Brevet FR3155980A1 — publié le 20250530

L’invention concerne le pilotage d’une batterie, comprenant des étapes consistant à : • déterminer la valeur d’un ensemble de paramètres et de variables relatifs à la batterie, au réseau électrique, à un dispositif de charge de la batterie et un dispositif de décharge de la batterie ; • résoudre un système d’équations correspondant à un ensemble de contraintes que doivent respecter des paramètres et des variables relatifs à la batterie, au réseau électrique, au dispositif de charge et de décharge de la batterie, chaque solution comprenant un ensemble de variables qui respectent ledit ensemble de contraintes ; • sélectionner, parmi l’ensemble de solutions, une unique solution comprenant un ensemble de variables qui respectent l’ensemble de contraintes ; et • émettre une consigne d’activation sélective du système de gestion de la batterie (BMS) pour l’unique solution sélectionnée, pour un soutien en fréquence (FCR) du réseau, une charge ou une décharge de la batterie. Procédé de pilotage d’un système de stockage collectif d’énergie électrique La présente invention concerne le domaine de la gestion de l’énergie électrique. L’énergie électrique est produite par différents moyens. Elle est transportée notamment par un réseau. Un réseau électrique est un système qui doit être en équilibre pour fonctionner : la production d’énergie doit être égale à la consommation d’énergie. S’il y a surconsommation, il existe un risque de coupure en cascade ; et s’il y a sous production alors le réseau doit faire appel à un système de « réserve » et/ou de délestage. La présente invention est avantageusement mise en œuvre dans le domaine de la réserve de puissance automatique, ou réserve de stabilisation de la fréquence, appelée FCR (Frequency Containment Reserve en Anglais) ou encore « réserve primaire », qui est une réserve utilisée pour ajuster la production distribuée sur un réseau lorsque la consommation est perturbée. Dans ce domaine, il est demandé aux producteurs locaux d’énergie électrique de déclarer auprès du gestionnaire du réseau leur capacité de FCR. Si la réserve primaire FCR ne permet pas de restaurer la valeur de la fréquence nominale alors une réserve secondaire (aFRR : pour automatic frequency restauration reserve) est sollicitée, selon un principe similaire. Le gestionnaire de réseau de transport d’électricité, RTE en France, qui est le responsable du réseau public de transport d'électricité haute tension en France métropolitaine émet un signal à destination de tous les acteurs de la réserve secondaire aFRR. Pour la réserve primaire FCR, le signal d’activation est directement déduit de la mesure de la fréquence et du calcul de variation de la fréquence en temps réel. Pour un jour J de fourniture de FCR, cette déclaration doit être faite, par exemple en France aujourd’hui, au plus tard à J-1 (24h à l’avance), par créneau de 4h. Au-delà du réseau électrique, l’énergie électrique peut être produite localement par exemple par des dispositifs de production d’énergie renouvelable (ENR), notamment des panneaux photovoltaïques. L’énergie électrique est consommée localement par divers dispositifs de consommation (foyers, industrie, etc.). En autoconsommation, si la consommation et la production sont identiques au même instant, alors l’électricité est produite et consommée localement, sinon la différence est renvoyée sur le réseau, stockée, ou bien est perdue. En complément du réseau, on peut mettre en œuvre un système de stockage collectif d’énergie électrique, ou batterie, qui permet de fournir ou de stocker de l’électricité et qui est connecté à la fois au réseau électrique, aux dispositifs de production d’énergie renouvelable et aux dispositifs de consommation. Il existe donc un besoin d’optimisation de la gestion de la batterie, c’est-à-dire du pilotage de la charge et de la décharge de telles batteries. La présente invention vise à permettre une participation à la réserve primaire FCR d’un réseau, avec une électricité produite grâce à une source d’énergie renouvelable (ENR) associée à un système de stockage. Par ENR, on entend au moins l’une quelconque des sources d’énergie parmi : le solaire photovoltaïque, l’éolien, l’hydrolien (chutes d’eau, marées) permettant de produire de l’électricité. Dans ce contexte, l’invention concerne selon un premier de ses objets, un procédé de pilotage d’un système de stockage collectif d’énergie électrique, ou batterie, La batterie étant reliée à : un réseau électrique permettant sélectivement une charge ou une décharge de ladite batterie ; un dispositif de charge de ladite batterie, distinct du réseau électrique, et par exemple par énergie renouvelable ; un