Brevet FR3151717A1 — publié le 20250131

La présente divulgation concerne un procédé de contrôle d’un système formant source d’énergie électrique et destiné à être connecté à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un onduleur piloté en mode source de tension selon un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de la phase de la tension alternative dudit onduleur. L’algorithme de commande vectorielle comporte une fonction de partage de puissance active du système alimentée en entrée par une consigne de puissance active ou de fréquence, appelée consigne originelle de commande vectorielle, et délivrant en sortie une phase de la tension alternative. Un tel procédé comprend : - un calcul (1) d’une consigne modifiée de commande vectorielle ; - une compensation (2) de la consigne originelle de commande vectorielle à partir de la consigne modifiée de commande vectorielle, délivrant une consigne de référence de commande vectorielle destinée à alimenter la fonction de partage de puissance active à la place de la consigne originelle. Figure de l’abrégé : Figure 4 Procédé de contrôle d’un système formant source d’énergie électrique, dispositif de contrôle et programme d’ordinateur correspondants La présente divulgation relève du domaine des Systèmes Electriques (SE), et plus particulièrement de tels systèmes formant source d’énergie électrique, et destinés à être connectés à un réseau électrique. La présente divulgation s’intéresse notamment, mais non exclusivement, à la stabilité et à la tenue en fréquence des SE à courants alternatifs (AC) sur lesquels sont raccordés des systèmes de stockage d’énergie électrique (SSEE) par batterie pilotés en mode « grid forming ». On rappelle que de tels systèmes de stockage d’énergie électrique constituent une capacité de réserve de puissance mobilisable par le gestionnaire du réseau électrique pour réaliser une adaptation du bilan production-consommation, et ainsi assurer le maintien, sur le réseau électrique, d’une fréquence stable, et proche de sa valeur nominale. Le réglage de la fréquence répond en effet à deux exigences, que sont la satisfaction des utilisateurs et la sûreté de fonctionnement du système électrique. Le maintien de la fréquence proche de sa valeur nominale est nécessaire au bon fonctionnement des matériels électriques et des process des utilisateurs du réseau, conçus pour un fonctionnement sur une plage de fréquence donnée. De trop grandes excursions de fréquence sont inadmissibles pour certains matériels et peuvent conduire à des dysfonctionnements dans les installations des utilisateurs. En outre, pour assurer la sûreté de fonctionnement du système, il convient d’éviter les écroulements de fréquence, qui peuvent survenir lorsque le bilan production-consommation est déficitaire. Le terme « grid forming » désigne dans la littérature une famille d’algorithmes de pilotage pour les onduleurs de tension à base de semiconducteurs de la famille des transistors (généralement de la sous- famille des IGBT (« Insulated Gate Bipolar Transistor », en français « transistor bipolaire à grille isolée ») mais également celle des MOSFET (« Metal Oxyde Semiconductor Field Effect Transistor », en français « transistor à effet de champ à grille isolée »). Les algorithmes « grid forming » n’étant pas encadrés par des normes, les publications scientifiques et les solutions industrielles présentent des différences significatives. Néanmoins, il semble y avoir un consensus scientifique sur les points ci-dessous : 1. Ce sont des algorithmes de commande vectorielle de la tension alternative des onduleurs de tension, c’est-à-dire pilotant à la fois sa valeur efficace et sa phase (et donc par extension sa fréquence) ; 2. Ils peuvent fonctionner sans autre source de tension sur le réseau électrique sur lequel sont connectés les onduleurs (contrairement à la famille des algorithmes de pilotage de type « grid following » et/ou « grid feeding »). De tels algorithmes « grid forming » sont notamment conçus pour contribuer instantanément à l’alimentation des déséquilibres production – consommation. Ils assurent à ce titre la même fonction que la réserve d’énergie cinétique de la production conventionnelle, appelée plus communément inertie dans le domaine des systèmes électriques, qui ont la propriété physique de stocker, dans leur partie mécanique, de l’énergie cinétique, qui contribue à la stabilité du réseau électrique. En effet, en cas de défaillance, l’inertie est capable de compenser immédiatement le déséquilibre de puissance et limite