FR 3157709 A1 20250627 FR 2314990 A 20231222 Le présent exposé concerne un procédé de commande d’une centrale électrique hybride (100) comprenant une source de production électrique (2) et un système de stockage d’énergie (3), le procédé comprenant la détermination d’une consigne de puissance à fournir par la source et le système de stockage en tenant compte : - d’une dynamique de la source ; - d’un état de charge du système de stockage ; et - de valeurs extrêmes pouvant être prises par une valeur instantanée de commande de commande de la source imposant une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la source ; et - une commande de la source et du système de stockage par les consignes. Figure pour l’abrégé : Fig. 1 Commande d’une centrale électrique hybride comprenant une source de production électrique et un système de stockage Le présent exposé concerne de manière générale la production d’énergie électrique et plus particulièrement les systèmes de gestion des centrales électriques hybrides. ETAT DE LA TECHNIQUE On connait des centrales thermiques du type cycle combiné gaz. Elles sont composées d’une turbine à combustion qui peut répondre rapidement à une demande en électricité et d’une turbine à vapeur avec une dynamique plus lente. On peut associer à la centrale une réserve de puissance et on fait fonctionner habituellement la centrale en deçà de cette réserve. Lorsque le gestionnaire du réseau souhaite solliciter cette réserve, il envoie un signal de réglage de la fréquence du réseau électrique. Ce signal est une image de la vitesse à laquelle il souhaite passer d’un point de fonctionnement correspondant à la vente de l’énergie devant être produite par la source de production elle-même à un second point de fonctionnement correspondant à la vente d’énergie et à la totalité ou à une partie de la réserve absorbée ou transmise. Le gestionnaire demande aux producteurs participant au réglage secondaire de fréquence de moduler leur puissance autour de leur point de production liée à la vente d’énergie. Cette modulation de puissance se fait via un signal de réglage de fréquence que le gestionnaire envoie aux producteurs et que ceux-ci multiplient par le volume de réserve qu’ils dédient au réglage secondaire. Ce signal étant compris entre -1 et 1, les centrales devront donc moduler leur puissance en la diminuant ou en l’augmentant au maximum de la totalité de la réserve contractualisée. Si le signal de réglage de fréquence vaut 0, la puissance de consigne ne diffère pas du programme de production lié à la vente d’énergie. Mais la dynamique d’une source de production électrique comprend une « inertie » ne lui permettant pas toujours de respecter l’exigence de vitesse de variation de puissance imposée par le gestionnaire du réseau. Dans un tel cas, la source de production peut être limitée dans sa capacité à faire varier suffisamment rapidement sa puissance. Ainsi, ce type de centrale est limité par la dynamique de la turbine à vapeur qui ne lui permet donc pas de suivre la consigne imposée par le gestionnaire. Pour y remédier, on peut diminuer le point de fonctionnement lié à la vente d’énergie pour assurer la libération de la réserve dans le temps imparti en dégageant de la marge sur la turbine à combustion. Ce principe s’appelle le « détarage ». Mais, dans la pratique, cette solution représente un inconvénient et un coût non négligeable pour la centrale. En effet, l’inconvénient du détarage est que cela revient à brider en permanence la production liée à la vente d’énergie lorsque la centrale participe au réglage secondaire. C’est le cas par exemple d’une centrale combinée gaz d’une puissance maximale de 500 MW, pouvant offrir un volume de puissance de réserve de 100 MW au maximum en 300 s. Autrement dit, la pente maximale à la hausse ou à la baisse que peut suivre la centrale est de 20 MW/min. Pour fournir le volume de puissance de réserve maximal pour ce réglage secondaire, un détarage de 20 MW est cependant nécessaire (ce détarage est déterminé par le retard de la turbine à vapeur sur 600 s). La puissance liée à la vente d’énergie a donc diminué de 20 MW. Ainsi, en supposant que cette centrale fonctionne 5000 heures par an dont 2000 heures en réglage secondaire de fréquence, ce détarage représente une perte de production de l’ordre de 40 GWh soit 1,7% de la production annuelle de la centrale. Si on considère une marge sur coût variable de 10 €/MWh, cela représente une perte de 400 000 €/an. On peut aussi associer au système de production électrique des moyens de stockage d’énergie afin de compenser l’inertie de la source de production électrique sans pour autant limiter son fonctionnement. Dans l’exemple d’une centrale à cycle combiné gaz de 500 MW, un stockage par batteries avec une puissance de 20 MW permet de compléter la dynamique lente de la turbine à vapeur. Cela a pour intérêt de supprimer le détarage de 20 MW en augmentant la réserve (110 MW au lieu de 100 MW) ainsi que le point de fonctionnement lié à la vente d’énergie de 10 MW. Par ailleurs, le dimensionnement en énergie de la batterie peut faire l’objet d’une optimisation en