dispositif de décharge de ladite batterie, ou dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique, distinct du réseau électrique, la batterie comprenant un système de gestion de la batterie (BMS), configuré pour activer sélectivement : une décharge de la batterie sur le réseau électrique, pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci ; ou une décharge de la batterie sur le dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique ; ou une charge de la batterie par le dispositif de charge de ladite batterie ou une charge par le réseau. il est essentiellement caractérisé en ce que le procédé comprend des étapes consistant à : déterminer la valeur d’un ensemble de paramètres relatifs à la batterie, au réseau électrique, au dispositif de charge de la batterie et au dispositif de décharge de la batterie ; déterminer la valeur d’un ensemble de variables relatives à la batterie, au réseau électrique, au dispositif de charge de la batterie et au dispositif de décharge de la batterie ; résoudre un système d’équations mathématiques, ledit système d’équations correspondant à un ensemble de contraintes que doivent respecter certains au moins desdits paramètres et certaines au moins desdites variables, pour trouver un ensemble de solutions, chaque solution comprenant un ensemble de variables qui respectent ledit ensemble de contraintes ; sélectionner, parmi l’ensemble de solutions, une unique solution comprenant un ensemble de variables qui respectent l’ensemble de contraintes ; et émettre une consigne d’activation sélective du système de gestion de la batterie (BMS) pour ledit ensemble de valeurs de variables de l’unique solution sélectionnée, ledit ensemble de variables comprenant des variables binaires, dont : une variable binaire correspond à une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique, pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci ; une variable binaire correspond à une instruction de décharge de la batterie sur le dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique ; une variable binaire correspond à une instruction de charge de la batterie par le dispositif de charge de la batterie. On peut prévoir que l’étape de sélection d’une unique solution comprend une étape consistant à minimiser la valeur d’une fonction objective, la fonction objective comprenant une relation entre un ensemble prédéterminé de paramètres et de variables, et correspondant à une optimisation prédéterminée de la charge ou de la décharge de la batterie. On peut prévoir que la minimisation de la fonction objective est déterminée par la relation suivante : Avec et avec : et α 1 un coefficient prédéterminé dont la valeur peut être dynamique, et qui représente, en fonction de sa valeur, une allocation ou une autre, par exemple en faveur de l’autoconsommation afin de favoriser celle-ci ; où : T(s,i) est un paramètre relatif au tarif d’achat (soutirage) sur le réseau sur le créneau temporel i ; T_(r ,i) est un paramètre relatif au tarif de revente (injection) de surplus au réseau sur le créneau temporel i ; R_(FCR,i) est un paramètre relatif au revenu FCR sur le créneau temporel i pour 1 MW vendu ; P_( Batterie ) est un paramètre relatif à la puissance maximale vendue pour la FCR ; P_(conso,i) est un paramètre relatif à la consommation (puissance) sur le créneau temporel i ; P_(soutR,i) est une variable relative à la puissance soutirée du réseau sur le créneau temporel i ; P_(injct,i) est une variable relative à la puissance injectée sur le réseau sur le créneau temporel i ; FCR_i est une variable binaire relative à la sélection ou non du créneau temporel i pour de la FCR On peut prévoir que les valeurs des paramètres et des variables sont déterminées sur un créneau temporel i de 30 minutes et que la fonction objective est déterminée sur un créneau temporel de 48 heures. On peut prévoir que les contraintes comprennent au moins une équation permettant de définir des créneaux horaires de 4h consécutives pour un éventuel soutien en fréquence (FCR) du réseau électrique. On peut prévoir que les valeurs des variables ou des paramètres relatifs à la consommation et à la production électrique sont déterminées par extrapolation de valeurs d’historique, par corrélation ou par prédiction, y compris météorologique. On peut prévoir que l’étape consistant à émettre une consigne d’activation sélective du système de gestion de la batterie comprend les consignes suivantes : Si, pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique est émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, alors les instructions de charge ou de décharge de la batterie sont inhibées sur ce créneau horaire ; Si, pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique