niveau de charge de fin, SoC fin ; - une droite de diminution de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une diminution dudit niveau de charge dudit module de stockage ; et en ce que lesdites droites d’augmentation et de diminution sont parallèles et décalées l’une par rapport à l’autre en abscisse d’une valeur d’hystérésis de niveau de charge . Procédé de contrôle de puissance selon l'une quelconque des revendications 1 à 4 caractérisé en ce que ladite deuxième loi de contrôle comprend également, lorsque ladite valeur consigne de fréquence croit et atteint une première fréquence seuil de blocage selon ladite deuxième loi d’évolution, un blocage (202) d’une valeur minimale de ladite valeur consigne de fréquence à une deuxième fréquence seuil de blocage supérieure à ladite première fréquence seuil de blocage jusqu’à ce que ladite valeur consigne de fréquence croisse et atteigne ladite première fréquence seuil de blocage ou jusqu’à ce que ladite valeur consigne de fréquence décroisse et atteigne une troisième fréquence seuil de blocage inférieure à ladite première fréquence seuil de blocage, selon ladite deuxième loi d’évolution. Procédé de contrôle de puissance selon les revendications 3 et 5, caractérisé en ce que lesdites première, deuxième et troisième fréquences seuil de blocage sont déterminées en fonction d’une fréquence de découplage paramétrée pour un onduleur dudit au moins un module de production d’énergie renouvelable. Procédé de contrôle de puissance selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que ledit contrôle de ladite valeur consigne de fréquence est piloté (300) par la fonction maximum d’une variation en temps de ladite valeur consigne de fréquence selon ladite première loi de contrôle et d’une variation en temps de ladite valeur consigne de fréquence selon ladite deuxième loi de contrôle. Procédé de contrôle de puissance selon la revendication 7, caractérisé en ce que ledit contrôle de ladite valeur consigne de fréquence comprend également une application additionnelle (400), à ladite fonction maximum : - d’une valeur consigne de fréquence maximale ; - d’une valeur consigne de fréquence minimale ; - d’une valeur limite de pente d’augmentation de ladite valeur consigne de fréquence en fonction du temps ; - d’une valeur limite de pente de diminution de ladite valeur consigne de fréquence en fonction du temps ; et en ce que ladite valeur limite de pente d’augmentation est supérieure à ladite valeur limite de pente de diminution, en valeurs absolues. Système de stockage d’énergie électrique mobile apte à être connecté à un micro-réseau électrique îloté (11) par rapport à un réseau de distribution électrique principal, ledit système de stockage comprenant au moins un module de stockage d’énergie électrique (BATT, 10 1 ) et au moins un onduleur DC/AC (10 2 ), ledit module de stockage d’énergie électrique étant apte à délivrer une tension continue aux bornes dudit onduleur DC/AC, ledit onduleur DC/AC générant une tension alternative apte à alimenter ledit micro-réseau électrique îloté, caractérisé en ce qu ’il comprend un processeur (PROC) configuré pour exécuter un contrôle d’une valeur consigne de fréquence (f batt ) de ladite tension alternative générée par ledit onduleur à partir : d’une première loi de contrôle de ladite valeur consigne de fréquence établie à partir d’une première loi d’évolution de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’une puissance absorbée mesurée aux bornes dudit système de stockage, ladite première loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis ; d’une deuxième loi de contrôle de ladite valeur consigne de fréquence établie à partir d’une deuxième loi d’évolution de ladite valeur consigne de fréquence en fonction d’un niveau de charge dudit module de stockage d’énergie électrique (BATT, 10 1 ), ladite deuxième loi d’évolution présentant un cycle d’hystérésis. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 8 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 8 lorsque ce programme est exécuté par un processeur.