simulant l’hybridation et l’activation pour le réglage secondaire de fréquence. Dans notre exemple, une batterie d’une capacité de 20 MWh est suffisante. Néanmoins, si d’autres services sont à prévoir, ils peuvent s’avérer plus limitants pour le dimensionnement de cette batterie. Une première solution de commande pour cette centrale hybridée consiste à utiliser un dispositif de commande permettant de garantir la dynamique imposée par le gestionnaire du réseau pour le suivi du signal de réglage de fréquence. Le dispositif « bride » le signal pour le faire correspondre à la dynamique de la source de production électrique et demande au système de stockage la quantité d’énergie manquante afin de respecter la consigne du gestionnaire. Cependant, cette solution n’est pas pérenne. En effet, dans le temps, l’état de charge du système de stockage d’énergie décroît pour atteindre une valeur nulle, compromettant donc la possibilité pour la centrale hybride de fournir le service dans la durée. EXPOSE GENERAL Un but du présent exposé est d’améliorer la commande des centrales électriques hybrides. A cet effet, on propose, selon un premier aspect, un procédé de commande d’une centrale électrique hybride, le procédé comprenant au moins une fois la mise en œuvre des étapes suivantes : - en considérant une consigne de puissance de la centrale et une valeur instantanée courante de commande de la centrale, la valeur instantanée courante de commande de la centrale imposant une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la centrale, la consigne et la valeur instantanée courante visant à compenser un écart entre une fréquence d’un réseau électrique et une fréquence nominale du réseau, détermination d’une consigne d’activation d’une puissance de réserve d’une source de production électrique de la centrale à partir d’une valeur de mesure d’un état de charge d’un système de stockage d’énergie de la centrale et en tenant compte d’une valeur minimale et d’une valeur maximale pouvant être prises par une valeur instantanée ultérieure de commande de la centrale, la puissance de réserve de la source étant une marge de puissance de la source prédéterminée, les valeurs minimale et maximale étant en fonction de la valeur instantanée courante de commande de la centrale et d’un seuil prédéterminé de vitesse de variation de la valeur instantanée courante de commande de la centrale, la consigne d’activation étant comprise entre une première borne et une deuxième borne, les première et deuxième bornes étant fonction d’une puissance maximale disponible dans le système de stockage, de la puissance de réserve de la centrale, de la puissance de réserve de la source, de la valeur instantanée courante de commande de la centrale, des valeurs minimale et maximale et d’un seuil de vitesse de variation de puissance de la source ; - à partir de la consigne d’activation de la puissance de réserve de la source et d’une puissance de réserve de la centrale, détermination d’une valeur instantanée courante de commande de la source, la valeur instantanée courante de commande de la source imposant une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la source, la puissance de réserve étant une marge de puissance de la centrale prédéterminée ; - à partir d’une consigne de puissance hors réserve de la source et de la valeur instantanée courante de commande de la source, détermination d’une consigne de puissance à fournir par la source, la puissance hors réserve de la source correspondant à la puissance fournie par la centrale qui ne contribue pas au réglage de fréquence ; - à partir d’une mesure de la puissance fournie par la source et de la consigne de puissance de la centrale, détermination d’une consigne de puissance à fournir par le système de stockage en compensant un écart entre la puissance fournie par la source et la consigne de puissance de la centrale ; et - commande d’une puissance fournie par la source et d’une puissance fournie par le système de stockage respectivement à partir de la consigne de puissance à fournir par la source et la consigne de puissance à fournir par le système de stockage. Ainsi, un tel procédé de commande permet à la fois de respecter les consignes du gestionnaire du réseau et la dynamique de la source de production électrique tout en maintenant la valeur d’état de charge à un niveau acceptable pour les batteries. Il présente également l’avantage de conserver la configuration préalable du dispositif de commande de la centrale hybride en modifiant seulement les consignes. Il peut être prévu que le procédé est mis en œuvre de sorte que les première et deuxième bornes sont déterminées respectivement par les expressions suivantes : ; et , avec la première borne et la deuxième borne, la puissance maximale disponible dans le système de stockage, la puissance de réserve de la centrale, la puissance de réserve de la source, et la valeur instantanée courante. Il peut être prévu que le procédé comprend en outre un calcul d’une seconde consigne d’activation de la puissance de réserve de la source pour la valeur instantanée ultérieure, le procédé étant mis en œuvre de sorte