n’est pas émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, alors une instruction de charge ou de décharge de la batterie peut être émise sur ce créneau horaire, en fonction de la valeur des contraintes sur ce créneau. On peut prévoir que pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique n’est pas émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, le procédé comprenant en outre, pour ledit créneau horaire, des étapes consistant à : • Diviser ledit créneau horaire en un ensemble d’au moins un sous-créneau de durée prédéterminée, et pour chaque sous-créneau : o Déterminer la production électrique, o Déterminer la consommation électrique, et si la production électrique déterminée est supérieure ou égale à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne de décharge de la batterie dans le dispositif de décharge ou une consigne de charge de la batterie ; sinon si la production électrique déterminée est inférieure à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne d’inhibition. On peut prévoir une étape consistant à résoudre l’équation suivante : Avec l’énergie soutirée (consommée) du réseau sur la période d’optimisation, en l’espèce un sous-créneau ; l’énergie consommée totale sur la période d’optimisation ; l’énergie produite totale sur la période d’optimisation par le dispositif de charge ; l’énergie totale injectée sur le réseau sur la période d’optimisation et Le dispositif de charge est un dispositif de production d’énergie renouvelable (ENR), en l'espèce des panneaux photovoltaïques (PV). On peut prévoir que l’étape consistant à résoudre le système d’équations est mise en œuvre par un solveur mathématique pour calculer un ensemble de solutions répondant à la totalité des contraintes. Selon un autre de ses objets, l’invention concerne un programme d’ordinateur comprenant des instructions de code de programme pour l’exécution des étapes du procédé selon l’invention, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur. D’autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront plus clairement à la lecture de la description suivante donnée à titre d’exemple illustratif et non limitatif et faite en référence aux figures annexées. Les figures ne sont pas à l’échelle. Certains détails peuvent avoir été omis et d’autres amplifiés, pour en faciliter la compréhension. DESCRIPTIF DES DESSINS FIG. 1 illustre le principe de raccordements électriques d’une batterie au sens de la présente invention, FIG. 2 illustre une variation de la fréquence autour de 50Hz. DESCRIPTION DETAILLEE Comme exposé en début de description, l’invention permet de déterminer quelles plages de temps prédéterminées il convient de sélectionner pour permettre un soutien en FCR par un producteur d’électricité produite en ENR. Typiquement en France les plages de temps prédéterminées sont de 4 heures consécutives et prédéterminées : 0h-4h ; 4h-8h ; 8h-12h ; 12h-16h ; 16h-20h et 20h-24h pour la réserve primaire FCR. Pour tous les autres marchés, ces plages de temps varient par exemple soit 1h soit 30 minutes. Chaque producteur d’électricité doit déclarer la veille la ou les plages de temps prédéterminées sur lesquelles il se positionne pour soutenir la FCR. Il est donc essentiel de piloter la destination de l’électricité produite en ENR, donc stockée dans une batterie : soit en autoconsommation, soit en FCR/aFRR. Il existe donc un besoin de prédiction pour pouvoir anticiper la décision d’autoconsommation ou de soutien à la FCR/FRR. Ce qui passe par la gestion de la batterie (BMS pour Battery Management System ; ou EMS pour Energy Management System par anglicisme), qui permet d’optimiser les consignes de charge / décharge de la batterie afin d’améliorer le vieillissement de celle-ci. De préférence, on prévoit de charger la batterie depuis le réseau uniquement sur un créneau d’autoconsommation, mais la batterie peut se charger et se décharger sur le réseau lorsqu’elle est en service FCR. On prévoit de modéliser le système d’échange d’énergie électrique entre le réseau, la batterie, le dispositif d’autoconsommation (donc de décharge de la batterie) et le dispositif d’autoproduction (ENR, donc de charge de la batterie) selon un système d’équations mathématiques. Ce système d’équations doit être résolu, en l’espèce par un solveur. Par exemple, le solveur est le solveur GLPK pour GNU Linear Programming Kit. Il comprend un ensemble de grandeurs qui doivent répondre à un ensemble de contraintes prédéfinies, par exemple la contrainte selon laquelle le bilan des puissances est nul (voir ci-après). Les grandeurs du système d’équations sont un ensemble de variables et un ensemble de paramètres. Les paramètres sont