EP4677710A1 - Fonction avancée d'une couche de contrôle-commande intermédiaire d'une centrale virtuelle - Google Patents

Fonction avancée d'une couche de contrôle-commande intermédiaire d'une centrale virtuelle

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EP4677710A1
EP4677710A1 EP24708842.0A EP24708842A EP4677710A1 EP 4677710 A1 EP4677710 A1 EP 4677710A1 EP 24708842 A EP24708842 A EP 24708842A EP 4677710 A1 EP4677710 A1 EP 4677710A1
Authority
EP
European Patent Office
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power
setpoint
energy storage
frequency
value
Prior art date
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Pending
Application number
EP24708842.0A
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German (de)
English (en)
Inventor
Ye Wang
Antoine BRETON
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Electricite de France SA
Original Assignee
Electricite de France SA
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Filing date
Publication date
Application filed by Electricite de France SA filed Critical Electricite de France SA
Publication of EP4677710A1 publication Critical patent/EP4677710A1/fr
Pending legal-status Critical Current

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    • 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
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H02J3/0014—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies for preventing or reducing power oscillations in networks
    • H02J3/00142—Oscillations concerning frequency
    • 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
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in networks by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in networks by storage of energy using batteries or super capacitors with converting means
    • 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

Definitions

  • the present disclosure relates to the field of controlling a virtual power plant, or VPP for "Virtual Power Plant” in English, aggregating variable renewable energies, such as wind or photovoltaic, and a controllable system with energy storage. [0002] More particularly, the present disclosure relates to a method for controlling a virtual power plant, to a corresponding computer program and to a control device.
  • VPP virtual power plant
  • ENR variable renewable energies
  • a method for controlling a virtual power plant connected to the electrical network, aggregating a plurality of installations capable of contributing to a frequency regulation service, the plurality of installations comprising at least one controllable system with energy storage and a set of renewable sources having a maximum available active power that varies over time, the method being implemented by a control device connected to an optimizer and to local controllers of the sources and of the controllable system with energy storage, the method comprising: a) obtaining from the optimizer sets of parameters respectively associated with respective time intervals, a set of parameters comprising a first intended setpoint power for all of the sources and a second intended setpoint power for the controllable system with energy storage, during the associated time interval and excluding contribution to the frequency regulation service, the optimizer being further configured to provide
  • the proposed method allows efficient frequency regulation provision by means of the corrected frequency regulation setpoint powers. It is based on an estimation, possibly in real time, of the maximum active power available from renewable sources combined with a measurement of network frequency and power measurements produced by the installations of the virtual power plant and thus allows effective correction of a possible control power error. [0014] It allows compliance with a sum value of the setpoint powers that has been previously planned, for example by the optimizer, since the sum of the corrected setpoint powers is substantially equal to the sum of the planned setpoint powers. Thus, the general optimization of production French Description over a period of time of the order of, for example, one day is only very little affected. [0015] Also provided is a computer program comprising instructions for implementing the above method when this program is executed by a processor.
  • a non-transitory recording medium readable by a computer on which is recorded a program for implementing the above method when this program is executed by a processor.
  • a device for controlling a virtual power plant connected to the electrical network, aggregating a plurality of installations capable of contributing to a frequency regulation service, the plurality of installations comprising at least one controllable system with energy storage and a set of renewable sources having a maximum available active power that varies over time, the control device being connected to an optimizer and to local controllers of the sources and of the controllable system with energy storage, the control device being configured to: a) obtain from the optimizer sets of parameters respectively associated with respective time intervals, a set of parameters comprising a first intended setpoint power for all of the sources and a second intended setpoint power for the controllable system with energy storage, during the associated time interval and excluding contribution to the frequency regulation service, the optimizer being further configured to provide upward and/or downward reserve capacity setpoints on all of the installations for
  • the corrective value when the value of the estimation error is greater than a low threshold and less than a high threshold, the corrective value is zero. [0019] This makes it possible, in particular when the low threshold has a negative value and the high threshold has a positive value, to limit the frequency of the corrective actions which are then only carried out when the estimate of the maximum active power available is considered to deviate too much from its real value. [0020] In one example, when the value of the estimation error is less than a low threshold, the corrective value is proportional to the estimation error. [0021] In one example, when the value of the estimation error is greater than a high threshold, the corrective value is proportional to the estimation error.
  • the corrective value is saturated between limit values indicative of a minimum value between: - a maximum power of the controllable system with energy storage in French Description load, - a maximum power of the controllable system with energy storage in discharge, - the estimated maximum available active power of the renewable sources, - the reserve capacities placed on all the installations, - technical minimum powers of the renewable sources.
  • the time intervals have a duration greater than 10 minutes and less than 1 hour.
  • the current sub-interval has a duration less than 30 seconds.
  • Fig.1 represents an example of aggregation of variable renewable energy sources with a controllable system with storage, thus forming a virtual power plant.
  • Fig.2 [0029]
  • FIG. 2 illustrates an example of the architecture of a three-layer control system for controlling a virtual power plant.
  • Fig.3 [0030]
  • FIG.3 illustrates the impact, in an electrical network, of the production-consumption balance on the frequency Fig.4 [0031] [Fig.
  • FIG. 4 represents the dynamics of release of the different reserves constituting the frequency control.
  • English French Description
  • FIG. 5] illustrates the build-up and release of a reserve provided by a virtual power plant comprising a variable renewable energy source and contributing to a frequency control service.
  • Fig.6 [0033] [Fig.6] illustrates the impact of errors in the estimation of available power on the performance of the frequency control, through the result of a primary frequency control test in a 12 MW wind farm.
  • Fig.7 [0034] [Fig.7] represents a comparison of the measured and expected responses of the primary frequency control provided by a 12 MW wind farm in the context of a test.
  • VPP virtual power plant
  • FIG. 1 Different installations (102, 104, 106) are aggregated therein, namely in this example photovoltaic (102) and wind (104) energy sources as well as a controllable system with energy storage (106), for example using batteries. These installations make it possible to supply a network Electrical description (108) in energy.
  • the joint control of the VPP installations makes it possible to provide additional services.
  • a first optimization layer (230), sometimes called “operational planning scheduler” in English, or in the context of this document “optimizer”, makes it possible to determine the operating programs of all the controlled resources and allocates the service capacities by taking into account the production forecasts of renewable energies, the operational constraints and the information available from the markets (e.g.: forecast of SPOT prices and prices of system services).
  • this layer optimizes the operation of the VPP from D-1 to the horizon 15 - 30 minutes before real time, on each 30-minute step (or 15 minutes at most precise).
  • a second intermediate control-command layer (220) sometimes called "short-term control" in English or STC, intervenes between each optimization step (e.g.: 30 min) and real time, and makes it possible to monitor the performance of the VPP and to take necessary actions to manage hazards or unforeseen events within each optimal programming step.
  • a third control-command layer (210) acts as close as possible to real time and includes the functions or algorithms corresponding to the services to be rendered and adapted to the technologies controlled. This layer is physically implemented at the local level by local controllers (202, 204, 206) of the French Description installations (102, 104, 106).
  • the local controllers directly take into account the values calculated by the optimizer as execution instructions (e.g.: reference powers of each resource, volume of reserve to be placed, etc.). These values are mathematically constant over each optimization step (i.e. over a period of 15 or 30 minutes). This can work more or less correctly when the VPP is only composed of resources that vary little over time (e.g.: battery, hydraulic power plant with dam, etc.), but could cause performance problems when the VPP includes variable producers.
  • the invention differs from the prior art and aims to make a VPP contributing to a frequency control service more efficient not by optimizing or re-optimizing the use of the installations within a VPP, but by a control-command function that minimizes the loss of production without imposing a transfer of reserves from renewable sources to energy storage.
  • a control-command function can be integrated for example at the level of the aforementioned intermediate control-command layer.
  • FCR service primary frequency control
  • frequency is the image of the supply-demand balance.
  • the network frequency When electricity production is higher than consumption at a given time, the network frequency tends to increase (302). Conversely, when electricity production is lower than consumption at a given time, the network frequency tends to decrease (306).
  • the frequency In order to ensure the proper functioning of the system Electrical description as well as the safety of equipment and people, the frequency must be set around its nominal value (304), for example 50 Hz in Europe. [0045]
  • the services required for regulating, or adjusting, the frequency are carried out mainly by conventional producers, in charge of production such as from hydropower, nuclear power, etc. Producers of variable renewable energies are currently exempt from this, but there is no technical obstacle to variable renewable energy sources being controlled in such a way as to contribute to the frequency adjustment service.
  • TSOs Transmission System Operators
  • these three reserve levels respectively called primary, secondary and tertiary reserve are illustrated in FIG. 4 in a scenario illustrated by a representation (402) relating to the power injected into the electrical network (108) as a function of time and equivalently in a representation (404) relating to the frequency of the electrical network (108) as a function of time.
  • a representation (402) relating to the power injected into the electrical network (108) as a function of time
  • 404 relating to the frequency of the electrical network (108) as a function of time.
  • the primary reserve is triggered in order to stabilize the frequency. Then, around T+30 seconds, the secondary reserve is triggered in order to bring the frequency closer to its nominal value. Finally, around T+15 minutes, the tertiary reserve is triggered in the event that the secondary reserve tends to run out without having made it possible to restore the nominal frequency.
  • Producers participating in the frequency adjustment service must be able to modulate their produced powers according to the variation in frequency on the network, i.e. increase their production when the French Description frequency is below the nominal value and reduce their production when the frequency is above the nominal value. [0049] Unlike conventional producers and storage which operate under constant or quasi-constant active power setpoint on each dispatching step, the constitution of the frequency control reserve on wind and PV producers is more complex.
  • reserve capacities are similar to powers and can be programmed in advance, for example by the optimizer (230).