qu’une valeur de pente entre un premier point correspondant à la consigne d’activation calculée pour la valeur instantanée courante et la consigne d’activation calculée pour la valeur instantanée ultérieure est bornée, par exemple par filtrage, afin de respecter le seuil de vitesse de variation de puissance de la source. Il peut être également prévu que le procédé est mis en œuvre de sorte qu’une limite minimale de l’état de charge vaut une fraction, par exemple 40%, d’une capacité totale du système de stockage et qu’une limite maximale de l’état de charge vaut une fraction, par exemple 60%, de la capacité totale du système de stockage, et de sorte que la consigne d’activation de la puissance de réserve de la source est égale, si la valeur de mesure de l’état de charge est strictement supérieure à la limite maximale, à la première borne et, si la valeur de mesure de l’état de charge est strictement inférieure à la limite minimale, à la deuxième borne. La limite minimale et la limite maximale sont des valeurs d’état de charge. Il peut être également prévu que le procédé est mis en œuvre de sorte que la valeur instantanée courante vise à délivrer la puissance de réserve en moins de 300 secondes, la valeur instantanée courante étant comprise entre -1 et 1. Il peut être prévu que le procédé est mis en œuvre de sorte que la valeur instantanée courante vise à délivrer la puissance de réserve de la centrale en moins de 30 secondes pour compenser l’écart entre une fréquence d’un réseau électrique et une fréquence nominale du réseau, une valeur de la fréquence nominale du réseau étant égale à 50,0 Hz et une valeur du même écart étant égale à -200 millihertz, la valeur instantanée courante étant proportionnelle au même écart. Il peut comprendre en outre une étape de saturation de la valeur instantanée courante de commande de la source. Selon un second aspect, on propose un dispositif de commande d’une centrale électrique hybride, le dispositif étant configuré pour mettre en œuvre un procédé selon le premier aspect. Selon un troisième aspect, on propose un produit programme d'ordinateur comprenant des instructions qui, lorsque le programme est exécuté par un ordinateur, conduisent celui-ci à mettre en œuvre un procédé selon le premier aspect. Selon un quatrième aspect, on propose des moyens de stockage lisibles par un ordinateur, sur lesquels est enregistré un produit programme d’ordinateur selon le troisième aspect. Selon un cinquième aspect, on propose une centrale électrique hybride comprenant : - un dispositif de commande de la centrale électrique hybride conforme au second aspect ; - une source de production électrique ; et - un système de stockage d’énergie, la source de production et le système de stockage étant configurés pour être commandés par le dispositif de commande. DESCRIPTION DES FIGURES D’autres caractéristiques, buts et avantages ressortiront de la description qui suit, qui est purement illustrative et non limitative, et qui doit être lue en regard des dessins annexés sur lesquels : la FIG. 1 illustre de façon schématique un exemple d’architecture de centrale électrique, détaillant les entrées et sorties ; la FIG. 2 est un algorigramme illustrant un mode de mise en œuvre d’un procédé de commande d’une centrale électrique hybride ; la FIG. 3 illustre un exemple de modèle causal de simulation d’un dispositif de commande de centrale électrique hybride; la FIG. 4 illustre un autre exemple de modèle causal de simulation d’un dispositif de commande de centrale électrique hybride ; la FIG. 5 illustre le modèle causal de la FIG. 4 dans un cas particulier, la FIG. 6 illustre le modèle causal de la FIG. 4 dans un autre cas particulier, la FIG. 7 illustre le modèle causal de la FIG. 4 dans un cas particulier différent des figures 5 et 6 ; la FIG. 8 illustre une variante du modèle causale de la FIG. 4 ; la FIG. 9 illustre un résultat de simulation du dispositif de commande de la FIG. 4 sollicité par une consigne imposée par le gestionnaire du réseau dans un premier cas ; et la FIG. 10 illustre un résultat de simulation du même dispositif de commande sollicité par une consigne imposée par le gestionnaire du réseau dans un second cas. DESCRIPTION DETAILLEE On a schématisé en FIG. 1 à titre d’exemple une centrale électrique hybride 100 est composée d’une source de production électrique 2 et d’un système de stockage d’énergie 3 dont chaque puissance fournie P’, P s est commandée par un dispositif de commande 1. La source de production électrique 2 peut par exemple être une centrale à cycle combiné gaz comprenant une turbine à combustion et une turbine à vapeur, une centrale classique à gaz, à fioul ou à charbon, une centrale nucléaire ou une centrale hydroélectrique. Le système de stockage d’énergie 3 peut être un ensemble de batteries, voire une batterie ou tout autre moyen de stockage configuré pour alimenter un réseau électrique. Dans la présente description, on se place dans le cas où la centrale électrique hybride augmente ou diminue (on parle également d’absorption) la puissance P qu’elle fournit au réseau électrique afin de régler la fréquence du