des valeurs considérées comme constantes sur une plage de temps donnée, en l’espèce de 30 minutes. Le tableau 1 ci-dessous donne un exemple de paramètres. La valeur de chaque paramètre est connue. De préférence, elle est constante sur chaque pas temporel. Elle peut être mesurée ou estimée, par exemple par un historique, notamment de l’année précédente, éventuellement couplée à des prévisions, notamment météorologiques. Le tableau 2 ci-dessous donne un exemple de variables, ainsi que le domaine de chaque variable. Dans cet exemple il existe trois variables binaires et 5 variables normalisées. Les relations entre les variables et les paramètres sont un ensemble de contraintes qui sont modélisées par un système d’équations dont un mode de réalisation est illustré dans le tableau 3 ci-dessous. Dans cet exemple non limitatif, les contraintes peuvent être décrites comme suit. Contrainte 1 : Bilan des puissances actives sur le réseau Contraintes 2 et 2 bis : fixe la valeur de la variable binaire de la charge (décharge) en fonction de la valeur de la puissance de charge (décharge), permet de contraindre les puissances de consignes (charge et décharge) à être nulle si la variable binaire est nulle Contrainte 3 : Cette contrainte limite la charge de la batterie. Si i (heure) est multiple de 4 on est sur le début d’un créneau de 4h, il faut vérifier si (1-SOC) qui correspond à la place disponible dans la batterie, est supérieur à 30%, pour faire de la FCR. Si FCR(i) est nulle il n’y a pas cette contrainte sur le SOC maximum de charge. Si non on applique la contrainte de change classique : le SOC ne doit pas dépasser 1. Contrainte 4 : Cette contrainte représente la limite en décharge, selon le même principe que la contrainte 3. Cette contrainte permet de limiter le SOC à zéro. Dans le cas du début de créneau de 4h on vérifie avec les exigences de la FCR en plus (SOC min de 30%), on ajoute également un SOCmin pour limiter les déchange profonde de la batterie en autoconsommation. Contrainte 5 : On peut injecter sur le réseau uniquement si la production est supérieure à la consommation. La quantité injectée sur le réseau doit être uniquement le surplus. Contrainte 6 : La variation du SOC est la somme des échanges qui ont lieu sur la batterie. La puissance chargée est divisée par le rendement, on soutire plus d’énergie que ce qui est réellement stocké, perte du convertisseur à la charge. La puissance déchargée est multipliée par le rendement, c’est les pertes du convertisseur à la décharge. Contrainte 7 : Utilisation de l’énergie des PV/ENR en priorité lorsque la production PV couvre la consommation, pas de décharge ni de soutirage sur ces pas de temps. Si la production ne couvre pas la consommation, on ne peut pas soutirer plus que ce qui est nécessaire à la consommation directe. Cela limite l’achat/revente sur le réseau entre les heures pleines et les heures creuses. Contrainte 8 : La variable binaire FCR de i doit avoir la même la même sur les créneaux de 4h. Contrainte 9 : Pour limiter la décharge, il est souhaitable de limiter la valeur su SOC sur le dernier créneau, sinon on peut observer une forte décharge. A cet effet, on peut borner les échanges d’énergie en l’espèce en ajoutant et en soustrayant au SOC initial une limite ε. Cette limite ε peut être égale à 0. En l’espèce c’est une valeur fixée à 0.02, qui permet de relaxer la contrainte 9. Contrainte 10 : Cette contrainte limite le nombre d’action possible sur un même créneau, la batterie peut soit être en charge pour de l’autoconsommation, soit en décharge pour de l’autoconsommation, soit en service pour la FCR. Pour chaque pas de temps i, en l’espèce de 30 minutes, le solveur résout l’ensemble des équations du système et détermine ainsi les valeurs de l’ensemble des variables qui répondent à l’ensemble des contraintes, en l’espèce P_(soutR,i) ; P_(Ch,i) ; P_(Dch,i) ; SOC_(,i) ; P_(injct,i) ; FCR_i ; AC_(charge,i) et AC_(decharge,i). Selon l’invention, le problème à résoudre est du type MILP (Mixed interger linear programming). L’optimisation permet de déterminer les plages, ou créneaux, les plus propices à de l’autoconsommation. Cette optimisation permet de choisir les meilleurs créneaux, c’est-à-dire ceux qui optimisent l’équilibre entre la FCR et l’autoconsommation tout en favorisant l’autoproduction. Pour chaque pas de temps i, chaque variable n’a qu’une seule valeur possible. Ces valeurs sont enregistrées dans une mémoire. Ainsi, sur une plage de temps prédéterminée, on obtient un ensemble de valeurs de variables. En l’espèce, pour un pas de temps i de 30 minutes sur une plage de 4h, on obtient un ensemble de 8 valeurs par variable, ou 48 valeurs par variable sur une plage