  • the total power of the controllable system with energy storage is noted and is the sum of two quantities which are: - the power of the controllable system with energy storage allocated to another Description service than that of the frequency adjustment, noted , which can be programmed in advance, for example by the optimizer (230), and - the power of the controllable system with energy storage allocated to the frequency adjustment, noted and which can be given, for example, by the formula: valid for a frequency included in a frequency range extending from 49.8 Hz to 50.2 Hz. Outside this frequency range, the value of is saturated respectively by and .
  • the total power of the VPP is the sum of two quantities which are: - the power of the VPP allocated to a service other than that of the frequency adjustment, noted , which can be programmed in advance, for example by the optimizer (230), and - the power of the VPP allocated to the frequency adjustment, noted and which can be given, for example, by the formula: .
  • This formula is also valid for a frequency included in a frequency range extending from 49.8 Hz to 50.2 Hz. Outside this frequency range, the value of is saturated respectively by and .
  • the total power of renewable energy sources is the sum of the power of renewable energy sources not allocated to the frequency control service, denoted , and the power of renewable energy sources allocated to the frequency control service, denoted .
  • These formulas result in an injection or absorption of the entire primary reserve placed for an absolute frequency variation of 200 mHz or 0.2 Hz in the electrical network around a nominal frequency of 50 Hz. This corresponds to the current requirement of RTE for the management of the French electrical network and more generally to the requirement applicable to all electricity transmission network managers in Europe. It is recalled for this purpose that the field of application of the invention cannot be strictly limited to a particular territory, nor to the particular case of the release of the primary reserve.
  • [0058] denotes the maximum power of the controllable system with energy storage (106) in discharge, as returned for example by a storage monitoring system. Thus defined, its value must always be of a positive sign.
  • the BMS for "Battery Management System" in English, returns power limits according to its state of charge: the maximum power in discharge will be reduced near 0% state of charge and the maximum power in charge will be reduced near 100% state of charge.
  • the maximum power of the controllable system with energy storage (108) under load as returned by the storage monitoring system. Thus defined, its value must always be of negative sign.
  • [0060] denotes the technical minimum power of the non-renewable energy sources (102, 104).
  • this power corresponds to the value below which all or part of the turbines of the farm can no longer remain in starting state.
  • the setpoint power of the renewable energy sources (102, 104) can be determined according to the formula .
  • this correction power can also be applied to the setpoint of the controllable system with energy storage according to the formula .
  • Some prior patented works aim to design AAP power estimators for wind and photovoltaic farms [3][4][5].
  • the method for estimating the AAP power of a variable renewable energy farm can still induce estimation errors, i.e. the difference between the estimated available power and its effective value ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ , the latter being unmeasurable as already explained.
  • estimation errors i.e. the difference between the estimated available power and its effective value ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ , ⁇ , the latter being unmeasurable as already explained.
  • a sharp increase in wind production following a gust of wind can be Description concomitant with a situation where the frequency is above 50 Hz, in which the network manager seeks instead to reduce production.
  • the second main source of error concerns the estimation of the maximum available power. Errors relating to this estimation can lead to unintentional adjustments that do not necessarily correspond to the responses expected by the network manager, particularly in the event of overestimation of renewable energy production. This problem was noted and analyzed within the framework of the VPP demonstrator of the European EU-SysFlex project [6].
  • Figure 6 illustrates the impact of estimation errors on the response of the frequency adjustment of a variable renewable energy farm and represents on the same time scale the evolution of the AAP, real, and expected powers of the farm (602) as well as the evolution of the frequency (604) of the network.
  • the actual power of the noted farm is limited by the effective AAP and decreases unintentionally without any correspondence with the evolution of the network frequency at the same time. This therefore leads to a deviation of the actual and measured power of the farm compared to the expected power noted.
  • the proposed technique can be incorporated as a function of the STC (220) and aims to correct, within an optimization step, the underperformance of the frequency adjustment rendered due to the variability of the production and the estimation errors of the renewable energy producible, while mobilizing the flexibility available on the time step concerned.
  • This flexibility can include in particular the storage power of the system with controllable storage (106) and the modulation margin available on the production sources (102, 104).
  • the value of a so-called "corrective" power setpoint is calculated for a given time interval whose duration corresponds to the control time step of the STC.
  • This value can be transmitted to the local controllers of the renewable energy sources in order to correct, almost in real time, the performance of the frequency adjustment of the VPP plant.
  • a value equal or substantially equal to that of the corrective power setpoint, and of opposite sign can also be transmitted to the local controller of the controllable system with energy storage, in order to compensate for the correction applied at the level of the renewable energy sources and thus maintain constant or substantially constant the reference power of the VPP plant outside system services, noted .
  • a modification of on an optimization step can have significant consequences, often in the unfavorable direction, on the overall optimality of the management of the VPP.
  • the estimated value can be obtained by the following general formula: .
  • An example of a possible correction instruction is a proportional instruction via a gain G, according to the formula .
  • the correction instruction is not necessarily proportional. Among other possible forms, the correction instruction can be linear or not, proportional integral, proportional integral derivative, etc.
  • a dead band can be applied to the term to filter out errors of lower amplitude and avoid over-solicitation of resources within the VPP due to the actions of correcting the performance of the frequency adjustment.
  • the correction setpoint may be saturated. For this, a noted minimum value and/or a noted maximum value may be defined as limits of the correction setpoint. When these two limits are defined, the correction setpoint is saturated according to the formula: .
  • the maximum value of the correction setpoint may be defined by the minimum between the maximum power of the landfill storage and the maximum volume of possible shaving power on the renewable power plant. So that the correction setpoint does not induce a reduction in the volume of upward reserve available on the storage, this value may be deduced from the maximum power of the landfill storage, according to the following formula: .
  • the minimum value of the correction setpoint may be defined by the minimum between the maximum power of the storage system under load and, in the event of additional clipping on the renewable power plant, the maximum volume of additional power thus made accessible. In the remainder of this document, it is considered that no additional clipping is planned on the renewable power plant and that this volume of additional power is zero.
  • the correction setpoint In order for the correction setpoint not to induce a reduction in the reserve volume at Description the available drop, this value can be deduced from the maximum power of the storage under load, according to the formula .
  • the correction setpoint is applied, for the control of renewable energy sources, as an additional power modulation setpoint, i.e. in addition to the setpoint associated with the frequency adjustment.
  • the correction setpoint In the mathematical formulas provided in this document, the correction setpoint is conventionally constructed as a positive value.
  • the correction setpoint In order to guarantee the power for the performance control carried out by the transmission system operator, the correction setpoint is also applied in parallel on the controllable system with energy storage. In the same way as for renewable energy sources, this correction setpoint must be understood as an additional power modulation setpoint.
  • the correction setpoint applied to the renewable sources and that applied to the controllable system with energy storage have a substantially equal absolute value, with a relative or absolute tolerance chosen according to a criterion linked to the performance control carried out by the transmission system manager, and an opposite sign.
  • a relative or absolute tolerance chosen according to a criterion linked to the performance control carried out by the transmission system manager, and an opposite sign.
  • FIG. 8 is a block diagram (800) describing a set of mathematical operations that can be used in the control of renewable energy sources (for example a wind farm) and a controllable system with energy storage (for example a battery storage system).
  • Description frequency and the reserve capacities and placed respectively upwards and downwards on the wind farm are used to determine a control setpoint defined to control the wind farm so that it participates in the primary frequency control service.
  • the frequency and reserve capacities placed respectively upwards and downwards on the controllable system with energy storage are used to determine a control setpoint defined to control the energy storage so that it participates in the primary frequency adjustment service.
  • the same corrective value is then taken into account as the absolute value of correction instructions applied to renewable energy sources and to the controllable system with energy storage.
  • the corrective value is applied negatively to the wind farm and positively to the battery storage system.
  • Figure 9 is another block diagram (900) following that of Figure 8. According to this algorithm, the corrective value is a function of the amplitude of the power adjustment error, but with a dead band, i.e. an adjustment error interval for which the corresponding corrective value is zero, as well as a maximum limit and a minimum limit saturating the corrective value.
  • the proposed technique was tested in simulation on the case of a VPP consisting of a controllable system with battery energy storage and a wind farm, aggregated to provide primary frequency adjustment.
  • the simulation platform used comprises four models, namely: a wind farm model (204) which represents a 12 MW wind farm composed of 6 2 MW turbines associated with a local controller allowing in particular the provision of frequency adjustment, a controllable system model with energy storage (206) which represents a French: French Description battery storage system having 3 MWh of energy and 2 MW of power, an FCR controller model which represents a control system associated with a frequency adjustment service and operating the controllable system with energy storage and an STC controller model, i.e. an intermediate control-command system.
  • the simulation platform is represented in FIG. 10 in the form of a block diagram (1000) where each block represents a model.
  • Each model is configured to receive as input and return as output time series composed of samples associated with a given instant or a given elementary time period.
  • a signal supplied to a model representing an entity relates to this entity.
  • this upward or downward reserve capacity is placed on the wind farm, in other words that it defines, for the wind farm, the share of the active power allocated to the upward or downward frequency adjustment.
  • the wind farm model is configured to receive as input five signals representing respectively: an actual maximum power, from a history, indicative of a historical value of AAP power, an upward reserve volume or capacity, a downward reserve volume or capacity, the frequency of the electrical network and a corrective value calculated algorithmically and corresponding to a real-time modulation of the power of the wind farm to contribute to a primary frequency adjustment service, or "FCR, Frequency Containment Reserve" in English.
  • the wind farm model Based on the five signals received as input, the wind farm model is configured to return as output an estimated AAP power signal and a signal representing a measurable real power.
  • the wind farm model integrates an AAP power estimator as well as a frequency adjustment service controller.
  • the controllable system model with energy storage is configured to receive as input a signal representing a setpoint power and a signal representing the corrective value and to return as output, based on these signals received as input, three signals representing respectively: a state of charge (SOC), a maximum power and a minimum power acceptable by the controllable system with energy storage.
  • SOC state of charge
  • the maximum power is associated with a maximum discharge speed and the minimum power is associated with a maximum charge speed acceptable by the controllable system with energy storage.