réseau. C’est-à-dire que la puissance fournie augmente ou diminue afin de compenser une déviation de la fréquence du réseau préalablement fixée, par exemple à 50 Hz par le gestionnaire du réseau en France ou en Europe. Le lien entre la puissance fournie par la centrale et sa capacité à agir sur la fréquence du réseau est connu et ne sera pas détaillé davantage. Toutefois, il peut être prévu que la centrale doit fournir cette puissance dans un temps donnée. Une contrainte dynamique peut donc être imposée à la centrale, notamment par le gestionnaire. Par exemple, en France, une centrale 100 participant au réglage secondaire de fréquence est configurée pour délivrer cette puissance en moins de 30 secondes afin de compenser un écart de fréquence de -200 mHz. Selon un autre exemple, cette puissance est délivrée en moins de 300 secondes. Afin de respecter la dynamique imposée, il est prévu que le dispositif 1 de commande mette en œuvre un procédé dont les étapes de mises en œuvre sont illustrées à titre d’exemple en FIG. 2 . Dans ce qui suit, le présent exposé sera détaillé pour une puissance fournie par la centrale pour compenser l’écart et s’applique mutatis mutandis au cas où l’écart est compensé par une puissance absorbée par la centrale. On considère une consigne C P de puissance de la centrale et une valeur instantanée courante N i de commande de la centrale. La valeur instantanée courante N i impose une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la centrale depuis une puissance de fonctionnement courante jusqu’à la consigne et vise à compenser, conjointement avec la consigne, la déviation précitée. On peut également parler d’écart. Dès lors, la consigne C P peut être représentée par l’équation suivante : avec : P 0 représentant une puissance hors réserve de la source, et P r représentant une puissance de réserve de la centrale qui sont des données prédéterminées. La puissance hors réserve P 0 correspond à une puissance fournie pour un service différent du réglage de fréquence. Par exemple, la puissance hors réserve correspond à ce que la centrale fournit pour alimenter le réseau. Cette puissance ne contribue donc pas au réglage de fréquence. La puissance de réserve P r de la centrale correspond quant à elle à une marge de puissance prévue pour d’autres services comme le réglage de fréquence. Elle est donc notamment définie comme une marge entre la puissance hors réserve et la puissance nominale correspondant à ce que la centrale est capable de fournir au maximum comme puissance et dépend donc des données de construction de la centrale. Dans la présente demande, cette définition pourra s’appliquer à d’autres puissances de réserve, notamment la puissance de réserve P r ’ de la source 2. On comprend alors que la dynamique suivie par la centrale est imposée par la valeur instantanée courante N i à chaque instant. Ces valeurs constituent d’ailleurs sur une période un signal, connu sous la dénomination de « signal de téléréglage », voire de « signal de réglage de fréquence ». Par exemple, en France, ce signal est compris entre -1 et 1. Sur une période donnée, il peut être découpé en plusieurs tronçons linéaires de pente négative ou positive. Dès lors, on comprend en outre que la puissance fournie ou absorbée par la centrale pour compenser l’écart de fréquence est définie par le produit . En effet, à chaque instant, la valeur N i dépend de l’écart et son produit avec la valeur de la puissance de réserve revient à déterminer à cet instant quelle proportion de la puissance de réserve est à fournir ou à absorber pour compenser l’écart. Dès lors, il s’agit de mettre en place une stratégie de commande de la centrale qui vise à déterminer quelles sont les parts de puissance respectivement de la source 2 et du système de stockage 3. Pour déterminer ces parts, il est tenu compte de la dynamique imposée par le gestionnaire mais également de celle imposée naturellement par la source 2, par exemple pour les centrales combinées gaz citées plus haut dans cette description qui peuvent présenter une inertie compromettant la capacité de la centrale à suivre la dynamique imposée. On considère également que l’état de charge SOC (« state of charge ») du système de stockage d’énergie 3 est mesuré en continu de manière à transmettre cette information au dispositif de commande 1. L’état de charge SOC est caractérisé par une limite minimale SOC min et une limite maximale SOC max prédéterminées. Ces limites définissent des bornes dans lesquelles l’état de charge SOC doit se situer afin de ne pas compromettre dans le temps la capacité de la centrale hybridée à rendre le service. La limite minimale SOC min et la limite maximale SOC max sont des paramètres permettant de maintenir l’état de charge du système de stockage d’énergie 3. Ainsi, selon un mode de réalisation, la limite minimale SOC min vaut 40% de la capacité totale du système de stockage d’énergie 3 et la limite maximale SOC max vaut 60% de cette capacité totale. Selon un autre mode de réalisation, la limite minimale SOC min peut atteindre 20% de la capacité totale et la limite maximale SOC max peut atteindre 