WO2015075372A1 - Procédé de réglage de la fréquence d'un réseau électrique - Google Patents

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WO2015075372A1
WO2015075372A1 PCT/FR2014/052953 FR2014052953W WO2015075372A1 WO 2015075372 A1 WO2015075372 A1 WO 2015075372A1 FR 2014052953 W FR2014052953 W FR 2014052953W WO 2015075372 A1 WO2015075372 A1 WO 2015075372A1
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power
converter
frequency
electrical
active
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PCT/FR2014/052953
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Quoc-Tuan TRAN
Ngoc-An LUU
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Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives
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    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the present application relates to a method for controlling the frequency of an AC power transmission and distribution network connecting electrical energy production installations, also called power plants, to electrical energy consumption devices, also called charges.
  • the number of power plants using renewable energies is constantly increasing. This can lead to technical problems in the management of the electricity grid that transports electrical energy from power plants to electricity consumers.
  • the frequency of the electrical network must be maintained in predefined ranges for the proper functioning of the equipment connected to the network.
  • the connection of a power plant to the electricity grid can cause a change in the frequency of the electricity network due to the injection of electrical power that is active and reactive by the power plant into the electricity grid.
  • renewable energy power plants are generally connected to the electricity grid by DC-AC converters adapted to disconnect these plants from the power grid in the event of significant variations in the frequency of the electricity network. An increase in the frequency variations of the electricity network can lead to frequent and untimely disconnections of these power stations.
  • An object of an embodiment is to overcome all or part of the disadvantages of the frequency control methods of an electrical network described above.
  • Another object of an embodiment is that the control method makes it possible to maintain the frequency of the electrical network in a determined frequency range.
  • control method makes it possible to take into account the electrical energy supplied by each power station connected to the network. electrical installations, including power plants using renewable energies.
  • Another object of an embodiment is that the control method makes it possible to promote connection to the electricity grid of power plants using renewable energies.
  • control method can be implemented in real time.
  • an embodiment provides a method of adjusting the frequency of an alternative electrical network comprising at least one power plant and a plurality of electrical energy storage systems, each electrical energy storage system being connected to the network.
  • alternating electric current by a DC-AC converter the method comprising measuring, by each converter, the frequency of the AC electrical network and the active electrical power exchanged by the converter with the AC electrical network and determining a setpoint of the active electrical power and / or reactive electrical power exchanged by the converter with the AC mains from the difference between a desired frequency and the measured frequency.
  • At least one of the converters is adapted to increase the active power supplied by the converter to the AC mains or to reduce the active power received by the converter from the AC mains, when the frequency is lower or equal to a first threshold.
  • At least one of the converters is adapted to reduce the active power supplied by the converter to the AC mains or to increase the active power received by the converter from the AC mains, when the frequency is greater or equal to a second threshold. According to one embodiment, at least one of the converters is adapted to reduce the reactive power received by the converter from the AC mains when the frequency is less than or equal to a third threshold.
  • At least one of the converters is adapted to increase the reactive power supplied by the converter to the AC mains when the frequency is greater than or equal to a fourth threshold.
  • the method comprises determining, by each converter, a first coefficient by fuzzy logic from the state of charge of the electrical energy storage system and the measured active electrical power and the determination of of the setpoint of the active electrical power and / or the reactive electrical power exchanged by the converter with the AC mains from the first coefficient.
  • the method further comprises the following steps:
  • the second coefficient is equal to the integral of the product between the first coefficient and the difference between a desired frequency and the measured frequency.
  • the power plant is selected from the group consisting of a photovoltaic power station, a wind power plant and a generator.
  • the electrical energy storage system corresponds to the battery of an electric vehicle or of a rechargeable hybrid vehicle.
  • the determination of the first coefficient by fuzzy logic comprises the determination of first values of first membership functions of first fuzzy sets associated with the state of charge of the electrical energy storage system and second values of second membership functions of second fuzzy sets associated with the active electrical power exchanged by the converter with the AC grid.
  • An embodiment also provides an electrical system comprising an alternating electrical network and at least one power plant and a plurality of electrical energy storage systems, each electrical energy storage system being connected to the AC grid by a converter, each converter being adapted to measure the frequency of the alternating electric network and to measure the active electrical power exchanged by the converter with the alternating electric network, to determine a setpoint of the active electrical power and / or the reactive electrical power exchanged by the converter with the AC mains from the difference between a desired frequency and the measured frequency.
  • FIG. 1 represents, partially and schematically, an embodiment of an electrical system comprising an electrical network connecting power plants to loads;
  • FIG. 2 represents, in the form of a block diagram, an embodiment of a method for controlling the frequency of an electrical network
  • FIG. 3 illustrates an embodiment of a method for controlling the frequency at the connection point between the electricity grid and a converter associated with an energy storage system or an energy production facility using renewable energies.