les variations de fréquence, ce qui contribue à la stabilité du système. L’immense majorité des algorithmes « grid forming » incluent des fonctions de partage de la charge (« load sharing ») qui leur permettent de se synchroniser aux autres sources d’un réseau électrique. Ces fonctions de partage de la charge se déclinent en une fonction de partage de la puissance active et une fonction de partage de la puissance réactive. Outre quelques démonstrateurs techniques concernant des sources d’énergies renouvelables, les algorithmes « grid forming » sont utilisés pour piloter des SSEE par batterie depuis environ dix ans pour des applications « microgrids » avec des résultats satisfaisants concernant la qualité d’alimentation des clients. On rappelle que le terme « microgrid », ou en français « micro réseau », désigne un système électrique autonome dont le plus haut niveau de tension est un niveau de tension HTA ( Plus récemment, les gestionnaires des réseaux insulaires HTB (à savoir, les réseaux de transport électrique constitués de lignes haute tension) et même des réseaux interconnectés ont commencé à s’intéresser aux SSEE « grid forming » et quelques démonstrateurs techniques ont vu le jour afin d’évaluer leur potentiel comme solution à certaines problématiques telles que la stabilité en fréquence dans un contexte de baisse de l’inertie dans les SE, résultant notamment de l’augmentation croissante de la part des sources d’énergie renouvelables dans la production du réseau. Deux familles principales d’algorithme « grid forming » s’imposent actuellement, à la fois dans la littérature scientifique et dans les projets industriels : - les algorithmes de type « droop » ; - les algorithmes de type « VSM » (pour l’anglais « Virtual Synchronous Machine », en français « machine synchrone virtuelle »). Ces deux types d’algorithme, bien qu’assurant la même fonction, présentent des performances dynamiques différentes. Dans le cadre de la présente divulgation, on s’intéresse plus particulièrement aux algorithmes de partage de la charge, et notamment de partage de la puissance active de ces deux familles d’algorithmes. Ceux-ci présentent une structure commune avec deux variantes : - une variante avec consigne de puissance active , illustrée sous forme de schéma synoptique en ; - une variante avec consigne de fréquence électrique , illustrée sous forme de schéma synoptique en . Ces algorithmes sont généralement implémentés dans les armoires de contrôle/commande des onduleurs des SSEE. En référence à la , on désigne par : - la consigne de puissance imposée au SSEE par l’algorithme « grid forming », qui constitue la variable d’entrée du schéma de fonctionnement ; - désigne la fréquence nominale du réseau électrique, qui constitue l’un des paramètres de la régulation. En France, on fixe généralement ; - désigne le gain de réglage primaire de fréquence, exprimé en MW.Hz -1 , que l’on appelle couramment l’énergie réglante primaire ; - , que l’on peut appeler fréquence « grid forming » est une variable extraite du bloc correcteur 1, comme on le verra plus en détail dans la suite ; - est la puissance active mesurée au point de connexion AC de l’onduleur, côté basse tension ; - enfin, désigne la phase de la tension alternative fournie par l’onduleur au réseau électrique. désigne une variable intermédiaire de puissance active, qui s’exprime sous la forme suivante : Le schéma de la figure 2 est plus simple que celui de la figure 1, dont il diffère en ce que l’algorithme impose désormais une consigne de fréquence, notée . Le bloc correcteur référencé C2 reçoit en entrée une variable intermédiaire de fréquence , et délivre en sortie la phase de la tension alternative fournie par l’onduleur au réseau électrique. La variable intermédiaire de fréquence s’exprime sous la forme : Ces deux schémas sont équivalents en termes de performance et l’on peut passer de l’un à l’autre via l’équation suivante : Cependant, la différence entre les algorithmes « droop » et VSM se trouve dans la structure de leur correcteur (blocs référencés C1 et C2 sur les figures 1 et 2). Néanmoins, celui-ci intégrant systématiquement un intégrateur dans la chaîne directe de la régulation, comme on le verra plus en détail dans la suite de ce document, les algorithmes « droop » et VSM ont des performances identiques en régime stabilisé et se distinguent donc par leurs performances dynamiques. Depuis le début des années 2010, la communauté scientifique concentre ses efforts dans la recherche des algorithmes les plus performants, notamment