  • the FCR controller model is configured to receive as input three signals representing respectively: an upward reserve volume, or capacity, a downward reserve volume, or capacity, and the frequency of the electrical network, and to return as output, on the basis of these signals received as input, a power signal to be followed to contribute to the frequency regulation service.
  • the STC controller model is configured to receive as input nine signals representing: four upward and downward reserve volumes, or capacities, respectively on the wind resources and upward and downward on the controllable system with energy storage, the frequency of the electrical network, the estimated AAP power, the measured power of the wind farm and Description the maximum and minimum power acceptable by the controllable system with energy storage.
  • the STC controller model Based on the signals received as input, the STC controller model is configured to return as output a power correction signal.
  • the signals representing the upward and downward reserve volumes on each production system are defined by an optimizer based on associated market prices that include the SPOT price of the electricity supplied to the electricity grid and the contractual remuneration associated with the VPP's contribution to the primary frequency control service or "FCR service”.
  • the behavior of the optimizer was not modeled in the simulation platform, the simulation being focused on the function of the intermediate control-command layer STC. To simplify, reserve levels were simply fixed and distributed constantly over a simulation day.
  • the choice made was to arbitrarily place the entire downward reserve (i.e. 1 MW) and 600 kW of upward reserve on the wind farm, and on the controllable system with battery energy storage an upward reserve volume set at 400 kW.
  • this simulated scenario can correspond to the optimal planning of a typical day calculated by an industrial optimizer [6].
  • two indicators were selected.
  • the first indicator relates to the percentage of time during which the estimated frequency control gain is different by less than 20% of the contractual value. This is a performance control criterion called "static criterion", currently applied in France, which notifies a deviation to the producer when the relative deviation between the estimated frequency control gain and the contractual value is greater than 20% for more than 10% of the time.
  • the estimated frequency control gain must be between 0.8 and 1.2 pu (per unit) for at least 90% of the time to meet the "static criterion" in terms of performance.
  • the method used to estimate the gain is based on a known method of estimating the least squares of the error carried out every 10 minutes from measurements at a time step of 10 seconds, using however the AAP power signal as input data for the development of the power of the VPP allocated to a service other than that of the frequency control [7].
  • the second indicator is the energy clipped on the wind farm due to a power modulation according to the proposed technique or due to a permanent margin according to another possible technique.
  • the simulation was carried out over one day from a history of wind production and frequency in France.
  • the three cases evaluated in simulation are as follows.
  • the first case, or "control case” corresponds to a situation where no preventive action is taken on the aggregated plant to improve performance.
  • FCR Service Description i.e. the percentage of time during which the estimated frequency control gain is different by less than 20% of the contractual value, amounts to 76.4%, which is lower than the 90% recommended to meet the static criterion.
  • the frequency control performance of the VPP plant evaluated on the simulated day is 76.4%.
  • the second indicator i.e. the energy clipped, is zero since no preventive action is taken.
  • the second case, or "case of a permanent margin of 200 kW" corresponds to a situation where the power supplied by the wind farm is permanently capped by 200 kW, in addition to the FCR service provided, so as to deviate from the AAP power and the associated estimation errors. This corresponds to the first solution described in the presentation of the state of the art.
  • the first indicator is worth 90.27%, the static criterion is therefore met.
  • the service can therefore be considered “effective” or “efficient” according to the evaluation criterion of the network manager according to the current rules.
  • the second indicator amounts to 4.8 MWh, which corresponds to a significant loss of producible, i.e. a significant loss of opportunity for the producer.
  • the third case corresponds to a situation where the power of the wind farm is modulated on the basis of a corrective value in accordance with the proposed technique.
  • the first indicator amounts to 90.27% and the second indicator is worth only 0.8 MWh.

Landscapes

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

Abstract

Il est proposé un procédé de commande d'une centrale électrique virtuelle ainsi qu'un programme informatique et un dispositif de commande correspondants. Une première puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par un abaissement d'une ampleur correspondant à une valeur corrective est fournie aux contrôleurs locaux de sources renouvelables. Une deuxième puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par une augmentation d'une ampleur correspondant à la valeur corrective est fournie aux contrôleurs locaux du système pilotable avec stockage d'énergie. La somme des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées est sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues hors contribution à un service de régulation de fréquence. La valeur corrective est déterminée sur la base d'une erreur de puissance de réglage.

Description

French Description Description Titre : Fonction avancée d’une couche de contrôle- commande intermédiaire d’une centrale virtuelle Domaine technique [0001] La présente divulgation relève du domaine du pilotage d’une centrale virtuelle, ou VPP pour « Virtual Power Plant » en anglais, agrégeant des énergies renouvelables variables, telles que l’éolien ou le photovoltaïque, et un système pilotable avec stockage d’énergie. [0002] Plus particulièrement, la présente divulgation porte sur un procédé de commande d’une centrale électrique virtuelle, sur un programme informatique et sur un dispositif de commande correspondants. Technique antérieure [0003] Le développement massif et l'intégration des énergies renouvelables, ou EnR, variables comme l'éolien et le photovoltaïque dans le système électrique rend plus complexe l'adaptation de la production d'électricité à la consommation. Aujourd’hui, les énergies renouvelables injectent toujours leurs puissances maximales au réseau et ne participent que très peu aux « services système », tels que le réglage de la fréquence et le réglage de la tension, qui sont essentiels pour assurer la sécurité et la sûreté du système électrique. Ce type de fonctionnement ne pourra pas persister lorsque le taux de pénétration des EnR variables ne sera plus marginal dans le système électrique. [0004] Une des solutions possibles et prometteuses consiste à mutualiser l’opération de plusieurs ressources variables avec un système pilotable avec stockage d’énergie intégré, sous forme d’une centrale de production agrégée, afin de rendre sa production plus « contrôlable » et plus flexible. Il s’agit d’une gestion continue de plusieurs ressources distribuées de manière intelligente et coordonnée, comme si ces ressources étaient sur un seul point d’injection vu par le système électrique, d’où le concept d’une centrale dite « virtuelle ». French Description [0005] Actuellement, les services de réglage de fréquence sont alloués sur des sources d’énergie renouvelable sur la base d’estimations de leur puissance active maximale disponible. [0006] La puissance active maximale disponible, ou AAP pour « Available Active Power » en anglais, d’une centrale, ou ferme composée d’EnR variables est la puissance maximale qu’elle aurait pu produire sans contribuer à une réserve de réglage de fréquence, c’est-à-dire sans écrêtement de sa puissance. Celle-ci n’est pas « mesurable » une fois que de la réserve est placée sur la ferme EnR, et ne peut qu’être « estimée » par un procédé de calcul mathématique en fonction des mesures et des paramètres physiques de la ferme. Cette estimation est par exemple mise en œuvre par un estimateur de puissance AAP prévu localement au niveau de la ferme EnR. Il existe nécessairement des écarts entre les valeurs réelles instantanées de la puissance active maximale disponible et les estimations correspondantes. [0007] Dans l’état de l’art, plusieurs solutions existent pour permettre à une centrale EnR variable de contribuer à un service de réglage de fréquence en dépit de ces écarts entre valeur estimée et valeur réelle de la puissance active maximale disponible. Deux de ces solutions sont présentées ici. [0008] Selon une première solution, la centrale EnR est pilotée de sorte à celle qu’elle produise en permanence en-dessous de sa puissance maximale (AAP) avec une marge constante en plus de la puissance de réserve à la hausse si la centrale doit en fournir, afin de couvrir en partie les erreurs induites par l’estimateur de puissance AAP. Cette première solution est présentée dans [3]. L’inconvénient principal de cette première solution est une perte importante de productible EnR, donc une perte économique sur le producteur EnR (énergie non-vendue). [0009] Selon une seconde solution dans le contexte d’une VPP composée des EnR et du stockage, une partie ou la totalité de la réserve placée sur les producteurs EnR est déplacée sur le stockage, si un écart de réglage de fréquence entre le réalisé et l’attendu est détecté, car le service de réglage de fréquence rendu par un stockage est en général plus performant que celui rendu par les EnR variable French Description grâce à sa meilleure « contrôlabilité ». Ce « transfert » volontaire de capacité de réserve permet de rendre plus précis le réglage de fréquence global de la VPP. Le plus grand défaut de cette seconde solution est qu’elle ne permet pas de respecter un programme de marche et de l’allocation de réserve préalablement calculés par un optimiseur en amont. Cette seconde solution présente donc un grand risque de désoptimisation d’un point de vue global, c’est-à-dire sur une échelle de temps plus longue qu’un seul pas d’optimisation. [0010] Il existe donc un besoin pour un pilotage plus performant d’une centrale électrique virtuelle agrégeant des énergies renouvelables variables et un système pilotable avec stockage d’énergie et contribuant à un service de réglage de fréquence. Résumé [0011] La présente divulgation vient améliorer la situation. [0012] Il est proposé un procédé de commande d’une centrale électrique virtuelle, raccordée au réseau électrique, agrégeant une pluralité d’installations aptes à contribuer à un service de régulation de fréquence, la pluralité d’installations comprenant au moins un système pilotable avec stockage d’énergie et un ensemble de sources renouvelables ayant une puissance active maximale disponible variable