FR 3145658 A1 20240809 FR 2301024 A 20230203 Boucle de contrôle-commande de statisme pour onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif L’invention concerne un procédé de contrôle primaire d’un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif. À travers chacun des différents aspects de l’invention, une nouvelle boucle de contrôle-commande de statisme ou boucle de contrôle droop 5 est proposée qui s’adapte aux variations de puissance active disponible de l’onduleur 1. Cette boucle peut être implémentée avantageusement sur chaque onduleur qui, parmi une pluralité de générateurs connectés au réseau, interface une source d’énergie 2 intermittente, tout en garantissant : une correcte allocation de puissance active parmi les générateurs, et une correcte signalisation, par le biais de la fréquence au point de connexion de chaque générateur au réseau, de l’atteinte par chaque générateur, de ses limites de puissance active, ce qui permet l’activation de mesures de protection, afin que chaque générateur de la pluralité revienne dans sa plage de puissance active. Figure pour l’abrégé : Fig.4 Boucle de contrôle-commande de statisme pour onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif La présente invention concerne un procédé de contrôle primaire d’un onduleur qui interface une source d’énergie et un réseau électrique alternatif, la source d’énergie étant potentiellement intermittente. Plus précisément, la présente invention concerne une boucle de contrôle-commande de statisme, ci-dessous « boucle de contrôle droop », qui permet aux générateurs connectés à un réseau électrique alternatif de contribuer au maintien de l’équilibre ou au partage de puissances actives sur le réseau électrique alternatif, notamment par asservissement de la fréquence en un point de sortie de chaque générateur à la fréquence d’équilibre du réseau électrique alternatif. ETAT DE LA TECHNIQUE Initialement, la stratégie de bouclage de contrôle-commande de statisme, ci-dessous « stratégie de droop », a été créée pour contrôler des machines synchrones qui interfacent des sources d’énergie non-intermittentes, telles que des sources d’énergie fossiles. Plus tard, la stratégie a été adaptée pour être implémentée sur des onduleurs, en tant que générateurs, interfaçant aussi des sources d’énergie non-intermittentes. Néanmoins, cette première adaptation est en partie dysfonctionnelle, surtout si la stratégie de droop est implémentée sur des onduleurs qui interfacent, essentiellement, voire uniquement, des sources d’énergie intermittentes, telles que des sources d’énergie solaire, éolienne, etc. Ces dysfonctionnements peuvent même provoquer la déconnexion des onduleurs, ce qui peut mettre en danger la stabilité du réseau électrique alternatif, si les puissances actives disponibles des autres générateurs connectés au réseau électrique alternatif ne sont pas suffisantes pour couvrir la demande en énergie électrique sur le réseau. Les paragraphes suivants expliquent plus en détail le fonctionnement de la stratégie de droop conventionnelle et ses possibles dysfonctionnements. La figure 1 représente un onduleur 1 qui interface une source d’énergie 2 non-intermittente et le schéma de contrôle-commande 5 correspondant à la stratégie de droop conventionnelle. Cette stratégie considère, en entrée, une mesure de la puissance active que l’onduleur 1 fournit au réseau électrique alternatif et l’utilise pour calculer la valeur de consigne de la fréquence. Les boucles de contrôle interne 10 ont pour rôle d’assurer que la fréquence au point de connexion 4 de l’onduleur 1 au réseau électrique alternatif 3 suit la consigne calculée par la boucle de contrôle droop 5. On suppose que le réseau 3 contient potentiellement des charges et d’autres générateurs qui interfacent des sources d’énergie non intermittentes, et que des stratégies de droop conventionnelles sont aussi implémentées sur ces générateurs. Plus précisément, la fonction utilisée, par la stratégie de droop conventionnelle, pour calculer la valeur de la fréquence en fonction de la puissance active de l’onduleur prend la forme d’une fonction linéaire : [MATH 1] avec une pente fixe, tel que . Cette fonction peut être représentée par un profil , tel qu’illustré sur la . Il faut noter que, pour une certaine stratégie de droop implémentée sur un générateur, ce qu’on désigne comme « profil » est l’ensemble de points d’opération en régime permanent définis dans le plan et sur lesquels le générateur peut se stabiliser ; cet ensemble de points d’opération est défini par la stratégie de droop implémentée. Pendant les transitoires, le point d’opération du générateur peut être en dehors de ce profil. Comme montré ci-dessous, cette représentation aide à comprendre notamment comment la stratégie de droop conventionnelle permet une allocation correcte de puissances actives lorsqu’elle est implémentée sur des onduleurs interfaçant des sources d’énergie non-intermittentes. La figure 2 représente, sur un même plan , les profils correspondants à deux onduleurs connectés à un même réseau électrique alternatif et contrôlés avec la stratégie de droop conventionnelle. Les sous-indices 1 et 2 identifient les paramètres de la stratégie de droop qui sont relatifs au premier onduleur et au deuxième onduleur, respectivement. La puissance active disponible ( , ) en sortie de chaque onduleur coïncide avec la puissance active maximale assignée ( , ), à l’onduleur, vu que la source d’énergie que chaque onduleur interface est non-intermittente. La clé de la stratégie de droop conventionnelle est que la fréquence est, en régime permanent, une grandeur unique dans chaque réseau électrique alternatif 3. Transitoirement, deux points d’un même réseau électrique alternatif peuvent avoir des fréquences différentes, mais les lois électriques qui gouvernent le comportement du réseau électrique alternatif 3 poussent tous les points du réseau à avoir une même fréquence pour atteindre le régime permanent. Ceci implique que, une fois le régime permanent atteint, tous les générateurs du réseau vont converger vers une même consigne de fréquence , et que cette consigne va coïncider avec la fréquence en tout point du réseau 3. Si les générateurs convergent vers une même consigne de fréquence , et plus particulièrement, en référence à la , si le premier onduleur atteint le point d’opération A et que le second onduleur atteint le point d’opération A’ correspondant à une même fréquence de consigne , la proportion entre la puissance active produite et la plage de puissance active assignée sera la même pour tous les générateurs, soit, pour les deux onduleurs considérés : [MATH 2] Ceci explique que le premier attribut de la stratégie de droop conventionnelle est qu’elle permet une allocation correcte de puissances actives dans le cas de sources d’énergie non-intermittentes. Par ailleurs, les générateurs du réseau 3 vont converger vers la fréquence de consigne si et seulement si tous les générateurs fournissent chacun une puissance active supérieure ou égale à leur puissance active disponible . En conséquence, le franchissement du seuil minimal de fréquence peut être utilisé comme un signal pour activer des mesures de protection, par exemple implémentées à l’aide de relais fréquence-métriques qui permettent de déconnecter des charges du réseau électrique alternatif 3. Inversement, les générateurs du réseau 3 vont converger vers la fréquence de consigne si et seulement si tous les générateurs fournissent chacun une puissance active inférieure ou égale à leur puissance active minimale assignée . En conséquence, le franchissement du seuil maximal de fréquence peut être utilisé comme un signal pour activer des mesures de protection, par exemple implémentées par des relais fréquence-métriques qui permettent de déconnecter des générateurs du réseau électrique alternatif 3. On peut alors conclure que la stratégie de droop conventionnelle a un deuxième attribut : elle signale, par exemple par le biais de la valeur de la fréquence de consigne , si les générateurs atteignent leurs limites de puissance active. Et ce signal peut être utilisé pour activer des mesures de protection du réseau électrique alternatif, afin de s’assurer que tous les générateurs reviennent dans leurs plages de puissance active. Comme nous le développerons plus bas, cette stratégie de droop conventionnelle n’est pour autant pas portable au contrôle d’onduleurs 1 associés à des sources d’énergie intermittente, ou à tout le moins ne permet pas le contrôle de tels onduleurs avec les mêmes attributs que ceux acquis pour un onduleur 1 associé à une source d’énergie 2 non-intermittente, et ne permet donc pas d’en bénéficier. La façon traditionnelle de contrôler les onduleurs 1 qui interfacent des sources d’énergie 2 intermittentes, tels que des onduleurs pour panneau photovoltaïque, est de les asservir pour que la puissance active qu’ils fournissent au réseau 3 soit toujours égale à la puissance active disponible . Traditionnellement, on n’implémentait donc pas de boucles de contrôle droop pour ce type d’onduleurs. Des systèmes de partage de puissances actives basés sur les stratégies de droop et des systèmes de partage de puissances actives non basés sur les stratégies de droop ont depuis été développés pour contrôler des onduleurs 1 qui interfacent des sources d’énergie 2 intermittentes. Des systèmes basés sur les stratégies de droop sont par exemple décrites dans les articles suivants : H. Liu, Y. Yang, X. Wang, P. C. Loh, F. Blaabjerg, W. Wang, and D. Xu, “An enhanced dual droop control scheme for resilient active power sharing among paralleled two-stage converters,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 32, no. 8, pp. 6091–6104, Aug. 2017; H. Mahmood and J. Jiang, “Decentralized power management of multiple PV, battery, and droop units in an islanded microgrid,” IEEE Transactions on Smart Grid, vol. 10, no. 2, pp. 1898–1906, Mar. 2019; Z. Chen, R. H. Lasseter, and T. M. Jahns, “Active power reserve control for grid-forming PV sources in microgrids using model-based maximum power point estimation,” in 2019 IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), Sep. 2019, pp. 41–48 ; Z. Li, K. W. Chan, J. Hu, and J. M. Guerrero, “Adaptive droop control using adaptive virtual impedance for microgrids with variable pv outputs and load demands,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 68, no. 10, pp. 9630–9640, Oct. 2021 ; et N. L. Díaz, J. C. Vasquez, and J. M. Guerrero, “A communication-less distributed control architecture for islanded microgrids with renewable generation and storage,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 33, no. 3, pp. 1922–1939, Mar. 2018. Avec une source d’énergie 2 intermittente, la puissance disponible dans la source d’énergie est variable. En conséquence, la puissance active disponible en sortie de l’onduleur 1 est variable. C’est pour adapter la stratégie de droop conventionnelle à ces variations de puissance active disponible que les boucles de contrôle droop décrites dans les articles listés ci-dessus ont été proposées. Les boucles de contrôle droop décrites dans les trois premiers articles cités ci-dessus sont basées sur des principes différents, mais elles donnent lieu à des profils équivalents composés d’un profil de pente fixe et immobile, auquel s’ajoute un profil vertical qui passe par , comme illustré sur la figure 9 par le profil associé au premier onduleur (identifié par l’indice « 1 »), le profil vertical se déplaçant le long de l’axe au fur et à mesure que varie. Le principal problème de ce type de profils est qu’il ne garantit pas une correcte allocation de puissance active. Par exemple, en référence à la figure 9, si l’on considère le point de fonctionnement en régime permanent noté A du premier onduleur, cet onduleur fournit une puissance active égale à sa puissance active disponible, tandis que le deuxième onduleur dont le point de fonctionnement en un même régime permanent est noté A’ travaillerait bien en dessous de sa puissance active disponible . Les boucles de contrôle droop décrites dans les deux derniers articles cités ci-dessus correspondent à un profil de droop avec une pente qui change au fur et à