en termes de stabilité angulaire, mais également de comportement en fréquence. Néanmoins il n’existe pas à date de consensus : les algorithmes « droop » présentent généralement une meilleure stabilité angulaire, mais les algorithmes VSM rassurent les gestionnaires de réseau grâce à leur comportement en fréquence qui est similaire à celui des moyens de production thermique. Une seconde problématique, adressée plus récemment à la communauté scientifique, concerne le fonctionnement des SSEE « grid forming » lorsque ceux-ci arrivent, suite à un ou plusieurs évènement(s) réseau, en limite de fonctionnement en puissance active, puissance apparente ou courant AC. En effet, cette problématique est souvent secondaire dans les applications « microgrids » pour lesquelles les SSEE sont généralement surdimensionnés et atteignent rarement leurs limites. Et lorsqu’ils le font, le « blackout » (en français, « panne de courant ») est souvent une issue acceptable, ce qui n’est pas le cas dans les réseaux insulaires HTB et dans les réseaux interconnectés. Cette question étant traitée depuis quelques années seulement, il existe aujourd’hui une multiplicité de solutions industrielles et toutes ne sont pas satisfaisantes. Cette multiplicité de solutions induit plusieurs problématiques. Du point de vue des investisseurs tout d’abord, elle complexifie le choix d’une solution de SSEE « grid forming » car : - les besoins en termes d’algorithme « grid forming » sont dépendants des exigences du gestionnaire de réseau et peuvent donc varier d’un projet à l’autre ; - la qualité de l’algorithme « grid forming » n’est pas directement corrélée au coût de la solution du SSEE « grid forming », ce qui impose parfois de choisir une solution onéreuse, dans le seul but de disposer d’un algorithme « grid forming » compatible avec les exigences du gestionnaire du réseau sur lequel on souhaite raccorder le projet. Du point de vue des gestionnaires de réseau ensuite, qui peuvent devoir gérer un réseau dans lequel cohabitent un ensemble de solutions industrielles aux performances hétéroclites, ce qui peut fragiliser sa stabilité. Résumé La présente divulgation vient améliorer la situation. Il est proposé un procédé de contrôle d’au moins un système formant source d’énergie électrique et destiné à être connecté à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un onduleur piloté en mode source de tension selon un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de la phase de la tension alternative de l’onduleur, l’algorithme de commande vectorielle comportant une fonction de partage de puissance active du système alimentée en entrée par une consigne de puissance active ou de fréquence, appelée consigne originelle de commande vectorielle, et délivrant en sortie une phase de la tension alternative. Un tel procédé de contrôle comprend : - un calcul d’une consigne modifiée de commande vectorielle ; - une compensation de la consigne originelle de commande vectorielle à partir de la consigne modifiée de commande vectorielle, délivrant une consigne de référence de commande vectorielle destinée à alimenter la fonction de partage de puissance active à la place de la consigne originelle. Selon un autre aspect, il est proposé un dispositif de contrôle d’au moins un système formant source d’énergie électrique et destiné à être connecté à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un onduleur piloté en mode source de tension selon un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de la phase de la tension alternative dudit onduleur. Un tel algorithme de commande vectorielle comporte une fonction de partage de puissance active du système alimentée en entrée par une consigne de puissance active ou de fréquence, appelée consigne originelle de commande vectorielle, et délivrant en sortie une phase de la tension alternative. Un tel dispositif de contrôle comprend au moins un processeur configuré pour exécuter des étapes de : - calcul d’une consigne modifiée de commande vectorielle ; - compensation de la consigne originelle de commande vectorielle à partir de la consigne modifiée de commande vectorielle, délivrant une consigne de référence de commande vectorielle destinée à alimenter la fonction de partage de puissance active à la place de la consigne originelle. 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. 