dans le temps, le procédé étant mis en œuvre par un dispositif de commande raccordé à un optimiseur et à des contrôleurs locaux des sources et du système pilotable avec stockage d’énergie, le procédé comprenant : a) obtenir de l’optimiseur des ensembles de paramètres respectivement associés à des intervalles temporels respectifs, un ensemble de paramètres comprenant une première puissance de consigne prévue pour l’ensemble des sources et une deuxième puissance de consigne prévue pour le système pilotable avec stockage d’énergie, au cours de l’intervalle temporel associé et hors contribution au service de régulation de fréquence, l’optimiseur étant en outre configuré pour fournir des consignes de capacité de réserve à la hausse et/ou à la baisse sur l’ensemble des installations pour l’intervalle temporel associé, b) déterminer, pour un sous-intervalle d’un intervalle temporel courant, une erreur French Description de puissance de réglage de la centrale électrique virtuelle sur la base d’une différence entre des mesures de puissance produites par chaque installation de la centrale électrique virtuelle et une valeur théorique effective attendue basée sur une estimation en temps réel d’une puissance active maximale disponible de l’ensemble des sources renouvelables et sur une mesure de fréquence courante du réseau électrique, c) déterminer, pour le sous-intervalle, une valeur corrective sur la base de l’erreur de puissance de réglage, d1) fournir aux contrôleurs locaux des sources renouvelables, pour le sous- intervalle, une première puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par un abaissement d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, et d2) fournir aux contrôleurs locaux du système pilotable avec stockage d’énergie, pour le sous-intervalle, une deuxième puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par une augmentation d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, la somme des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées étant sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues hors contribution au service de régulation de fréquence. [0013] Le procédé proposé permet une fourniture de régulation de fréquence performante au moyen des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées. Il est basé sur une estimation, éventuellement en temps réel, de la puissance active maximale disponible des sources renouvelables combinée à une mesure de fréquence du réseau et à des mesures de puissance produites par les installations de la centrale virtuelle et permet de ce fait une correction efficace d’une éventuelle erreur de puissance de réglage. [0014] Il permet de respecter une valeur de somme des puissances de consigne ayant préalablement été planifiée par exemple par l’optimiseur, étant donné que la somme des puissances de consigne corrigées est sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues. Ainsi, l’optimisation générale de la production French Description sur une durée de temps de l’ordre par exemple d’une journée n’est que très peu affectée. [0015] Il est également proposé un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur. [0016] Il est également proposé un support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur. [0017] Il est également proposé un dispositif de commande d’une centrale électrique virtuelle, raccordée au réseau électrique, agrégeant une pluralité d’installations aptes à contribuer à un service de régulation de fréquence, la pluralité d’installations comprenant au moins un système pilotable avec stockage d’énergie et un ensemble de sources renouvelables ayant une puissance active maximale disponible variable dans le temps, le dispositif de commande étant raccordé à un optimiseur et à des contrôleurs locaux des sources et du système pilotable avec stockage d’énergie, le dispositif de commande étant configuré pour : a) obtenir de l’optimiseur des ensembles de paramètres respectivement associés à des intervalles temporels respectifs, un ensemble de paramètres comprenant une première puissance de consigne prévue pour l’ensemble des sources et une deuxième puissance de consigne prévue pour le système pilotable avec stockage d’énergie, au cours de l’intervalle temporel associé et hors contribution au service de régulation de fréquence, l’optimiseur étant en outre configuré pour fournir des consignes de capacité de réserve à la hausse et/ou à la baisse sur l’ensemble des installations pour l’intervalle temporel associé, b) déterminer, pour un sous-intervalle d’un intervalle temporel courant, une erreur de puissance de réglage de la centrale électrique virtuelle sur la base d’une différence entre des mesures de puissance produites par chaque installation de la centrale électrique virtuelle et une valeur théorique effective attendue basée sur une estimation en temps réel d’une puissance active maximale disponible de l’ensemble des sources renouvelables et sur une mesure de fréquence courante du réseau électrique, French Description c) déterminer, pour le sous-intervalle, une valeur corrective sur la base de l’erreur de puissance de réglage, d1) fournir aux contrôleurs locaux des sources renouvelables, pour le sous- intervalle, une première puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par un abaissement d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, et d2) fournir aux contrôleurs locaux du système pilotable avec stockage d’énergie, pour le sous-intervalle, une deuxième puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par une augmentation d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, la somme des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées étant sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues hors contribution au service de régulation de fréquence. [0018] Dans un exemple, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est supérieure à un seuil bas et inférieur à un seuil haut, la valeur corrective est nulle. [0019] Ceci permet, en particulier lorsque le seuil bas a une valeur négative et le seuil haut a une valeur positive, de limiter la fréquence des actions de correction qui ne sont alors menées que lorsque l’estimation de la puissance active maximale disponible est considérée comme s’écartant trop de sa valeur réelle. [0020] Dans un exemple, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est inférieure à un seuil bas, la valeur corrective est proportionnelle à l’erreur d’estimation. [0021] Dans un exemple, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est supérieure à un seuil haut, la valeur corrective est proportionnelle à l’erreur d’estimation. [0022] Cette proportionnalité ne revêt pas de caractère essentiel, et il n’est pas non plus nécessaire que l’expression mathématique reliant la valeur corrective à l’erreur d’estimation soit identique que l’erreur d’estimation soit positive ou négative. [0023] Dans un exemple, la valeur corrective est saturée entre des valeurs limites indicatives d’une valeur minimale entre : - une puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie en French Description charge, - une puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie en décharge, - la puissance active maximale disponible estimée des sources renouvelables, - les capacités de réserve placées sur l’ensemble des installations , - des puissances minimales techniques des sources renouvelables. [0024] Dans un exemple, les intervalles temporels ont une durée supérieure à 10 minutes et inférieure à 1 heure. [0025] Dans un exemple, le sous-intervalle courant a une durée inférieure à 30 secondes. [0026] Dans un exemple, b), c), d1) et d2) sont répétés périodiquement. Brève description des dessins [0027] D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels : Fig.1 [0028] [Fig. 1] représente un exemple d’agrégation de sources d’énergies renouvelables variables avec un système pilotable avec stockage, formant ainsi une centrale virtuelle. Fig.2 [0029] [Fig. 2] illustre un exemple d’architecture d’un système de contrôle commande à trois couches pour le pilotage d’une centrale virtuelle. Fig.3 [0030] [Fig.3] illustre l’impact, dans un réseau électrique, de l'équilibre production- consommation sur la fréquence Fig.4 [0031] [Fig. 4] représente les dynamiques de libération des différentes réserves constituant le réglage de fréquence. French Description Fig.5 [0032] [Fig. 5] illustre la constitution et la libération d’une réserve fournie par une centrale virtuelle comprenant une source d’énergie renouvelable variable et contribuant à un service de réglage de fréquence. Fig.6 [0033] [Fig.6] illustre l’impact d’erreurs d’estimation de la puissance disponible sur la performance du réglage de fréquence, à travers le résultat d’un essai de réglage primaire de fréquence dans une ferme éolienne de 12 MW. Fig.7 [0034] [Fig.7] représente une comparaison des réponses mesurée et attendue du réglage primaire de fréquence rendu par une ferme éolienne de 12 MW dans le cadre d’un essai. Fig.8 Fig.9 Fig.10 [0035] [Fig. 8], [Fig. 9] et [Fig. 10] représentent des schémas SIMULINK se rapportant à un algorithme général de pilotage d’une centrale virtuelle agrégeant des sources d’énergies renouvelables variables avec un système pilotable avec stockage et contribuant à un service de réglage de fréquence, dans des exemples de réalisation. Description des modes de réalisation [0036] Il est à présent décrit un exemple particulier de centrale électrique virtuelle (VPP) en référence à la figure 1. Différentes installations (102, 104, 106) y sont agrégées, à savoir dans cet exemple des sources d’énergie photovoltaïque (102) et éolienne (104) ainsi qu’un système pilotable avec stockage d’énergie (106), par exemple à l’aide de batteries. Ces installations permettent d’alimenter un réseau French Description électrique (108) en énergie. Le pilotage commun des installations de la VPP permet de fournir des services supplémentaires. [0037] Il est à présent décrit un exemple de mécanisme de contrôle-commande (200) d’une VPP en référence à la figure 2. [0038] En général, trois couches fonctionnelles (210, 220, 230) agissant à différentes échelles de temps permettent de faire fonctionner une VPP constituée de plusieurs actifs physiques (ressources pilotées) : [0039] Une première couche d’optimisation (230), appelée parfois « operational planning scheduler » en anglais, ou encore dans le contexte de ce document « optimiseur », permet de déterminer les programmes de marche de l’ensemble des ressources pilotées et alloue les capacités de services en prenant en compte les prévisions de production des énergies renouvelables, les contraintes opérationnelles et les informations disponibles des marchés (ex : prévision des prix SPOT et des prix des services système). En général, cette couche optimise le fonctionnement de la VPP depuis J-1 jusqu’à l’horizon 15 - 30 minutes avant temps réel, sur chaque pas de 30 minutes (ou 15 minutes au plus précis). [0040] Une deuxième couche de contrôle-commande (220), intermédiaire, appelée parfois « short-term control » en anglais ou STC, intervient entre chaque pas d’optimisation (ex : 30min) et le temps réel, et permet de monitorer la performance de la VPP et de prendre des actions nécessaires pour gérer des aléas ou des imprévus à l’intérieur de chaque pas de programmation optimale. Cette