de 24h. Fonction objective Pour sélectionner une valeur par variable parmi l’ensemble de valeurs par variable, on prévoit de minimiser une fonction objective. La fonction objective correspond à l’optimisation souhaitée du système de stockage collectif d’énergie électrique. La fonction objective dépend donc de ce que l’on souhaite optimiser. Typiquement, la fonction objective vise à trouver l’ensemble de variables qui permet de maximiser ou de minimiser une fonction définie comme une combinaison linéaire (problème de type MILP) des paramètres et des variables, par exemple de maximiser la puissance vendue pour la FCR, de maximiser la production solaire, etc. et typiquement, d’optimiser au moins l’un parmi : la puissance soutirée du réseau, la puissance chargée dans la batterie, la puissance déchargée de la batterie, l’état de charge de la batterie, et la puissance injectée sur le réseau. On peut définir la fonction objective comme une sorte de contrainte, mais qui est résolue par le solveur postérieurement à la résolution du système d’équations mathématiques. C’est une fonction mathématique comprenant une relation entre certains des paramètres et/ou des variables décrits ci-avant. En l’espèce, dans un exemple non limitatif, la fonction objective FO est déterminée comme suit : Avec avec : ; et α 1 un coefficient prédéterminé dont la valeur peut être dynamique, et qui représente, en fonction de sa valeur, une allocation ou une autre, par exemple en faveur de l’autoconsommation afin de favoriser celle-ci. En l’espèce, la fonction objective est calculée sur N pas de temps prédéterminé de 30 minutes (N = 48). Toutes les données, variables, consignes et paramètres sont sur un pas de 30 minutes. L’optimisation détermine les créneaux optimaux, en l’espèce de 4h, sur un horizon de temps déterminé, en l’espèce de 48 h. C’est à dire que la fonction objective est calculée sur un horizon de temps de 48 h, et pas sur le pas de temps de 30 minutes car celui-ci est trop court pour une gestion fine de la charge / décharge de la batterie. On choisit une optimisation sur deux jours car il est difficile de faire du stockage d’énergie sur de grande périodes. En effet, la FCR contraint à un SOC de 50% car les variations de fréquence ne sont pas prévisibles. Le stockage d’énergie peut se faire principalement dans un même créneau d’autoconsommation. Grâce à la présente invention il est ainsi possible par exemple de piloter la gestion de l’énergie dans une batterie, pour qu’elle puisse servir à la fois de source d’énergie pour une autoconsommation et de source d’énergie pour un soutien à la fréquence réseau (FCR). Selon l’invention cette gestion d’énergie est hiérarchisée : si un créneau de 4h est déterminé pour exploiter la batterie en soutien à la FCR, alors ce créneau est bloqué et la batterie n’est exploitée qu’à cette fin. Si un créneau de 4h n’est pas déterminé pour exploiter la batterie en soutien à la FCR, alors la batterie peut être pilotée en charge ou en décharge locale (autoconsommation), en fonction de son état de charge, de la demande en énergie et de sa capacité de recharge via des sources ENR. Par exemple, la batterie peut être en soutien FCR sur un créneau de 08h à 12h, puis sur le créneau suivant : en charge sur une plage horaire de 12h à 14h, puis en décharge de 14h à 15h, puis en charge de 15h à 16h, puis sur le créneau suivant à nouveau en soutien FCR de 16h à 20h, etc. Charge ou décharge hors FCR. Une fois les créneaux sélectionnés pour un soutien à la FCR, on peut prévoir une gestion de la batterie pour les autres créneaux, dits créneaux d’autoconsommation, typiquement afin de maximiser l’autoproduction et l’autoconsommation. Il s’agit ici d’une deuxième boucle d’optimisation, en aval de l’optimisation précédente, et qui permet de calculer les consignes de charge et de décharge au plus proche du temps réel. En effet dans ce cas, il est possible de charger la batterie grâce au dispositif de charge (ENR) ou de décharger la batterie dans le dispositif de décharge, en fonction de la puissance disponible par le dispositif de charge (ENR) et de la puissance demandée par le dispositif de décharge. Dans ce cas, le système de gestion de la batterie émet sélectivement : soit une consigne de charge de la batterie par le dispositif de charge ; soit une consigne de décharge de la batterie dans le dispositif de décharge; soit une consigne d’inhibition, ce qui revient à n'émettre aucune consigne de charge ni décharge de la batterie. Avantageusement, on peut subdiviser les créneaux de 4h en un ensemble de sous-créneaux, chaque sous-créneau étant par exemple d’une amplitude horaire comprise entre 1h et 4h, et assigner à chaque sous-créneau une