EP4659322A1 - Boucle de contrôle-commande de statisme pour onduleur interfaçant une source d'énergie intermittente et un réseau électrique alternatif - Google Patents

Boucle de contrôle-commande de statisme pour onduleur interfaçant une source d'énergie intermittente et un réseau électrique alternatif

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Publication number
EP4659322A1
EP4659322A1 EP24703159.4A EP24703159A EP4659322A1 EP 4659322 A1 EP4659322 A1 EP 4659322A1 EP 24703159 A EP24703159 A EP 24703159A EP 4659322 A1 EP4659322 A1 EP 4659322A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
inverter
network
active power
frequency
control
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP24703159.4A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Maria de la Candelaria UTRILLA BUSTAMANTE
Jérôme BUIRE
Vincent Debusschere
Nouredine Hadjsaid
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Institut Polytechnique de Grenoble
Universite Grenoble Alpes
Original Assignee
Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Institut Polytechnique de Grenoble
Universite Grenoble Alpes
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Centre National de la Recherche Scientifique CNRS, Institut Polytechnique de Grenoble, Universite Grenoble Alpes filed Critical Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Publication of EP4659322A1 publication Critical patent/EP4659322A1/fr
Pending legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/48—Controlling the sharing of active power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/40—Hybrid power plants, i.e. a plurality of different generation technologies being operated at one power plant

Definitions

  • the present invention relates to a primary control method of an inverter which interfaces an energy source and an alternative electricity network, the energy source being potentially intermittent. More precisely, the present invention relates to a droop control loop, below “droop control loop", which allows generators connected to an alternating electrical network to contribute to maintaining balance or sharing active powers on the alternating electrical network, in particular by controlling the frequency at an output point of each generator to the balance frequency of the alternating electrical network.
  • the droop control-command looping strategy was created to control synchronous machines which interface non-intermittent energy sources, such as droop sources. fossil energy.
  • the strategy was adapted to be implemented on inverters, as generators, also interfacing non-intermittent energy sources. Nevertheless, this first adaptation is partly dysfunctional, especially if the droop strategy is implemented on inverters which interface, mainly, or even only, intermittent energy sources, such as solar, wind, etc. energy sources.
  • Figure 1 represents an inverter 1 which interfaces a non-intermittent energy source 2 and the control-command diagram 5 corresponding to the conventional droop strategy. This strategy considers, as input, a measurement of the active power ⁇ ( ⁇ ) that inverter 1 supplies to the alternating electricity network and uses it to calculate the setpoint ⁇ ⁇ ( ⁇ ) of frequency.
  • the role of the internal control loops 10 is to ensure that the frequency at the connection point 4 of the inverter 1 to the alternating electrical network 3 follows the setpoint ⁇ ⁇ ( ⁇ ) calculated by the droop control loop 5. It is assumed that network 3 potentially contains loads and other generators that interface non-intermittent energy sources, and that conventional droop strategies are also implemented on these generators.
  • Figure 2 represents, on the same plane ( ⁇ , ⁇ ⁇ ), the profiles corresponding to two inverters connected to the same alternating electricity network and controlled with the conventional droop strategy.
  • Subindexes 1 and 2 identify the droop strategy parameters that are relative to the first inverter and the second inverter, respectively.
  • the available active power ( ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ ) at the output of each inverter coincides with the maximum rated active power ( ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ ), to the inverter, given that the energy source that each inverter interfaces is non-intermittent.
  • the key to the conventional droop strategy is that the frequency ⁇ ( ⁇ ) is, in steady state, a unique quantity in each alternating electrical network 3. Transiently, two points in the same alternating electrical network can have different frequencies, but the electrical laws which govern the behavior of the alternating electrical network 3 push all the points of the network to have the same frequency ⁇ ( ⁇ ) to reach the steady state.
  • the generators of network 3 will converge towards the set frequency ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ if and only if all generators ⁇ ⁇ ⁇ each provide an active power greater than or equal to their available active power ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ . Consequently, crossing the minimum frequency threshold ⁇ ⁇ can be used as a signal to activate protection measures, for example implemented using frequency-metric relays which make it possible to disconnect loads from the alternating electrical network 3.
  • the generators of the network 3 will converge towards the frequency of instruction ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ if and only if all generators ⁇ each provide a active power less than or equal to their minimum rated active power Consequently, crossing the maximum frequency threshold ⁇ ⁇ can be used as a signal to activate protection measures, for example implemented by frequency-metric relays which allow generators to be disconnected from the alternating electricity network 3.
  • protection measures for example implemented by frequency-metric relays which allow generators to be disconnected from the alternating electricity network 3.
  • the conventional droop strategy has a second attribute: it signals, for example via the value of the set frequency ⁇ ⁇ ( ⁇ ), if the generators reach their active power limits. And this signal can be used to activate AC power grid protection measures, to ensure that all generators return to their active power ranges.
  • this conventional droop strategy is however not portable to the control of inverters 1 associated with intermittent energy sources, or at the very least does not allow the control of such inverters with the same attributes than those acquired for an inverter 1 associated with a non-intermittent energy source 2, and therefore does not allow you to benefit from them.
  • the traditional way of controlling inverters 1 which interface intermittent energy sources 2, such as photovoltaic panel inverters, is to control them so that the active power ⁇ ( ⁇ ) that they supply to the network 3 is always equal to the active power available ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • droop control loops were not implemented for this type of inverter.
  • 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 ; vs. Wei Du, Qirong Jiang, Micah J. Erickson and Robert H. Lasseter, “Voltage-Source Control of PV Inverter in a CERTS Microgrid”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol.29, no.4, pp 1726-1734, August 2014; d. Zhe Chen; Robert H. Lasseter and Thomas M.
  • Jahns “Power Reserve for Grid-Forming PV Sources with Stability Enhancement in Mixed-Source Microgrids,” IEEE Power & Energy Society General Meeting (PESGM), pp 1-5, August 2019; e. 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; f. Z. Li, K. W. Chan, J. Hu, and J. M.
  • Oudalov, ‘Balancing act’, ABB, 2015” also relate to such systems not based on droop strategies.
  • these systems require communication links between the different generators and/or with a network server.
  • the biggest disadvantages of this requirement are the cost associated with building these links and the potential reduction in system reliability in the event of a communications failure.
  • droop control loops have the major advantage of not requiring, by nature, communication links, particularly between the different generators, because they are implemented independently on each generator. It thus follows from the above that there is a need for the control of inverters which interface intermittent energy sources with an alternating electrical network.
  • Alternatives to existing systems whether or not based on droop strategies would be appreciated, in particular: a.
  • a droop control-command method for an inverter intended to interface an energy source.
  • intermittent and an alternating electrical network by regulating the frequency ⁇ ( ⁇ ) at a point of connection of the inverter to the network, the method comprising, depending on: i. a constant ⁇ ⁇ defining the maximum frequency limit of the network, ii. a constant ⁇ ⁇ defining the minimum network frequency limit, iii. a constant ⁇ ⁇ ⁇ defining the maximum active power assigned to the inverter, iv.
  • ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ defining the minimum active power assigned to the inverter
  • ⁇ an active power measurement ⁇ ( ⁇ ) that the inverter supplies to the network at the moment ⁇
  • vi. a measurement or estimate of the available active power ⁇ ⁇ ( ⁇ ) in the inverter at the moment ⁇
  • a step consisting of implementing: i.
  • a second control-command branch comprising the implementation of a first proportional-integral regulator, referenced PI ⁇ 1, and a first saturation function and being configured to calculate a second frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) verifying, or being a solution of, a second control-command function defined in the plane by the following equation: max( ⁇ 1( ⁇ ), 0), with ⁇ ⁇ ⁇ , the proportional gain of the first proportional-integral regulator and ⁇ ⁇ , the integral gain of the first proportional-integral regulator, are parameters greater than zero and predetermined depending on the inverter concerned, and b.
  • a second aspect of the invention relates to a computer program product comprising instructions, which, when carried out by at least one processor, execute the steps of the droop control-command method according to the first aspect of the invention .