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 : L’algorithme de commande vectorielle est de type « grid forming ». Le système formant source d’énergie électrique est un système de stockage d’énergie électrique, SSEE, par batterie. L’algorithme de commande vectorielle est un algorithme de type « droop » et le calcul de la consigne modifiée de commande vectorielle met en œuvre un algorithme de type VSM. L’algorithme de commande vectorielle est un algorithme de type VSM et le calcul de la consigne modifiée de commande vectorielle met en œuvre une limitation d’une puissance de référence déterminée à partir de ladite consigne originelle de commande vectorielle. Un tel procédé de contrôle est mis en œuvre par un automate industriel interfacé avec ledit au moins un système de stockage d’énergie électrique, SSEE. Un tel dispositif de contrôle est interfacé avec un ou plusieurs système(s) de stockage d’énergie électrique, SSEE, par batterie, et est intégré dans un automate industriel formant système de gestion de l’énergie, PMS (pour l’anglais « Power Management System »). 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 sous forme de schéma synoptique un algorithme connu de partage de puissance active d’un SSEE « grid forming » avec une consigne de puissance active. Fig. 2 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme connu de partage de puissance active d’un SSEE « grid forming » avec une consigne de fréquence. Fig. 3 présente sous forme synoptique un exemple de système de stockage d’énergie électrique, SSEE. Fig. 4 montre un schéma de principe d’un procédé de contrôle appliqué à la régulation de la puissance active, selon un mode de réalisation. Fig. 5 présente un schéma de principe d’un procédé de contrôle appliqué à la régulation de la tension/puissance réactive, selon un mode de réalisation. Fig. 6 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme VSM correspondant aux performances exigées par un gestionnaire de réseau électrique selon un premier mode de réalisation. Fig. 7 détaille le principe de fonctionnement du correcteur de l’algorithme VSM de la selon ce premier mode de réalisation. Fig. 8 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme de partage de puissance active « droop » d’un SSEE « grid forming » mis en œuvre sur le réseau électrique selon ce premier mode de réalisation. Fig. 9 illustre la mise en œuvre du procédé de contrôle selon ce premier mode de réalisation. Fig. 10 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme de partage de la puissance active équivalente obtenu selon ce premier mode de réalisation. Fig. 11 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme de partage de puissance active VSM d’un SSEE « grid forming » implémenté dans un réseau électrique selon un deuxième mode de réalisation. Fig. 12 illustre la mise en œuvre du procédé de contrôle selon ce deuxième mode de réalisation, lorsque la fréquence du SSEE est connue. Fig. 13 illustre la mise en œuvre du procédé de contrôle selon ce deuxième mode de réalisation, lorsque la fréquence du SSEE n’est pas connue. Fig. 14 présente sous forme de schéma synoptique un algorithme de partage de la puissance active équivalente obtenu selon ce deuxième mode de réalisation. Le principe général du procédé de contrôle proposé repose sur un algorithme de pilotage, implémenté dans un automate industriel interfacé avec un ou plusieurs SSEE « grid forming », qui calcule et envoie au moins une consigne de puissance active ou de fréquence électrique, au(x) SSEE avec lequel ou lesquels il est interfacé. Cet algorithme de pilotage modifie les performances dynamiques des SSEE « grid forming » vues par le gestionnaire de réseau, dans le but de répondre à ses exigences, mais sans modification de l’algorithme « grid forming », qui est propriété des fournisseurs du ou des SSEE. Il est maintenant fait référence à la , qui présente sous forme synoptique un exemple de système de stockage d’énergie électrique 10, SSEE ou BESS (pour l’anglais « Battery Energy Storage System »). Un tel BESS 10 comprend une pluralité de dispositifs 11 i , dont quatre ont été représentés à titre d’exemple sur la . Chacun de ces dispositifs 11 1 à 11 4 comprend un module de stockage d’énergie électrique, par exemple sous forme de pack de cellules de batterie électrochimique, et un système de gestion de batterie, également appelé BMS (pour l’anglais « Battery Management System »). Un flux de puissance bidirectionnel P est établi entre les dispositifs 11 1 à 11 4 et un module d’électronique de conversion, ou onduleur 12, qui permet l’alimentation en puissance d’un réseau électrique auquel le BESS 10 est connecté. Le BESS 10 comprend également un module de contrôle/commande 13, qui envoie