gestion peut en particulier être relative à la gestion de l’état de charge du stockage, à la compensation de la variabilité court-terme des EnR, à un dysfonctionnement fortuit d’un composant ou d’un système de communication prévu pour la transmission de données mesurées et/ou de consignes, à la correction de la performance d’un service, etc. [0041] Une troisième couche de contrôle-commande (210) agit au plus proche du temps réel et comporte les fonctions ou algorithmes correspondants aux services à rendre et adaptés aux technologies pilotées. Cette couche est implémentée physiquement au niveau local par des contrôleurs locaux (202, 204, 206) des French Description installations (102, 104, 106). Elle a pour rôle d’exécuter les programmes définis par la couche supérieure en amont du temps réel et de fournir les différents services au système électrique en fonction des mesures locales (tension, fréquence, etc.), tout en respectant les lois physiques spécifiées dans les codes de réseau pour chaque service. [0042] En l’absence de la couche de contrôle-commande intermédiaire (STC), les contrôleurs locaux prennent en compte directement les valeurs calculées par l’optimiseur comme consignes d’exécution (ex : puissances de référence de chaque ressource, volume de réserve à placer, etc.). Ces valeurs sont mathématiquement constantes sur chaque pas d’optimisation (i.e. sur une durée de 15 ou 30 minutes). Cela peut plus ou moins correctement fonctionner quand la VPP n’est composée que des ressources peu variables dans le temps (ex : batterie, centrale hydraulique avec barrage, etc.), mais pourrait poser des problèmes sur la performance quand la VPP comporte des producteurs variables. [0043] L’invention se distingue de l’art antérieur et a pour objectif de rendre plus performante une VPP contribuant à un service de réglage de fréquence non pas par une optimisation ou ré-optimisation de l’usage des installations au sein d’une VPP, mais par une fonction de contrôle-commande qui minimise la perte de productible sans imposer un transfert de réserve depuis les sources renouvelables vers le stockage d’énergie. Une telle fonction de contrôle-commande peut être intégrée par exemple au niveau de la couche de contrôle-commande intermédiaire précitée. A titre d’illustration, il est décrit, dans le présent document, un exemple d’implémentation focalisé sur un réglage primaire de fréquence ou « service FCR ». De manière générale, rien n’oblige à limiter le domaine d’application de l’invention au seul réglage primaire de fréquence. [0044] Dans un système électrique et comme indiqué sur la Figure 3, la fréquence est l’image de l’équilibre offre-demande. Lorsque la production électrique est supérieure à la consommation à un instant donné, la fréquence du réseau a tendance à augmenter (302). A l’inverse, lorsque la production électrique est inférieure à la consommation à un instant donné, la fréquence du réseau a tendance à diminuer (306). Afin d’assurer le bon fonctionnement du système French Description électrique ainsi que la sûreté des matériels et des personnes, la fréquence doit être réglée aux alentours de sa valeur nominale (304), par exemple 50 Hz en Europe. [0045] Actuellement, les services nécessaires à la régulation, ou au réglage, de la fréquence sont réalisés essentiellement par les producteurs conventionnels, en charge de la production telle qu’issue de l’hydraulique, du nucléaire, etc. Les producteurs d’énergies renouvelables variables en sont actuellement dispensés, mais aucun obstacle technique ne s’oppose à ce que des sources d’énergies renouvelables variables soient pilotées de manière à contribuer au service de réglage de fréquence. [0046] En Europe continentale, les Gestionnaires de Réseaux de Transport (GRT) ont à leur disposition trois niveaux de réserves, c’est-à-dire de moyens complémentaires soit de production, soit dans une moindre mesure, d’effacement de consommation, qui sont mis à contribution avec différents délais d'activation [2]. Par exemple, en France, ces trois niveaux de réserve respectivement nommés réserve primaire, secondaire et tertiaire sont illustrés dans la figure 4 dans un scénario illustré par une représentation (402) relative à la puissance injectée dans le réseau électrique (108) en fonction du temps et de manière équivalente dans une représentation (404) relative à la fréquence du réseau électrique (108) en fonction du temps. [0047] Dans ce scénario, la survenue d’un incident réseau à un instant T occasionne, vers T+15 secondes, une excursion de fréquence au-delà d’une limite acceptable. La réserve primaire se déclenche afin de stabiliser la fréquence. Ensuite, vers T+30 secondes, la réserve secondaire se déclenche afin de rapprocher la fréquence vers sa valeur nominale. Finalement, vers T+15 minutes, la réserve tertiaire se déclenche au cas où la réserve secondaire tend à s’épuiser sans avoir permis de rétablir la fréquence nominale. [0048] Les producteurs qui participent au service de réglage de fréquence doivent être capables de moduler leurs puissances produites en fonction de la variation de la fréquence sur le réseau, c’est à dire augmenter leur production quand la French Description fréquence est en-dessous de la valeur nominale et diminuer leur production quand la fréquence est au-delà de la valeur nominale. [0049] Contrairement aux producteurs conventionnels et au stockage qui fonctionnent sous consigne de puissance active constante ou quasi-constante sur chaque pas de dispatching, la constitution de la réserve de réglage de fréquence sur les producteurs éolien et PV est plus complexe. En effet, lorsqu’aucune réserve n’y allouée, ces producteurs sont exploités pour produire à tout instant la puissance maximale disponible dépendant des conditions du vent ou de l’ensoleillement. [0050] Diverses notations utilisées dans la suite de ce document sont à présent explicitées. Parmi ces notations, les puissances sont toutes considérées, sauf indication contraire, comme étant des puissances électriques exprimées en MW. L’usage de l’acronyme « ESS » dans une notation indique que cette notation est relative au système pilotable avec stockage d’énergie. L’usage de « RES » dans une notation indique que cette notation est relative aux sources d’énergie renouvelable ayant une puissance variable dans le temps. Enfin, l’usage de l’acronyme « VPP » dans une notation indique que cette notation est relative à l’ensemble des installations de la centrale virtuelle. [0051] désigne la fréquence du réseau électrique (108). Cette fréquence est mesurable en temps réel et est exprimée en Hz. [0052] et désignent des capacités de réserve, respectivement à la hausse et à la baisse, placées sur le système pilotable avec stockage (106). et désignent des capacités de réserve, respectivement à la hausse et à la baisse, placées sur les sources d’énergies renouvelables (102, 104). Ces capacités de réserve sont assimilables à des puissances et peuvent être programmées à l’avance, par exemple par l’optimiseur (230). [0053] La puissance totale du système pilotable avec stockage d’énergie est notée et est la somme de deux grandeurs que sont : - la puissance du système pilotable avec stockage d’énergie allouée à un autre French Description service que celui du réglage de fréquence, notée , qui peut être programmée à l’avance, par exemple par l’optimiseur (230), et - la puissance du système pilotable avec stockage d’énergie allouée au réglage de fréquence, notée et qui peut être donnée, par exemple, par la formule : valable pour une fréquence comprise dans un domaine de fréquence s’étendant de 49,8 Hz à 50,2 Hz. En dehors de ce domaine de fréquence, la valeur de est saturée respectivement par et . [0054] De manière analogue, la puissance totale de la VPP, notée , est la somme de deux grandeurs que sont : - la puissance de la VPP allouée à un autre service que celui du réglage de fréquence, notée , qui peut être programmée à l’avance, par exemple par l’optimiseur (230), et - la puissance de la VPP allouée au réglage de fréquence, notée et qui peut être donnée, par exemple, par la formule : . Cette formule également est valable pour une fréquence comprise dans un domaine de fréquence s’étendant de 49,8 Hz à 50,2 Hz. En dehors de ce domaine de fréquence, la valeur de est saturée respectivement par et . De même, la puissance totale des sources d’énergies renouvelables, notée , est la somme de la puissance des sources d’énergies renouvelables non allouée au service de réglage de fréquence, notée , et de la puissance des sources d’énergies renouvelables allouée au service de réglage de fréquence, notée . French Description [0055] Ces formules se traduisent par une injection ou par une absorption de la totalité de la réserve primaire placée pour une variation absolue de fréquence de 200 mHz soit 0,2 Hz dans le réseau électrique autour d’une fréquence nominale de 50 Hz. Cela correspond à l’exigence actuelle de RTE pour la gestion du réseau électrique français et plus généralement à l’exigence applicable à l’ensemble des gestionnaires de réseau de transport d’électricité en Europe. Il est rappelé à cet effet que le domaine d’application de l’invention ne saurait se limiter strictement ni à un territoire particulier, ni au cas particulier de la libération de la réserve primaire. La personne du métier comprendra que les formules fournies dans ce document sont à considérer uniquement à titre d’exemple illustratif et pourra facilement les adapter en fonction du ou des niveaux de réserve concerné(s), ainsi qu’en fonction des exigences locales définissant notamment la fréquence nominale du réseau électrique (qui est par exemple de 60 Hz aux Etats-Unis) et les règles relatives à la libération du ou des niveaux de réserve concerné(s). [0056] désigne la puissance active maximale disponible des sources d’énergies renouvelables (102, 104). Comme déjà indiqué, cette grandeur n’est pas mesurable mais seulement estimée. [0057] En faisant l’hypothèse que la centrale renouvelable est programmée par l’optimiseur (230) de sorte à fournir une puissance de base, hormis la libération des réserves associées au réglage de fréquence, on suppose alors que . [0058] désigne la puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie (106) en décharge, telle que retournée par exemple par un système de surveillance du stockage. Ainsi définie, sa valeur doit toujours être de signe positif. Par exemple, sur une batterie, le BMS, pour « Battery Management System » en anglais, renvoie des limites de puissance en fonction de son état de charge : la puissance maximale en décharge sera réduite aux abords de 0% d’état de charge et la puissance maximale en charge sera réduite aux abords de 100% d’état de charge. French Description [0059] désigne la puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie (108) en charge, telle que retournée par le système de surveillance du stockage. Ainsi définie, sa valeur doit toujours être de signe négatif. [0060] désigne la puissance minimale technique des sources d’énergies non renouvelables (102, 104). Par exemple, pour une ferme éolienne, cette puissance correspond à la valeur en-dessous de laquelle toutes ou une partie des turbines de la ferme ne peuvent plus rester en état de démarrage. [0061] désigne une puissance de correction supplémentaire