  • a third aspect of the invention relates to a control unit or calculator for an inverter intended to interface an intermittent energy source and an alternating electrical network by regulating the frequency ⁇ ( ⁇ ) at the point of connection of the inverter to the network, the control unit comprising electronic and/or microelectronic components configured to implement the droop control method according to the first aspect of the invention.
  • a fourth aspect of the invention relates to an inverter intended to interface an intermittent energy source and an alternating electrical network by regulating the frequency ⁇ ( ⁇ ) at the point of connection of the generator to the network and comprising at least one of: a .
  • a readable non-transient media comprising instructions, which when carried out by at least one processor, execute the steps of the droop control-command method according to the first aspect of the invention, and b. a control unit according to the third aspect of the invention.
  • the inverter according to the fourth aspect of the invention can advantageously be free of communication link with another generator or a server connected to the alternating electrical network, to ensure at least one, preferably each, of a correct allocation of power active between the generators and correct signaling of activation of protective measures when the generators reach, or even exceed, their active power limits.
  • the voltage at the connection point of the generator to the network can be single-phase or polyphase.
  • a new droop control loop which adapts to variations in available active power of the inverter. Consequently, it can be implemented for an inverter interfacing an intermittent energy source, and advantageously on each inverter which, among a plurality of generators, interfaces an intermittent energy source, while guaranteeing: a. a correct allocation of active powers among the generators, and b. correct signaling, through the frequency at the point of connection of each generator to the network, of the achievement by each generator of its active power limits, which allows the activation, possibly in a known manner, of measurements of protection, possibly known, so that each generator of the plurality returns to its active power range.
  • Figure 1 represents a functional diagram of a control-command system of an inverter interfacing a non-intermittent energy source with an alternating electrical network and illustrates the control-command type diagram of a control loop corresponding to a strategy of conventional droop.
  • Figure 2 graphically represents, in the plane ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ , operating profiles of two inverters each interfacing a non-intermittent energy source with the same alternating electrical network, the inverters being controlled according to a conventional droop strategy.
  • Figure 3 graphically represents, in the plane ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ , operating profiles of two inverters interfacing for one, an intermittent energy source, and for the other, a non-intermittent energy source, with the same alternating electrical network, the inverters being controlled according to a conventional droop strategy.
  • Figure 4 represents a functional diagram of a control-command system of an inverter interfacing an intermittent energy source with an alternating electrical network and illustrates a control-command type diagram of a control loop according to a first mode of carrying out the present invention.
  • Figure 5 graphically represents, in the plane ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ , operating profiles of two inverters interfacing, for one, an intermittent energy source, and, for the other, a non-intermittent energy source, with the same alternating electrical network, the inverter interfacing the non-intermittent energy source being controlled according to a conventional droop strategy and the inverter interfacing the intermittent energy source being controlled by a control loop as illustrated in Figure 4.
  • Figure 6 represents a functional diagram of 'a control system for an inverter interfacing an intermittent energy source with an alternating electrical network and illustrates a control-command type diagram of a control loop according to a second embodiment of the present invention.
  • Figure 7 represents a functional diagram of a control-command system of an inverter interfacing an intermittent energy source with an alternating electrical network and illustrates a control-command type diagram of a control loop according to a third mode of carrying out the present invention. It should be noted that the branch 12 shown is that corresponding to the first embodiment, but it could also be that corresponding to the third embodiment.
  • Figure 8 graphically represents, in the plane ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ , operating profiles of two inverters interfacing, for one, an intermittent energy source, and, for the other, a non-intermittent energy source, with the same alternating electrical network, the inverter interfacing the non-intermittent energy source being controlled according to a conventional droop strategy and the inverter interfacing the intermittent energy source being controlled by a control loop as illustrated in Figure 7.
  • Figure 9 graphically represents, in the plane ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ , operating profiles of two inverters interfacing, for one, an intermittent energy source, and, for the other, a non-intermittent energy source, with the same alternating electrical network, the inverter interfacing the non-intermittent energy source being controlled according to a conventional droop strategy and the inverter interfacing the intermittent energy source being controlled by a droop strategy adapted, according to a known prior art, to an intermittent energy source.
  • Figure 10 graphically represents, in the plane , operating profiles of two inverters interfacing, for one, an intermittent energy source, and, for the other, a non-intermittent energy source, with the same alternating electrical network, the inverter interfacing the non-intermittent energy source being controlled according to a conventional droop strategy and the inverter interfacing the intermittent energy source being controlled by an adapted droop strategy, according to another known prior art relative to that considered in Figure 9, to an intermittent energy source.
  • Figure 11 represents an electrical and control diagram of an embodiment of each of two droop control loops, one relating to the active power, denoted ⁇ , and illustrating a droop control loop according to a mode of carrying out the invention, and that relating to reactive power, denoted ⁇ , which is not directly concerned by the present invention.
  • the drawings are given as examples and are not limiting to the invention. Some constitute schematic representations of principle intended to facilitate the understanding of the invention. DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION Before beginning a detailed review of embodiments of the invention, optional characteristics are set out below which may possibly be used in combination or alternatively: According to an example of the first aspect of the invention , the implementation of the second control-command branch is also a function of: a.
  • a measurement of direct voltage at the inverter input and b. a set value of the direct voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) at the input of the inverter, and further comprises the implementation of a first proportional regulator, referenced ⁇ ⁇ 1, the first proportional-integral regulator, the first saturation function and the first proportional regulator being configured to impose , at the second frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , a value defined by a variant of the second control-command function, said variant taking the form of the following equation: max ( ⁇ 1 ( ⁇ ) ′, 0 ) , with ⁇ ⁇ ⁇ , the proportional gain of the first proportional regulator, is a parameter strictly greater than zero and predetermined depending on the inverter concerned.
  • the step consisting of implementing the first and second branches further comprises, depending on: a. a measurement of direct voltage at the inverter input, and b.
  • ⁇ a set value of the direct voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) at the inverter input
  • the implementation of a third control-command branch, denoted ⁇ comprising the implementation of a second proportional-integral regulator, referenced ⁇ ⁇ 2, of a second saturation function and a second proportional regulator, referenced ⁇ ⁇ 2, and being configured to calculate a third frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) verifying, or being a solution to, a third control-command function defined in the plan by the following equation: ⁇ ⁇ ⁇ , the proportional gain of the second proportional-integral regulator, ⁇ ⁇ , the integral gain of the second proportional-integral regulator are parameters greater than zero and predetermined according to the inverter concerned, the proportional gain of the second proportional regulator is a parameter strictly greater than zero and predetermined according to the inverter concerned, and: the setpoint ⁇ ⁇ ( ⁇ ) frequency at the point of connection of the inverter to the network is determined as the sum of the first, second and third frequency setpoint
  • the method according to this example of the first aspect of the invention makes it possible to manage the possible eventuality according to which the measurement or estimation of the available active power ⁇ ⁇ ( ⁇ ) of an inverter 1 interfacing an intermittent energy source 2 could be erroneous and differ from the actual available active power, which we note ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ).
  • at least one, preferably each, of said parameters can be predetermined by an analysis of the temporal response of the inverter and/or by an analysis of the frequency response of the inverter and /or by implementing a pole placement method.
  • each of the aforementioned parameters is substantially constant over time.
  • At least one of the second and third control-command branches further comprises the implementation of at least one subtractor and at least one adder.
  • the implementation of the first control-command branch may include the implementation of: a. two multipliers by a constant, this constant being defined by ⁇ ⁇ for one and by ⁇ ⁇ for the other, b. two subtractors, one to calculate ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ and the other to calculate vs. two adders, one to calculate ⁇ ⁇ ( ⁇ ) and the other to calculate ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • the generator can be associated with, or include, one or more so-called internal control loops (as opposed in particular to the droop control loop proposed here, which is an external control loop).
  • the internal control loops of each generator are configured to control the frequency of the generator's connection point to the alternating electricity network; such internal control loops can be said to be configured in ‘voltage source’ (or “grid-forming”) mode.