mesure que la puissance active disponible varie, de façon à que le profil passe toujours par les points et , comme illustré sur la figure 10 par le profil associé au premier onduleur (identifié par l’indice « 1 »). Le principal problème avec ce type de profil de droop est que sa pente est fortement liée au comportement dynamique des générateurs. Plus précisément, des pentes raides peuvent faire apparaître des oscillations dans les grandeurs électriques qui peuvent déstabiliser le réseau 3 (Cf. N. Pogaku, M. Prodanovic, and T. C. Green, “Modeling, analysis and testing of autonomous operation of an inverter-based microgrid,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 22, no. 2, pp. 613–625, Mar. 2007 ; A. Firdaus and S. Mishra, “Mitigation of Power and Frequency Instability to Improve Load Sharing Among Distributed Inverters in Microgrid Systems,” IEEE Systems Journal, vol. 14, no. 1, pp. 1024–1033, 2020.). Par ailleurs, les boucles de contrôle droop décrites dans les trois derniers articles cités ci-dessus nécessitent une estimation/mesure de la puissance disponible . Mais cette mesure/estimation peut être erronée et différer de la puissance active disponible réelle . Ceci est dangereux dans le cas où , car l’onduleur peut alors converger vers un point d’opération avec , en dehors de sa plage de puissance active, et, étant donné qu’alors , aucune mesure de protection ne serait activée. Ainsi, les stratégies de droop proposées dans les articles précités : ne permettent pas de garantir une correcte allocation de puissances actives entre générateurs, et/ou font apparaître des oscillations dans les grandeurs électriques qui peuvent déstabiliser le réseau électrique alternatif, et/ou ne permettent pas une signalisation correcte d’activation de mesures de protection, notamment par le biais de la valeur de la fréquence en un point de sortie de chaque générateur (ou équivalemment en un point de connexion de chaque générateur au réseau), lorsque les générateurs atteignent, voire dépassent, leurs limites de puissance active. Les systèmes de partage de puissances actives non basés sur les stratégies de droop donnent des résultats comparables à ceux des stratégies de droop, dont notamment le maintien de l’équilibre de puissance active à laquelle plusieurs générateurs contribuent, l’allocation correcte de puissance active entre générateurs, et le respect des plages de fonctionnement de chaque générateur connecté au réseau électrique alternatif. L’on trouve par exemple dans la littérature scientifique les articles suivants décrivant de tels systèmes non basés sur les stratégies de droop : E. Espina, J. Llanos, C. Burgos-Mellado, R. Cárdenas-Dobson, M. Martínez-Gómez, and D. Sáez, “Distributed Control Strategies for Microgrids: An Overview,” IEEE Access, vol. 8, pp. 193412–193448, 2020, doi: 10.1109/ACCESS.2020.3032378, et D. E. Olivares et al., “Trends in Microgrid Control,” IEEE Transactions on Smart Grid, vol. 5, no. 4, pp. 1905–1919, Jul. 2014. Le demonstrateur décrit dans “The Interflex consortium, ‘D9.3 Demonstration results based on the KPI measurements and lessons learnt from the demonstrations’, Tech. Rep., 2019” et la solution industrielle décrite dans “C. Mahieux et A. Oudalov, ‘Balancing act’, ABB, 2015” relèvent également de tels systèmes non basés sur les stratégies de droop. Toutefois, ces systèmes nécessitent des liens de communication entre les différents générateurs et/ou avec un serveur du réseau. Les plus importants désavantages liés à cette nécessité sont le coût associé à la construction de ces liens et la réduction potentielle de la fiabilité du système dans le cas d’une défaillance de communication. Au contraire, les boucles de contrôle droop présentent l’avantage majeur de ne pas nécessiter, par nature, de liens de communication, notamment entre les différents générateurs, car elles sont implémentées de façon indépendante sur chaque générateur. Il ressort ainsi de ce qui précède qu’il existe un besoin en matière de contrôle des onduleurs qui interfacent des sources d’énergie intermittentes avec un réseau électrique alternatif. Des alternatives aux systèmes existants qu’ils soient basés ou non sur des stratégies de droop seraient appréciées, en particulier : s’ils ne mettaient pas nécessairement en œuvre des liens de communication entre les différents générateurs et/ou avec un serveur du réseau, et/ou s’ils permettaient de garantir une correcte allocation de puissance active entre générateurs, et/ou s’ils permettaient d’éviter l’apparition d’oscillations dans les grandeurs électriques susceptibles de déstabiliser le réseau électrique alternatif. Plus particulièrement, relativement aux systèmes existants basés sur des stratégies de droop, une nouvelle stratégie de contrôle qui permette de s’adapter aux variations de puissance active disponible typiques des sources d’énergie intermittentes est souhaitable, qui devrait pouvoir garantir : une allocation correcte de puissance active entre les générateurs, et/ou une signalisation correcte d’activation de mesures de protection lorsque les générateurs atteignent, voire dépassent, leurs limites de puissance active. RESUME Pour atteindre cet objectif, on prévoit, selon un premier aspect de l’invention, un procédé de contrôle-commande de statisme, ou procédé de « droop » selon la terminologie anglo-saxonne, pour un onduleur destiné à interfacer une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif en régulant la fréquence en un point de connexion de l’onduleur au réseau, le procédé comprenant, en fonction de : une constante définissant la limite maximale de fréquence du réseau, une constante définissant la limite minimale de fréquence du réseau, une constante définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur, une constante définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur, une mesure de puissance active que l’onduleur fournit au réseau à l’instant , et une mesure ou estimation de la puissance active disponible dans l’onduleur à l’instant , une étape consistant à mettre en œuvre : Une première branche de contrôle-commande, notée , configurée pour calculer une première consigne de fréquence vérifiant, ou étant solution de, une première fonction de contrôle-commande définie dans un plan par l’équation suivante : [MATH 3] où = et , et Une deuxième branche de contrôle-commande, notée , comprenant l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel-intégral, référencé , et d’une première fonction de saturation et étant configurée pour calculer une deuxième consigne de fréquence vérifiant, ou étant solution de, une deuxième fonction de contrôle-commande définie dans le plan par l’équation suivante : [MATH 4] , avec , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel-intégral et , le gain intégral du premier régulateur proportionnel-intégral, sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur concerné, et une étape consistant à imposer une valeur de consigne de fréquence au point de connexion de l’onduleur au réseau déterminée comme une somme des première et deuxième consignes de fréquence . Un deuxième aspect de l’invention concerne un produit programme d’ordinateur comprenant des instructions, qui, lorsqu’elles sont effectuées par au moins un processeur, exécutent les étapes du procédé de contrôle-commande de statisme selon le premier aspect de l’invention. Un troisième aspect de l’invention concerne une unité de commande ou calculateur pour un onduleur destiné à interfacer une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif en régulant la fréquence au point de connexion de l’onduleur au réseau, l’unité de commande comprenant des composants de l’électronique et/ou de la microélectronique configurés pour mettre en œuvre le procédé de contrôle-commande de statisme selon le premier aspect de l’invention. Un quatrième aspect de l’invention concerne un onduleur destiné à interfacer une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif en régulant la fréquence au point de connexion du générateur au réseau et comprenant au moins l’un parmi : un média non-transitoire lisible comprenant des instructions, qui lorsqu’elles sont effectuées par au moins un processeur, exécutent les étapes du procédé de contrôle-commande de statisme selon le premier aspect de l’invention, et une unité de commande selon le troisième aspect de l’invention. L’onduleur selon le quatrième aspect de l’invention peut avantageusement être exempt de lien de communication avec un autre générateur ou un serveur connecté au réseau électrique alternatif, pour assurer au moins l’une, de préférence chacune, parmi une allocation correcte de puissance active entre les générateurs et une signalisation correcte d’activation de mesures de protection lorsque les générateurs atteignent, voire dépassent, leurs limites de puissance active. En alternative ou en complément, la tension au point de connexion du générateur au réseau peut être monophasée ou polyphasée. À travers chacun des différents aspects de l’invention, une nouvelle boucle de contrôle droop est proposée qui s’adapte aux variations de puissance active disponible de l’onduleur. En conséquence, elle peut être implémentée pour un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente, et avantageusement sur chaque onduleur qui, parmi une pluralité de générateurs, interface une source d’énergie intermittente, tout en garantissant : une correcte allocation de puissances actives parmi les générateurs, et une correcte signalisation, par le biais de la fréquence au point de connexion de chaque générateur au réseau, de l’atteinte par chaque générateur, de ses limites de puissance active, ce qui permet l’activation, éventuellement de façon connue, de mesures de protection, éventuellement connues, afin que chaque générateur de la pluralité revienne dans sa plage de puissance active. BREVE DESCRIPTION DES FIGURES Les buts, objets, ainsi que les caractéristiques et avantages de l’invention ressortiront mieux de la description détaillée d’un mode de réalisation de cette dernière qui est illustré par les dessins d’accompagnement suivants dans lesquels : La représente un schéma fonctionnel d’un système de contrôle-commande d’un onduleur interfaçant une source d’énergie non-intermittente avec un réseau électrique alternatif et illustre le schéma de type contrôle-commande d’une boucle de contrôle correspondant à une stratégie de droop conventionnelle. La figure 2 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant chacun une source d’énergie non-intermittente avec un même réseau électrique alternatif, les onduleurs étant contrôlés selon une stratégie de droop conventionnelle. La figure 3 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant pour l’un, une source d’énergie intermittente, et pour l’autre, une source d’énergie non-intermittente, avec un même réseau électrique alternatif, les onduleurs étant contrôlés selon une stratégie de droop conventionnelle. La représente un schéma fonctionnel d’un système de contrôle-commande d’un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente avec un réseau électrique alternatif et illustre un schéma de type contrôle-commande d’une boucle de contrôle selon un premier mode de réalisation de la présente invention. La figure 5 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant, pour l’un, une source d’énergie intermittente, et, pour l’autre, une source d’énergie non-intermittente, avec un même réseau électrique alternatif, l’onduleur interfaçant la source d’énergie non-intermittente étant contrôlé selon une stratégie de droop conventionnelle et l’onduleur interfaçant la source d’énergie intermittente étant contrôlé par une boucle de contrôle telle qu’illustrée sur la . La représente un schéma fonctionnel d’un système de contrôle-commande d’un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente avec un réseau électrique alternatif et illustre un schéma de type contrôle-commande d’une boucle de contrôle selon un deuxième mode de réalisation de la présente invention. La représente un schéma fonctionnel d’un système de contrôle-commande d’un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente avec un réseau électrique alternatif et illustre un schéma de