à appliquer à la centrale renouvelable. La détermination de cette puissance de correction supplémentaire est détaillée dans le présent document. Autrement dit, en utilisant la technique proposée dans le présent document, la puissance de consigne des sources d’énergies renouvelables (102, 104) peut être déterminée selon la formule . [0062] Dans le but de garantir le terme , en contrepartie cette puissance de correction peut être également appliquée sur la consigne du système pilotable avec stockage d’énergie selon la formule . [0063] Certains travaux antérieurs brevetés ont pour objectif de conception des estimateurs de puissance AAP pour les fermes éoliennes et photovoltaïques [3][4][5]. Cela étant dit, le procédé d’estimation de la puissance AAP d’une ferme EnR variable peut toujours induire des erreurs d’estimation, i.e. la différence entre la puissance disponible estimée et sa valeur effective ^^ ^ ^^ ^^ ,^^^ , cette dernière étant non mesurable comme déjà expliqué. [0064] Il est à présent décrit deux stratégies possibles de pilotage d’une ferme EnR participant au service de réglage de fréquence, en référence à la figure 5. Une fois que la puissance disponible de la ferme EnR est estimée, cette ferme peut être exploitée en dessous de sa production maximale disponible pour constituer de la réserve symétrique (502), par prélèvement du volume de réserve à la hausse ( ) à allouer sur cette ferme. A noter que si seule la réserve à la baisse doit French Description être fournie par la ferme, elle peut être opérée à sa puissance disponible sans nécessairement être écrêtée, il s’agit d’un pilotage mettant en œuvre la constitution d’une réserve asymétrique (504). [0065] En général, quand une centrale EnR fournit uniquement la réserve à la baisse, sa production de base correspondant à une fréquence égale à la fréquence nominale du réseau électrique est maintenue à sa production disponible estimée pour éviter toute perte d’énergie liée à un écrêtement volontaire. Dans ce cas, . Quand elle fournit aussi une réserve à la hausse, sa production doit être volontairement écrêtée pour constituer le volume de réserve correspondant. Dans ce cas, . [0066] L’estimation de la puissance AAP en temps réel est essentielle pour permettre à une ferme EnR variable de fournir de la réserve. Lorsque la ferme est pilotée pour contribuer au service de réglage de fréquence, la puissance totale de . De la même manière que précisée précédemment, cette formule est valable pour une fréquence comprise entre 49,8 et 50,2 Hz et n’intègre pas les saturations par les capacités de réserve allouées. [0067] Deux sources d’erreur principales ont pour effet que le réglage de fréquence rendu par une ferme EnR variable ne peut pas être toujours aussi performant que celui fourni par une centrale conventionnelle. [0068] La première source d’erreur principale concerne la variabilité naturelle de la production éolienne ou photovoltaïque dépend des conditions météorologiques, telles que la vitesse et la direction du vent pour la production éolienne, ou l’ensoleillement et le passage des nuages pour la production photovoltaïque, qui peuvent varier à tout instant. La tendance de variation de la production EnR n’est pas toujours dans le sens favorable au réglage de fréquence. Par exemple, une augmentation forte de la production éolienne suite à une rafale de vent peut être French Description concomitante à une situation où la fréquence est au-delà de 50 Hz, dans laquelle le gestionnaire de réseau cherche plutôt à baisser la production. [0069] La seconde source d’erreur principale concerne l’estimation de la puissance maximale disponible. Des erreurs relatives à cette estimation peuvent engendrer des réglages non-intentionnels qui ne correspondent pas forcément aux réponses attendues par le gestionnaire de réseau, notamment en cas de surestimation de la production EnR. Cette problématique a été constatée et analysée dans le cadre du démonstrateur VPP du projet européen EU-SysFlex [6]. La figure 6 illustre l’impact des erreurs d’estimation sur la réponse du réglage de fréquence d’une ferme EnR variable et représente sur une même échelle de temps l’évolution des puissances AAP, réelle, et attendue de la ferme (602) ainsi que l’évolution de la fréquence (604) du réseau. Nous pouvons constater qu’en raison d’une surestimation de la production entre 16:09-16:10, la puissance réelle de la ferme notée est limitée par l’AAP effective et diminue non intentionnellement sans aucune correspondance avec l’évolution de la fréquence du réseau au même moment. Cela conduit donc à un écart de la puissance réelle et mesurée de la ferme par rapport à la puissance attendue notée . [0070] Pour principalement ces deux raisons citées, il existe un écart entre la réponse attendue et celle mesurée lorsqu’une ferme EnR variable participe au réglage de fréquence. Cet écart est par exemple quantifié lors des essais du démonstrateur EU-SysFlex pour une ferme éolienne de 12 MW fournissant de la réserve primaire. La figure 7 représente à cet effet sur une même échelle temporelle : l’évolution de la puissance réelle de la ferme éolienne (702), l’évolution de la fourniture de réserve primaire par la ferme éolienne (704), c’est- à-dire l’évolution de la réserve primaire réellement fournie par la ferme éolienne, notée et celle de la réserve primaire censée être fournie en théorie par la ferme éolienne, notée l’évolution de la différence entre ces deux grandeurs et (706). French Description [0071] Si les erreurs de réglage ne sont pas corrigées, cela conduit à une sous- performance du réglage de fréquence et risque d’engendrer un abattement de la rémunération voire une pénalité pour le producteur participant. D’un point de vue du système électrique, un réglage de fréquence erroné présente aussi un risque pour la sécurité du réseau électrique et des usagers. [0072] La technique proposée peut être incorporée en tant que fonction du STC (220) et a pour but de corriger, à l’intérieur d’un pas d’optimisation, la sous- performance du réglage de fréquence rendu due à la variabilité de la production et aux erreurs d’estimation du productible EnR, tout en mobilisant la flexibilité disponible sur le pas de temps concerné. Cette flexibilité peut inclure notamment la puissance de stockage du système avec stockage pilotable (106) et la marge de modulation disponible sur les sources de production (102, 104). [0073] La valeur d’une consigne de puissance dite « corrective » est calculée pour un intervalle de temps donné dont la durée correspond au pas de temps de contrôle du STC. [0074] Cette valeur peut être transmise aux contrôleurs locaux des sources d’énergies renouvelables afin de corriger, presqu’en temps réel, la performance du réglage de fréquence de la centrale VPP. [0075] En parallèle, une valeur égale ou sensiblement égale à celle de la consigne de puissance corrective, et de signe opposé peut être également transmise au contrôleur local du système pilotable avec stockage d’énergie, afin de compenser la correction appliquée au niveau des sources d’énergies renouvelables et ainsi maintenir constante ou sensiblement constante la puissance de référence de la centrale VPP hors services système, notée . [0076] En effet, une modification de sur un pas d’optimisation peut entraîner des conséquences importantes, souvent dans le sens défavorable, sur l’optimalité globale de la gestion de la VPP. Il est donc essentiel de garantir cette puissance de référence au niveau de la centrale VPP lors de la correction de la sous- performance en réglage de fréquence d’une ou plusieurs installations de cette centrale. French Description [0077] Un exemple d’algorithme pouvant convenir pour déterminer la valeur de la consigne de puissance corrective dans le cadre d’un procédé de contrôle- commande de la centrale VPP est à présent décrit. [0078] On suppose ici que la centrale VPP participe au réglage primaire de fréquence. On se place à un instant donné où une erreur de réglage est présente, c’est-à-dire, pour rappel, un écart entre la réponse attendue des sources d’énergie renouvelable et celle mesurée. L’erreur de réglage notée correspond à la différence en matière de puissance électrique allouée au réglage de fréquence entre une valeur théorique notée et une valeur estimée notée . En d’autres termes, . [0079] La valeur estimée peut être obtenue par la formule générale suivante : . [0080] Il existe différentes manières d’effectuer une estimation théorique de la puissance de réglage de la centrale renouvelable. Par exemple, il est possible de tenir compte de la dynamique de la centrale renouvelable par une modélisation de son temps de réponse noté via un premier ordre, selon la formule mathématique connue suivante : . De la même manière que précisée précédemment, cette formule est valable pour une fréquence comprise entre 49,8 et 50,2 Hz et n’intègre pas les saturations par les capacités de réserve allouées. [0081] Une telle modélisation est en général suffisante pour les besoins de la détermination de l’erreur de réglage. [0082] Déterminer l’erreur de réglage permet de mettre en œuvre des actions de correction de la performance du réglage de fréquence. Une action de correction est une application d’une consigne de correction notée au niveau d’un contrôleur local. French Description [0083] Un exemple de consigne de correction possible est une consigne proportionnelle via un gain G, selon la formule . [0084] La consigne de correction n’est pas nécessairement proportionnelle. Entre autres formes possibles, la consigne de correction peut être linéaire ou non, proportionnelle intégrale, proportionnelle intégrale dérivée, etc... [0085] Selon un exemple, une bande morte peut être appliquée sur le terme pour filtrer les erreurs de moindre amplitude et éviter des sur-sollicitations des ressources au sein de la VPP dues aux actions de correction de la performance du réglage de fréquence. [0086] Selon un exemple, la consigne de correction peut être saturée. Pour cela, une valeur minimale notée et/ou une valeur maximale notée peuvent être définies comme bornes de la consigne de correction. Lorsque ces deux bornes sont définies, la consigne de correction est saturée selon la formule : . [0087] Par exemple, la valeur maximale de la consigne de correction peut être définie par le minimum entre la puissance maximale du stockage en décharge et le volume maximal de puissance d’écrêtement possible sur la centrale renouvelable. Afin que la consigne de correction n’induise pas une réduction de volume de réserve à la hausse disponible sur le stockage, cette valeur peut être déduite de la puissance maximale du stockage en décharge, selon la formule suivante : . [0088] Par exemple, la valeur minimale de la consigne de correction peut être définie par le minimum entre la puissance maximale du système de stockage en charge et, en cas d’écrêtement supplémentaire sur la centrale renouvelable, le volume maximal de puissance supplémentaire ainsi rendu accessible. Dans la suite de ce document, il est considéré qu’aucun écrêtement supplémentaire n’est prévu sur la centrale renouvelable et que ce volume de puissance supplémentaire est nul. Afin que la consigne de correction n’induise pas une réduction de volume de réserve à French Description la baisse disponible, cette valeur