  • FIGS. 4, 5A, 5B and 6 represent evolution curves of membership functions of fuzzy sets, respectively state of charge variables (FIG. 4), active power variables (FIGS. 5A and 5B) and coefficient k (FIG. 6). ) of variation of the active or reactive power, implemented by an embodiment of a frequency control method at the connection point between the electrical network and a converter;
  • FIG. 7 represents an embodiment of an electrical system comprising an electrical network used to carry out simulations
  • FIGS. 8A, 8B and 8C show curves of evolution of the active power and the reactive power respectively provided by the elements of the electrical system of FIG. 7 and the frequency of the electrical network of the electrical system of FIG. transition from an operating mode connected to an isolated operating mode; and FIGS. 9A and 9B, 10A and 10B, 11A and 11B, and 12A and 12B show curves similar respectively to the curves of FIGS. 8A and 8B for various exemplary embodiments of an embodiment of a control method. the frequency of the electricity network.
  • FIG. 1 represents an embodiment of an electrical system 10 divided into N unit electrical systems 12j, where i is an integer varying between 1 and N.
  • N can vary from a few unitary electrical systems by Example 5, at a hundred.
  • Each unitary electrical system 12j_ comprises:
  • alternating-DC converters 22j each converter connecting one of the power plants 14j, one of the energy storage systems 16j, or one of the loads 18-j to the alternating electrical network 20j.
  • Each unitary electrical system 12j_ has a distributed structure to the extent that it comprises several power plants 14j_ and several energy storage systems 16j_.
  • the number of power plants 14j_ per unit electrical system 12j_ can vary from a few power plants, for example 5, to a hundred.
  • the number of energy storage systems 16j per unit electrical system 12j may vary from a few energy storage systems, for example 5, to a dozen.
  • Power plants 14 may include power plants using renewable energies, such as a photovoltaic power plant, a wind power plant, a hydroelectric power plant or a tidal power plant.
  • Power plants 14 may include electric generators of the type powered by a fuel, for example gasoline, diesel, natural gas, liquefied petroleum gas (LPG), biofuels and heavy fuel oil.
  • Each power plant 14j_ can be adapted to produce an electric power of between a few kilowatts and a hundred kilowatts.
  • the energy storage systems 16j can correspond to any type of system adapted to receive electrical energy, to store the electrical energy received after conversion into another form of energy and to supply electrical energy from stored energy.
  • An example of energy storage system 16j is an energy storage system in electrochemical form.
  • a battery for example the battery of a rechargeable electric or hybrid vehicle
  • the electrical network 20j_ for example via a charging station.
  • rechargeable electric or hybrid vehicle batteries can be used as a reversible energy storage system, that is, the battery of the rechargeable electric or hybrid vehicle can supply electrical energy to the electrical network.
  • 20j_ when the rechargeable electric or hybrid vehicle is connected to the electrical network 20j_.
  • SOC synchrom for State Of Charge
  • energy storage system 16j is a system for storing energy in the form of an electrostatic field. This is for example a supercapacitor.
  • Another example of an energy storage system 16j is a system for storing energy in the form of kinetic energy. This is for example a flywheel.
  • Another example of energy storage system 16j_ is a system for storing energy in the form of potential energy. This is for example a system of upwelling in a hydraulic dam or a compressed air storage system. The storage capacity of each energy storage system 16 may vary from a few kilowatt hours to several hundred kilowatt hours.
  • An example of charge 18j_ to supply can correspond to any type of electrical apparatus of a factory, a trade, of a dwelling, etc.
  • the active electrical power consumed by all the charges 18 -j_ associated with a unitary electrical system 12j_ can vary from a few kilowatthours to several hundred kilowatt hours.
  • the alternating electric network 20j_ may be a single-phase or multiphase network, for example three-phase. Preferably, it is a three-phase alternating electrical network.
  • the alternating electric network 20j_ may comprise three-phase portions and single-phase portions.
  • the frequency of oscillation of the voltage of the phase of the alternating electric network 20j is called frequency f of the alternating electrical network 20 j in the case of a single-phase network or of one of the phases or between two phases of the alternating electric network 20j_ in the case of a polyphase network.
  • Each unitary electrical system 12 may furthermore comprise a direct current distribution electrical network 24j to which one or more power plants 14j can be connected, one or more energy storage systems 16j and / or one or more charges 18j_.