type contrôle-commande d’une boucle de contrôle selon un troisième mode de réalisation de la présente invention. Il faut noter que la branche 12 représentée est celle correspondant au premier mode de réalisation, mais elle pourrait aussi être celle correspondant au troisième mode de réalisation. La figure 8 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant, pour l’un, une source d’énergie intermittente, et, pour l’autre, une source d’énergie non-intermittente, avec un même réseau électrique alternatif, l’onduleur interfaçant la source d’énergie non-intermittente étant contrôlé selon une stratégie de droop conventionnelle et l’onduleur interfaçant la source d’énergie intermittente étant contrôlé par une boucle de contrôle telle qu’illustrée sur la . La figure 9 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant, pour l’un, une source d’énergie intermittente, et, pour l’autre, une source d’énergie non-intermittente, avec un même réseau électrique alternatif, l’onduleur interfaçant la source d’énergie non-intermittente étant contrôlé selon une stratégie de droop conventionnelle et l’onduleur interfaçant la source d’énergie intermittente étant contrôlé par une stratégie de droop adaptée, selon un art antérieur connu, à une source d’énergie intermittente. La figure 10 représente graphiquement, dans le plan , des profils de fonctionnement de deux onduleurs interfaçant, pour l’un, une source d’énergie intermittente, et, pour l’autre, une source d’énergie non-intermittente, avec un même réseau électrique alternatif, l’onduleur interfaçant la source d’énergie non-intermittente étant contrôlé selon une stratégie de droop conventionnelle et l’onduleur interfaçant la source d’énergie intermittente étant contrôlé par une stratégie de droop adaptée, selon un autre art antérieur connu relativement à celui considéré en , à une source d’énergie intermittente. La figure 11 représente un schéma électrique et de contrôle-commande d’un mode de réalisation de chacune parmi deux boucles de contrôle droop, l’une étant relative à la puissance active, notée , et illustrant une boucle de contrôle droop selon un mode de réalisation de l’invention, et celle relative à la puissance réactive, notée , qui n’est pas directement concernée par la présente invention. Les dessins sont donnés à titre d'exemples et ne sont pas limitatifs de l’invention. Certains constituent des représentations schématiques de principe destinées à faciliter la compréhension de l’invention. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Avant d’entamer une revue détaillée de modes de réalisation de l’invention, sont énoncées ci-après des caractéristiques optionnelles qui peuvent éventuellement être utilisées en association ou alternativement : Selon un exemple du premier aspect de l’invention, la mise en œuvre de la deuxième branche de contrôle-commande est en outre fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur, et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur, et comprend en outre l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel, référencé , le premier régulateur proportionnel-intégral, la première fonction de saturation et le premier régulateur proportionnel étant configurés pour imposer, à la deuxième consigne de fréquence , une valeur définie par une variante de la deuxième fonction de contrôle-commande, ladite variante prenant la forme de l’équation suivante : [MATH 5] , avec , avec , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel, est un paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur concerné. Le procédé selon cet exemple du premier aspect de l’invention permet d’éviter que la deuxième consigne de fréquence ne se stabilise alors que la tension d’entrée de l’onduleur n’est pas égale à sa valeur de consigne . Selon un exemple du premier aspect de l’invention, l’étape consistant à mettre en œuvre les première et deuxième branches comprend en outre, en fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur, et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur, la mise en œuvre d’une troisième branche de contrôle-commande, notée , comprenant l’implémentation d’un deuxième régulateur proportionnel-intégral, référencé , d’une deuxième fonction de saturation et d’un deuxième régulateur proportionnel, référencé , et étant configurée pour calculer une troisième consigne de fréquence vérifiant, ou étant solution de, une troisième fonction de contrôle-commande définie dans le plan par l’équation suivante : [MATH 6] , avec , avec et , où , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel-intégral, , le gain intégral du deuxième régulateur proportionnel-intégral sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur concerné, et , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel, est un paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur concerné, et : la valeur de consigne de fréquence au point de connexion de l’onduleur au réseau est déterminée comme la somme des première, deuxième et troisième consignes de fréquence, . Le procédé selon cet exemple du premier aspect de l’invention permet de gérer l’éventualité envisageable selon laquelle la mesure ou l’estimation de la puissance active disponible d’un onduleur 1 interfaçant une source d’énergie 2 intermittente puisse être erronée et différer de la puissance active disponible réelle, que l’on note . Selon un exemple du premier aspect de l’invention, au moins un, de préférence chacun, desdits paramètres peut être prédéterminé par une analyse de la réponse temporelle de l’onduleur et/ou par une analyse de la réponse fréquentielle de l’onduleur et/ou par implémentation d’une méthode de placement de pôles. Selon un exemple du premier aspect de l’invention, pour un onduleur donné, chacun des paramètres susmentionnés est sensiblement constant dans le temps. Selon un exemple du premier aspect de l’invention, l’une au moins des deuxième et troisième branches de contrôle-commande comprend en outre l’implémentation d’au moins un soustracteur et d’au moins un additionneur. Selon un autre exemple du premier aspect de l’invention, la mise en œuvre de la première branche de contrôle-commande peut comprendre l’implémentation de : deux multiplicateurs par une constante, cette constante étant définie par pour l’un et par pour l’autre, deux soustracteurs, l’un pour calculer et l’autre pour calculer , et deux additionneurs, l’un pour calculer et l’autre pour calculer . Selon un autre exemple, le générateur peut être associé à, ou comprendre, une ou plusieurs boucles dites de contrôle internes (par opposition notamment à la boucle de contrôle droop proposée ici, qui est une boucle de contrôle externe). Et les boucles de contrôle internes de chaque générateur sont configurées pour asservir la fréquence du point de connexion du générateur au réseau électrique alternatif ; de telles boucles de contrôle internes peuvent être dites configurées en mode ‘source de tension’ (ou « grid-forming » en anglais). Selon un autre exemple du premier aspect de l’invention, l’étape consistant à imposer la valeur de consigne de fréquence au point de connexion de l’onduleur au réseau comprend la fourniture de ladite valeur à au moins une boucle de contrôle interne de l’onduleur. Il est précisé que, dans le cadre de la présente invention, les notations suivantes sont adoptées : est la fréquence en un point d’un réseau électrique alternatif, et plus précisément la fréquence de la tension sinusoïdale en un point de connexion d’un onduleur à un réseau électrique alternatif ; est une consigne de fréquence pour un onduleur, calculée par sa boucle de contrôle droop et varie dans le temps ; est une constante définissant la limite maximale de fréquence utilisée pour définir la stratégie de droop ; est une constante définissant la limite minimale de fréquence utilisée pour définir la stratégie de droop ; est une mesure de puissance active qu’un onduleur fournit au réseau électrique alternatif auquel il est connecté, et varie dans le temps ; est une constante définissant la puissance active maximale assignée (ou « nominale ») d’un onduleur ; est une constante définissant la puissance active minimale assignée (ou « nominale ») d’un onduleur ; est une mesure ou une estimation de puissance active disponible dans un onduleur, et dépend de la source d’énergie interfacé par l’onduleur. Plus particulièrement, peut être une constante si l’onduleur interface une source d’énergie non-intermittente, ou peut être variable dans le temps, , si l’onduleur interface une source d’énergie intermittente, avec le réseau électrique alternatif ; est une mesure de la tension continue en entrée d’un onduleur et varie dans le temps ; et est une valeur de consigne de la tension continue en entrée d’un onduleur, et peut être constante ou variable dans le temps, , selon la constitution du circuit à courant continu situé en amont de l’onduleur et la façon dont ce circuit est contrôlé ; il est préférable, si ce n’est nécessaire, que ne s’éloigne pas excessivement de sa valeur de consigne pour garantir le bon fonctionnement de l'onduleur et de la source d'énergie. En outre, on entend par : « générateur », tout élément capable de fournir à un réseau la puissance produite par une source d’énergie en interfaçant entre eux la source d’énergie et le réseau. Par exemple, un générateur peut être une machine synchrone qui interface une turbine à gaz (ou hydraulique) ou un onduleur qui interface un panneau photovoltaïque ou un aérogénérateur. Comme cela ressort clairement de la description détaillée qui suit, les générateurs dont il est principalement question ici non seulement interfacent le réseau et une source d’énergie intermittente, mais encore contrôlent activement l’amplitude et la fréquence de la tension sinusoïdale au point de connexion entre le générateur et réseau. De tels générateurs fonctionnent en mode ‘source de tension’ (ou « grid-forming » en anglais), par opposition au mode ‘source de courant’ (ou « grid-feeding », ou encore « grid-following », en anglais). On pourra donc considérer que chaque générateur mis en œuvre dans le cadre de la présente invention est un générateur en mode ‘source de tension’ ou équivalemment un générateur de type ‘grid-forming’ ; « charge », tout élément électrique connecté au réseau électrique alternatif pour en soustraire une puissance active, et plus particulièrement celle nécessaire à son fonctionnement ; « équilibre de puissance(s) active(s) », l’état du réseau dans lequel la somme des puissances actives fournies au réseau (par des générateurs, par exemple) est égale à la somme des puissances actives soutirées du réseau (par des charges, par exemple), aux pertes près ; et « boucle de contrôle-commande de statisme » ou équivalemment « boucle de contrôle droop », un ensemble de fonctions, typiquement numériques et alors implémentées par un (micro)processeur, mais potentiellement analogiques et alors implémentées par des composants de l’électronique, qui permettent de mettre en œuvre une stratégie de droop (ou équivalemment « stratégie de bouclage de contrôle-commande de statisme ») visant à permettre à un générateur de participer au maintien de l’équilibre de puissance active du réseau électrique alternatif auquel il est connecté. Normalement, et cela est le cas ici, deux boucles de contrôle droop sont implémentées sur chaque générateur : une qui lui permet de contribuer à l’équilibre de puissances actives et une autre à l’équilibre de puissances réactives. De façon connue, la distinction entre la puissance active et puissance réactive s’applique seulement au cas d’un réseau électrique alternatif, par opposition à un réseau électrique continu. La puissance active est la puissance « utile » (typiquement, la puissance produite par une source d’énergie se transforme en puissance active une fois qu’elle passe dans le réseau électrique alternatif). La puissance réactive est nécessaire pour le fonctionnement du réseau électrique alternatif, mais elle n’est pas utile, elle fait seulement des « allers-retours » dans le réseau. Les figures annexées représentant des schémas fonctionnels, c’est-à-dire les figures 1, 4, 6 et 7, ne représentent qu’une seule des deux boucles de contrôle droop, à