  • the step consisting of imposing the set value ⁇ ⁇ ( ⁇ ) of frequency at the point of connection of the inverter to the network comprises the supply of said value to at least one internal control loop of the inverter. It is specified that, in the context of the present invention, the following notations are adopted: a.
  • ⁇ ( ⁇ ) is the frequency at a point of an alternating electrical network, and more precisely the frequency of the sinusoidal voltage at a point of connection of an inverter to an alternating electrical network;
  • b. ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is a frequency reference for an inverter, calculated by its droop control loop and varies over time;
  • vs. ⁇ ⁇ is a constant defining the maximum frequency limit used to define the droop strategy;
  • d. ⁇ ⁇ is a constant defining the minimum frequency limit used to define the droop strategy;
  • ⁇ ( ⁇ ) is a measure of active power that an inverter provides to the AC power grid to which it is connected, and varies over time; f.
  • ⁇ ⁇ ⁇ is a constant defining the maximum active power assigned (or “nominal”) of an inverter; g. ⁇ ⁇ ⁇ is a constant defining the minimum rated (or “nominal”) active power of an inverter; h. ⁇ ⁇ is a measurement or estimate of active power available in an inverter, and depends on the energy source interfaced by the inverter. More specifically, ⁇ ⁇ can be a constant if the inverter interfaces a non-intermittent energy source, or can be variable over time, ⁇ ⁇ ( ⁇ ), if the inverter interfaces an intermittent energy source with the alternating electricity network; i. is a measurement of the direct voltage at the input of an inverter and varies over time; and j.
  • ⁇ ⁇ ⁇ is a set value of the DC voltage at the input of an inverter, and can be constant or variable over time, ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ), depending on the constitution of the direct current circuit located upstream of the inverter and the way in which this circuit is controlled; it is preferable, if not necessary, that ⁇ ⁇ ( ⁇ ) does not deviate excessively from its setpoint to ensure the proper operation of the inverter and the energy source.
  • the following terms are understood to mean: a. “generator”: any element capable of supplying to a grid the power produced by an energy source by interfacing the energy source and the grid.
  • a generator may be a synchronous machine that interfaces a gas (or hydraulic) turbine or an inverter that interfaces a photovoltaic panel or a wind turbine.
  • the generators primarily discussed here not only interface the grid and an intermittent energy source, but also actively control the amplitude and frequency of the sinusoidal voltage at the point of connection between the generator and the grid.
  • Such generators operate in a ‘voltage source’ (or ‘grid-forming’) mode, as opposed to a ‘current source’ (or ‘grid-feeding’ or ‘grid-following’) mode.
  • each generator implemented within the framework of the present invention is a generator in ‘voltage source’ mode or equivalently a ‘grid-forming’ type generator; b. “load”, any electrical element connected to the AC electrical network to subtract active power from it, and more particularly that necessary for its operation; c. “balance of active power(s)”, the state of the network in which the sum of the active powers supplied to the network (by generators, for example) is equal to the sum of the active powers withdrawn from the network (by loads, for example), excluding losses; and d.
  • “droop control loop” or equivalently “droop control loop”, a set of functions, typically digital and then implemented by a (micro)processor, but potentially analog and then implemented by electronic components, which make it possible to implement a droop strategy (or equivalently “droop control-command looping strategy”) aimed at allowing a generator to participate in maintaining the active power balance of the alternating electrical network to which it is connected.
  • a droop strategy or equivalently “droop control-command looping strategy”
  • two droop control loops are implemented on each generator: one which allows it to contribute to the active power balance and another to the reactive power balance.
  • active power and reactive power only applies to the case of an alternating electrical network, as opposed to a continuous electrical network.
  • Active power is “useful” power (typically, the power produced by an energy source is transformed into active power once it passes into the alternating electrical network). Reactive power is necessary for the operation of the alternating electricity network, but it is not useful, it only goes “back and forth” in the network.
  • the appended figures representing functional diagrams, that is to say Figures 1, 4, 6 and 7, represent only one of the two droop control loops, namely the control loop contributing to the balance of active powers which is the one concerned by the droop strategy proposed here. However, the droop control loop contributing to the balance of reactive powers is also present, although not shown in the aforementioned figures.
  • Figure 11 illustrates an electrical and control diagram in which, for the example, an embodiment of each of the two droop control loops, namely that relating to the active power, denoted ⁇ , and that relating to reactive power, denoted ⁇ , is represented; each of the two loops is recognizable in Figure 11 in that it involves one or the other of the active power ⁇ and that relating to the reactive power ⁇ ; e. “droop profile”, a profile defined in the plane ( ⁇ , ⁇ ⁇ ) as a set of steady-state operating points on which a given generator can stabilize, this set of operating points being defined by the implemented droop strategy.
  • transients i.e.
  • the operating point of each generator can be outside this profile; f. “frequency at a point on a network” means the frequency of the sinusoidal voltage at this point of the network.
  • malfunctions of the conventional droop strategy appear if it is implemented on a generator that interfaces an intermittent energy source with the AC electrical network. These malfunctions are notably due to the fact that the available active power ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , then variable over time ⁇ , may be less than the maximum rated active power ⁇ ⁇ ⁇ to the generator.
  • FIG. 3 represents, as in Figure 2, the profiles ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ of two inverters controlled with the conventional droop strategy, but this time, unlike the case discussed in the introduction, a first inverter which interfaces an intermittent energy source, the second inverter being associated with a source of non-intermittent energy.
  • the alternating electricity network can stabilize, i.e. reach a steady state, at the point d 'operation A' of the first inverter and at the operating point A' of the second inverter.
  • the first inverter then provides an active power very close to its available active power ⁇ ⁇ ⁇ , while the active power of the second inverter is well below its available active power ⁇ ⁇ ⁇ .
  • the second inverter will have a better dynamic response to disturbances in the alternating electricity network, such as for example in the event of increase(s) in demand.
  • the first inverter would then have to provide active power greater than its available active power ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ , which should cause it to disconnect from the network.
  • the conventional droop strategy does not guarantee a correct allocation of active power between generators connected to the network whatever the steady state to be achieved, when at least one of the generators interfaces an energy source intermittent with the alternating electricity network.
  • the frequency at operating point B would be higher than ⁇ ⁇ and, consequently, no protection measure can be activated on the sole basis of the value of the frequency ⁇ ( ⁇ ).
  • the value of the frequency ⁇ ( ⁇ ) does not correctly signal whether the generators reach their active power limits.
  • the invention described below proposes a control-command strategy which allows an inverter to contribute to maintaining the active power balance of the alternating electrical network to which it is connected, by controlling the frequency at a point output of the inverter.
  • This strategy can therefore be called a droop strategy.
  • the strategy currently proposed has the major advantage of not requiring, in order to contribute to maintaining the active power balance of the alternative electrical network, any communication link, in particular between the different generators and/or loads connected to the alternating electricity network and/or with a server connected to the network.
  • the droop strategy proposed here makes it possible to guarantee a correct allocation of active powers among the different generators connected to the alternating electrical network and guarantees correct signaling, through frequency measurement ⁇ ( ⁇ ), of the reaching of their active power limits by each generator, which allows activation protection measures in particular configured so that, if a generator leaves its active power range, located by definition between its minimum rated power ⁇ ⁇ ⁇ and its available power ⁇ ⁇ ( ⁇ ), it returns to its active power range.
  • the droop strategy proposed here is, like the droop strategies known from the prior art, “decentralized”, that is to say it can be implemented independently on each connected generator. to the alternative electricity network. Not only does its implementation therefore not require communication links, as already indicated above, but also the possible activation of protection measures by implementing the droop strategy proposed here does not require links either communication in particular between the different generators and loads connected to the alternating electrical network or with a network server. Note also that the droop strategy proposed here, whatever its embodiments which are described below, is adapted to any alternative electrical network, regardless of its number of phases (these networks are most often single-phase or three-phase, but can, alternatively, include two phases or more than three phases).