  • FIG. 1 it has been shown in Figure 1 three unitary electrical systems 12] _, 122, 13 ⁇ 4 each comprising an installation for producing electrical energy 14 j _ (PV), two energy storage systems 16j_ (St , VE) and a load 18j (L) to be fed.
  • PV electrical energy
  • St energy storage systems
  • L load 18j
  • the AC line 20j_ a unitary 12j_ electrical system may be connected to AC line 20j of another electrical system unit 12, where j is an integer from i different, possibly by inter ⁇ headingire transformers 26.
  • the continuous electrical network 24j_ of a unit electrical system 12j_ can be connected to the continuous electrical network 24 of another electrical system.
  • unitary 12 where j is different from i.
  • the unitary electrical systems 12j can operate independently of one another. They operate while islanding.
  • At least a portion of the converters 22j_ of the unit electrical system are adapted to exchange data with each other, which is shown schematically in Figure 1 by the double-headed lines 28j_.
  • at least some converters 22j_ connected to power plants 14j_ preferably all converters 22j_ connected to power plants 14j_
  • at least some converters 22j_ connected to energy storage systems 16j_ preferably all converters 22j_ connected to the energy storage systems 16j_
  • the transmission of data between converters 22j can be carried out by wireless transmission, by power line (PLC) or by the Internet network.
  • the converters 22j of a unitary electrical system 12j can be adapted to exchange data with the converters 22 of another unitary electrical system 12 where j is an integer other than i, which is schematically represented in FIG. Figure 1 by the dashed lines 30.
  • the converter 22j_ connecting the energy storage system 16j_ to the electrical mains 20j_ is adapted to control the active power exchanged with the AC mains 20j_ and to control the reactive power exchanged with the AC mains 20j_.
  • the converter 22j_ connecting the power plant 14j_ to the alternating electric network 20j_ is adapted to control the active power supplied to the network alternating electric 20j_ and to control the reactive power exchanged with the alternative electrical network 20j_.
  • the active power corresponds to the average power exchanged between the converter 22j_ and the alternative electric network 20j_. It is denoted P and is expressed in watt (W).
  • the complex apparent power received in the sinusoidal regime is the product of the complex efficient electrical voltage across the converter 22j by the conjugate of the complex efficient electric current flowing through the converter 22j.
  • the reactive power is the imaginary part of the complex apparent power. It is denoted Q and is expressed in reactive voltammetric (VAr).
  • VAr reactive voltammetric
  • the converter 22j_ comprises means for measuring the frequency f of the electrical network 20j_ at the point of connection with the electrical network 20j_.
  • the converter 22j_ further comprises means for measuring the active power P, and possibly the reactive power Q, exchanged with the electrical network 20j_.
  • the converter 22j_ further comprises means for measuring the state of charge SOC of the energy storage system 16j.
  • the converter 22j_ can operate according to a regulation operating mode in which it determines in real time a setpoint power active and / or reactive to exchange with the electrical network 20j_ to maintain the frequency f at a reference frequency f re f
  • the regulation of the frequency f is carried out independently by each converter 22j.
  • the regulation of the frequency can first be carried out, during a first regulation phase, also called primary regulation, only by the converters 22j_ connected to energy storage systems 16j_, possibly only by a part of the converters 22j_ connected to energy storage systems 16j_, for example the batteries of electric vehicles. If the frequency is not brought within a range of acceptable frequencies after a given time, for example from a few milliseconds to a few seconds, during a second regulation phase, a portion of the converters connected to power plants 14j_ , for example fuel-fed generators, can participate in the regulation of the frequency f.
  • a first regulation phase also called primary regulation
  • a portion of the converters connected to power plants 14j_ for example fuel-fed generators
  • the converters 22j_ connected to the other power plants 14j_ for example the photovoltaic power plants, the converters 22j_ connected to the energy storage systems 16j_, and the loads 18 -j_ can also participate in the regulation of the frequency f.
  • the staggered participation over time of the converters 22j_ connected to the energy storage systems 16j_ and the power plants 14j_ can be obtained by the exchange of data between the converters 22j_.
  • some converters 22j may begin frequency regulation only after the completion of a specified duration.
  • FIG. 2 represents, in the form of a block diagram, an embodiment of the method implemented by the converter 22j connected to a power storage system 16j for the regulation of frequency f at the connection point with the electrical network 20j_.
  • a converter 22j_ connected to a central Electrical 14j_ can implement a similar frequency regulation method using the energy storage system which is generally part of the power plant 14j_.
  • the converter 22j_ comprises a determination module 40 (FUZZY LOGIC) of a correction coefficient kf.
  • the module 40 receives the SOC charge state measured and the measured active power P.
  • the converter 22j_ comprises a subtractor 42 receiving the frequencies fref e " tf e" t determining the difference ⁇ between frequencies f re f and f.