savoir la boucle de contrôle contribuant à l’équilibre des puissances actives qui est celle concernée par la stratégie de droop proposée ici. Pour autant, la boucle de contrôle droop contribuant à l’équilibre des puissances réactives est également présente, bien que non représentée sur les figures susmentionnées. Au contraire de ces dernières, la figure 11 illustre un schéma électrique et de contrôle-commande dans lequel, pour l’exemple, un mode de réalisation de chacune des deux boucles de contrôle droop, à savoir celle relative à la puissance active, notée , et celle relative à la puissance réactive, notée , est représenté ; chacune des deux boucles est reconnaissable sur la figure 11 en ce qu’elle fait intervenir l’une ou l’autre parmi la puissance active et celle relative à la puissance réactive « profil de droop », un profil défini dans le plan comme un ensemble de points d’opération en régime permanent sur lesquels un générateur donné peut se stabiliser, cet ensemble de points d’opération étant défini par la stratégie de droop implémentée. Pendant les transitoires, i.e. en dehors du régime permanent, le point d’opération de chaque générateur peut être en dehors de ce profil ; « fréquence en un point d'un réseau », la fréquence de la tension sinusoïdale en ce point du réseau. Comme indiqué, des dysfonctionnements de la stratégie de droop conventionnelle apparaissent si elle est implémentée sur un générateur qui interface une source d’énergie intermittente avec le réseau électrique alternatif. Ces dysfonctionnements sont notamment dus au fait que la puissance active disponible , alors variable dans le temps , peut être inférieure à la puissance active maximale assignée au générateur. Pour illustrer ces dysfonctionnements, considérons la figure 3 qui représente comme sur la figure 2, les profils de deux onduleurs contrôlés avec la stratégie de droop conventionnelle, mais avec cette fois-ci, contrairement au cas discuté en introduction, un premier onduleur qui interface une source d’énergie intermittente le deuxième onduleur étant quant à lui associé à une source d’énergie non-intermittente. D’après le scénario illustré selon lequel , le réseau électrique alternatif peut se stabiliser, c’est-à-dire atteindre un régime permanent, au point d’opération A du premier onduleur et au point d’opération A’ du second onduleur. Le premier onduleur fournit alors une puissance active très proche de sa puissance active disponible , tandis que la puissance active du second onduleur est bien en dessous de sa puissance active disponible . En conséquence, le second onduleur aura une meilleure réponse dynamique face aux perturbations du réseau électrique alternatif, comme par exemple en cas d’augmentation(s) de la demande. Par ailleurs, si le réseau électrique alternatif se stabilisait au point d’opération B du premier onduleur et au point d’opération B’ du second onduleur, le premier onduleur devrait alors fournir une puissance active supérieure à sa puissance active disponible , ce qui devrait provoquer sa déconnexion du réseau. Il ressort donc de cet exemple que la stratégie de droop conventionnelle ne garantit pas une allocation correcte de puissance active entre générateurs connectés au réseau quel que soit le régime permanent à atteindre, lorsqu’au moins l’un des générateurs interface une source d’énergie intermittente avec le réseau électrique alternatif. De plus, même si le premier onduleur était ‘surutilisé’, de sorte que le réseau puisse atteindre le régime permanent, la fréquence au point d’opération B serait supérieure à et, en conséquence, aucune mesure de protection ne saurait être activée sur la seule base de la valeur de la fréquence . On peut alors conclure que, dans ce cas, la valeur de la fréquence ne signale pas correctement si les générateurs atteignent leurs limites de puissance active. L’invention décrite ci-dessous propose une stratégie de contrôle-commande qui permet à un onduleur de contribuer au maintien de l’équilibre de puissance active du réseau électrique alternatif auquel il est connecté, par asservissement de la fréquence en un point de sortie de l’onduleur. Cette stratégie peut donc être dite stratégie de droop. Et comme les stratégies de droop connues de l’art antérieur, la stratégie présentement proposée présente l’avantage majeur, de ne nécessiter, afin de contribuer au maintien de l’équilibre de puissance active du réseau électrique alternatif, aucun lien de communication, notamment entre les différents générateurs et/ou les charges connectés au réseau électrique alternatif et/ou avec un serveur connecté au réseau. Contrairement aux stratégies de droop connues de l’art antérieur, dans le cas où un des générateurs connectés au réseau est un onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente, la stratégie de droop proposée ici permet de garantir une allocation correcte de puissances actives parmi les différents générateurs connectés au réseau électrique alternatif et permet de garantir une correcte signalisation, par le biais d’une mesure de la fréquence , de l’atteinte de leurs limites de puissance active par chaque générateur, ce qui permet l’activation de mesures de protection notamment configurées pour que, si un générateur sort de sa plage de puissance active, située par définition entre sa puissance minimale assignée et sa puissance disponible , il revienne dans sa plage de puissance active. Comme déjà annoncé plus haut, la stratégie de droop proposée ici est, comme les stratégies de droop connues de l’art antérieur, « décentralisée », c’est-à-dire qu’elle peut être implémentée de façon indépendante sur chaque générateur connecté au réseau électrique alternatif. Non seulement sa mise en œuvre ne nécessite donc pas de liens de communication, comme déjà indiqué ci-dessus, mais encore l’éventuelle activation des mesures de protection par mise en œuvre de la stratégie de droop proposée ici ne nécessite pas non plus de liens de communication notamment entre les différents générateurs et charges connectés au réseau électrique alternatif ou avec un serveur du réseau. Notons également que la stratégie de droop proposée ici, quel que soit celui de ses modes de réalisation qui sont décrits ci-dessous, est adaptée à tout réseau électrique alternatif, quel que soit notamment son nombre de phases (ces réseaux sont le plus souvent monophasés ou triphasés, mais peuvent, en alternative, comprendre deux phases ou plus de trois phases). En référence aux figures 4 et 5, un premier mode de réalisation de la boucle de contrôle droop 5 selon le premier aspect de l’invention est décrit ci-dessous. La figure 4 montre un onduleur 1 qui, en tant que générateur, interface une source d’énergie 2 intermittente, et le schéma de contrôle qui correspond au premier mode de réalisation susmentionné de la boucle de droop 5 proposée ici. Ce schéma est composé des première et deuxième « branches », référencées 11 et 12 et notées et , qui sont décrites ci-dessous. La boucle de contrôle droop 5 illustrée sur la figure 4 permet de mettre en œuvre, comme les autres modes de réalisation décrits ci-dessous, un procédé de contrôle-commande de statisme ou procédé de « droop » pour un onduleur 1 destiné à interfacer une source d’énergie intermittente 2 et un réseau électrique alternatif 3 en régulant la fréquence du point de connexion 4 de l’onduleur 1 au réseau 3. Le réseau 3 contient potentiellement, et de façon non imitative, des charges et/ou d’autres générateurs qui interfacent des sources d’énergie intermittentes et/ou des générateurs qui interfacent des sources d’énergie non intermittentes. On suppose que tous les générateurs fonctionnent en mode ‘source de tension’ (ou « grid-forming » en anglais), et que des boucles de contrôle droop fonctionnelles sont implémentées sur chacun de ces générateurs. Par exemple, la boucle de contrôle droop conventionnelle peut être implémentée sur des onduleurs qui interfacent des sources d’énergie non-intermittentes et la boucle de contrôle droop 5 proposée peut être implémentée sur des onduleurs qui interfacent des sources d’énergie intermittentes. S’il y a des générateurs qui fonctionnent en mode ‘source de courant’ (ou « grid-feeding », ou encore « grid-following », en anglais), leur fonctionnement peut être assimilé à celui de charges soutirant une puissance active négative du réseau. Afin de comprendre le fonctionnement de la boucle de contrôle droop 5 illustrée sur la figure 4, la figure 5 représente les profils d’un premier onduleur et d’un deuxième onduleur connectés à un même réseau électrique alternatif: le premier onduleur interface une source d’énergie intermittente et est contrôlé avec la boucle de contrôle droop 5 illustrée sur la ; le deuxième onduleur interface une source d’énergie non-intermittente et est contrôlé avec une boucle de contrôle droop conventionnelle. Notons ici que la boucle de contrôle de contrôle droop 5 illustrée sur la , ainsi que celles illustrées sur les figures 6 et 7, sont de préférence chacune mise en œuvre sous la forme d’un produit programme d’ordinateur comprenant des instructions, qui, lorsqu’elles sont effectuées par au moins un processeur, exécutent les étapes du procédé de contrôle-commande de statisme correspondant. Le support matériel sur lequel chacun des produits programme d’ordinateur peut être exécuté comprend plus particulièrement un microprocesseur et/ou une carte analogique et/ou un ordinateur. Par ailleurs, les trois blocs illustrés en haut de chacune des figures 4, 6 et 7, intitulés respectivement « circuit électrique de conditionnement et source d’énergie intermittente », « onduleur » et « filtres électriques » sont de préférence des composants matériels ou comprennent de tels composants, et par exemple des interrupteurs, des capacités, des résistances etc. Selon l’illustration de la , cela étant également vrai pour les illustrations données par les figures 6 et 7, le circuit de conditionnement de la source d’énergie intermittente 2 transmet, à l’onduleur 1, un courant continu, et l’onduleur 1 transforme ce courant continu en un courant alternatif, pour transmettre ce dernier à des filtres électriques 100, configurés pour filtrer le courant alternatif produit par l’onduleur 1 avant de le transmettre au réseau électrique alternatif 3, de sort que le courant alternatif produit par l’onduleur 1 puisse être distribué aux différentes charges connectées au réseau 3. Le procédé est mis en œuvre en fonction d’une pluralité de paramètres d’entrée parmi lesquels : une constante définissant la limite maximale de fréquence du réseau 3, une constante définissant la limite minimale de fréquence du réseau 3, une constante définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur 1, une constante définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur 1, une mesure de puissance active que l‘onduleur 1 fournit au réseau 3 à l’instant , et une mesure ou estimation de la puissance active disponible dans l’onduleur 1 à l’instant . Les différentes mesures susmentionnées sont de préférence toutes réalisées localement, c’est-à-dire au niveau ou autour de l’onduleur 1, notamment pour justifier de l’aspect « décentralisé » du procédé selon le premier aspect de l’invention. Ces mesures peuvent faire intervenir une ou plusieurs unités de traitement de mesures. Ces unités peuvent elles-mêmes mettre en œuvre, voire comporter, des appareils de mesure, et notamment de mesure de courant alternatif ou continu et/ou de tension alternative ou continue, comme cela est représenté sur les figures 4, 6 et 7 par les blocs « traitement des mesures » et les traits en tirets longs qui relient lesdits blocs aux endroits du système 0 où les mesures peuvent être réalisées, typiquement de part et d’autre de l’onduleur 1 et en sortie des filtres électriques 100. Les différents moyens de réaliser les mesures nécessaires à la mise en œuvre du procédé selon le premier aspect de l’invention ne sont pas davantage décrits ici, car ils sont réputés connus de la personne du métier. Sur la base des paramètres d’entrée susmentionnés du procédé selon le premier aspect de l’invention, ce dernier comprend tout d’abord une étape consistant à mettre en œuvre : Une première branche