  • Figure 4 shows an inverter 1 which, as a generator, interfaces an intermittent energy source 2, and the control diagram which corresponds to the first aforementioned embodiment of the droop loop 5 proposed here.
  • This diagram is composed of the first and second “branches”, referenced 11 and 12 and denoted ⁇ and ⁇ , which are described below.
  • the droop control loop 5 illustrated in Figure 4 makes it possible to implement, like the other embodiments described below, a droop control-command method or “droop” method for an inverter 1 intended to interface a intermittent energy source 2 and an alternative electrical network 3 by regulating the frequency ⁇ ( ⁇ ) of the connection point 4 of the inverter 1 to the network 3.
  • the network 3 potentially contains, and in a non-imitative manner, loads and/or or other generators that interface with intermittent energy sources and/or generators that interface with non-intermittent energy sources. It is assumed that all the generators operate in ‘voltage source’ (or “grid-forming” in English) mode, and that functional droop control loops are implemented on each of these generators.
  • the conventional droop control loop can be implemented on inverters that interface non-intermittent power sources and the proposed droop 5 control loop can be implemented on inverters that interface intermittent power sources. If there are generators which operate in 'current source' mode (or “grid-feeding”, or even “grid-following”, in English), their operation can be assimilated to that of loads drawing negative active power of the network.
  • Figure 5 represents the profiles ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ of a first inverter and a second inverter connected to the same alternating electrical network: the first inverter interfaces an intermittent energy source and is controlled with the droop 5 control loop illustrated in Figure 4; The second inverter interfaces a non-intermittent power source and is controlled with a conventional Droop control loop.
  • the droop control loop 5 illustrated in Figure 4, as well as those illustrated in Figures 6 and 7, are preferably each implemented in the form of a computer program product comprising instructions, which, when carried out by at least one processor, execute the steps of the corresponding droop control-command method.
  • the hardware support on which each of the computer program products can be executed comprises more particularly a microprocessor and/or an analog card and/or a computer.
  • the three blocks illustrated at the top of each of Figures 4, 6 and 7, entitled respectively "electrical conditioning circuit and intermittent energy source”, “inverter” and “electrical filters” are preferably hardware components or comprise such components, and for example switches, capacitors, resistors etc.
  • the conditioning circuit of the intermittent energy source 2 transmits, to the inverter 1, a direct current, and the inverter 1 transforms this direct current into an alternating current, to transmit the latter to electrical filters 100, configured to filter the alternating current produced by the inverter 1 before transmitting it to the alternating electrical network 3, so that the alternating current produces by the inverter 1 can be distributed to the different loads connected to the network 3.
  • the method is implemented according to a plurality of input parameters including: a. a constant ⁇ ⁇ defining the maximum frequency limit of network 3, b. a constant ⁇ ⁇ defining the minimum frequency limit of network 3, c.
  • ⁇ ⁇ ⁇ defining the maximum active power assigned to inverter 1
  • d. a constant ⁇ ⁇ ⁇ defining the minimum active power assigned to inverter 1
  • e. a measurement of active power ⁇ ( ⁇ ) that inverter 1 supplies to network 3 at time ⁇
  • f. a measurement or estimate of the available active power ⁇ ⁇ ( ⁇ ) in inverter 1 at the moment ⁇ .
  • the various aforementioned measurements are preferably all carried out locally, that is to say at or around the inverter 1, in particular to justify the “decentralized” aspect of the process according to the first aspect of the invention. These measurements may involve one or more measurement processing units.
  • These units can themselves implement, or even include, measuring devices, and in particular for measuring alternating or direct current and/or alternating or direct voltage, as shown in Figures 4, 6 and 7 by the “measurement processing” blocks and the long dashed lines which connect said blocks to the locations of system 0 where measurements can be carried out, typically on either side of the inverter 1 and at the output of the electrical filters 100.
  • the different means of carrying out the measurements necessary for implementing the method according to the first aspect of the invention are not further described here, because they are deemed to be known to those skilled in the art.
  • the latter firstly comprises a step consisting of implementing: a.
  • a second step of the method consists of adding the first and second frequency setpoints to obtain the final frequency setpoint, ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , which is sent to the internal control loops 10 illustrated in Figure 4.
  • the mathematical expression corresponding to this step is:
  • the first control-command branch 11 can be implemented through several control-command functions, and it can include: a.
  • the second control-command branch 12 can be implemented through several control-command functions, and it can include: a. a subtractor to calculate ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) b. a proportional-integral regulator 121, denoted PI-1 in Figure 4, and c. a saturation function 122.
  • ⁇ ⁇ ⁇ the proportional gain of the first proportional-integral regulator 121 and ⁇ ⁇ , the integral gain of the first proportional-integral regulator 121, are parameters greater than zero and predetermined according to the inverter 1 concerned.
  • the first term of the function ⁇ 1 ( t ) (i.e., ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ) is called “term proportional of the regulator 121”
  • the second term of the function ⁇ 1 ( t ) i.e., ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇
  • integrated term of regulator 121 is called “integral term of regulator 121”.
  • the function ⁇ 1(t) is a proportional-integral regulator equation with a so-called “parallel” architecture.
  • Other architectures of the PI 121 regulator for example a “serial” architecture, would also be valid.
  • the two gains and ⁇ ⁇ ⁇ are predetermined parameters before implementation of the control-command method according to the first aspect of the invention. They are preferably predetermined individually for each inverter 1 on which the control-command method is to be implemented, because the dynamic response of the inverter 1 depends on its characteristics and the alternating electrical network 3 to which it is connected. Different tuning processes may be used, and for example, time response analysis of system 0, frequency response analysis of system 0, pole placement method, or other processes deemed known to the art. person in the profession, and which are therefore not detailed here.
  • the second frequency instruction ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to ⁇ 1 ( ⁇ ) as long as the latter is greater than or equal to 0, but the second frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) remains equal to 0 when ⁇ 1( ⁇ ) becomes strictly negative, through the saturation function 122 illustrated in Figure 4. Consequently, if ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ 0, the second frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) will converge to a zero value and the value of ⁇ ⁇ ( ⁇ ) will depend only on the first branch We can explain the operation of the first branch 11, in the manner proposed below, by describing two operating scenarios, it being understood that these two scenarios are given for illustrative purposes and not for limitation, other scenarios being of course potentially observable.
  • network 3 in Figure 4 is initially in a steady state such that inverter 1 injects active power ⁇ ( ⁇ ) with ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ 0 and ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) > 0 and its set frequency is higher than the minimum network frequency ( ⁇ ⁇ ( ⁇ ) > ⁇ ⁇ ).
  • the generators connected to the network 3 then increase their active powers immediately, in accordance with their 'source' type operating mode. Of voltage'. On each generator, the increase in active power therefore causes a reduction in the setpoint frequency defined by its droop control loop.
  • the frequency decreases following a linear function of slope ⁇ ⁇ .
  • the electrical laws of the network force the set frequencies of all the generators connected to network 3 to converge towards the same value.
  • each generator stabilizes at a point of operation where: a. its set frequency has a value strictly greater than ⁇ ⁇ , and B. its active power has a value less than or equal to its available active power.
  • the inverter 1 of Figure 4 converges at an operating point where ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ), which, according to the first branch 11 defined previously, translates as follows:
  • the droop control loops force the generators to converge towards steady-state operating points which belong to specific profiles in the plane ( ⁇ , ⁇ ⁇ ). These profiles are constructed so that each generator increases its active power according to its margin of maneuver, ensuring that no generator converges towards an operating point located above its available active power, if there is other generators in the network whose active powers are less than or equal to their available active powers.
  • the slope segment ⁇ ⁇ is represented by the element referenced 1001 associated with the first inverter.
  • a possible steady state state for this network corresponds to operating point A for the first inverter and operating point A’ for the second inverter.
  • the droop control loops of the first and second inverters force them to converge towards operating points on the drawn profiles, such as the operating point B for the first inverter and the operating point B' for the second inverter. It can be seen that, between the steady state state corresponding to the operating points A and A' and the steady state state corresponding to the operating points B and B', the first and second inverters have increased their active powers, but none exceeded their available active power.