  • a weighting coefficient Coefff is determined from the coefficient kf and the difference ⁇ .
  • it is a regulation of the integral type in which the difference ⁇ is multiplied by the coefficient kf (multiplication block 44) and is integrated (integrator block 46).
  • it may be a proportional-integral-derivative type correction.
  • the converter 22j_ comprises a comparator 48 (COMP) receiving the frequency f measured and adapted to compare the frequency f measured at thresholds and to provide a control signal S as a function of the range of values to which the measured frequency f belongs.
  • the converter 22j_ further comprises a multiplexer 50 receiving the values of the maximum active power (positive) PMAX 'which corresponds to the maximum discharge power of the energy storage system 16j_, the minimum active power (negative) PMII N ⁇ ⁇ ⁇ corresponds to the maximum load power of the energy storage system 16j_, the maximum reactive power (positive) QMKX and the minimum reactive power (negative) QMJN likely to be supplied or received by the converter 22 j _.
  • the multiplexer supplies one of the values P] px, PMI QMAX OR QMI or several values among the values P] gx, PMI QMAX or QMIN-
  • the active power setpoint Pc or the reactive power Qc corresponds to produced, by the multiplication block 52, the value of the power supplied by the multiplexer 50 and the coefficient Coefff.
  • the control method can be implemented by executing a sequence of instructions by a processor. Alternatively, it can be implemented by a dedicated electronic circuit.
  • FIG. 3 represents curves CpL, Cpy and CQ which illustrate an embodiment of the regulation implemented by the converter 22j_ connected to a power storage system 16j_ or to a power plant 14j_.
  • the curve CpL represents the evolution of the active power (negative) received from the electrical network 20j_ by the converter 22j_ during the charging of the energy storage system 16j_.
  • the curve Cpy represents the evolution of the active (positive) power supplied to the electrical network 20j_ by the converter 22j_ in the case of the discharge of an energy storage system 16j_.
  • the curve Cpy represents the evolution of the reactive power exchanged by the converter 22j_ with the electrical network 20j_ in the case of the charging and discharging of an energy storage system 16j_.
  • the converter 22j_ operates in a conventional manner with a reactive power of zero or equal to Qg and an active power equal to Pg ⁇
  • the converter 22j_ connected to a storage system of energy 16j_ increases the active power P of discharge or reduces the active power of charge in order to increase the frequency f.
  • the 22j_ converter connected to an energy storage system 16j_ provides active power P discharge ⁇ ] ⁇ ⁇
  • the converter 22j_ connected to a storage system of energy 16j_ reduces the active power P of discharge or increases the active power of charge to decrease the frequency f.
  • the converter 22j_ connected to a power storage system 16j_ provides the active power P of charge
  • the converter 22j_ connected to a system energy storage 16j_ increases, in absolute value, the reactive power Q (negative or absorbed) exchanged between the converter 22j_ and the mains 20j_ in order to increase the frequency f.
  • the converter 22j_ connected to a power storage system 16j_ exchanges the reactive power QMIN.
  • the converter 22j_ connected to an energy storage system 16j_ increases the reactive power (positive) exchanged between the converter 22 and the j _ j _ power grid 20 to reduce the frequency f.
  • the converter 22j_ connected to a power storage system 16j_ exchange the reactive power Qypx-
  • the variation of the frequency f is substantially linear as a function of the active power P or the reactive power Q according to a slope line kf.
  • Converters connected to power plants 14i can participate in the frequency regulation, especially in the second phase of regulation, only when a large regulation is necessary.
  • the converter can, in order to increase the frequency f, increase the active power P supplied by the electric generator, exchanged between the converter 22j_ and the electrical network 20j_ when the measured frequency f is greater than or equal to a desired threshold, for example 49.8 Hz.
  • a desired threshold for example 49.8 Hz.
  • the converter can, in order to decrease the frequency f, reduce the active power P supplied by the power station, between the converter 22j_ and the electrical network 20j_ when the measured frequency f is less than or equal to a threshold, for example 51.0 Hz.
  • a threshold for example 51.0 Hz.
  • the coefficient kf is determined by fuzzy logic.
  • the variables used by the converter 22j_ are the initial active power Pg, the state of charge SOC and the correction coefficient k f.
  • fuzzy sets for example five fuzzy sets in the present embodiment, corresponding to several levels of the active power.
  • Figure 4 shows examples of membership functions V-SOC ⁇ ⁇ ⁇ characterize five fuzzy sets SOC-P, SOC-MP, SOC-M, SOC-MG and SOC-G of the SOC variable respectively reflecting the fact that the state of charge is respectively "weak” (SOC-P), “moderately weak” (SOC-MP), “medium” (SOC-M), “moderately high” (SOC-MG) and “high” (SOC-G).