de contrôle-commande 11, notée , qui est configurée pour calculer une première consigne de fréquence et Une deuxième branche de contrôle-commande 12, notée , qui est configurée pour calculer une deuxième consigne de fréquence Une deuxième étape du procédé consiste à ajouter la première et la deuxième consigne de fréquence pour obtenir la consigne finale de fréquence, , qui est envoyée aux boucles de contrôle internes 10 illustrées sur la . L’expression mathématique correspondante à cette étape est : [MATH 7] Comme illustré sur la , la première branche de contrôle-commande 11 peut être mise en œuvre par le biais de plusieurs fonctions de contrôle-commande, et elle peut comprendre : deux multiplicateurs par une constante, cette constante étant définie par pour l’un et par pour l’autre, deux soustracteurs, l’un pour calculer et l’autre pour calculer , et deux additionneurs, l’un pour calculer et l’autre pour calculer . L’expression mathématique qui définit la première consigne de fréquence donnée par la première branche 11 est : [MATH 8] où = et . La deuxième branche de contrôle-commande 12 peut être mise en œuvre par le biais de plusieurs fonctions de contrôle commande, et elle peut comprendre : un soustracteur pour calculer un régulateur proportionnel-intégral 121, noté PI-1 sur la , et une fonction de saturation 122. L’expression mathématique qui définit la deuxième consigne de fréquence donnée par la deuxième branche 12 est : [MATH 9] , où : , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel-intégral 121 et , le gain intégral du premier régulateur proportionnel-intégral 121, sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur 1 concerné. Il faut noter que le premier terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme proportionnel du régulateur 121 », et que le deuxième terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme intégral du régulateur 121 ». La fonction est une équation de régulateur proportionnel-intégral avec une architecture dite « parallèle ». D’autres architectures du régulateur PI 121, par exemple une architecture « série », seraient aussi valides. La personne du métier est ici réputée savoir adapter la fonction auxdites autres architectures, pour un effet technique identique et un résultat de même nature. Les deux gains et sont des paramètres prédéterminés avant implémentation du procédé de contrôle-commande selon le premier aspect de l’invention. Ils sont de préférence prédéterminés individuellement pour chaque onduleur 1 sur lequel le procédé de contrôle commande est à implémenter, car la réponse dynamique de l’onduleur 1 dépend de ses caractéristiques et du réseau électrique alternatif 3 auquel il est connecté. Différents processus de réglage peuvent être utilisés, et par exemple, l’analyse de la réponse temporelle du système 0, l’analyse de la réponse fréquentielle du système 0, la méthode de placement de pôles, ou d'autres processus réputés connus de la personne du métier, et qui ne sont donc pas plus détaillés ici. Ces processus sont réputés connus de la personne du métier, et ne sont donc pas plus détaillés ici. Pour l’onduleur 1 de la figure 4, si , la deuxième consigne de fréquence converge vers une valeur nulle. En effet, si le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement inférieur à zéro, et le terme intégral du régulateur 121 diminue. En conséquence, la variable diminue et finit par devenir strictement négative. La deuxième consigne de fréquence est égale à tant que cette dernière est supérieure ou égale à 0, mais la deuxième consigne de fréquence reste égale à 0 quand devient strictement négative, par le biais de la fonction de saturation 122 illustrée sur la . En conséquence, si , la deuxième consigne de fréquence convergera vers une valeur nulle et la valeur de dépendra uniquement de la première branche 11, car = . On peut expliquer le fonctionnement de la première branche 11, de la façon ci-dessous proposée, en décrivant deux scénarios de fonctionnement, étant entendu que ces deux scénarios sont donnés à titre illustratif et non à titre limitatif, d’autres scénarios étant bien entendu potentiellement observables. Dans le premier scénario, le réseau 3 de la figure 4 est initialement dans un état en régime permanent tel que l’onduleur 1 injecte une puissance active avec et et sa fréquence de consigne est supérieure à la fréquence minimale du réseau ( ). Supposant qu’une perturbation dans le réseau, telle qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges, survienne, les générateurs connectés au réseau 3 augmentent alors leurs puissances actives de façon immédiate, conformément à leur mode de fonctionnement de type ‘source de tension’. Sur chaque générateur, l’augmentation de puissance active provoque dès lors une diminution de la fréquence de consigne définie par sa boucle de contrôle droop. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, et selon la première branche 11 décrite précédemment, la fréquence diminue en suivant une fonction linéaire de pente Les lois électriques du réseau forcent les fréquences de consigne de tous les générateurs connectés au réseau 3 à converger vers une même valeur. Par le biais des boucles de droop implémentées sur chaque générateur, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement inférieure à la somme des puissances actives disponibles de tous les générateurs, alors chaque générateur se stabilise à un point d’opération où : sa fréquence de consigne a une valeur strictement supérieure à , et sa puissance active a une valeur inférieure ou égale à sa puissance active disponible. Plus précisément, l’onduleur 1 de la converge à un point d’opération où , ce qui, selon la première branche 11 définie précédemment, se traduit de la façon suivante : . En utilisant une explication graphique complémentaire, après une perturbation dans le réseau tel qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges, les boucles de contrôle droop forcent les générateurs à converger vers des points d’opération en régime permanent qui appartiennent à des profils spécifiques dans le plan . Ces profils sont construits de sorte que chaque générateur augmente sa puissance active selon sa marge de manœuvre, en s’assurant qu’aucun générateur ne converge vers un point d’opération situé au-dessus de sa puissance active disponible, s’il existe d’autres générateurs dans le réseau dont les puissances actives sont inférieures ou égales à leurs puissances actives disponibles. De plus, si un générateur converge vers un point d’opération où il fournit une puissance active égale à sa puissance active disponible ou inférieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite, ceci implique forcément que chacun des autres générateurs du réseau fournit aussi une puissance active égale à sa puissance active disponible ou inférieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite. Plus précisément, pour l’onduleur 1 de la figure 4, si et avec , ce profil est défini par l’action de la première branche 11, et consiste à un segment de pente qui commence au point . Selon la première branche 11 définie précédemment, ceci implique que le segment de pente finit au point . Il est important de noter que si varie, ce segment se déplace de droite à gauche ou de gauche à droite dans le plan en suivant le point et en conservant sa pente . Ceci s’explique par la dépendance de la variable par rapport à la puissance active disponible (i.e., = ), qui traduit le fait que augmente ou diminue si augmente ou diminue, respectivement. En référence aux profils de fonctionnement illustrés sur la figure 5, le segment de pente est représenté par l’élément référencé 1001 associé au premier onduleur. Un possible état en régime permanent pour ce réseau correspond au point d’opération A pour le premier onduleur et au point d’opération A’ pour le deuxième onduleur. Si une perturbation telle qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges survient, les boucles de contrôle droop des premier et deuxième onduleurs les obligent à converger vers des points d’opération sur les profils dessinés, tel que le point d’opération B pour le premier onduleur et le point d’opération B’ pour le deuxième onduleur. On constate que, entre l’état en régime permanent correspondant aux points d’opération A et A’ et l’état en régime permanent correspondant aux points d’opération B et B’, les premier et deuxième onduleurs ont augmenté leurs puissances actives, mais aucun n’a dépassé sa puissance active disponible. De plus, si un des premier et deuxième onduleurs fournit au réseau une puissance active égale ou inferieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite, ceci implique forcément que l’autre des premier et deuxième onduleurs fournit également une puissance active égale ou inférieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite (Cf. points B et B’). Dans le deuxième scénario qui sert à expliquer le fonctionnement de la première branche 11, le réseau 3 de la figure 4 est initialement dans un état en régime permanent tel que l’onduleur 1 injecte une puissance active avec et et sa fréquence de consigne est strictement supérieure à la fréquence minimale du réseau ( ). Supposant qu‘une perturbation dans le réseau, tel qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges survienne, les générateurs connectés au réseau 3 augmentent alors leurs puissances actives de façon immédiate, conformément à leur mode de fonctionnement de type ‘source de tension’. Sur chaque générateur, l’augmentation de puissance active provoque dès lors une diminution de la fréquence de consigne définie par sa boucle de contrôle droop. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, et selon la première branche 11 décrite précédemment, la fréquence diminue en suivant une fonction linéaire de pente Les lois électriques du réseau forcent les fréquences de consigne de tous les générateurs connectés au réseau 3 à converger vers une même valeur. Par le biais des boucles de droop implémentées sur chaque générateur, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement supérieure à la somme des puissances actives disponibles de tous les générateurs, alors dans chaque générateur : la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement inférieures à , et la puissance active évolue vers des valeurs strictement supérieures à la puissance active disponible. Plus précisément, la puissance active de l’onduleur 1 illustré sur la évolue vers des points d’opération tels que , ce qui, selon la première branche 11 définie précédemment, se traduit de la façon suivante : [MATH 10] . Un franchissement du seuil minimal de fréquence est alors observé qui peut être utilisé comme un signal pour activer des mesures de protection, par exemple implémentées à l’aide de relais fréquence-métriques qui permettent de déconnecter des charges connectées au réseau électrique et faire revenir le réseau dans un état fonctionnel où tous les générateurs injectent dans le réseau des puissances actives inférieures ou égales à leurs puissances actives disponibles. Comme expliqué auparavant, pour l’onduleur 1 de la figure 4, la variable est nulle, ou converge vers une valeur nulle, si En conséquence, la deuxième branche 12 n’a d’influence sur la fréquence de consigne que si On peut expliquer le fonctionnement de la deuxième branche 12 de la façon ci-dessous proposée, en décrivant deux scénarios de fonctionnement, étant entendu que ces deux scénarios sont donnés à titre illustratif et non à titre limitatif, d’autres scénarios étant bien entendu potentiellement observables. Dans le premier scénario, le réseau 3 de la est initialement dans un état en régime permanent tel que l’onduleur 1 est au point d’opération correspondant à la limite d’activation de la deuxième branche 12, c’est-à-dire avec : [MATH 11] et . Supposant en outre que , la valeur de la consigne de référence est donnée par l’expression suivante : . On suppose finalement qu’il y a au moins un autre générateur dont la puissance active injectée dans le réseau est strictement supérieure à sa puissance active minimale assignée. En référence aux profils de droop illustrés sur la , l’état initial décrit ci-dessus correspond au point d’opération C pour le premier onduleur et au point d’opération C’ pour le deuxième onduleur. Si une perturbation dans le réseau, telle qu’une diminution de la puissance active consommée par les charges, survient, alors les générateurs connectés au réseau 3 diminuent leurs puissances actives de façon immédiate, conformément à leur mode de fonctionnement de type ‘source de tension’. Sur chaque générateur, la diminution de puissance active provoque dès lors une augmentation de la fréquence de consigne définie par sa boucle de contrôle droop. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, la diminution de la puissance active susmentionnée implique que En conséquence, et selon la deuxième branche 12 définie précédemment : le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement supérieur à zéro, et le terme intégral du régulateur 121 augmente progressivement. En conséquence, les variables et deviennent strictement supérieures à zéro et augmentent progressivement. Ceci implique une augmentation progressive de la valeur de la consigne de fréquence . Il faut noter que l’augmentation progressive de la valeur de la consigne de fréquence ne s’arrête que quand l’entrée du terme intégral du régulateur 121 devient nulle, c’est-à-dire quand . Par les lois électriques qui gouvernent le réseau, l’augmentation progressive de la consigne de fréquence de l’onduleur 1 force les autres générateurs du réseau à diminuer la puissance active qu’ils injectent. Cela permet que l’onduleur 1 augmente sa puissance active et qu’elle devienne égale à sa puissance active minimale assignée. Quand , le terme intégral du régulateur 121 se stabilise ;il n’augmente, ni ne diminue. En conséquence, les variables , et la consigne de fréquence se stabilisent aussi. Les lois électriques du réseau forcent les fréquences de consigne de tous les générateurs connectés au réseau 3 à converger vers une même valeur. Par le biais des boucles de droop implémentées sur chaque générateur, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement supérieure à la somme des puissances actives minimales assignées de tous les générateurs, alors chaque générateur se stabilise à un point d’opération où : sa fréquence de consigne a une valeur strictement inférieure à , et sa puissance active a une valeur supérieure ou égale à sa puissance active minimale assignée. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, et selon la deuxième branche 12 décrite ci-dessus, devient exactement égale à du fait de l’influence du terme intégral du régulateur 121. Il est important de noter que, tout au long du processus décrit dans les paragraphes ci-dessus, la première branche 11 de l’onduleur 1 est active et fait augmenter ou diminuer la première consigne de fréquence , quand la puissance active diminue ou augmente, respectivement, mais l’effet du terme intégral du régulateur 121 est dominant, faisant converger la puissance active vers en régime permanent, et, selon la définition de la première branche 11 donnée précédemment, faisant converger la première consigne de fréquence vers . En utilisant une explication graphique complémentaire, après une perturbation dans le réseau telle qu’une diminution de la puissance active consommée par les charges, les boucles de contrôle droop forcent les générateurs à converger vers des points d’opération en régime permanent qui appartiennent à des profils spécifiques dans le plan . Ces profils sont construits de façon à que chaque générateur diminue sa puissance active selon sa marge de manœuvre, en s’assurant qu’aucun générateur ne converge vers un point d’opération en-dessous sa puissance active minimale assignée, s’il existe d’autres générateurs dans le réseau dont les puissances actives sont supérieures ou égales à leurs puissances actives minimales assignées. Plus précisément, pour l’onduleur 1 de la figure 4, si , le profil de droop est défini par l’action de la deuxième branche 12, et consiste en un segment vertical qui commence au point et finit au point . Ce profil assure que la puissance active ne reste pas inférieure à s’il existe d’autres générateurs dont la puissance active est supérieure à leur puissance active minimale assignée. Comme expliqué auparavant, et selon la définition de la première branche 11, la variable dépend de la puissance active disponible (i.e., = ). Ainsi, la variable augmente ou diminue, si la puissance active disponible augmente ou diminue, respectivement. Il est important de noter que le segment vertical susmentionné correspondant à la deuxième branche 12 : s’allonge quand la variable diminue et se contracte si augmente ; et de cette façon, ce segment vertical commence toujours au point Il est aussi important de noter que les points d’intersection entre les segments correspondants à la première branche 11 et à la deuxième branche 12 coïncident à En référence aux profils de droop illustrés sur la , le segment vertical susmentionné est représenté par l’élément référencé 1002 associé au premier onduleur. Un possible état en régime permanent pour ce réseau correspond au point d’opération C pour le premier onduleur et au point d’opération C’ pour le deuxième onduleur. Si une perturbation telle qu’une diminution de la puissance active consommée par les charges survient, les boucles de contrôle droop des premier et deuxième onduleurs les obligent à converger vers des points d’opération sur les profils dessinés, comme au point d’opération D pour le premier onduleur et au point d’opération D’ pour le deuxième onduleur. On constate que, entre l’état en régime permanent correspondant aux points d’opération C et C’ et l’état en régime permanent correspondant aux points d’opération D et D’, le premier onduleur garde la même puissance active, égale à sa puissance active minimale assignée, tandis que le deuxième onduleur diminue sa puissance active, sans toutefois qu’elle devienne inférieure à sa puissance active minimale assignée. Dans le deuxième scénario destiné à expliquer le fonctionnement de la deuxième branche 12, le réseau 3 de la figure 4 est initialement dans un état en régime permanent tel que l’onduleur 1 injecte une puissance active telle que et sa fréquence de consigne donnée par l’expression : a une valeur telle que et que . On suppose finalement qu’il y a au moins un autre générateur dont la puissance active injectée dans le réseau est strictement supérieure à sa puissance active minimale assignée. Si une perturbation dans le réseau, telle qu’une diminution de la puissance active consommée par les charges, survient, les générateurs connectés au réseau 3 diminuent leurs puissances actives de façon immédiate, conformément à leur mode de fonctionnement de type ‘source de tension’. Sur chaque générateur, la diminution de puissance active provoque une augmentation de la fréquence de consigne définie par sa boucle de contrôle droop. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, une diminution de la puissance active entraine En conséquence, et selon la deuxième branche 12 définie précédemment : le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement supérieur à zéro, et le terme intégral du régulateur 121 augmente progressivement. En conséquence, les variables et deviennent strictement supérieures à zéro et augmentent progressivement. Ceci implique que la valeur de la consigne de fréquence augmente progressivement. Les lois électriques du réseau forcent les fréquences de consigne de tous les générateurs connectés au réseau 3 à converger vers une même valeur. Par le biais des boucles de droop implémentées sur chaque générateur, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement inférieure à la somme des puissances actives minimales assignées de tous les générateurs, alors dans chaque générateur: la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement supérieures à , et la puissance active évolue vers des valeurs strictement inférieures à la puissance active minimale assignée. Plus précisément, sur l’onduleur 1 de la figure 4, et selon la deuxième branche 12 décrite ci-dessus, ceci se fait par le biais du terme intégral du régulateur 121. Si reste strictement inférieure à , le terme intégral du régulateur 121 continue à augmenter la valeur de et la fréquence de consigne finit par devenir strictement supérieure à . Il est important de noter que, tout au long du processus décrit dans les paragraphes ci-dessus, la première branche 11 de l’onduleur 1 est active et augmente ou diminue la première consigne de fréquence , quand la puissance active diminue ou augmente, respectivement, mais l’effet du terme intégral du régulateur 121 est dominant, et la consigne de fréquence augmente progressivement. Le franchissement du seuil maximal de fréquence peut être utilisé comme un signal pour activer des mesures de protection, par exemple implémentées à l’aide de relais fréquence-métriques qui permettent de déconnecter des générateurs connectés au réseau électrique et faire revenir le réseau à un état ou tous les générateurs injectent dans le réseau des puissances actives supérieures ou égales à leurs puissances actives minimales assignées. On conclut que la combinaison des première et deuxième branches 11 et 12 donne lieu à une boucle de contrôle droop 5 qui conserve les attributs qui sont ceux de la boucle de contrôle droop 5 conventionnelle quand elle est appliquée à une source d’énergie 2 non-intermittente. Plus particulièrement, la combinaison des première et deuxième branches 11 et 12 assure une correcte allocation de puissance active entre les générateurs, car, par le biais de la première branche 11, aucun générateur ne converge vers un point d’opération situé au-dessus de sa puissance active disponible s’il existe d’autres générateurs dans le réseau dont les puissances actives sont inférieures ou égales à leurs puissances actives disponibles. Par le biais de la première branche 11, si un générateur converge vers un point d’opération où il fournit une puissance active égale à sa puissance disponible ou inférieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite, ceci implique forcément que chacun des autres générateurs du réseau fournit aussi une puissance active égale à sa puissance active disponible ou inférieure à sa puissance active disponible, mais proche de cette limite. Par le biais de la deuxième branche 12, aucun générateur ne converge vers un point d’opération situé en-dessous de sa puissance active minimale assignée s’il existe d’autres générateurs dans le réseau dont les puissances actives sont supérieures ou égales à leurs puissances actives minimales assignées. Une signalisation correcte du fait que les onduleurs ont atteint leurs limites de puissance active par la mesure de la fréquence est atteinte, car, par le biais de la première branche 11, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement supérieure à la somme des puissances actives disponibles de tous les générateurs, alors dans chaque générateur : la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement inférieures à , et la puissance active évolue vers des valeurs strictement supérieurs à la puissance active disponible. Par le biais de la deuxième branche 12, si la puissance active totale soutirée du réseau est, aux pertes près, strictement inférieure à la somme des puissances actives minimales assignées de tous les générateurs, alors dans chaque générateur : la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement supérieures à , et la puissance active évolue vers des valeurs strictement inférieures à la puissance active minimale assignée. Un deuxième mode de réalisation du procédé de contrôle-commande selon le premier aspect de l’invention est décrit ci-dessous en référence aux figures 5 et 6. Ce deuxième mode de réalisation peut être considéré comme une variante du premier mode de réalisation décrit ci-dessus. En effet, le deuxième mode de réalisation est conforme au premier, à la différence près que la mise en œuvre de la deuxième branche de contrôle-commande 12 : est en outre fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur 1, et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur 1, et comprend en outre l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel 123, référencé sur la . Notons que la valeur de