  • the network 3 of Figure 4 is initially in a steady state such that the inverter 1 injects active power ⁇ ( ⁇ ) with ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ 0 and ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) > 0 and its set frequency is strictly greater than the minimum network frequency ( ⁇ ⁇ ( ⁇ ) > ⁇ ⁇ ).
  • the generators connected to network 3 then increase their active powers immediately, in accordance with their 'voltage source' type operating mode.
  • the increase in active power therefore causes a reduction in the setpoint frequency defined by its droop control loop.
  • the frequency decreases following a linear function of slope ⁇ ⁇ .
  • the electrical laws of the network force the set frequencies of all the generators connected to network 3 to converge towards the same value.
  • each generator By means of the droop loops implemented on each generator, if the total active power withdrawn from the network is, except for losses, strictly greater than the sum of the active powers available from all the generators, then in each generator: a. the set frequency evolves towards values strictly lower than ⁇ ⁇ , and B. the active power evolves towards values strictly greater than the available active power.
  • the active power of inverter 1 illustrated in Figure 4 evolves towards operating points such as ⁇ ( ⁇ ) > ⁇ ⁇ ( ⁇ ), which, according to the first branch 11 defined previously, translates as follows: A crossing of the minimum frequency threshold ⁇ ⁇ is then observed which can be used as a signal to activate protection measures, for example implemented using frequency-metric relays which make it possible to disconnect loads connected to the electrical network and return the network to a functional state where all generators inject active powers into the network that are less than or equal to their available active powers.
  • the variable ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is zero, or converges to a zero value, if ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ 0.
  • the second branch 12 has no influence on the set frequency ⁇ ⁇ ( ⁇ ) that if ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ 0.
  • the generators connected to the network 3 reduce their active powers immediately, in accordance with their voltage source type operating mode. '.
  • the reduction in active power therefore causes an increase in the setpoint frequency defined by its droop control loop.
  • the aforementioned reduction in active power implies that ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) > 0. Consequently, and according to the second branch 12 defined previously: a. the proportional term of regulator 121 becomes strictly greater than zero, and b. the integral term of regulator 121 gradually increases. As a result, the variables ⁇ 1 ( ⁇ ) become strictly greater than zero and gradually increase.
  • the variables ⁇ 1 ( ⁇ ) , and the frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) are also stabilizing.
  • the electrical laws of the network force the set frequencies of all the generators connected to network 3 to converge towards the same value.
  • each generator stabilizes at an operating point where: a. its set frequency has a value strictly lower than ⁇ ⁇ , and B. its active power has a value greater than or equal to its minimum rated active power.
  • ⁇ ( ⁇ ) becomes exactly equal to ⁇ ⁇ ⁇ due to the influence of the integral term of the regulator 121.
  • the first branch 11 of the inverter 1 is active and increases or decreases the first frequency instruction ⁇ ⁇ ( ⁇ ), when the active power ⁇ ( ⁇ ) decreases or increases, respectively, but the effect of the integral term of the regulator 121 is dominant, making the active power ⁇ converge ( ⁇ ) towards ⁇ ⁇ ⁇ in steady state, and, according to the definition of the first branch 11 given previously, making the first frequency setpoint converge ⁇ ⁇ ( ⁇ ) to ⁇ ⁇ ( ⁇ ).
  • the droop control loops force the generators to converge to steady-state operating points that belong to specific profiles in the plane ( ⁇ , ⁇ ⁇ ). These profiles are constructed so that each generator reduces its active power according to its margin of maneuver, ensuring that no generator converges towards an operating point below its minimum rated active power, if there is other generators in the network whose active powers are greater than or equal to their minimum rated active powers.
  • the droop profile ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ is defined by the action of the second branch 12, and consists of a vertical segment which begins at the point ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ and ends at the point ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ .
  • This profile ensures that the active power ⁇ ( ⁇ ) does not remain less than ⁇ ⁇ ⁇ if there are other generators whose active power is greater than their assigned minimum active power.
  • the variable ⁇ ⁇ ( ⁇ ) increases or decreases, if the available active power ⁇ ⁇ ( ⁇ ) increases or decreases, respectively.
  • the aforementioned vertical segment corresponding to the second branch 12 a. lengthens when the variable ⁇ ⁇ ( ⁇ ) decreases and b.
  • the droop control loops of the first and second inverters force them to converge towards operating points on the drawn profiles, such as at operating point D for the first inverter and at the operating point D' for the second inverter. It can be seen that, between the steady state state corresponding to the operating points C and C' and the steady state state corresponding to the operating points D and D', the first inverter keeps the same active power, equal to its minimum rated active power, while the second inverter reduces its active power, without however becoming lower than its minimum rated active power.
  • the generators connected to the network 3 reduce their active powers immediately, in accordance with their 'voltage source' type operating mode.
  • the first branch 11 of the inverter 1 is active and increases or decreases the first frequency setpoint ⁇ ⁇ ( ⁇ ), when the active power ⁇ ( ⁇ ) decreases or increases, respectively, but the effect of the integral term of the regulator 121 is dominant, and the frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) gradually increases.
  • Crossing the maximum frequency threshold ⁇ ⁇ can be used as a signal to activate protection measures, for example implemented using frequency-metric relays which make it possible to disconnect generators connected to the electrical network and return the network to a state where all generators inject into the network active powers greater than or equal to their minimum rated active powers.
  • the combination of the first and second branches 11 and 12 gives rise to a droop control loop 5 which retains the attributes which are those of the control loop.
  • conventional droop 5 control when applied to a non-intermittent 2 energy source.
  • the combination of the first and second branches 11 and 12 ensures a correct allocation of active power between the generators, because, through the first branch 11, no generator converges towards an operating point located above its available active power if there are other generators in the network whose active powers are less than or equal to their available active powers.
  • the first branch 11 if a generator converges towards an operating point where it provides active power equal to its available power or less than its available active power, but close to this limit, this necessarily implies that each of the other generators on the network also provide active power equal to its available active power or less than its available active power, but close to this limit.
  • the second branch 12 no generator converges towards an operating point located below its assigned minimum active power if there are other generators in the network whose active powers are greater than or equal to their minimum rated active powers.
  • a second embodiment of the control-command method according to the first aspect of the invention is described below with reference to Figures 5 and 6.
  • This second embodiment can be considered as a variant of the first embodiment described above.
  • the second embodiment is consistent with the first, with the difference that the implementation of the second control-command branch 12: a. is further a function of: i. a measurement of direct voltage at the input of inverter 1, and ii. a set value of the direct voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) at the input of inverter 1, and b. further comprises the implementation of a first proportional regulator 123, referenced ⁇ ⁇ 1 in Figure 6.
  • the set value of the direct voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is the setpoint value of the input voltage of the inverter 1.
  • the mathematical expression which defines the second branch 12 according to the second embodiment is: the proportional gain of the first proportional regulator 123 is a parameter strictly greater than zero and predetermined according to the inverter 1 concerned.
  • the first term of the function ⁇ 1 ( t ) ′ (i.e., ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) + ⁇ 2( ⁇ ) ⁇ ) is called “proportional term of regulator 121”
  • the second term of the function ⁇ 1 ( t ) ′ (i.e., ⁇ ⁇ ⁇ ) is called “integral term of regulator 121”.
  • the ⁇ 1( ⁇ ) function ⁇ is a Proportional-Integral regulator equation with a so-called “parallel” architecture.
  • other architectures of the PI regulator for example a “serial” architecture, would also be valid.
  • the proportional gain ⁇ ⁇ ⁇ of the first proportional regulator 123 is a predetermined parameter before implementation of the control-command method according to the present variant of the first aspect of the invention. It is preferably predetermined for each inverter 1 on which the control-command method is to be implemented, because the dynamic response of the inverter 1 depends on its characteristics and on the AC electrical network 3 to which it is connected.