  • initial active power PQ
  • fuzzy sets for example five fuzzy sets in the present embodiment, corresponding to several levels of the initial active power PQ.
  • Different membership functions are used depending on whether the converter performs a charging or discharging phase.
  • FIG. 5A represents, for a discharge operation, examples of membership functions ⁇ which characterize five fuzzy sets PO-P, PO-MP, PO-M, PO-MG and PO-G of the variable Pg respectively representing the that the initial active power Pg of discharge (positive) is respectively "low” (PO-MP), “moderately low” (PO-MP), “average” (SOC- M), “moderately high” (PO-MG) ) and “high” (PO-G).
  • FIG. 5B represents, for a charging operation, examples of membership functions ⁇ which characterize five fuzzy sets PO-P, PO-MP, PO-M, PO-MG and PO-G of the variable Pg respectively representing the that the initial active power Pg of load (negative) is, in absolute value, respectively "high” (PO-MP), “moderately high” (PO-MP), “average” (SOC-M), “moderately low “(PO-MG) and” low “(P0-G).
  • variable "correction coefficient" kf is associated with several fuzzy sets, for example five fuzzy sets in the present embodiment, corresponding to several ranges of values of the correction coefficient.
  • FIG. 6 represents examples of membership functions ⁇ ] i which characterize five fuzzy sets P, MP, M, MG and G of the variable kf respectively representing the fact that the correction coefficient is "weak” (P), " moderately low “(MP),” medium “(M),” medium high “(MG) and” high “(G).
  • the membership functions of the fuzzy sets of the variables “initial active power PQ”, “state of charge SOC” and “correction coefficient kf" can be stored in memories of each converter 22j_.
  • the membership functions correspond to broken lines.
  • the membership functions may have another form, for example a bell shape.
  • the reading of the fuzzy rule corresponding, for example, to the first box at the top left of the inference table (2) is as follows: if the state of charge is low (SOC-P) and if the active power initial discharge (positive) is low (P0-P), then the coefficient kf is average (M). This means that the variable kf belongs to the fuzzy set M to a degree that depends on the degree of validity of the premises, in other words, the degree of membership of the variable Pg in the fuzzy set PO-P and the degree of belonging. from the SOC variable to the SOC-P fuzzy set.
  • fuzzy operators of Zadeh can be used.
  • the intersection AND operator connecting two fuzzy sets then returns the minimum of the membership functions of the two fuzzy sets.
  • the fuzzy implication defines how to delimit, according to the precise values of the variables Q and U of the premises of the fuzzy rule, a portion of the area under the curve of the membership function of the fuzzy set of the conclusion of the fuzzy rule, that is to say to obtain a subset.
  • the fuzzy implication used may be Mamdani's involvement or Larsen's involvement.
  • each fuzzy rule of the inference table leads to the obtaining of a subset, possibly zero, for the variable kf.
  • These subsets are aggregated using, for example, the MAX operator.
  • the determination of the final value of the coefficient kf from the aggregated subsets is called defuzzification.
  • the defuzzification step uses the average maxima method or the center of gravity method.
  • An advantage of the present embodiment is that it is essentially realized locally by the converter. In addition, it can be implemented without data transmission to the converter.
  • Another advantage of the present embodiment is that it does not require knowing in advance the number of electric or hybrid vehicles connected to the electrical network or the arrival times of the vehicles to be recharged.
  • Another advantage of the present embodiment is that it can be implemented in real time.
  • Figure 7 shows an example of an electrical system
  • the electrical system 60 used to perform simulations.
  • the electrical system 60 comprises NI nodes to NI 6.
  • the electrical system 60 is connected to another electrical system 62 at the node NI via a transformer T in series with a switch SW. It is a transformer of 250 kVA, 20 / 0.4 kV.
  • the electrical system 62 is adapted to provide a power of 25 kW.
  • the photovoltaic plant PV3P1 and PV3P2 are connected to N3 and N15 respectively.
  • the photovoltaic plant PV3P1 can provide a maximum active power of 15 kW.
  • the photovoltaic PV3P2 plant can provide a maximum active power of 20 kW.
  • Three photovoltaic plants PV1P1, PV1P2 and PV1P3 are connected to N7, Nil and N13 respectively.
  • Each single-phase photovoltaic plant PV1P1, PV1P2 and PV1P3 can provide a maximum active power of 5 kW.
  • Three energy storage systems Stol, Sto2 and Sto3 are respectively connected to the nodes NI, N3 and N15.