80% de la capacité totale. Au cours d’une étape E1, la consigne d’activation de la puissance de réserve d’une source de production électrique de la centrale est déterminée à partir d’une valeur SOC de mesure d’un état de charge du système de stockage de la centrale. Il est également tenu compte dans l’élaboration de cette consigne d’une valeur minimale et d’une valeur maximale pouvant être prises par une valeur instantanée ultérieure N i+1 de commande de la centrale. Ces valeurs minimale et maximale sont déterminées en fonction de la valeur instantanée courante N i de commande de la centrale et d’un seuil prédéterminé de vitesse de variation de cette valeur instantanée courante. Ce seuil est par exemple déterminé à l’avance par la dynamique imposée par le gestionnaire qui va avoir une influence sur la pente du signal de téléréglage. Pour ce faire, la consigne d’activation est comprise entre une première borne C Pr’,min et une deuxième borne C Pr’,max données par les équations suivantes : avec P s,max représentant la puissance maximale disponible au niveau du système de stockage d’énergie 3. Ainsi, pour un état de charge SOC au-dessus de sa limite maximale SOC max , on peut choisir la valeur minimale pour la consigne : Pour un état de charge SOC en-dessous de sa limite minimale SOC min , on peut choisir la valeur maximale pour la consigne : Sinon, lorsque l’état de charge se situe à l’intérieur de cette plage, la consigne est donnée par : Selon un autre mode de réalisation, il est possible de fixer des points intermédiaires entre les deux bornes afin de ralentir la recharge et la décharge des batteries et de réduire l’utilisation du stockage. Bien entendu, les bornes peuvent être adaptées pour différentes contraintes dynamiques de la source de production électrique 2 et du gestionnaire ainsi que pour d’autres réglages ou services. Au cours d’une étape E11, une seconde consigne d’activation de la puissance de réserve de la source est calculée pour la valeur instantanée ultérieure. Dès lors, il est tenu compte dans le calcul des première et deuxième bornes qu’une valeur de pente entre un premier point correspondant à la consigne d’activation C Pr’ calculée pour la valeur instantanée courante et la consigne d’activation calculée pour la valeur instantanée ultérieure est bornée, par exemple par filtrage, afin de respecter le seuil de vitesse de variation de puissance de la source. Au cours d’une étape E2, une valeur instantanée courante N i ’ de la source 2 est déterminée à partir de la consigne et de la puissance de réserve de la centrale, par exemple en divisant la consigne par la puissance de réserve de cette centrale 100. Le signal de réglage de fréquence de la source N’ se distingue alors par son amplitude et sa pente par rapport au signal de réglage de fréquence de la centrale N. Au cours d’une étape E21, la valeur instantanée courante N i ’ de la source 2 est saturée. Ainsi, la valeur instantanée courante de la source est bornée dans un domaine identique à celui de la valeur instantanée de la centrale préalablement défini par le gestionnaire du réseau. Au cours d’une étape E3, une consigne de puissance C P ’ à fournir par la source 2 est déterminée à partir de la puissance hors réserve de la source et de la valeur instantanée courante N i ’ de commande de la source. Cette détermination a lieu par exemple selon l’équation suivante : Au cours d’une étape E4, une consigne de puissance C Ps à fournir par le système de stockage 3 est déterminée à partir d’une mesure de la puissance P’ fournie par la source 2 et de la consigne de puissance C P de la centrale de sorte à compenser un écart entre la puissance fournie par la source et la consigne C P de puissance de la centrale. Par exemple, la consigne de puissance C Ps peut être exprimée par l’équation suivante : Ainsi, la consigne de puissance C Ps est définie comme la différence entre la valeur correspondant à ce que fournit la source de production électrique 2 et la valeur de la puissance P’ que la source 2 a effectivement fournie, mesurée à sa sortie. Au cours d’une étape E5, les puissances fournies par la source et par le système de stockage sont commandées par le dispositif de commande respectivement à partir de la consigne de puissance à fournir par la source et par le système de stockage. On observe que les précédentes équations sont paramétrées pour un exemple de réglage de fréquence mais peuvent s’adapter pour tout autre type de réglage de fréquence ou de centrale hybride, notamment selon les capacités dynamiques de la source et de la puissance disponible par le système de stockage. Ainsi, le procédé présenté permet de respecter deux contraintes tout en respectant les exigences imposées par le gestionnaire à n’importe quel instant, à savoir : - la dynamique de la source de production électrique 2 ; et - le maintien de l’état de charge SOC du système de stockage 3 dans des bornes acceptables. De plus, pour garantir que l’état de charge SOC est compris entre les deux limites, la stratégie de commande mise en œuvre par les étapes du procédé tient compte des cas extrêmes d’évolution du signal de