consigne de la tension continue est la valeur de consigne de la tension en entrée de l’onduleur 1. Elle peut être constante ou variable dans le temps, selon la façon dont est constitué et contrôlé le circuit continu situé en amont de l’onduleur 1. Il est préférable que la mesure de la tension continue ne s’éloigne pas excessivement de sa valeur de consigne pour garantir le bon fonctionnement de l’onduleur 1 et de la source d'énergie 2 qu’il permet d’interfacer. L’expression mathématique qui définit la deuxième branche 12 selon le deuxième mode de réalisation est : [MATH 12] , où : , où : , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel 123, est un paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur 1 concerné. Il faut noter que le premier terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme proportionnel du régulateur 121 », et que le deuxième terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme intégral du régulateur 121 ». La fonction est une équation de régulateur Proportionnel-Intégral avec une architecture dite « parallèle ». Comme déjà énoncé précédemment, d’autres architectures du régulateur PI, par exemple une architecture « série », seraient aussi valides. La personne du métier est ici réputée savoir adapter la fonction auxdites autres architectures, pour un effet technique identique et un résultat de même nature. Le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel 123 est un paramètre prédéterminé avant implémentation du procédé de contrôle-commande selon la présente variante du premier aspect de l’invention. Il est de préférence prédéterminé pour chaque onduleur 1 sur lequel le procédé de contrôle-commande est à implémenter, car la réponse dynamique de l’onduleur 1 dépend de ses caractéristiques et du réseau électrique alternatif 3 auquel il est connecté. Différents processus de réglage peuvent être utilisés, et par exemple, l’analyse de la réponse temporelle du système, l’analyse de la réponse fréquentielle du système, la méthode de placement de pôles, ou d'autres processus réputés connus de la personne du métier, et qui ne sont donc pas plus détaillés ici. Ces processus sont réputés connus de la personne du métier, et ne sont donc pas plus détaillés ici. La variante décrite ici de la deuxième branche 12 accomplit toutes les fonctions fournies par la deuxième branche 12 du premier mode de réalisation qui est décrite plus haut. Additionnellement, elle assure en outre que, en régime permanent, la mesure de la tension continue soit égale à la valeur de consigne de la tension continue , si l’onduleur 1 se stabilise en un point d’opération en régime permanent avec égale à . Cette fonction supplémentaire de la variante de la deuxième branche 12 est assurée par le terme , illustré sur la figure 6, qui est ajouté en entrée du régulateur Proportionnel-Intégral 121. Comme expliqué auparavant, la deuxième consigne de fréquence ne se stabilise pas tant que l’entrée du terme intégral ne devient pas égale à zéro. Dans la variante de la deuxième branche 12, l’entrée de ce terme intégral est . Pour que cette entrée soit égale à zéro, la puissance active doit être égale à la puissance minimale assignée et la mesure de la tension continue doit être égale à la valeur de consigne de la tension continue . Le terme intégral du régulateur 121 assure alors que, en régime permanent, est égale à si est égale à . Notons que, d’ordinaire, une boucle de contrôle (en dehors de la boucle de contrôle droop) est prévue qui assure que la mesure de la tension continue soit égale à la valeur de consigne de la tension continue . Toutefois, cette boucle de contrôle ‘ordinaire’ sature et s’éteint quand , d’où l’utilité de la présente variante de la deuxième branche 12. Il est important de garantir que la tension continue soit égale ou proche de la valeur de consigne de la tension continue , autrement des dysfonctionnements de l’onduleur 1 et/ou de la source d’énergie 2 qu’il permet d’interfacer peuvent survenir. Il est à envisager que la mesure ou l’estimation de la puissance active disponible d’un onduleur 1 interfaçant une source d’énergie 2 intermittente puisse être erronée et différer de la puissance active disponible réelle, que l’on note . Ceci est problématique, voire dangereux, dans le cas où , car l’onduleur 1 peut converger vers un point d’opération avec , en dehors de sa plage de puissance active. Selon la définition de la première branche 11 donnée précédemment, à un tel point d’opération, la fréquence de consigne de l’onduleur 1 serait . En conséquence, aucune mesure de protection ne serait activée, et cela causerait la décharge progressive des capacités placées derrière l’onduleur 1 jusqu’à sa déconnexion. Pour parer à cette éventualité, un troisième mode de réalisation du procédé selon le premier aspect de l’invention est proposé, qui est décrit ci-dessous en référence aux figures 7 et 8. Ce troisième mode de réalisation est conforme à l’un au moins parmi les premier et deuxième modes de réalisation, à la différence que le procédé selon le troisième mode de réalisation comprend en outre une étape consistant à mettre en œuvre une troisième branche de contrôle-commande 13, notée sur la figure 7, configurée pour calculer une troisième consigne de fréquence La mise en œuvre de cette troisième branche 13 est en outre en fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur 1, et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur 1. La mise en œuvre de cette troisième branche 13 peut comprendre en outre l’implémentation de : un deuxième régulateur proportionnel-intégral 131 , référencé sur la , une deuxième fonction de saturation 132, et d’un deuxième régulateur proportionnel 133, référencé sur la . L’étape servant à calculer la consigne finale de fréquence consiste à ajouter la première, la deuxième et la troisième consignes de fréquence. L’expression mathématique équivalente est : [MATH 13] L’expression mathématique qui définit la troisième branche 13 est : [MATH 14] , où : , et , où , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel-intégral 131, , le gain intégral du deuxième régulateur proportionnel-intégral 131 sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur 1 concerné, et , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel 133, est un des paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur 1 concerné. Il faut noter que le premier terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme proportionnel du régulateur 131 », et que le deuxième terme de la fonction (i.e., ) est appelé « terme intégral du régulateur 131 ». La fonction est une équation de régulateur Proportionnel-Intégral avec une architecture dite « parallèle ». Comme précédemment, d’autres architectures du régulateur PI, par exemple une architecture « série », seraient aussi valides. La personne du métier est ici réputée savoir adapter la fonction auxdites autres architectures, pour un effet technique identique et un résultat de même nature. Les trois gains et , sont des paramètres prédéterminés avant implémentation du procédé de contrôle-commande selon le premier aspect de l’invention. Ils sont de préférence prédéterminés individuellement pour chaque onduleur 1 sur lequel le procédé de contrôle commande est à implémenter, car la réponse dynamique de l’onduleur 1 dépend de ses caractéristiques et du réseau électrique alternatif 3 auquel il est connecté. Différents processus de réglage peuvent être utilisés, et par exemple, l’analyse de la réponse temporelle du système, l’analyse de la réponse fréquentielle du système, la méthode de placement de pôles, ou d'autres processus réputés connus de la personne du métier, et qui ne sont donc pas plus détaillés ici. Ces processus sont réputés connus de la personne du métier, et ne sont donc pas plus détaillés ici. Le rôle de la troisième branche 13 est significatif seulement dans le cas où . On explique ci-dessous le fonctionnement de la troisième branche 13 dans les autres situations possibles. Si , la première branche de contrôle commande 11 assure déjà que la consigne de fréquence diminue en dessous de la limite minimale de fréquence et permettant ainsi l’activation de mesures de protection sur la seule base de la valeur de la fréquence . La troisième branche de contrôle commande 13 contribue, quant à elle, à la diminution de la consigne de fréquence en faisant diminuer la troisième consigne de fréquence de la façon exposée ci-dessous. Toujours si , mais également si : (si , du fait que la boucle de contrôle externe qui, d’ordinaire, contrôle sature) ou (si , du fait que la boucle de contrôle externe qui, d’ordinaire, contrôle ne sature pas), l’entrée du régulateur PI 131, égale à , est alors négative, et: c. Le terme proportionnel de devient strictement inférieur à zéro, et d. Le terme intégral de diminue. En conséquence, les variables et deviennent strictement inférieures à zéro et diminuent progressivement. Si et , la troisième consigne de fréquence est saturée à zéro et l’action de la troisième branche de contrôle-commande 13 disparaît. Dans cette situation, , du fait que la boucle de contrôle externe qui, d’ordinaire, contrôle , n’est pas saturé car . L’entrée du régulateur PI 131, égale à , est alors strictement supérieure à zero, le terme proportionnel de devient strictement supérieur à zéro, et le terme intégral de augmente progressivement. En conséquence, la variable augmente et finit par devenir strictement positive. La variable est égale à tant que cette dernière est inférieure ou égale à 0, mais reste égale à 0 quand devient strictement positive, par le biais de la fonction de saturation 132 de la . On conclut que le rôle de la troisième branche 13 est important seulement dans le cas où On peut expliquer le fonctionnement de la troisième branche 13 dans cette situation en considérant le scénario de fonctionnement décrit ci-dessous, étant entendu que ce scénario est donné à titre illustratif et non à titre limitatif, d’autres scénarios étant bien entendu potentiellement observables. Dans ce scénario, le réseau 3 de la figure 7 est initialement dans un état en régime permanent où l’onduleur 1 injecte une puissance active avec et , et sa fréquence de consigne est . On suppose aussi que . On suppose encore qu’il y a au moins un autre générateur dont la puissance active injectée dans le réseau est strictement inférieure à sa puissance active disponible. Considérant qu’une perturbation dans le réseau, telle qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges, survient, alors le réseau 3 atteindrait, en régime permanent, un nouvel état pour lequel la puissance active de l’onduleur 1 serait telle que , si seules les première et deuxième branches 11 et 12 étaient implémentées sur l’onduleur 1. Selon la définition donnée précédemment de la première branche 11, la fréquence de consigne serait encore et, en conséquence, aucune mesure de protection ne serait activée. La troisième branche 13 permet avantageusement d’éviter l’occurrence d’un tel dysfonctionnement, comme cela est expliqué ci-dessous. Vu que , les condensateurs situés en amont de l’onduleur se déchargent, ce qui provoque la chute progressive de la tension L’entrée du régulateur PI 131, égale à , finit par devenir négative, le terme proportionnel de devient strictement inférieur à zéro, et le terme intégral de diminue progressivement. En conséquence, les variables et deviennent strictement inférieures à zéro et diminuent. Et par voie de conséquence, la consigne de fréquence diminue. L’intérêt de diminuer la consigne de fréquence , quand , est que les autres onduleurs du réseau 3 sont alors poussés à augmenter la puissance active qu’ils fournissent (dû fait des lois électriques qui gouvernent le comportement du réseau 3). Ceci permet au premier onduleur 1 de diminuer sa puissance active et que cette dernière devienne égale à (i.e. ). Quand , le terme intégral de se stabilise ; il n’augmente ni ne diminue. En conséquence, les variables et se stabilisent elles aussi. La clé de la troisième branche de contrôle-commande 13 est alors de savoir à quelle valeur se stabilise la variable auxiliaire . Deux conditions définissent la valeur de : pour arrêter la chute de tension , il est nécessaire que la