des signaux de commande au module d’électronique de conversion 12, et reçoit de ce dernier des données de mesure de tension et d’intensité du flux P. Le module de commande 13 peut également interroger le BMS pour recevoir de ce dernier des valeurs estimées ou calculées de niveau de charge, SOC, de température, ou encore de courant de charge/décharge des modules de stockage des dispositifs 11 1 à 11 4 . Le module de commande 13 est en communication avec un étage de contrôle supérieur 14, qui pilote l’acquisition de données en provenance du BESS 10, surveille son fonctionnement et le commande. Cet étage de contrôle supérieur 14 est par exemple piloté par l’exploitant du BESS 10, ou un intégrateur de ce système de stockage par batterie. Il peut s’agir d’un automate industriel formant système de gestion d’énergie, PMS, associé à plusieurs modules de commande 13. On dispose généralement un système PMS par site, qui est donc interfacé avec le ou les BESS présent(s) sur le site. Le procédé de contrôle décrit plus en détail dans la suite en relation avec les figures 4 à 14 peut être embarqué dans le système PMS, dans le cas où l’algorithme de fonctionnement du système PMS est adapté par développement logiciel spécifique pour intégrer un tel procédé de contrôle. Il peut également être mis en œuvre dans un automate industriel tiers interfacé avec le ou les BESS 10. Il peut encore être mise en œuvre dans un automate industriel réalisant ou recevant le résultat de la fonction EMS (pour l’anglais « Energy Management System ») ; Ce choix permet une flexibilité d’implémentation de l’algorithme de contrôle dans les projets, dans la mesure où une partie du logiciel de fonctionnement de cet automate est généralement développée sur mesure pour chaque projet. On notera qu’un tel procédé de contrôle est également applicable à n’importe quelle source d’énergie interfacée au réseau par des onduleurs de tension pilotables en « grid forming », tels que des éoliennes, des panneaux photovoltaïques, des modules de production d’électricité à partir d’hydrogène, etc. On s’attache cependant dans la suite, à titre d’exemple, à décrire des modes de réalisation dans lesquels la source d’énergie interfacée au réseau par des onduleurs de tension pilotables en « grid forming » est un système de stockage d’énergie électrique par batterie, tel qu’illustré schématiquement en . La illustre sous forme synoptique le procédé de contrôle selon un mode de réalisation, appliqué à la régulation de puissance active d’un SSEE. Une variable d’entrée de ce procédé de contrôle est la consigne originelle de commande vectorielle de l’algorithme « grid forming » de ce SSEE, ici une consigne de puissance active . Un tel procédé de contrôle est composé de deux parties distinctes : - un premier bloc (1), qui implémente un algorithme d’imposition au SSEE d’une nouvelle référence « grid forming », appelée consigne modifiée de commande vectorielle ; - un deuxième bloc (2), qui implémente un algorithme de compensation de la référence de l’algorithme « grid forming » existant, délivrant en sortie une nouvelle consigne, appelée consigne de référence de commande vectorielle, qui peut être une consigne de puissance ou une consigne de fréquence . On notera que, dans le schéma de la figure 4, la consigne originelle de commande vectorielle pourrait être remplacée par une consigne en fréquence . On notera cependant que, dans le cadre de la conduite des SSEE, la fonction PMS calcule une consigne en puissance active, de sorte que le schéma de la est bien adapté à la mise en œuvre de l’invention dans un automate industriel réalisant la fonction PMS. En cas de perte de communication entre l’automate industriel dans lequel est implémenté le procédé de contrôle selon un mode de réalisation et le ou les SSEE avec le(s)quel(s) il est interfacé, le(s) SSEE conserve(nt) les dernières valeurs de consignes transmises pas l’automate avant rupture de la communication. Comme illustré par la figure 5, dans un mode de réalisation, un tel procédé de contrôle est également applicable pour la régulation de tension des SSEE « grid forming ». Le schéma de la figure 5 diffère de celui de la figure 4 par la nature de la variable d’entrée, à savoir la consigne originelle de commande vectorielle qui peut être une consigne de tension ou une consigne de puissance réactive , et par la consigne de référence de commande vectorielle délivrée en sortie, qui peut être une consigne de référence de tension « grid forming » ou une consigne de référence de puissance réactive« grid