  • the entry of this integral term is ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ that this input is equal to zero, the active power ⁇ ( ⁇ ) must be equal to the minimum rated power ⁇ ⁇ ⁇ and the measurement of direct voltage ⁇ ⁇ ( ⁇ ) must be equal to the DC voltage setpoint ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • the integral term of regulator 121 then ensures that, in steady state, ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) if ⁇ ( ⁇ ) is equal to ⁇ ⁇ ⁇ .
  • a control loop (apart from the droop control loop) which ensures that the voltage measurement continues ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to the set value of the direct voltage .
  • this 'ordinary' control loop saturates and dies when ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ , hence the usefulness of this variant of the second branch 12. It is important to guarantee that the tension continues ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to or close to the direct voltage setpoint ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , otherwise Malfunctions of the inverter 1 and/or the energy source 2 that it interfaces may occur.
  • the set frequency of the inverter 1 would be ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ .
  • no protection measures would be activated, and this would cause the progressive discharge of the capacities placed behind inverter 1 until it was disconnected.
  • a third embodiment of the method according to the first aspect of the invention is proposed, which is described below with reference to Figures 7 and 8.
  • This third embodiment conforms to one of the less among the first and second embodiments, with the difference that the method according to the third embodiment further comprises a step consisting of implementing a third control-command branch 13, denoted ⁇ in Figure 7, configured to calculate a third frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • the implementation of this third branch 13 is also a function of: a. a measurement of direct voltage at the input of inverter 1, and b. a set value of the direct voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) at the input of the inverter 1.
  • the implementation of this third branch 13 can also include the implementation of: a. a second proportional-integral regulator 131, referenced ⁇ ⁇ 2 in Figure 7, b. a second saturation function 132, and c. of a second proportional regulator 133, referenced ⁇ ⁇ 2 in Figure 7.
  • the step used to calculate the final frequency setpoint consists of adding the first, second and third frequency setpoints.
  • the equivalent mathematical expression is:
  • ⁇ ⁇ ( ⁇ ) min( ⁇ 3( ⁇ ), 0), where: ⁇ ⁇ ⁇ , the proportional gain of the second proportional-integral regulator 131, ⁇ ⁇ , the integral gain of the second proportional-integral regulator 131 are parameters greater than zero and predetermined according to the inverter 1 concerned, and the proportional gain of the second proportional regulator 133, is one of the parameters strictly greater than zero and predetermined according to the inverter 1 concerned.
  • the first term of the function ⁇ 3(t) i.e., ⁇ ⁇ ⁇ is called “proportional term of regulator 131”
  • the second term of the function ⁇ 3 ( t ) i.e., ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇
  • integral term of regulator 131 is called “integral term of regulator 131”.
  • the function ⁇ 3(t) is a Proportional-Integral regulator equation with a so-called “parallel” architecture.
  • other architectures of the PI regulator for example a “serial” architecture, would also be valid.
  • the person skilled in the art is here deemed to know how to adapt the function ⁇ 3(t) to said other architectures, for an identical technical effect and a result of the same nature.
  • the three gains ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ ⁇ And are parameters predetermined before implementation of the control-command method according to the first aspect of the invention. They are preferably predetermined individually for each inverter 1 on which the control-command method is to be implemented, because the dynamic response of the inverter 1 depends on its characteristics and the alternating electrical network 3 to which it is connected. Different tuning processes may be used, and for example, system time response analysis, system frequency response analysis, pole placement method, or other processes deemed known to the person in charge. profession, and which are therefore not detailed here.
  • the role of the third branch 13 is significant only in the case where ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ).
  • the operation of the third branch 13 in other possible situations is explained below. If ⁇ ( ⁇ ) > ⁇ ⁇ ( ⁇ ), the first control branch 11 already ensures that the frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) decreases below the minimum frequency limit ⁇ ⁇ and thus allowing the activation of protection measures based solely on the value of the frequency ⁇ ( ⁇ ).
  • the third branch of control command 13 contributes, for its part, to the reduction of the frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) by decreasing the third frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) as explained below.
  • ⁇ ( ⁇ ) > ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , but also if: a. ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) (if external control loop which usually controls ⁇ ⁇ ( ⁇ ) saturated) or b.
  • ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) (if external control loop which usually controls ⁇ ⁇ ( ⁇ ) does not saturate), the input of the PI 131 regulator, equal ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , is then negative, and: c.
  • the proportional term of ⁇ ⁇ 2 becomes strictly less than zero, and d.
  • the integral term of ⁇ ⁇ 2 decreases. Consequently, the variables ⁇ 3( ⁇ ) and ⁇ ⁇ ( ⁇ ) become strictly less than zero and gradually decrease.
  • the input of the PI 131 regulator equal ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , is then strictly greater than zero, the proportional term of ⁇ ⁇ 2 becomes strictly greater than zero, and the integral term of ⁇ ⁇ 2 gradually increases.
  • the variable ⁇ 3 ( ⁇ ) increases and ends up becoming strictly positive.
  • the variable ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to ⁇ 3 ( ⁇ ) as long as the latter is less than or equal to 0, but ⁇ ⁇ ( ⁇ ) remains equal to 0 when ⁇ 3 ( ⁇ ) becomes strictly positive, through the saturation function 132 of Figure 7.
  • network 3 would reach, in steady state, a new state for which the active power of inverter 1 would be such that ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , if only the first and second branches 11 and 12 were implemented on the inverter 1.
  • the set frequency would still be ⁇ ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ⁇ and, as a result, no protective measures would be activated.
  • the third branch 13 advantageously makes it possible to avoid the occurrence of such a malfunction, as explained below.
  • ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) the capacitors located upstream of the inverter discharge, which causes the voltage to gradually drop ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • the input of the PI 131 regulator equal by becoming negative, the proportional term of ⁇ ⁇ 2 becomes strictly less than zero, and the integral term of ⁇ ⁇ 2 gradually decreases.
  • the variables ⁇ 3 ( ⁇ ) and ⁇ ⁇ ( ⁇ ) become strictly less than zero and decrease. And consequently, the frequency reference ⁇ ⁇ ( ⁇ ) decreases.
  • the variables ⁇ 3 ( ⁇ ) and ⁇ ⁇ ( ⁇ ) are also stabilizing.
  • the key to the third branch of control-command 13 is then to know at what value the auxiliary variable stabilizes ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • Two conditions define the value of ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ): a. to stop the voltage drop ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , it is necessary that the active power ⁇ ( ⁇ ) of the first inverter 1 decreases and becomes equal to ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ), and b. to stabilize the integral term of the PI 131 regulator and the third setpoint ⁇ ⁇ ( ⁇ ) , it is necessary that ⁇ ( ⁇ ) becomes equal to the auxiliary variable ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ).
  • ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ is an estimate of the maximum possible difference between the ⁇ actual available active power ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ and the active power available ⁇ ⁇ ( ⁇ ) as measured or estimated.
  • a control loop (apart from the droop 5 control loop) is provided which ensures that the voltage measurement continues ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is equal to the set value of the DC voltage ⁇ ⁇ ⁇ ( ⁇ ) .
  • the proposed droop 5 loop gives rise to a profile ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ which prevents inverter 1 from converging towards an operating point with ⁇ ⁇ ⁇ é ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ ( ⁇ ) if there are other generators in the network whose active powers are less than or equal to their available active powers.
  • the segment 1001 corresponding to the first branch 11 contracts, so that the end points of the two segments corresponding to the first and third branches 11 and 13 coincide.
  • the initial state of the scenario described above could correspond, for example, to point A for the first inverter and to point A’ for the second inverter.
  • branch 13 forces the first inverter to reduce its active power, which brings the network to a state which can correspond, for example, to point C for the first inverter and to point C' for the second inverter.
  • the third control-command branch 13 functions correctly in systems where the energy source 2 is not directly connected to the capacitors placed upstream of the first inverter 1, that is to say to the extent that the voltage ⁇ ⁇ ( ⁇ ) is not directly applied to the source.
  • Figure 11 represents an electrical and control diagram of an embodiment of each of two droop control loops, one (referenced 5) relating to the active power, denoted ⁇ , and illustrating a droop control loop according to any one of the embodiments of the invention, and that relating to reactive power, denoted ⁇ , which is not directly concerned by the present invention.