  • Each Stol, Sto2 and Sto3 energy storage system can be recharged to a maximum active power of 30 kW and has a maximum storage capacity of 25 kWh.
  • Three-phase loads LT1 and LT2 are respectively connected to the nodes N3 and N15.
  • Single-phase loads LM1 to LM10 are respectively connected to the nodes N4, N5, N6, N7, N10, Nil, N12, N13, N14, N16. The total electrical power consumed by all the loads is 75 kW.
  • a converter adapted to implement a method of regulating the voltage as described above is provided for each storage system Stol, Sto2 and Sto3 and each photovoltaic power plant.
  • FIGS 8A, 8B and 8C were obtained for the first simulation.
  • FIG. 8A represents an evolution curve Cgyg-i of the active power supplied by the electrical system 82, an evolution curve Cpy3p ] _-i of the power supplied by the photovoltaic plant PV3P1, a curve of evolution Cpy3p2- i of the active power supplied by the PV3P2 photovoltaic plant, a Cpy ] _p-i evolution curve of the active power supplied by each photovoltaic plant PV1P1, PV1P2 and PV1P3, a Cgtol-1 evolution curve of the active power exchanged by the system Stol energy storage, a Cgto2-l evolution curve of the active power exchanged by the energy storage system Sto2, and a Cg-
  • FIG. 8C represents a C'gy S evolution curve of the reactive power supplied by the electrical system 82, an evolution curve C'py3p_ ] of the power supplied by each photovoltaic plant PV3P1 and PV3P2, a curve of C'pvip-i evolution of the reactive power provided by each photovoltaic plant PV1P1, PV1P2 and PV1P3, a C'stol-1 evolution curve of the reactive power exchanged by the Stol energy storage system, a curve of C'gto2-l evolution of the reactive power exchanged by the Sto2 energy storage system, and a C'g-
  • FIG. 8B represents a curve of evolution CF-1 of the frequency of the electrical network of the electrical system 60.
  • the evolution curve CF-1 comprises successively, after the islanding of the electrical system 60 at two seconds, a decrease 70 followed by a stabilization at a plateau 72 obtained by the primary frequency regulation performed by the energy storage systems Stol, Sto2 and Sto3 and a rise 74 up to the reference frequency due to the secondary frequency regulation carried out by Stol, Sto2 and Sto3 energy storage systems.
  • the frequency of the electrical network is quickly reduced to 50 Hz when the electrical system 60 is isolated.
  • the three storage systems Stol, Sto2 and Sto3 are solicited in the same way since the state of charge and the initial power Pg are the same.
  • FIG. 9A represents curves CSYS-2 'Cpy3p-2' c PV3P2-2 ' c PV1P-2' c Stol-2 ' c Sto2-2 and c Sto3-2 respectively analogous to curves C SYS-1 , Cpv3Pl- l C PV3 p2-i, Cpvip-i, 3 ⁇ 4 tol _
  • FIG. 9B shows a curve of CF-2 changing mains frequency of the power system 60.
  • the curve-CF 2 evolution successively comprises, after commissioning islanding of the electrical system 60 at two seconds, a decrease
  • the frequency of the electrical network is quickly reduced to 50 Hz when the electrical system 60 is isolated.
  • the three storage systems Stol, Sto2 and Sto3 are solicited in different ways.
  • the Sto3 storage system with the highest initial state of charge (80%) provides higher active power.
  • the Stol storage system with the lowest initial charge state (20%) provides a more moderate active power.
  • FIG. 10A shows curves C5Y5-3, Cpy3p1- 3, c PV3P2-3 ' c PV1P-3' c Stol-3 ' c Sto2-3 and c Sto3-3 respectively similar to the curves C SYS-1 , Cpv3Pl- Cpv3P2- C PV1P-1 ' C Stol-
  • 1'c Sto2-l and c-l- STO3 10B shows a curve of CF-3 changing mains frequency of the power system 60.
  • the curve-CF 3 changes successively comprises, after commissioning isolation of the electrical system 60 at two seconds, a decrease 80 followed by a stabilization at a stage 82 obtained by the primary frequency regulation performed by the control systems.
  • the frequency of the electrical network is quickly reduced to 50 Hz when the electrical system 60 is isolated.
  • the three storage systems Stol, Sto2 and Sto3 are solicited in different ways.
  • the Sto3 storage system with the highest initial power PO discharge (10 kW) provides less active power.
  • the Stol storage system with the lowest initial power P0 discharge (0 kW) provides a higher active power.