forming » . On notera par ailleurs qu’une performance maximale du procédé de contrôle selon un mode de réalisation sera obtenue si : - les mesures utilisées dans l’algorithme « grid forming » du SSEE sont disponibles pour l’automate intégrant un tel procédé de contrôle (par exemple, la puissance active mesurée au point de connexion AC de l’onduleur côté basse tension ). Dans le cas contraire, elles peuvent être déterminées ou approximées par calcul, comme décrit ci-après ; - la fréquence d’échantillonnage et la précision des variables de l’automate intégrant un tel procédé de contrôle est suffisante, compte tenu des performances attendues du procédé de contrôle. On s’attache plus particulièrement dans la suite de ce document à décrire quelques exemples d’application à l’algorithme de partage de la puissance active, dans le cadre d’un système de stockage d’énergie électrique par batterie piloté en « grid forming ». Les figures 6 à 10 concernent un premier exemple de modification d’un algorithme « droop » en algorithme VSM. On considère un projet de SSEE « grid forming » sur un réseau électrique dans lequel les exigences du gestionnaire de réseau nécessitent l’utilisation de l’algorithme VSM dont le principe général est illustré en figure 6. Il reçoit en entrée une consigne de puissance et délivre en sortie une phase de la tension alternative de l’onduleur. Le principe général de cet algorithme VSM est similaire à celui présenté précédemment en relation avec la figure 1, dont les éléments communs ne seront donc pas décrits ici plus en détail. Il en diffère par la présence d’un bloc de saturation, référencé 15, permettant de limiter la plage d’excursion de la puissance de référence entre deux valeurs minimale et maximale . Les valeurs de et sont déterminées en fonction du dimensionnement du SSEE considéré. Une telle limitation de la plage d’excursion est avantageuse pour protéger certains réseaux électriques, par exemple des réseaux insulaires, d’un blackout, dans des cas limites de puissance délivrée par les batteries du SSEE, en permettant à la fréquence électrique du SSEE de varier plus largement pour activer le délestage fréquencemétrique ou l’activation de l’écrêtement des producteurs renouvelables sur surfréquence selon la situation. Ce premier exemple de réalisation peut donc correspondre, par exemple, à un projet de déploiement d’un SSEE par batterie dans un réseau électrique insulaire, pour lequel le gestionnaire du réseau a besoin des performances d’un algorithme « grid forming » de type VSM tel qu’illustré en . La figure 7 illustre plus en détail le fonctionnement du correcteur VSM référencé 16. Il reçoit en entrée la variable de différence de puissance , où est la puissance active mesurée au point de connexion AC de l’onduleur côté basse tension. Dans le cas où cette puissance n’est pas connue, elle peut être approximée à partir de la puissance active mesurée pour l’ensemble du système SSEE, que l’on divise par le nombre d’onduleurs du système. Le bloc référencé 17 correspond à l’équation simplifiée d’une machine synchrone, qui est caractéristique de la régulation VSM, et repose sur la deuxième équation de Newton, où : - désigne la fréquence nominale du réseau électrique, qui constitue l’un des paramètres de la régulation. Par exemple ; - H désigne la constante d’inertie de la machine virtuelle ; et - représente la puissance apparente nominale. Les blocs référencés 18 1 et 18 2 sont des blocs intégrateurs. Le bloc référencé 19 implémente une fonction « amortissante » quelconque permettant de stabiliser la fonction de transfert du correcteur 16 sans générer d’erreur statique sur la régulation de puissance active. Il peut s’agir par exemple d’un filtre passe-haut avec un gain statique, ou une forme plus complexe. En sortie du bloc correcteur 16 est délivrée la phase de la tension alternative de l’onduleur. On suppose, dans ce premier exemple de réalisation, que la solution industrielle pressentie pour ce projet, car moins chère, utilise un algorithme « grid forming » de type « droop », tel qu’illustré en . Cet algorithme repose sur une consigne de fréquence , dont on déduit une référence de fréquence , où, comme précédemment, désigne la puissance active mesurée (ou calculée) au point de connexion AC de l’onduleur côté basse tension, et désigne le gain de réglage primaire de fréquence. Cette référence de fréquence est filtrée par un filtre passe-bas référencé 20, de constante de temps . Après intégration par le bloc intégrateur référencé 21, on obtient en sortie