consigne respective. Ainsi, un sous-créneau peut être de même durée qu’un créneau (de FCR), soit 4h. Cependant, comme les conditions climatiques peuvent varier sur un tel créneau de 4h, il peut être astucieux de subdiviser les créneaux de 4h en un ensemble de sous-créneaux et ainsi optimiser la gestion de l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques par exemple et consommée en autoconsommation. En ce sens, un sous-créneau est une période d’optimisation. En l’espèce, chaque sous-créneau est de 1h chacun, les consignes étant émises selon des valeurs déterminées selon un pas de 30 minutes qui précèdent le sous-créneau. A noter que comme deux créneaux de 4h successifs peuvent être des créneaux d’autoconsommation, on peut avoir une succession de sous-créneaux qui s’étale sur une amplitude horaire de 8h. Selon la présente invention, chaque consigne permet la charge ou de la décharge de la batterie en fonction : de la production électrique par dispositif de charge, de la consommation électrique par dispositif de décharge, et de l’état de charge (SOC) de la batterie, selon une optimisation décrite ci-après, et similaire à la fonction objective vue précédemment pour la sélection des créneaux en soutien à la FCR. En l'espèce, la production électrique est déterminée par estimation ou mesure, la consommation électrique est déterminée par estimation ou mesure et le SOC est mesuré. Typiquement, pour un sous créneau donné : si la production électrique déterminée est supérieure ou égale à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) peut émettre une consigne de décharge de la batterie dans le dispositif de décharge et/ou une consigne de charge de la batterie, par exemple une consigne de charge du surplus ; si la production électrique déterminée est inférieure à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne qui dépend de la valeur du SOC de la batterie : si la valeur du SOC de la batterie est supérieure à une valeur seuil prédéterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) peut émettre une consigne de décharge de la batterie ; si la valeur du SOC de la batterie est inférieure à ladite valeur seuil prédéterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) peut émettre une consigne d’inhibition. Comme les sous-créneaux présente une amplitude horaire faible (1h), on estime que les valeurs sont constantes et fiables dans chaque sous-créneau. De manière similaire à la détermination des plages de temps pour permettre un soutien en FCR, il s’agit ici de déterminer une consigne pour chaque sous-créneau, grâce à une deuxième fonction objective. En l’espèce, il s’agit de maximiser la deuxième fonction objective de la manière suivante : Avec = Energie soutirée (consommée totale) du réseau sur la période d’optimisation (kWh) ; = Energie consommée totale sur la période d’optimisation (kWh) ; = Energie produite totale sur la période d’optimisation (kWh) par le dispositif de charge ; = Energie injectée sur le réseau (revendue) totale sur la période d’optimisation (kWh) ; et avec N le nombre de pas de temps du créneau d’autoconsommation donné et l'indice x représentant le type d' énergie : sout, conso, PV ou injct, respectivement pour soutirée, consommée, photovoltaïque et injectée. Par exemple le pas de temps est de 30 minutes. On peut prévoir de simuler l’intégralité du fonctionnement de la batterie, et calculer les échanges d’énergie demandé par la FCR et l’aFRR en se basant sur des historiques de signaux de fréquence (FCR) ou du signal N donné par RTE (aFRR). Avantageusement, les variables sont les mêmes que celle du tableau 2 ci-avant. En revanche, on prévoit les paramètres du tableau 4 suivant : Et on prévoit les contraintes du tableau 5 suivant : Dans cet exemple non limitatif, les contraintes peuvent être décrites comme suit. Contrainte 1 : Bilan des puissance active sur le réseau. Contraintes 2 et 2 bis : fixe la valeur de la variable binaire de la charge (décharge) en fonction de la valeur de la puissance de charge (décharge), permet de contraindre les puissances de consignes (charge et décharge) à être nulle si la variable binaire est nulle. Contrainte 3 : Cette contrainte limite la charge de la batterie. Si i (heure) est multiple de 4 on est sur le début d’un créneau de 4h, il faut vérifier si (1-SOC) qui correspond à la place disponible dans la batterie, est supérieur à 30%, pour faire de la FCR. Si FCR(i) est nulle il n’y a pas cette contrainte sur le SOC maximum de charge. Si non on applique la contrainte de change classique : le SOC ne doit pas dépasser 1. Contrainte 4 : Elle représente la limite en décharge, même principe que la contrainte 3. Cette contrainte permet de limiter le soc à zéro. Dans