  • FIG 11A shows CSYS-4 curves ⁇ CpV3Pl-4 'c PV3P2-4' c PVlP-4 'c Stol-4' c and c Sto2-4 Sto3-4 respectively analogous to the curves C SYS - 1 Cpv3Pi- i, C PV3 p2-i, Cpvip-i, 3 ⁇ 4 tol
  • 1'c Sto2-l and c-l- STO3 11B shows a CF-4 rise curve of the mains frequency of the power system 60.
  • the curve of evolution CF-4 comprises successively, after commissioning islanding of the electrical system 60 at two seconds, a decrease
  • the frequency of the electrical network is quickly reduced to 50 Hz when the electrical system 60 is isolated.
  • the three storage systems Stol, Sto2 and Sto3 are solicited in different ways.
  • the active power exchanged by the storage system Sto3 which was initially in charge (P0 equal to -5 kW), is reduced to 0 kW after the electrical system 60 is isolated.
  • Figures 12A and 12B relate to a fifth simulation.
  • the electrical system 60 is in island operation mode.
  • the photovoltaic plant PV3P1 provides an active power of 35 kW
  • the photovoltaic plant PV3P2 provides an active power of 25 kW
  • each photovoltaic plant PV1P1, PV1P2 and PV1P3 provides an active power of 5 kW.
  • the initial active power exchanged by the storage systems Stol, Sto2 and Sto3 and their state of charge are initially zero.
  • the active power of each PV plant decreases from 100% to 40% of the power initially supplied and after seven seconds, the active power of each PV plant increases up to 90% the power initially supplied.
  • FIG. 12A shows curves CSYS-5 ⁇ CpV3Pl-5 'c PV3P2-5' c PVlP-5 'c Stol-5' c and c Sto2-5 Sto3-5 respectively analogous to the curves C SYS _i, C PV 3Pi- i, Cp V3 p2-i, C PV IP-I, 3 ⁇ 4 TOL _
  • FIG. 12B shows an evolution curve CF-5 of the frequency of the electrical network of the electrical system 60.
  • the evolution curve CF-5 comprises successively, after the fall of the powers supplied by the photovoltaic power plants after three seconds, a decrease 110 followed by a stabilization at a plateau 112 obtained by the primary frequency regulation performed by the energy storage systems Stol, Sto2 and Sto3 and a rise 114 up to the reference frequency due to the secondary regulation of frequency achieved by Stol, Sto2 and Sto3 energy storage systems.
  • the evolution curve CF-5 furthermore comprises, successively, after the power supplied by the photovoltaic plants after seven seconds, an increase 116 followed by a stabilization at a plateau 118 obtained by the primary frequency regulation realized by the Stol, Sto2 and Sto3 energy storage systems and a decrease 120 up to the reference frequency due to the secondary frequency regulation performed by the Stol, Sto2 and Sto3 energy storage systems.
  • the frequency of the power grid is quickly reduced to 50 Hz when the power supplied by the photovoltaic power plants varies.

Landscapes

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Abstract

L'invention concerne un procédé de réglage de la fréquence d'un réseau électrique alternatif (201) comprenant au moins une centrale électrique (141) et une pluralité de systèmes de stockage d'énergie électrique (161), chaque système de stockage d'énergie électrique étant relié au réseau électrique alternatif par un convertisseur continu-alternatif (221). Le procédé comprend la mesure, par chaque convertisseur, de la fréquence du réseau électrique alternatif et de la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif et la détermination d'une consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir de la différence entre une fréquence souhaitée et la fréquence mesurée.

Description

PROCÉDÉ DE RÉGLAGE DE LA FRÉQUENCE D ' UN RÉSEAU ÉLECTRIQUE
La présente demande de brevet revendique la priorité de la demande de brevet français FR13/61351 qui sera considérée comme faisant partie intégrante de la présente description.
Domaine
La présente demande concerne un procédé de commande de la fréquence d'un réseau électrique de transport et de distribution de courant alternatif reliant des installations de production d'énergie électrique, également appelées centrales électriques, à des dispositifs de consommation d'énergie électrique, également appelés charges.
Exposé de l'art antérieur
Le nombre de centrales électriques utilisant des énergies renouvelables, notamment les centrales photovoltaïques ou les centrales éoliennes, est en constante augmentation. Ceci peut entraîner des problèmes techniques quant à la gestion du réseau électrique qui transporte l'énergie électrique des centrales électriques vers les consommateurs d'électricité. En particulier, dans le cas d'un réseau électrique de transport et de distribution de courant alternatif, par exemple un réseau monophasé ou triphasé, la fréquence du réseau électrique doit être maintenue dans des plages prédéfinies pour le bon fonctionnement des matériels connectés au réseau. Le raccordement d'une centrale électrique au réseau électrique peut provoquer un changement de la fréquence du réseau électrique du fait de l'injection de puissance électrique active et réactive par la centrale électrique dans le réseau électrique. Avec 1 ' augmentation du nombre de centrales électriques à énergie renouvelable raccordées au réseau électrique, la contribution de ces centrales électriques aux variations de fréquence du réseau électrique tend à augmenter.