la phase de la tension alternative de l’onduleur. La solution industrielle reposant sur l’algorithme de la n’est donc pas en mesure de respecter les exigences du gestionnaire de réseau, telles qu’illustrées aux figures 6 et 7. La figure 9 illustre schématiquement la solution proposée dans le cadre de ce premier mode de réalisation, qui permet de pallier cette problématique. Le bloc référencé 1A permet de calculer une consigne modifiée, notée , qui est une consigne de fréquence : ce bloc référencé 1A permet donc d’imposer une nouvelle référence au SSEE. Le bloc référencé 2A permet la compensation de la référence du SSEE, en transformant la consigne modifiée en une nouvelle consigne , constituant la consigne de référence destinée à alimenter la fonction de partage de puissance active à la place de la consigne originelle constituant la variable d’entrée de l’algorithme de la . La consigne modifiée est obtenue, à partir d’une consigne de puissance active , par mise en œuvre d’un algorithme de type VSM illustré aux figures 6 et 7. On obtient ainsi les performances équivalentes illustrées par le schéma synoptique de la figure 10, qui sont donc compatibles avec les exigences du gestionnaire de réseau. On notera qu’on considère, en entrée du filtre passe-bas référencé 20, que , du fait du retard éventuel qui peut apparaître entre le système réalisant le calcul de la nouvelle consigne de référence de commande vectorielle selon ce mode de réalisation, et l’automate implémentant l’algorithme de type « droop » de la . Ce retard peut notamment dépendre de la fréquence d’échantillonnage du système PMS. On choisit de préférence un paramétrage de la constante de temps du filtre passe-bas 20 aussi faible que possible pour que la dynamique du filtre dans la solution « grid forming » existante soit négligeable devant la dynamique globale de la solution complète illustrée en . On présente désormais, en relation avec les figures 11 à 14, un deuxième exemple de réalisation. On se place dans la même situation que dans le premier exemple de réalisation, par exemple un projet dans le cadre d’un réseau insulaire, pour lequel les exigences de performance du gestionnaire de réseau nécessitent l’utilisation de l’algorithme VSM des figures 6 et 7. On considère cependant désormais que la solution industrielle pressentie pour ce projet utilise un algorithme de partage de puissance active de type VSM d’un SSEE « grid forming » tel qu’illustré en . Comme on le notera, l’algorithme VSM de la diffère de l’algorithme VSM de la en ce qu’il ne comprend pas de bloc de saturation référencé 15 permettant de limiter la plage d’excursion en puissance entre P min et P max . L’algorithme de la solution industrielle pressentie est donc déjà proche de l’algorithme requis par le gestionnaire de réseau, mais ne permet cependant pas d’obtenir le comportement en fréquence souhaité de l’onduleur « grid forming ». Dans ce deuxième exemple de réalisation, deux implémentations sont possibles, en fonction de la disponibilité ou non du signal de fréquence du SSEE pour l’automate dans lequel est implémenté le procédé de contrôle revendiqué. La illustre la mise en œuvre du procédé de contrôle revendiqué dans le cas où le signal de fréquence du SSEE est disponible. Le bloc référencé 1B implémente un algorithme permettant d’imposer une nouvelle consigne de commande vectorielle au système, et le bloc référencé 1C implémente un algorithme permettant une compensation de la consigne originelle de commande vectorielle. La figure 13 illustre la mise en œuvre du procédé de contrôle revendiqué dans le cas où le signal de fréquence du SSEE n’est pas connu de l’automate implémentant le procédé de contrôle. Dans ce cas, il est nécessaire de recalculer ce signal de fréquence, d’où un bloc référencé 1C plus complexe que le bloc référencé 1B de la figure 12. La partie supérieure du bloc 1C correspond sensiblement à une reproduction de l’algorithme « grid forming », permettant de calculer la fréquence onduleur , utilisée comme variable d’entrée du bloc 1C réalisant le calcul d’une consigne de commande vectorielle modifiée, permettant d’imposer une nouvelle consigne de commande au système. Le bloc de compensation de la référence du SSEE 1C est identique au bloc 1B de la . On notera qu’en variante, dans un mode sous-optimal, il serait également possible de mesurer cette fréquence onduleur au moyen d’une centrale de mesure du SSEE. Dans le cas de la figure 12, on obtient les performances équivalentes illustrées en figure 14, qui sont compatibles