le cas du début de créneau de 4h on vérifie avec les exigences de la FCR en plus (SOC min de 30%), on ajoute également un SOCmin pour limiter les déchange profonde de la batterie en autoconsommation. Contrainte 5 : On peut injecter sur le réseau uniquement si la production est supérieure à la consommation. La quantité injectée sur le réseau doit être uniquement le surplus. Contrainte 6 : La variation du SOC est la somme des échanges qui ont lieu sur la batterie. La puissance chargée est divisée par le rendement, on soutire plus d’énergie que ce qui est réellement stocké, perte du convertisseur à la charge. La puissance déchargée est multipliée par le rendement, c’est les pertes du convertisseur à la décharge. Contrainte 7 : Utilisation de l’énergie ENR (PV pour photovoltaïque) en priorité lorsque la production PV couvre la consommation, pas de décharge ni de soutirage sur ces pas de temps. Si la production ne couvre pas la consommation, on ne peut pas soutirer plus que ce qui est nécessaire à la consommation directe. Cela limite l’achat/revente sur le réseau entre les heures pleines et les heures creuses. Contrainte 8 : Il faut limiter la valeur su SOC sur le dernier créneau si non on voit une forte décharge pour maximiser les gains. En réalité il n’y a pas de fin de série de données, donc cette contrainte est nécessaire uniquement pour les simulations. On peut ajouter une limite de rampe de puissance pour limiter les effets de fin de simulation. Contrainte 9 : Dans cette contrainte on limite la quantité totale d’énergie échangée lors du créneau d’autoconsommation. La quantité totale d’énergie échangée au cours d’un créneau d’autoconsommation est la somme de l’énergie chargée et de l’énergie déchargé ou bien P*dt. Selon l’état du SOC au début du créneau d’autoconsommation on définit des bornes supérieure et inférieure différentes. Par exemple si la batterie a un SOC inférieur au SOC défini comme borne inférieure, l’échange d’énergie total au cours du créneau doit être positif mais ne doit pas dépasser 20% de la capacitée de stockage de la batterie. Procédé de pilotage d’un système de stockage collectif d’énergie électrique, ou batterie, La batterie étant reliée à : un réseau électrique permettant sélectivement une charge ou une décharge de ladite batterie ; un dispositif de charge de ladite batterie, distinct du réseau électrique, et par exemple par énergie renouvelable ; un dispositif de décharge de ladite batterie, ou dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique, distinct du réseau électrique, la batterie comprenant un système de gestion de la batterie (BMS), configuré pour activer sélectivement : une décharge de la batterie sur le réseau électrique, pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci ; ou une décharge de la batterie sur le dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique ; ou une charge de la batterie par le dispositif de charge de ladite batterie ou une charge par le réseau ; caractérisé en ce que le procédé comprend des étapes consistant à : déterminer la valeur d’un ensemble de paramètres relatifs à la batterie, au réseau électrique, au dispositif de charge de la batterie et au dispositif de décharge de la batterie ; déterminer la valeur d’un ensemble de variables relatives à la batterie, au réseau électrique, au dispositif de charge de la batterie et au dispositif de décharge de la batterie ; résoudre un système d’équations mathématiques, ledit système d’équations correspondant à un ensemble de contraintes que doivent respecter certains au moins desdits paramètres et certaines au moins desdites variables, pour trouver un ensemble de solutions, chaque solution comprenant un ensemble de variables qui respectent ledit ensemble de contraintes ; sélectionner, parmi l’ensemble de solutions, une unique solution comprenant un ensemble de variables qui respectent l’ensemble de contraintes ; et émettre une consigne d’activation sélective du système de gestion de la batterie (BMS) pour ledit ensemble de valeurs de variables de l’unique solution sélectionnée, ledit ensemble de variables comprenant des variables binaires, dont : une variable binaire correspond à une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique, pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci ; une variable binaire correspond à une instruction de décharge de la batterie sur le dispositif d’autoconsommation d’énergie électrique ; une variable binaire correspond à une instruction de charge de la batterie par le dispositif de charge de la batterie. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l’étape de sélection d’une unique solution comprend une étape consistant à minimiser la valeur d’une fonction objective, la fonction objective comprenant une relation entre un ensemble prédéterminé de paramètres et de variables, et correspondant à une optimisation prédéterminée de la charge ou de la décharge de la batterie. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la minimisation de la fonction objective est déterminée par la relation suivante : avec et avec : ; et α 1 un coefficient prédéterminé dont la valeur peut être dynamique, et qui représente, en fonction de sa valeur, une allocation ou une autre, par exemple en faveur de l’autoconsommation afin de favoriser celle-ci ; où : T(s,i) est un paramètre relatif au tarif d’achat (soutirage) sur le réseau sur le créneau temporel i ; T_(r ,i) est un paramètre relatif au tarif de revente (injection) de surplus au réseau sur le créneau temporel i ; R_(FCR,i) est un paramètre relatif au revenu FCR sur le créneau temporel i pour 1 MW vendu ; P_( Batterie ) est un paramètre relatif à la puissance maximale vendue pour la FCR ; P_(conso,i) est un paramètre relatif à la consommation (puissance) sur le créneau temporel i ; P_(soutR,i) est une variable relative à la puissance soutirée du réseau sur le créneau temporel i ; P_(injct,i) est une variable relative à la puissance injectée sur le réseau sur le créneau temporel i ; FCR_i est une variable binaire relative à la sélection ou non du créneau temporel i pour de la FCR Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les valeurs des paramètres et des variables sont déterminées sur un créneau temporel i de 30 minutes et la fonction objective est déterminée sur un créneau temporel de 48 heures. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les contraintes comprennent au moins une équation permettant de définir des créneaux horaires de 4h consécutives pour un éventuel soutien en fréquence (FCR) du réseau électrique. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les valeurs des variables ou des paramètres relatifs à la consommation et à la production électrique sont déterminées par extrapolation de valeurs d’historique, par corrélation ou par prédiction, y compris météorologique. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l’étape consistant à émettre une consigne d’activation sélective du système de gestion de la batterie comprend les consignes suivantes : Si, pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique est émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, alors les instructions de charge ou de décharge de la batterie sont inhibées sur ce créneau horaire ; Si, pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique n’est pas émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, alors une instruction de charge ou de décharge de la batterie peut être émise sur ce créneau horaire, en fonction de la valeur des contraintes sur ce créneau. Procédé selon la revendication 7, dans lequel pour un créneau horaire, une instruction de décharge de la batterie sur le réseau électrique n’est pas émise pour un soutien en fréquence (FCR) de celui-ci, le procédé comprenant en outre, pour ledit créneau horaire, des étapes consistant à : Diviser ledit créneau horaire en un ensemble d’au moins un sous-créneau de durée prédéterminée, dite période d’optimisation, et pour chaque sous-créneau : Déterminer la production électrique, Déterminer la consommation électrique, et si la production électrique déterminée est supérieure ou égale à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne de décharge de la batterie dans le dispositif de décharge et/ou une consigne de charge de la batterie ; sinon si la production électrique déterminée est inférieure à la consommation électrique déterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne qui dépend de la valeur de l’état de charge (SOC) de la batterie : si la valeur de l’état de charge (SOC) de la batterie est supérieure à une valeur seuil prédéterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne de décharge de la batterie ; si la valeur de l’état de charge (SOC) de la batterie est inférieure à ladite valeur seuil prédéterminée, alors le système de gestion de la batterie (BMS) émet une consigne d’inhibition. Procédé selon la revendication 8, comprenant une étape consistant à résoudre l’équation suivante : Avec l’énergie soutirée (consommée) du réseau sur la période d’optimisation ; l’énergie consommée totale sur la période d’optimisation ; l’énergie produite totale sur la période d’optimisation par le dispositif de charge; l’énergie totale injectée sur le réseau sur la période d’optimisation Programme d’ordinateur comprenant des instructions de code de programme pour l’exécution des étapes du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.