puissance active du premier onduleur 1 diminue et devienne égale à , et pour stabiliser le terme intégrale du régulateur PI 131 et la troisième consigne , il est nécessaire que devienne égale à la variable auxiliaire . En conséquence, la troisième branche de contrôle-commande 13 forcera le premier onduleur 1 à aller au seul point d’opération en régime permanent qui respecte les deux conditions précédentes : . Notons que, pour que soit égale à , le régulateur PI 131 va laisser la tension se stabiliser légèrement en dessous de la valeur de consigne , vu que . Pour éviter que la tension ne s’éloigne trop de la valeur de consigne , il est préférable d’implémenter un gain suffisamment grand. Par exemple, si la valeur de consigne est constante et pour éviter que la tension ne se stabilise en dessous d’un seuil dénommé , il faut choisir un gain égal ou supérieur à : , où est une estimation de la différence maximale possible entre la puissance active disponible réelle et la puissance active disponible telle que mesurée ou estimée. Notons que, d’ordinaire, une boucle de contrôle (en dehors de la boucle de contrôle droop 5) est prévue qui assure que la mesure de la tension continue soit égale à la valeur de consigne de la tension continue . Toutefois, cette boucle de contrôle ‘ordinaire’ sature et s’éteint quand , raison pour laquelle peut se stabiliser en dessous de . En utilisant une explication graphique complémentaire, et en référence à la figure 8, après une perturbation dans le réseau telle qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges, les boucles de contrôle droop forcent les générateurs à converger vers des points d’opération en régime permanent qui appartiennent à des profils spécifiques dans le plan . La boucle de droop 5 proposée donne lieu à un profil qui empêche l’onduleur 1 de converger vers un point d’opération avec s’il existe d’autres générateurs dans le réseau dont les puissances actives sont inférieures ou égales à leurs puissances actives disponibles. En d’autres termes, si ce profil selon la troisième mode de réalisation de l’invention est défini par l’action de la troisième branche 13 et consiste en un segment vertical 1003 qui va du point au point d’intersection entre le segment 1001 correspondant à la première branche 11 et la verticale placée à (c’est-à-dire, le point ). Il faut noter que ce segment vertical 1003 se déplace de droite à gauche ou de gauche à droite, lorsque varie. Il faut noter aussi que, quand ce segment 1003 s’active (i.e. quand la puissance active rentre dans l’intervalle ), le segment 1001 correspondant à la première branche 11 se contracte, pour que les points finaux des deux segments correspondants aux première et troisième branches 11 et 13 coïncident. En considérant les profils de la , l’état initial du scénario décrit ci-dessus pourrait correspondre, par exemple, au point A pour le premier onduleur et au point A’ pour le deuxième onduleur. Après une perturbation telle qu’une augmentation de la puissance active consommée par les charges du réseau, et si seulement les première et deuxième branches 11 et 12 étaient implémentées sur le premier onduleur, le réseau pourrait atteindre un nouvel état en régime permanent correspondant au point B pour le premier onduleur et au point B’ pour le deuxième onduleur. L’action de la branche 13 force le premier onduleur à diminuer sa puissance active, ce qui amène le réseau à un état qui peut correspondre, par exemple, au point C pour le premier onduleur et au point C’ pour le deuxième onduleur. La troisième branche de contrôle-commande 13 fonctionne correctement dans les systèmes où la source d’énergie 2 n’est pas directement connectée aux condensateurs placés en amont du premier onduleur 1, c’est-à-dire dans la mesure où la tension n’est pas directement appliquée à la source. C’est, par exemple, le cas des centrales photovoltaïques à deux étapes, qui comprennent un convertisseur DC/DC placé entre la matrice photovoltaïque et les condensateurs. Comme déjà spécifié plus haut, la figure 11 représente un schéma électrique et de contrôle-commande d’un mode de réalisation de chacune parmi deux boucles de contrôle droop, l’une (référencée 5) étant relative à la puissance active, notée , et illustrant une boucle de contrôle droop selon l’un quelconque des modes de réalisation de l’invention, et celle relative à la puissance réactive, notée , qui n’est pas directement concernée par la présente invention. Une comparaison entre eux du schéma que représente la et de chacun des schémas représentés sur les figures 4, 6 et 7 permet d’illustrer la structure d’un système 0 constitué d’un onduleur 1 et d’une source d’énergie 2. Plus particulièrement, le schéma électrique et de contrôle-commande de la permet d’illustrer autrement que ne le permettent les figures 4, 6 et 7, le même système 0. L’invention n’est pas limitée aux modes de réalisations précédemment décrits et s’étend à tous les modes de réalisation couverts par l’invention. En particulier, si la boucle de droop proposée, selon l’un quelconque des modes de réalisation décrits ci-dessus, est essentiellement dédiée à l’interfaçage d’une source d’énergie intermittente avec le réseau électrique alternatif, il est à noter qu’elle peut aussi être utilisée pour l’interfaçage d’une source d’énergie non-intermittente avec le réseau électrique alternatif. Par ailleurs, les différentes fonctions mathématiques utilisées pour définir les différentes branches décrites ci-dessus pourraient être remplacées par d’autres fonctions donnant des résultats équivalents. Par exemple, la fonction de saturation 122, définie mathématiquement comme max(aux1(t),0) pourrait pu être écrite, de façon équivalente, en utilisant des fonctions logiques. De même, si les équations susmentionnées sont chacune données sous forme continue en fonction de la variable temporelle t , elles pourraient être décrites, de façon équivalente, sous forme continue ou discrète, par exemple à l’aide de la transformée de Laplace ou de la transformée en z, connues par la personne du métier. Procédé de contrôle-commande de statisme pour un onduleur (1) destiné à interfacer une source d’énergie intermittente (2) et un réseau électrique alternatif (3) en régulant la fréquence en un point de connexion (4) de l’onduleur (1) au réseau (3), le procédé comprenant, en fonction de : une constante définissant la limite maximale de fréquence du réseau (3), une constante définissant la limite minimale de fréquence du réseau (3), une constante définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur (1), une constante définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur (1), une mesure de puissance active que l’onduleur (1) fournit au réseau (3) à l’instant , et une mesure ou estimation de la puissance active disponible dans l’onduleur (1) à l’instant , une étape consistant à mettre en œuvre : Une première branche de contrôle-commande (11), notée , configurée pour calculer une première consigne de fréquence vérifiant une première fonction de contrôle-commande (1001) définie dans un plan par l’équation suivante : [MATH 15] où = et , et Une deuxième branche de contrôle-commande (12), notée , comprenant l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel-intégral (121) et d’une première fonction de saturation (122) et étant configurée pour calculer une deuxième consigne de fréquence vérifiant une deuxième fonction de contrôle-commande (1002) définie dans le plan par l’équation suivante : [MATH 16] , avec , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel-intégral (121) et , le gain intégral du premier régulateur proportionnel-intégral (121), sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur (1) concerné, et une étape consistant à imposer une valeur de consigne de fréquence au point de connexion (4) de l’onduleur (1) au réseau (3) déterminée comme une somme des première et deuxième consignes de fréquence . Procédé selon la revendication précédente, dans lequel la mise en œuvre de la deuxième branche de contrôle-commande (12) : est en outre fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), et comprend en outre l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel (123), le premier régulateur proportionnel-intégral (121), la première fonction de saturation (122) et le premier régulateur proportionnel (123) étant configurés pour imposer, à la deuxième consigne de fréquence , une valeur définie par une variante de la deuxième fonction de contrôle-commande (1002), ladite variante prenant la forme de l’équation suivante : [MATH 17] , avec , avec , où , le gain proportionnel du premier régulateur proportionnel (123), est un paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur (1) concerné. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l’étape consistant à mettre en œuvre les première et deuxième branches (11 et 12) comprend en outre, en fonction de : une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), et une valeur de consigne de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), la mise en œuvre d’une troisième branche de contrôle-commande (13), notée , comprenant l’implémentation d’un deuxième régulateur proportionnel-intégral (131) d’une deuxième fonction de saturation (132) et d’un deuxième régulateur proportionnel (133) et étant configurée pour calculer une troisième consigne de fréquence vérifiant une troisième fonction de contrôle-commande (1003) définie dans le plan par l’équation suivante : [MATH 18] , avec , avec et , où , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel-intégral (131), , le gain intégral du deuxième régulateur proportionnel-intégral (131) sont des paramètres supérieurs à zéro et prédéterminés en fonction de l’onduleur (1) concerné, et , le gain proportionnel du deuxième régulateur proportionnel (133), est un paramètre strictement supérieur à zéro et prédéterminé en fonction de l’onduleur (1) concerné, et dans lequel : la valeur de consigne de fréquence au point de connexion (4) de l’onduleur (1) au réseau (3) est déterminée comme la somme des première, deuxième et troisième consignes de fréquence, . Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel au moins un, de préférence chacun, desdits paramètres peut être prédéterminé par une analyse de la réponse temporelle de l’onduleur et/ou par une analyse de la réponse fréquentielle de l’onduleur et/ou par implémentation d’une méthode de placement de pôles. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l’étape consistant à imposer la valeur de consigne de fréquence au point de connexion de l’onduleur au réseau comprend la fourniture de ladite valeur à au moins une boucle de contrôle interne (10) de l’onduleur (1). Produit programme d’ordinateur comprenant des instructions, qui lorsqu’elles sont effectuées par au moins un processeur exécute les étapes du procédé de contrôle-commande de statisme selon l’une quelconque des revendications précédentes. Unité de commande pour un onduleur (1) destiné à interfacer une source d’énergie intermittente (2) et un réseau électrique alternatif (3) en régulant la fréquence en un point de connexion de l’onduleur (1) au réseau (3), l’unité de commande comprenant des composants de l’électronique et/ou de la microélectronique configurés pour mettre en œuvre le procédé de contrôle-commande de statisme selon l’une quelconque revendications 1 à 5. Onduleur (1) destiné à interfacer une source d’énergie intermittente (2) et un réseau électrique alternatif (3) en régulant la fréquence en un point de connexion de l’onduleur (1) au réseau (3) et comprenant au moins l’un parmi : un média non-transitoire lisible comprenant des instructions, qui lorsqu’elles sont effectuées par au moins un processeur, exécute les étapes du procédé de contrôle-commande de statisme selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, et une unité de commande selon la revendication 7. Onduleur (1) selon la revendication précédente, exempt de lien de communication avec un autre générateur ou un serveur connecté au réseau électrique alternatif. Onduleur (1) selon l’une quelconque des deux revendications précédentes, dans lequel une tension au point de connexion de l’onduleur au réseau est monophasée ou polyphasée.