  • a comparison between them of the diagram represented in Figure 11 and of each of the diagrams represented in Figures 4, 6 and 7 makes it possible to illustrate the structure of a system 0 consisting of an inverter 1 and an energy source 2.
  • the electrical and control diagram of Figure 11 makes it possible to illustrate the same system 0 differently than Figures 4, 6 and 7 allow.
  • the invention is not limited to the modes of achievements previously described and extends to all the embodiments covered by the invention.
  • the proposed droop loop according to any of the embodiments described above, is essentially dedicated to the interfacing of a source of intermittent energy with the alternative electrical network, it should be noted that it can also be used for interfacing a non-intermittent energy source with the alternative electrical network.
  • the different mathematical functions used to define the different branches described above could be replaced by other functions giving equivalent results.
  • the saturation function 122 defined mathematically as max(aux1(t),0) could be written, equivalently, using logic functions.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

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 : a. une correcte allocation de puissance active parmi les générateurs, et b. 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.

Description

« Boucle de contrôle-commande de statisme pour onduleur interfaçant une source d’énergie intermittente et un réseau électrique alternatif » DOMAINE TECHNIQUE DE L’INVENTION 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 : ^^^^ ^^ ^^^ avec une pente −^^ fixe, tel que ^^ = Cette fonction peut être représentée par un profil {^, ^^^^} , tel qu’illustré sur la figure 2. 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 figure 2, 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 : 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 : a. H. Liu, Y. Yang, X. Wang, P. C. Loh, F. Blaabjerg, W. Wang, et 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; b. H. Mahmood et 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; c. Wei Du, Qirong Jiang, Micah J. Erickson et Robert H. Lasseter, “Voltage-Source Control of PV Inverter in a CERTS Microgrid”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol.29, no.4, pp 1726-1734, Août 2014 ; d. Zhe Chen; Robert H. Lasseter et Thomas M. Jahns, “Power Reserve for Grid- Forming PV Sources with Stability Enhancement in Mixed-Source Microgrids”, IEEE Power & Energy Society General Meeting (PESGM), pp 1-5, Août 2019 ; e. 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 ; f. Z. Li, K. W. Chan, J. Hu, et 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 g. N. L. Díaz, J. C. Vasquez, et 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 cinq 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 ^^^^^ ^é^^^^(^). Ceci est dangereux dans le cas , car l’onduleur peut alors converger vers un point d’opération avec ^^^^^(^) ≥ ^(^) > ^^^^^ ^é^^^^(^) , 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 : a. ne permettent pas de garantir une correcte allocation de puissances actives entre générateurs, et/ou b. font apparaître des oscillations dans les grandeurs électriques qui peuvent déstabiliser le réseau électrique alternatif, et/ou c. 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 : a. 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 b. 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 : a. 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 b. s’ils permettaient de garantir une correcte allocation de puissance active entre générateurs, et/ou c. 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 : a. une allocation correcte de puissance active entre les générateurs, et/ou b. une signalisation correcte d’activation de mesures de protection lorsque les générateurs atteignent, voire dépassent, leurs limites de puissance active. RESUME DE L’INVENTION 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 : i. une constante ^^^^ définissant la limite maximale de fréquence du réseau, ii. une constante ^^^^ définissant la limite minimale de fréquence du réseau, iii. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur, iv. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur, v. une mesure de puissance active ^(^) que l’onduleur fournit au réseau à l’instant ^, et vi. une mesure ou estimation de la puissance active disponible ^^^^^(^) dans l’onduleur à l’instant ^, a. une étape consistant à mettre en œuvre : i. 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 : ii. Une deuxième branche de contrôle-commande, notée ^ , comprenant l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel-intégral, référencé PI − 1, 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 : max(^^^1(^), 0), avec ^^^^^^, 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 b. 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 : a. 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 b. 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 : a. une correcte allocation de puissances actives parmi les générateurs, et b. 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 figure 1 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 figure 4 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 figure 4. La figure 6 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 figure 7 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 figure 7. 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 figure 9, 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 DE L’INVENTION 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 : a. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur, et b. 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 ^ − 1, 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 : max(^^^1(^)′, 0), avec ^^^^^ , 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 : a. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur, et b. 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 ^^ − 2 , d’une deuxième fonction de saturation et d’un deuxième régulateur proportionnel, référencé ^ − 2 , 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 : ^^^^^^, 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, 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 ^^^^^ ^é^^^^(^). 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 : a. deux multiplicateurs par une constante, cette constante étant définie par ^^ pour l’un et par −^^ pour l’autre, b. deux soustracteurs, l’un pour calculer ^(^) − ^^^^ ^^^ et l’autre pour calculer c. 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 : a. ^(^) 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 ; b. ^^^^(^) est une consigne de fréquence pour un onduleur, calculée par sa boucle de contrôle droop et varie dans le temps ; c. ^^^^ est une constante définissant la limite maximale de fréquence utilisée pour définir la stratégie de droop ; d. ^^^^ est une constante définissant la limite minimale de fréquence utilisée pour définir la stratégie de droop ; e. ^(^) est une mesure de puissance active qu’un onduleur fournit au réseau électrique alternatif auquel il est connecté, et varie dans le temps ; f. ^^^^ ^^^ est une constante définissant la puissance active maximale assignée (ou « nominale ») d’un onduleur ; g. ^^^^ ^^^ est une constante définissant la puissance active minimale assignée (ou « nominale ») d’un onduleur ; h. ^^^^^ 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 ; i. est une mesure de la tension continue en entrée d’un onduleur et varie dans le temps ; et j. ^^^ ^^^ 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 : a. « 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’ ; b. « charge », tout élément électrique connecté au réseau électrique alternatif pour en soustraire une puissance active, et plus particulièrement celle nécessaire à son fonctionnement ; c. « 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 d. « 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 ^ ; e. « 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 ; f. « 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 figure 4; 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 figure 4, 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 figure 4, 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 : a. une constante ^^^^ définissant la limite maximale de fréquence du réseau 3, b. une constante ^^^^ définissant la limite minimale de fréquence du réseau 3, c. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur 1, d. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur 1, e. une mesure de puissance active ^(^) que l‘onduleur 1 fournit au réseau 3 à l’instant ^, et f. 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 : a. Une première branche de contrôle-commande 11, notée ^, qui est configurée pour calculer une première consigne de fréquence ^^^^^^(^), et b. 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 figure 4. L’expression mathématique correspondante à cette étape est : Comme illustré sur la figure 4, 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 : a. deux multiplicateurs par une constante, cette constante étant définie par ^^ pour l’un et par −^^ pour l’autre, b. deux soustracteurs, l’un pour calculer ^(^) − ^^^^ ^^^ et l’autre pour calculer c. 