avec les exigences du gestionnaire de réseau, pour l’algorithme de partage de la puissance active. On notera qu’on suppose, en sortie du bloc de saturation référencé 15 que : cette approximation traduit le retard qui peut apparaître à la transition entre le système implémentant l’algorithme de la et le système implémentant l’algorithme de la , et qui dépend de la fréquence d’échantillonnage de l’automate industriel, par exemple le PMS, implémentant le procédé de contrôle revendiqué. Les présentes solutions techniques peuvent trouver à s’appliquer notamment dans toutes les solutions de SSEE « grid forming », qu’elles permettent de rendre compatibles avec la majorité des exigences des gestionnaires de réseau. Procédé de contrôle d’au moins un système (10) formant source d’énergie électrique et destiné à être connecté à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un onduleur (12) piloté en mode source de tension selon un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de la phase de la tension alternative dudit onduleur, ledit algorithme de commande vectorielle comportant une fonction de partage de puissance active dudit système alimentée en entrée par une consigne de puissance active ou de fréquence, appelée consigne originelle de commande vectorielle, et délivrant en sortie une phase de ladite tension alternative, caractérisé en ce qu’ il comprend : - un calcul (1, 1A, 1B, 1C) d’une consigne modifiée de commande vectorielle ; - une compensation (2, 2A, 2B, 2C) de la consigne originelle de commande vectorielle à partir de ladite consigne modifiée de commande vectorielle, délivrant une consigne de référence de commande vectorielle destinée à alimenter ladite fonction de partage de puissance active à la place de ladite consigne originelle. Procédé de contrôle selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit algorithme de commande vectorielle est de type « grid forming ». Procédé de contrôle selon l'une quelconque des revendications 1 et 2, caractérisé en ce que ledit système formant source d’énergie électrique est un système de stockage d’énergie électrique, SSEE, par batterie. Procédé de contrôle selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ledit algorithme de commande vectorielle est un algorithme de type « droop » et le calcul de la consigne modifiée de commande vectorielle met en œuvre un algorithme de type VSM. Procédé de contrôle selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que ledit algorithme de commande vectorielle est un algorithme de type VSM et le calcul de la consigne modifiée de commande vectorielle met en œuvre une limitation (15) d’une puissance de référence déterminée à partir de ladite consigne originelle de commande vectorielle. Procédé de contrôle selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu’il est mis en œuvre par un automate industriel (14) interfacé avec ledit au moins un système de stockage d’énergie électrique, SSEE. Dispositif de contrôle d’au moins un système (10) formant source d’énergie électrique et destiné à être connecté à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un onduleur (12) piloté en mode source de tension selon un algorithme de commande vectorielle de l’amplitude et de la phase de la tension alternative dudit onduleur, ledit algorithme de commande vectorielle comportant une fonction de partage de puissance active dudit système alimentée en entrée par une consigne de puissance active ou de fréquence, appelée consigne originelle de commande vectorielle, et délivrant en sortie une phase de ladite tension alternative, caractérisé en ce qu’il comprend au moins un processeur configuré pour exécuter des étapes de : - calcul (1, 1A, 1B, 1C) d’une consigne modifiée de commande vectorielle ; - compensation (2, 2A, 2B, 2C) de la consigne originelle de commande vectorielle à partir de ladite consigne modifiée de commande vectorielle, délivrant une consigne de référence de commande vectorielle destinée à alimenter ladite fonction de partage de puissance active à la place de ladite consigne originelle. Dispositif de contrôle selon la revendication 7, caractérisé en ce qu’il est interfacé avec un ou plusieurs système(s) (10) de stockage d’énergie électrique, SSEE, par batterie, et en ce qu’il est intégré dans un automate industriel (14) formant système de gestion de l’énergie, PMS (pour l’anglais « Power Management System »). Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 6 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 6 lorsque ce programme est exécuté par un processeur.