téléréglage. En effet, la demanderesse a identifié ces valeurs comme particulièrement critiques car, pour s’assurer que le système de stockage ne se vide pas au cours du temps, il ne s’agit pas seulement de s’assurer que l’état de charge est maintenu entre ses bornes à chaque instant, il s’agit en outre de prévoir ces cas extrêmes. En l’espèce, une autre stratégie de commande ne tenant pas compte des cas extrêmes est illustrée à titre d’exemple en FIG. 3 par un modèle de simulation causal. Dans la présente description, un modèle causal est une représentation mettant en relation des flux d'entrée et des flux de sortie du modèle par des blocs qui contiennent généralement des opérations mathématiques. Les flux d’entrée sont alors modifiés en des flux intermédiaires par les blocs jusqu’à obtenir les flux de sortie. Ainsi, il est possible de visualiser les flux d’entrée et de sortie mais également chaque flux intermédiaire. Dans cet exemple : - le bloc 10 limite la pente de la dérivée première du signal de réglage de fréquence d’entrée N entre deux bornes valant, dans cet exemple, 0.003 et -0.003 afin d’obtenir en sortie le signal N’, et - en sortie du bloc 8, le flux contient le produit entre P r et N reçus en entrée, et - en sortie du bloc 7, la puissance P s du système de stockage d’énergie 3 contient la différence entre la consigne C P de puissance de la centrale et la puissance fournie par la source P’. Or, la demanderesse a constaté par cette simulation qu’une telle stratégie de commande ne tenant compte que de l’état de charge SOC est insuffisante et amène inévitablement à un épuisement de l’énergie stockée dans le système de stockage 3. Nous allons donc maintenant présenter des exemples obtenus par simulation du procédé décrit plus haut qui permet de surmonter ce problème d’épuisement et, plus généralement, de mettre en évidence les avantages précités. EXEMPLES Soit une centrale électrique hybride 100 d’une puissance de réserve P r valant 110 MW, comprenant une source de production électrique 2 matérialisée par une centrale à cycle combiné gaz de 500 MW dont la dynamique est limitée en augmentation ou en diminution à 20 MW par minute et un système de stockage d’énergie 3 matérialisé par une batterie de 20 MW dont l’état de charge SOC initial est compris par exemple entre 40% et 60% de la capacité totale du système de stockage d’énergie 3. La sollicitation en puissance P’ de la source de production électrique 2 est décrite par l’équation suivante : Supposons que le gestionnaire du réseau souhaite solliciter la puissance de réserve de la centrale hybride P r valant 110 MW pour un réglage secondaire de fréquence en Europe. En d’autres termes, la réserve doit être totalement délivrée en 300 secondes au maximum. Les bornes de puissance cible d’activation de la réserve pour la source de production électrique sont ainsi exprimées de la façon suivante : et La consigne de puissance du système de stockage CP s est exprimée de la façon suivante : Partant du modèle de simulation du dispositif de commande préalable 1 ne permettant pas de maintenir l’état de charge du système de stockage d’énergie 3, illustré en FIG. 3 , un nouveau modèle de simulation causal permettant de résoudre ce problème est illustré en FIG. 4 . Ce modèle de simulation est représentatif de la mise en œuvre des étapes du procédé de commande décrit plus haut sur plusieurs itérations. Dans ce modèle, on trouve : des entrées constantes de la simulation référencées 5, des entrées variables de la simulation référencées 6, des blocs référencés 7 correspondant aux opérations d’addition et de soustraction entre des flux contenant les valeurs déterminées en amont afin d’obtenir en aval les valeurs obtenues par ces blocs, des blocs référencés 8 correspondant aux opérations de multiplication et de division entre des flux contenant les valeurs déterminées en amont afin d’obtenir en aval les valeurs obtenues par ces blocs, des sorties de la simulation référencées 9, et un bloc 11 limiteur de pente s’appliquant sur la valeur de la dérivée première (en d’autres termes, la pente) de la consigne C Pr’ d’activation de la puissance de réserve de la source afin de respecter le seuil de vitesse de variation de puissance de la source. On trouve également des blocs 12 et 13 qui sont des tests sur l’état de charge SOC du système de stockage d’énergie 2. Si l’état de charge SOC est en-dessous de sa limite minimale SOC min , alors le flux en sortie du bloc 12 vaut 1, sinon il vaut 0. Si l’état de charge SOC est au-dessus de sa limite maximale SOC max , alors le flux en sortie du bloc 13 vaut 1, sinon il vaut 0. Enfin, le modèle de simulation présente également un bloc 14 qui est une fonction NON-OU. Lorsque les deux flux prennent la valeur zéro alors on est dans le cas où l’état de charge SOC est compris entre sa limite minimale SOC min et sa limite maximale SOC max . La FIG. 5 illustre l’ensemble des flux actifs du modèle causal dans le cas où l’état de charge SOC est compris entre sa limite minimale SOC min et sa limite maximale SOC max : le flux 15 contient le produit des valeurs instantanées N de commande de