peut être déduite de la puissance maximale du stockage en charge, selon la formule . [0089] La consigne de correction est appliquée, pour le pilotage des sources d’énergies renouvelables, en tant que consigne de modulation de puissance supplémentaire, c’est-à-dire en plus de la consigne associée au réglage de fréquence. Dans les formules mathématiques fournies dans ce document, la consigne de correction est construite par convention comme une valeur positive. [0090] Afin de garantir la puissance pour le contrôle de performance réalisé par le gestionnaire de réseau de transport, la consigne de correction est également appliquée en parallèle sur le système pilotable avec stockage d’énergie. De la même manière que pour les sources d’énergies renouvelables, cette consigne de correction doit être comprise comme une consigne de modulation de puissance supplémentaire. [0091] La consigne de correction appliquée aux sources renouvelables et celle appliquée au système pilotable avec stockage d’énergie ont une valeur absolue sensiblement égale, avec une tolérance relative ou absolue choisie en fonction d’un critère lié au contrôle de performance réalisé par le gestionnaire de réseau de transport, et un signe opposé. [0092] Par convention, lorsque la consigne de correction appliquée aux sources renouvelables est de signe positif, elle correspond à une valeur de hausse de puissance fournie par les sources renouvelables. [0093] De même, par convention, lorsque la consigne de correction appliquée au système pilotable avec stockage d’énergie est de signe positif, elle correspond à une consigne de décharge. [0094] La figure 8 est un schéma bloc (800) décrivant un ensemble d’opérations mathématiques pouvant être utilisées dans le contrôle de sources d’énergies renouvelables (par exemple une ferme éolienne) et d’un système pilotable avec stockage d’énergie (par exemple un système de stockage par batteries). La French Description fréquence et les capacités de réserve et placées respectivement à la hausse et à la baisse sur la ferme éolienne sont utilisées pour déterminer une consigne de réglage définie pour piloter la ferme éolienne de manière à ce qu’elle participe au service du réglage primaire de fréquence. En parallèle, la fréquence et les capacités de réserve placées respectivement à la hausse et à la baisse sur le système pilotable avec stockage d’énergie sont utilisées pour déterminer une consigne de réglage définie pour piloter le stockage d’énergie de manière à ce qu’il participe au service du réglage primaire de fréquence. Une même valeur corrective est ensuite prise en compte comme valeur absolue de consignes de correction appliquées aux sources d’énergies renouvelables et au système pilotable avec stockage d’énergie. Ainsi, la consigne réellement transmise au contrôleur de la ferme éolienne intègre et . De même, la consigne réellement transmise au contrôleur du système pilotable avec stockage d’énergie intègre et . Il est à noter que, sur la figure 8, la valeur corrective est appliquée négativement à la ferme éolienne et positivement au système de stockage par batteries. Un algorithme de calcul possible de la valeur corrective est explicité sur la figure 9, qui est un autre schéma bloc (900) s’inscrivant dans celui de la figure 8. Selon cet algorithme, la valeur corrective est fonction de l’amplitude de l’erreur de réglage en puissance avec toutefois une bande morte, c’est-à-dire un intervalle d’erreur de réglage pour laquelle la valeur corrective correspondante est nulle, ainsi qu’une borne maximale et une borne minimale saturant la valeur corrective. [0095] La technique proposée a été testée en simulation sur le cas d’une VPP constituée d’un système pilotable avec stockage d’énergie par batteries et d’une ferme éolienne, agrégés pour fournir du réglage primaire de fréquence. [0096] La plateforme de simulation utilisée comporte quatre modèles, à savoir : un modèle de ferme éolienne (204) qui représente une ferme éolienne de 12 MW composée de 6 turbines de 2 MW associée à un contrôleur local permettant notamment la fourniture de réglage de fréquence, un modèle de système pilotable avec stockage d’énergie (206) qui représente un French Description système de stockage par batteries disposant de 3 MWh d’énergie et de 2 MW de puissance, un modèle de contrôleur FCR qui représente un système de commande associé à un service de réglage de fréquence et exploitant le système pilotable avec stockage d’énergie et un modèle de contrôleur STC, c’est-à-dire de système de contrôle-commande intermédiaire. [0097] La plateforme de simulation est représentée en figure 10 sous la forme d’un schéma bloc (1000) où chaque bloc représente un modèle. Chaque modèle est configuré pour recevoir en entrée et renvoyer en sortie des séries temporelles composées d’échantillons associés à un instant donné ou à une période temporelle élémentaire donnée. Par souci de simplicité et de pédagogie, il est fait référence, pour l’explication du fonctionnement des modèles, à des signaux d’entrée et de sortie, chaque signal représentant un échantillon. Hors précision contraire, un signal fourni à un modèle représentant une entité se rapporte à cette entité. Ainsi par exemple lorsqu’un signal représentant une capacité de réserve à la hausse ou à la baisse est fourni au modèle de ferme éolienne, on considère que cette capacité de réserve à la hausse ou à la baisse est placée sur la ferme éolienne, en d’autres termes qu’elle définit, pour la ferme éolienne, la part de la puissance active allouée au réglage de fréquence à la hausse ou à la baisse. [0098] Le modèle de ferme éolienne est configuré pour recevoir en entrée cinq signaux représentant respectivement : une puissance maximale réelle, issue d’un historique, indicative d’une valeur historique de puissance AAP, un volume, ou une capacité, de réserve à la hausse, un volume, ou une capacité, de réserve à la baisse, la fréquence du réseau électrique et une valeur corrective calculée algorithmiquement et correspondant à une modulation en temps réel de la puissance de la ferme éolienne pour contribuer à un service de réglage de fréquence primaire, ou « FCR, Frequency Containment Reserve » en anglais. French Description [0099] Sur la base des cinq signaux reçus en entrée, le modèle de ferme éolienne est configuré pour renvoyer en sortie un signal de puissance AAP estimée et un signal représentant une puissance réelle mesurable. Ainsi, le modèle de ferme éolienne intègre un estimateur de puissance AAP ainsi qu’un contrôleur de service de réglage de fréquence. [0100] Le modèle de système pilotable avec stockage d’énergie est configuré pour recevoir en entrée un signal représentant une puissance de consigne et un signal représentant la valeur corrective et pour renvoyer en sortie, sur la base de ces signaux reçu en entrée, trois signaux représentant respectivement : un état de charge (SOC), une puissance maximale et une puissance minimale acceptables par le système pilotable avec stockage d’énergie. [0101] La puissance maximale est associée à une vitesse maximale de décharge et la puissance minimale est associée à une vitesse maximale de charge acceptables par le système pilotable avec stockage d’énergie. [0102] Le modèle de contrôleur FCR est configuré pour recevoir en entrée trois signaux représentant respectivement : un volume, ou une capacité, de réserve à la hausse, un volume, ou une capacité, de réserve à la baisse et la fréquence du réseau électrique, et pour renvoyer en sortie, sur la base de ces signaux reçus en entrée, un signal de puissance à suivre pour contribuer au service de régulation de fréquence. [0103] Le modèle de contrôleur STC est configuré pour recevoir en entrée neuf signaux représentant : quatre volumes, ou capacités, de réserve, respectivement à la hausse et à la baisse sur les ressources éoliennes et à la hausse et à la baisse sur le système pilotable avec stockage d’énergie, la fréquence du réseau électrique, la puissance AAP estimée, la puissance mesurée de la ferme éolienne et French Description la puissance maximale et minimale acceptables par le système pilotable avec stockage d’énergie. [0104] Sur la base des signaux reçus en entrée, le modèle de contrôleur STC est configuré pour renvoyer en sortie un signal de correction de puissance. [0105] Typiquement, les signaux représentant les volumes de réserve à la hausse et à la baisse sur chaque système de production sont définis par un optimiseur sur la base de prix de marché associés qui incluent le prix SPOT de l’électricité fournie au réseau électrique et la rémunération contractuelle associée à la contribution de la VPP au service de réglage primaire de fréquence ou « service FCR ». [0106] En pratique, le comportement de l’optimiseur n’a pas été modélisé dans la plateforme de simulation, la simulation étant focalisée sur la fonction de la couche de contrôle-commande intermédiaire STC. Pour simplifier, des niveaux de réserve ont simplement été fixés et répartis de façon constante sur une journée de simulation. [0107] Le choix effectué a été de placer arbitrairement sur la ferme éolienne la totalité de la réserve à la baisse (soit 1 MW) et 600 kW de réserve à la hausse, et sur le système pilotable avec stockage d’énergie par batteries un volume de réserve à la hausse fixé à 400 kW. [0108] Les raisons qui expliquent ce choix sont multiples. [0109] En France, la fourniture de réglage de fréquence se fait de façon symétrique et le choix effectué permet de respecter cette règle en plaçant 1 MW à la hausse et à la baisse sur la centrale virtuelle. [0110] Contrairement à la réserve à la hausse, fournir de la réserve à la baisse sur l’éolien ne nécessite pas d’écrêter en permanence la production éolienne et est donc plus intéressante d’un point de vue économique. De plus, placer de la réserve sur un système pilotable avec stockage d’énergie par batteries nécessite de réserver une partie de la capacité disponible en charge/décharge, capacité qui n’est donc plus disponible pour d’autres services ou arbitrage sur le marché. Ce French Description sont les raisons pour lesquelles la réserve à la baisse est entièrement portée par la ferme éolienne. [0111] Selon le retour d’expérience du démonstrateur VPP français du projet EU- SysFlex, ce scénario simulé peut correspondre au planning optimal d’un jour-type calculé par un optimiseur industriel [6]. [0112] Pour évaluer la performance de la fonction développée par rapport à d’autres solutions, deux indicateurs ont été retenus. [0113] Le premier indicateur se rapporte au pourcentage de temps pendant lequel le gain de réglage de fréquence estimé est différent de moins de 20% de la valeur contractuelle. Il s’agit d’un critère de contrôle de performance nommé « critère statique », actuellement appliqué en France, qui notifie un écart au producteur lorsque l’écart relatif entre le gain de réglage de fréquence estimé et la valeur contractuelle est supérieur à 20% pendant plus de 10% du temps. En d’autres termes, le gain de réglage de fréquence estimé doit être compris entre 0,8 et 1,2 p.u. (« per unit » en anglais) pendant au moins 90% du temps pour respecter le « critère statique » en termes de performance. La méthode utilisée pour estimer le gain s’appuie sur une méthode connue d’estimation des moindres carrés de l’erreur effectuée