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 : 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 : a. un soustracteur pour calculer ^^^^ ^^^ − ^(^) b. un régulateur proportionnel-intégral 121, noté PI-1 sur la figure 4, et c. une fonction de saturation 122. L’expression mathématique qui définit la deuxième consigne de fréquence donnée par la deuxième branche 12 est : 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 ^^^1(t) (i.e., ^^^^^^ ∗ ^^^^^ ^^^ − ^(^)^) est appelé « terme proportionnel du régulateur 121 », et que le deuxième terme de la fonction ^^^1(t) (i.e., ^^^^^^ ∗ ∫ ^^^^^ ^^^ − ^(^)^ ∗ ^^) est appelé « terme intégral du régulateur 121 ». La fonction ^^^1(t) 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 ^^^1(t) 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0, la deuxième consigne de fréquence converge vers une valeur nulle. En effet, si ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0: a. le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement inférieur à zéro, et b. le terme intégral du régulateur 121 diminue. En conséquence, la variable ^^^1(^) diminue et finit par devenir strictement négative. La deuxième consigne de fréquence ^^^^^^(^) est égale à ^^^1(^) tant que cette dernière est supérieure ou égale à 0, mais la deuxième consigne de fréquence ^^^^^^(^) reste égale à 0 quand ^^^1(^) devient strictement négative, par le biais de la fonction de saturation 122 illustrée sur la figure 4. En conséquence, si ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0 , la deuxième consigne de fréquence ^^^^^^(^) convergera vers une valeur nulle et la valeur de ^^^^(^) dépendra uniquement de la première branche 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0 et ^^^^^(^) − ^(^) > 0 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 : a. sa fréquence de consigne a une valeur strictement supérieure à ^^^^, et b. sa puissance active a une valeur inférieure ou égale à sa puissance active disponible. Plus précisément, l’onduleur 1 de la figure 4 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0 et avec ^^^^^(^) − ^(^) > 0, 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0 et ^^^^^(^) − ^(^) > 0 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 : a. la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement inférieures à ^^^^, et b. 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 figure 4 évolue vers des points d’opération tels que ^(^) > ^^^^^(^), ce qui, selon la première branche 11 définie précédemment, se traduit de la façon suivante : 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) < 0. En conséquence, la deuxième branche 12 n’a d’influence sur la fréquence de consigne ^^^^(^) que si ^^^^ ^^^ − ^(^) ≥ 0. 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 figure 4 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 : 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 figure 5, 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) > 0. En conséquence, et selon la deuxième branche 12 définie précédemment : a. le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement supérieur à zéro, et b. le terme intégral du régulateur 121 augmente progressivement. En conséquence, les variables ^^^1(^) 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) = 0. 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) = 0, le terme intégral du régulateur 121 se stabilise ;il n’augmente, ni ne diminue. En conséquence, les variables ^^^1(^) , 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 : a. sa fréquence de consigne a une valeur strictement inférieure à ^^^^, et b. 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) ≥ 0, 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 : a. s’allonge quand la variable ^^^^(^) diminue et b. 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 figure 5, 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) = 0 et sa fréquence de consigne donnée par l’expression : 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 ^^^^ ^^^ − ^(^) > 0. En conséquence, et selon la deuxième branche 12 définie précédemment : a. le terme proportionnel du régulateur 121 devient strictement supérieur à zéro, et b. le terme intégral du régulateur 121 augmente progressivement. En conséquence, les variables ^^^1(^) 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: a. la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement supérieures à ^^^^, et b. 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 : a. la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement inférieures à ^^^^, et b. 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 : a. la fréquence de consigne évolue vers des valeurs strictement supérieures à ^^^^, et b. 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 : a. est en outre fonction de : i. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur 1, et ii. une valeur de consigne de la tension continue ^^^ ^^^(^) en entrée de l’onduleur 1, et b. comprend en outre l’implémentation d’un premier régulateur proportionnel 123, référencé ^ − 1 sur la figure 6. 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 : 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 ^^^1(t)′ (i.e., ^^^^^^ ∗ ^^^^^ ^^^ − ^(^) + ^^^2(^)^) est appelé « terme proportionnel du régulateur 121 », et que le deuxième terme de la fonction ^^^1(t)′ (i.e., ^^^^^^ ^^) est appelé « terme intégral du régulateur 121 ». La fonction ^^^1(^)^ 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 ^^^1(t)′ 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 ^^^2(^), 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 ^^ − 1 ne devient pas égale à zéro. Dans la variante de la deuxième branche 12, l’entrée de ce terme intégral est ^^^^ ^^^ − 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) . Ceci est problématique, voire dangereux, dans le cas où ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^^^^^(^), car l’onduleur 1 peut converger vers un point d’opération avec ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) ≤ ^^^^^(^), 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 : a. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur 1, et b. 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 : a. un deuxième régulateur proportionnel-intégral 131, référencé ^^ − 2 sur la figure 7, b. une deuxième fonction de saturation 132, et c. d’un deuxième régulateur proportionnel 133, référencé ^ − 2 sur la figure 7. 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 : L’expression mathématique qui définit la troisième branche 13 est : ^^^^^^(^) = min(^^^3(^), 0), 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 ^^^3(t) (i.e., ^^^^^^ est appelé « terme proportionnel du régulateur 131 », et que le deuxième terme de la fonction ^^^3(t) (i.e., ^^^^^^ ∗ ∫ ^^^^^^ ^^^(^) − ^(^)^ ) est appelé « terme intégral du régulateur 131 ». La fonction ^^^3(t) 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 ^^^3(t) 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) ≤ ^^^^^(^). 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 : a. ^^^(^) < ^^^ ^^^(^) (si boucle de contrôle externe qui, d’ordinaire, contrôle ^^^(^) sature) ou b. ^^^(^) = ^^^ ^^^(^) (si boucle de contrôle externe qui, d’ordinaire, contrôle ^^^(^) ne sature pas), l’entrée du régulateur PI 131, égale − ^^^ ^^^(^)^ − ^(^) , est alors négative, et: c. Le terme proportionnel de ^^ − 2 devient strictement inférieur à zéro, et d. Le terme intégral de ^^ − 2 diminue. En conséquence, les variables ^^^3(^) 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 ^(^) < ^^^^^ ^é^^^^(^). L’entrée du régulateur PI 131, égale ^^^ ^^^(^)^ − ^(^), est alors strictement supérieure à zero, le terme proportionnel de ^^ − 2 devient strictement supérieur à zéro, et le terme intégral de ^^ − 2 augmente progressivement. En conséquence, la variable ^^^3(^) augmente et finit par devenir strictement positive. La variable ^^^^^^(^) est égale à ^^^3(^) tant que cette dernière est inférieure ou égale à 0, mais ^^^^^^(^) reste égale à 0 quand ^^^3(^) devient strictement positive, par le biais de la fonction de saturation 132 de la figure 7. On conclut que le rôle de la troisième branche 13 est important seulement dans le cas où ^^^^^ ^é^^^^(^) 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) ≤ ^^^^^(^) , 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) , 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 par devenir négative, le terme proportionnel de ^^ − 2 devient strictement inférieur à zéro, et le terme intégral de ^^ − 2 diminue progressivement. En conséquence, les variables ^^^3(^) 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 ^^^^^ ^^^(^) − ^(^) < 0, 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. ^^^^^ ^^^(^) − ^(^) = 0 ). Quand ^^^^^ ^^^(^) − ^(^) = 0 , le terme intégral de ^^ − 2 se stabilise ; il n’augmente ni ne diminue. En conséquence, les variables ^^^3(^) 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 ^^^^^ ^^^(^) : a. pour arrêter la chute de tension ^^^(^), il est nécessaire que la puissance active ^(^) du premier onduleur 1 diminue et devienne égale à ^^^^^ ^é^^^^(^), et b. 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 ^^^^^ ^é^^^^ 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) 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 ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) ≤ ^^^^^(^), 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 ^(^) = ^^^^^ ^é^^^^ (^) (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 ^^^^^ ^é^^^^(^) varie. Il faut noter aussi que, quand ce segment 1003 s’active (i.e. quand la puissance active rentre dans l’intervalle ^^^^^ ^é^^^^(^) < ^(^) ≤ ^^^^^(^)), 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 figure 8, 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 figure 11 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 figure 11 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.

Claims

REVENDICATIONS 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 : i. une constante ^^^^ définissant la limite maximale de fréquence du réseau (3), ii. une constante ^^^^ définissant la limite minimale de fréquence du réseau (3), iii. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active maximale assignée à l’onduleur (1), iv. une constante ^^^^ ^^^ définissant la puissance active minimale assignée à l’onduleur (1), v. une mesure de puissance active ^(^) que l’onduleur (1) fournit au réseau (3) à l’instant ^, et vi. une mesure ou estimation de la puissance active disponible ^^^^^(^) dans l’onduleur (1) à l’instant ^, ^ une étape consistant à mettre en œuvre : i. 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 : ii. 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 : ^^^^^^ , 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 : i. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), et ii. 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 : ^^^^^, 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 : i. une mesure de la tension continue en entrée de l’onduleur (1), et ii. 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 : ^^^^^^(^) = min(^^^3(^), 0), avec ^^^^^^, 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, 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.
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