la centrale avec la puissance de réserve de la centrale P r après application d’un bloc 7, le flux 16 contient le flux 15 limité en pente par application du bloc 11 et divisé par la puissance de réserve de la centrale P r après application d’un bloc 8, et le flux 17 contient la puissance CP s fournie par le système de stockage après application de blocs 7 et 8 aux entrées variables N, P’, P 0 et à l’entrée constante P r de sorte à obtenir l’équation . La FIG. 6 illustre l’ensemble des flux actifs du modèle causal dans le cas où l’état de charge SOC est au-dessus de sa limite maximale SOC max : le flux 18 contient la première borne par application de blocs 7 et 8 à l’entrée variable N et aux entrées constantes P s,max , P r de sorte à obtenir l’équation , le flux 19 est obtenu d’une façon analogue à celle pour le flux 16, et le flux 20 est obtenu d’une façon analogue à celle pour le flux 17. La FIG. 7 illustre l’ensemble des flux actifs entre la sortie et l’entrée dans le cas où l’état de charge SOC est en-dessous de sa limite minimale SOC min : le flux 21 contient la deuxième borne par application de blocs 7 et 8 à l’entrée variable N et aux entrées constantes P s,max , P r de sorte à obtenir l’équation , le flux 22 est obtenu d’une façon analogue à celle pour les flux 16 et 19, et le flux 23 est obtenu d’une façon analogue à celle pour les flux 17 et 20. Les figures 9 et 10 illustrent des résultats obtenus par la simulation par visualisation des sorties à différents niveaux du modèle causal. On a notamment visualisé sur ces figures la valeur instantanée N de commande de la centrale (courbe 24) et la valeur instantanée N’ de commande de la source (courbe 25), l’état de charge SOC (courbe 26), la puissance P s fournie par le système de stockage (courbe 27), la limite minimale SOC min de l’état de charge SOC du système de stockage 3 (courbe 28), la première borne (courbe 32) et la deuxième borne (courbe 31) après limitation de pente par le bloc 11, ainsi que les parties respectives de la consigne de puissance C P de la centrale (courbe 29) et de la consigne de puissance C P’ de la source (courbe 30) utiles au réglage de fréquence. Sur la FIG. 9 , l’état de charge SOC du système de stockage d’énergie 3 est compris entre sa limite maximale SOC max et sa limite minimale SOC min , et le signal de réglage de fréquence de sortie N’ suit le signal de réglage de fréquence d’entrée N avec un décalage correspondant à la limite en pente permettant de respecter la dynamique de la source de production électrique 2. Sur la FIG. 10 , l’état de charge SOC du système de stockage 3 est sous sa limite inférieure SOC min , ce qui nécessite un apport de puissance de la part de la source de production électrique 2 pour que le système de stockage 3 puisse se recharger suivant donc la borne maximale C Pr’,max de la consigne d’activation de la puissance de réserve de la source 2 . Ainsi, les résultats illustrés aux figures 9 et 10 confirment que le procédé énoncé plus haut permet à l’unité de stockage 3 de ne pas épuiser l’énergie stockée au cours du temps. Une variante du modèle de simulation de la FIG. 4 est illustrée en FIG. 8 . Par rapport au modèle de la FIG. 4 , il comprend en outre un bloc de saturation 24 interposé entre le flux 25 et 26 de façon à avoir les mêmes caractéristiques que le signal de réglage de fréquence N envoyé par le gestionnaire du réseau. Autrement dit, afin que le flux 26 soit compris entre -1 et 1, le flux 25 est saturé entre -1 et 1. On pourra apporter de nombreuses modifications sans sortir du cadre du présent exposé. Procédé de commande d’une centrale électrique hybride (100), le procédé comprenant au moins une fois la mise en œuvre des étapes suivantes : - en considérant une consigne (C P ) de puissance de la centrale et une valeur instantanée courante (N i ) de commande de la centrale, la valeur instantanée courante (N i ) de commande de la centrale imposant une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la centrale, la consigne (C p ) et la valeur instantanée courante (N ,i ) visant à compenser un écart entre une fréquence d’un réseau électrique et une fréquence nominale du réseau, détermination (E1) d’une consigne (C Pr’ ) d’activation d’une puissance de réserve (P r ’) d’une source de production électrique (2) de la centrale (100) à partir d’une valeur (SOC) de mesure d’un état de charge d’un système de stockage d’énergie (3) de la centrale et en tenant compte d’une valeur minimale et d’une valeur maximale pouvant être prises par une valeur instantanée ultérieure (N i+1 ) de commande de la centrale, la puissance de réserve de la source (P r ’) étant une marge de puissance de la source prédéterminée, les valeurs minimale et maximale étant fonction de la valeur instantanée courante (N i ) de commande de la centrale et d’un seuil prédéterminé de vitesse de variation de la valeur instantanée courante (N i ) de commande de la centrale, la consigne d’activation étant comprise entre une première borne (C Pr’,min ) et une deuxième borne (C Pr’,max ), les première et deuxième bornes étant fonction d’une puissance maximale (P s,max ) disponible