toutes les 10 minutes à partir de mesures au pas de temps 10 secondes, en utilisant cependant le signal de puissance AAP comme donnée d’entrée pour l’élaboration de la puissance de la VPP allouée à un autre service que celui du réglage de fréquence [7]. [0114] Le deuxième indicateur est l’énergie écrêtée sur la ferme éolienne du fait d’une modulation de puissance selon la technique proposée ou du fait d’une marge permanente selon une autre technique possible. [0115] La simulation a été effectuée sur une journée à partir d’un historique de production éolienne et de fréquence en France. [0116] Les trois cas évalués en simulation sont les suivants. [0117] Le premier cas, ou « cas témoin », correspond à une situation où aucune action préventive n’est faite sur la centrale agrégée pour améliorer la performance French Description du service FCR. Dans ce cas témoin, le premier indicateur, c’est-à-dire le pourcentage de temps pendant lequel le gain de réglage de fréquence estimé est différent de moins de 20% de la valeur contractuelle, s’élève à 76,4%, ce qui est inférieur aux 90% préconisés pour remplir le critère statique. Nous pouvons donc constater que sans aucune action de correction, la performance en réglage de fréquence de la centrale VPP évaluée sur la journée simulée est de 76,4%. Autrement dit, pendant 23,6% du temps le service rendu par la VPP est en sous- performance, ce qui correspond à 13,6 points de plus que l’exigence du gestionnaire de réseau en termes de temps passé dans la performance requise selon les règles actuelles. Le second indicateur, c’est-à-dire l’énergie écrêtée, est nul puisqu’aucune action préventive n’est menée. [0118] Le deuxième cas, ou « cas d’une marge permanente de 200 kW » correspond à une situation où la puissance fournie par la ferme éolienne est écrêtée de 200 kW en permanence, en plus du service FCR rendu, de façon à s’écarter de la puissance AAP et des erreurs d’estimation associées. Cela correspond à première solution décrite dans la présentation de l’état de l’art. Dans ce cas d’une marge permanente de 200 kW, le premier indicateur vaut 90,27%, le critère statique est donc rempli. Le service peut donc être considéré comme « effectif » ou « performant » selon le critère d’évaluation du gestionnaire de réseau selon les règles actuelles. Le second indicateur s’élève à 4,8 MWh, ce qui correspond à une perte significative de productible, c’est-à-dire à une perte d’opportunité importante pour le producteur. [0119] Le troisième cas correspond à une situation où la puissance de la ferme éolienne est modulée sur la base d’une valeur corrective conformément à la technique proposée. Dans ce troisième cas, le premier indicateur s’élève à 90,27% et le second indicateur vaut seulement 0,8 MWh. Ainsi la performance du service de réglage de fréquence a également été élevée à plus de 90% et le critère de performance est donc rempli, tout en évitant largement l’écrêtement de la production éolienne. [0120] Il a été prouvé par simulation que la présente invention fonctionne correctement et présente un intérêt technico-économique en vue d’améliorer la French Description performance du service de réglage de fréquence rendu par une VPP composée d’EnR variables et d’un système pilotable avec stockage d’énergie. [0121] Bibliographie [0122] [1] Y. Wang et al., "WP8 Demonstration Specification for Field Testing: Aggregation Approaches for Multi-services Provision from a Portfolio of Distributed Resources", D8.1 report of EU-SysFlex project, 2018, disponible en ligne sur https://eu-sysflex.com/documents/. [0123] [2] RTE, "Document technique de référence," 2020, disponible en ligne sur https://www.services-rte.com/fr/la-bibliotheque.html. [0124] [3] J. Callec et Y. Wang, "Procédé de régulation de puissance générée par une ferme éolienne", Brevet français FR 3074975 B1. [0125] [4] J. Jacobsen, "Method for determining the available power of a wind park". Demande de brevet chinoise CN 110402330 A. [0126] [5] J A. Rossé et G. Delille, "Commande en puissance d’onduleurs d’une installation photovoltaïque pour la participation au réglage en fréquence du réseau de distribution électrique", Brevet français FR 3060229 B1. [0127] [6] Y. Wang et al., "French demonstration: “multi-resources multi-services” virtual power plant", D8.4 report of EU-SysFlex project, 2022, disponible en ligne sur https://eu-sysflex.com/documents/. [0128] [7] RTE, "Les Services Système : l'expérience de RTE," J3eA, vol. 5, p. 6, 2006.

Claims

French Claims Revendications [Revendication 1] Procédé de commande d’une centrale électrique virtuelle, raccordée au réseau électrique, agrégeant une pluralité d’installations aptes à contribuer à un service de régulation de fréquence, la pluralité d’installations comprenant au moins un système pilotable avec stockage d’énergie et un ensemble de sources renouvelables ayant une puissance active maximale disponible variable dans le temps, le procédé étant mis en œuvre par un dispositif de commande raccordé à un optimiseur et à des contrôleurs locaux des sources et du système pilotable avec stockage d’énergie, le procédé comprenant : a) obtenir de l’optimiseur des ensembles de paramètres respectivement associés à des intervalles temporels respectifs, un ensemble de paramètres comprenant une première puissance de consigne prévue pour l’ensemble des sources et une deuxième puissance de consigne prévue pour le système pilotable avec stockage d’énergie, au cours de l’intervalle temporel associé et hors contribution au service de régulation de fréquence, l’optimiseur étant en outre configuré pour fournir des consignes de capacité de réserve à la hausse et/ou à la baisse sur l’ensemble des installations pour l’intervalle temporel associé, b) déterminer, pour un sous-intervalle d’un intervalle temporel courant, une erreur de puissance de réglage de la centrale électrique virtuelle sur la base d’une différence entre des mesures de puissance produites par chaque installation de la centrale électrique virtuelle et une valeur théorique effective attendue basée sur une estimation en temps réel d’une puissance active maximale disponible de l’ensemble des sources renouvelables et sur une mesure de fréquence courante du réseau électrique, c) déterminer, pour le sous-intervalle, une valeur corrective sur la base de l’erreur de puissance de réglage, d1) fournir aux contrôleurs locaux des sources renouvelables, pour le sous- intervalle, une première puissance de consigne de régulation de fréquence French Claims corrigée par un abaissement d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, et d2) fournir aux contrôleurs locaux du système pilotable avec stockage d’énergie, pour le sous-intervalle, une deuxième puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par une augmentation d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, la somme des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées étant sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues hors contribution au service de régulation de fréquence. [Revendication 2] Procédé selon la revendication 1, dans lequel, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est supérieure à un seuil bas et inférieur à un seuil haut, la valeur corrective est nulle. [Revendication 3] Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est inférieure à un seuil bas, la valeur corrective est proportionnelle à l’erreur d’estimation. [Revendication 4] Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel, lorsque la valeur de l’erreur d’estimation est supérieure à un seuil haut, la valeur corrective est proportionnelle à l’erreur d’estimation. [Revendication 5] Procédé selon l’une des revendications 1 à 4 , dans lequel la valeur corrective est saturée entre des valeurs limites indicatives d’une valeur minimale entre : - une puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie en charge, - une puissance maximale du système pilotable avec stockage d’énergie en décharge, - la puissance active maximale disponible estimée des sources renouvelables, - les capacités de réserve placées sur l’ensemble des installations, - des puissances minimales techniques des sources renouvelables. [Revendication 6] Procédé selon l’une des revendications 1 à 5, dans lequel les intervalles temporels ont une durée supérieure à 10 minutes et inférieure à 1 heure. French Claims [Revendication 7] Procédé selon l’une des revendications 1 à 6, dans lequel le sous-intervalle courant a une durée inférieure à 30 secondes. [Revendication 8] Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel b), c), d1) et d2) sont répétés périodiquement. [Revendication 9] Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 8 lorsque ce programme est exécuté par un processeur. [Revendication 10] Dispositif de commande d’une centrale électrique virtuelle, raccordée au réseau électrique, agrégeant une pluralité d’installations aptes à contribuer à un service de régulation de fréquence, la pluralité d’installations comprenant au moins un système pilotable avec stockage d’énergie et un ensemble de sources renouvelables ayant une puissance active maximale disponible variable dans le temps, le dispositif de commande étant raccordé à un optimiseur et à des contrôleurs locaux des sources et du système pilotable avec stockage d’énergie, le dispositif de commande étant configuré pour : a) obtenir de l’optimiseur des ensembles de paramètres respectivement associés à des intervalles temporels respectifs, un ensemble de paramètres comprenant une première puissance de consigne prévue pour l’ensemble des sources et une deuxième puissance de consigne prévue pour le système pilotable avec stockage d’énergie, au cours de l’intervalle temporel associé et hors contribution au service de régulation de fréquence, l’optimiseur étant en outre configuré pour fournir des consignes de capacité de réserve à la hausse et/ou à la baisse sur l’ensemble des installations pour l’intervalle temporel associé, b) déterminer, pour un sous-intervalle d’un intervalle temporel courant, une erreur de puissance de réglage de la centrale électrique virtuelle sur la base d’une différence entre des mesures de puissance produites par chaque installation de la centrale électrique virtuelle et une valeur théorique effective attendue basée sur une estimation en temps réel d’une puissance active maximale disponible de l’ensemble des sources renouvelables et sur une mesure de fréquence courante du réseau électrique, c) déterminer, pour le sous-intervalle, une valeur corrective sur la base de l’erreur French Claims de puissance de réglage, d1) fournir aux contrôleurs locaux des sources renouvelables, pour le sous- intervalle, une première puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par un abaissement d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, et d2) fournir aux contrôleurs locaux du système pilotable avec stockage d’énergie, pour le sous-intervalle, une deuxième puissance de consigne de régulation de fréquence corrigée par une augmentation d’une ampleur correspondant à la valeur corrective, la somme des puissances de consigne de régulation de fréquence corrigées étant sensiblement égale à la somme des puissances de consigne prévues hors contribution au service de régulation de fréquence.
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