dans le système de stockage, de la puissance (P r ) de réserve de la centrale, de la puissance (P r ’) de réserve de la source, de la valeur instantanée courante (N i ) de commande de la centrale, des valeurs minimale et maximale et d’un seuil de vitesse de variation de puissance de la source ; - à partir de la consigne d’activation (C Pr’ ) de la puissance de réserve de la source et d’une puissance de réserve de la centrale (P r ), détermination (E2) d’une valeur instantanée courante (N i ’) de commande de la source, la valeur instantanée courante (N i ’) de commande de la source imposant une vitesse de variation d’une valeur de puissance de la source, la puissance de réserve (P r ) étant une marge de puissance de la centrale prédéterminée ; - à partir d’une consigne ( ) de puissance hors réserve de la source et de la valeur instantanée courante (N i ’) de commande de la source, détermination (E3) d’une consigne de puissance (C P ’) à fournir par la source, la puissance hors réserve de la source correspondant à la puissance fournie par la centrale qui ne contribue pas au réglage de fréquence ; - à partir d’une mesure de la puissance fournie par la source et de la consigne de puissance (C P ) de la centrale, détermination (E4) d’une consigne de puissance (CP s ) à fournir par le système de stockage (3) en compensant un écart entre la puissance fournie par la source et la consigne (C P ) de puissance de la centrale ; et - commande (E5) d’une puissance (P’) fournie par la source et d’une puissance (P s ) fournie par le système de stockage respectivement à partir de la consigne de puissance (C P ’) à fournir par la source et la consigne de puissance (CP s ) à fournir par le système de stockage. Procédé selon la revendication 1, mis en œuvre de sorte que les première et deuxième bornes sont déterminées respectivement par les expressions suivantes : ; et , avec la première borne et la deuxième borne, la puissance maximale disponible dans le système de stockage, la puissance de réserve de la centrale, la puissance de réserve de la source, et la valeur instantanée courante. Procédé selon l’une des revendications 1 ou 2, comprenant en outre un (E11) calcul d’une seconde consigne d’activation de la puissance de réserve de la source pour la valeur instantanée ultérieure, le procédé étant mis en œuvre de sorte qu’une valeur de pente entre un premier point correspondant à la consigne d’activation (C Pr’ ) calculée pour la valeur instantanée courante et la consigne d’activation calculée pour la valeur instantanée ultérieure est bornée, par exemple par filtrage, afin de respecter le seuil de vitesse de variation de puissance de la source. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, mis en œuvre de sorte qu’une limite minimale de l’état de charge vaut une fraction, par exemple 40%, d’une capacité totale du système de stockage et qu’une limite maximale de l’état de charge vaut une fraction, par exemple 60%, de la capacité totale du système de stockage, et de sorte que la consigne (C Pr ’) d’activation de la puissance de réserve de la source est égale, si la valeur (SOC) de mesure de l’état de charge est strictement supérieure à la limite maximale, à la première borne (C Pr ’, min ) et, si la valeur (SOC) de mesure de l’état de charge est strictement inférieure à la limite minimale, à la deuxième borne (C Pr ’, max ). Procédé selon l’une des revendications 1 à 4, mis en œuvre de sorte que la valeur instantanée courante (N i ) vise à délivrer la puissance de réserve en moins de 300 secondes, la valeur instantanée courante (N i ) étant comprise entre -1 et 1. Procédé selon l’une des revendications 1 à 4, mis en œuvre de sorte que la valeur instantanée courante (N i ) vise à délivrer la puissance (P r ) de réserve de la centrale en moins de 30 secondes pour compenser l’écart entre une fréquence d’un réseau électrique et une fréquence nominale du réseau, une valeur de la fréquence nominale du réseau étant égale à 50,0 Hz et une valeur du même écart étant égale à -200 millihertz, la valeur instantanée courante (N i ) étant proportionnelle au même écart. Procédé selon l’une des revendications 1 à 6, comprenant en outre une étape de saturation (E21) de la valeur instantanée courante (N i ’) de commande de la source. Dispositif de commande (1) d’une centrale électrique hybride (100), le dispositif étant configuré pour mettre en œuvre un procédé selon l’une des revendications 1 à 7. Produit programme d'ordinateur comprenant des instructions qui, lorsque le programme est exécuté par un ordinateur, conduisent celui-ci à mettre en œuvre un procédé selon l’une des revendications 1 à 7. Moyens de stockage lisibles par un ordinateur, sur lesquels est enregistré un produit programme d’ordinateur selon la revendication 9. Centrale électrique hybride (100) comprenant : - un dispositif de commande (1) de la centrale électrique hybride conforme à la revendication 8 ; - une source de production électrique (2) ; et - un système de stockage d’énergie (3), la source de production et le système de stockage étant configurés pour être commandés par le dispositif de commande.