Toutefois, la production d'énergie électrique par les centrales électriques à énergie renouvelable, notamment les centrales solaires et les centrales éoliennes, peut être intermittente et ne peut généralement pas être prévue à l'avance. De plus, ces centrales électriques sont en majorité conçues pour fournir une puissance électrique relativement modeste et ne sont en général pas suivies par le gestionnaire du réseau électrique. La prise en compte de ces centrales électriques pour la commande de la fréquence du réseau électrique par le gestionnaire de réseau peut donc être difficile.
En outre, les centrales électriques à énergie renouvelable sont généralement reliées au réseau électrique par des convertisseurs continu-alternatif adaptés à déconnecter ces centrales du réseau électrique dans le cas de variations importantes de la fréquence du réseau électrique. Une augmentation des variations de fréquence du réseau électrique peut entraîner des déconnexions fréquentes et intempestives de ces centrales.
Résumé
Un objet d'un mode de réalisation est de pallier tout ou partie des inconvénients des procédés de commande de la fréquence d'un réseau électrique décrits précédemment.
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé de commande permet de maintenir la fréquence du réseau électrique dans une plage de fréquence déterminée.
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé de commande permet de tenir compte de l'énergie électrique fournie par chaque centrale électrique reliée au réseau électrique, notamment des centrales électriques utilisant des énergies renouvelables .
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé de commande permet de favoriser la connexion au réseau électrique de centrales électriques utilisant les énergies renouvelables .
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé de commande peut être mis en oeuvre en temps réel.
Ainsi, un mode de réalisation prévoit un procédé de réglage de la fréquence d'un réseau électrique alternatif comprenant au moins une centrale électrique et une pluralité de systèmes de stockage d'énergie électrique, chaque système de stockage d'énergie électrique étant relié au réseau électrique alternatif par un convertisseur continu-alternatif, le procédé comprenant la mesure, par chaque convertisseur, de la fréquence du réseau électrique alternatif et de la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif et la détermination d'une consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir de la différence entre une fréquence souhaitée et la fréquence mesurée.
Selon un mode de réalisation, au moins l'un des convertisseurs est adapté à augmenter la puissance active fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif ou à diminuer la puissance active reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif, lorsque la fréquence est inférieure ou égale à un premier seuil .
Selon un mode de réalisation, au moins l'un des convertisseurs est adapté à diminuer la puissance active fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif ou à augmenter la puissance active reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif, lorsque la fréquence est supérieure ou égale à un deuxième seuil . Selon un mode de réalisation, au moins l'un des convertisseurs est adapté à diminuer la puissance réactive reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif lorsque la fréquence est inférieure ou égale à un troisième seuil.
Selon un mode de réalisation, au moins l'un des convertisseurs est adapté à augmenter la puissance réactive fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif lorsque la fréquence est supérieure ou égale à un quatrième seuil .
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend la détermination, par chaque convertisseur, d'un premier coefficient par logique floue à partir de l'état de charge du système de stockage d'énergie électrique et de la puissance électrique active mesurée et la détermination de la consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir du premier coefficient.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend, en outre, les étapes suivantes :
- déterminer la différence entre la fréquence souhaitée et la fréquence mesurée ;
- déterminer un deuxième coefficient obtenu à partir du produit du premier coefficient et de la différence entre la fréquence souhaitée et la fréquence mesurée ;
- déterminer la consigne à partir du produit du deuxième coefficient et d'une puissance électrique échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif choisie parmi le groupe comprenant la puissance électrique active maximale, la puissance électrique active minimale, la puissance électrique réactive maximale et la puissance réactive minimale.
Selon un mode de réalisation, le deuxième coefficient est égal à l'intégrale du produit entre le premier coefficient et la différence entre une fréquence souhaitée et la fréquence mesurée . Selon un mode de réalisation, la centrale électrique est sélectionnée parmi le groupe comprenant une centrale photovoltaïque, une centrale éolienne et un groupe électrogène.
Selon un mode de réalisation, le système de stockage d'énergie électrique correspond à la batterie d'un véhicule électrique ou d'un véhicule hybride rechargeable.
Selon un mode de réalisation, la détermination du premier coefficient par logique floue comprend la détermination de premières valeurs de premières fonctions d'appartenance de premiers ensembles flous associés à l'état de charge du système de stockage d'énergie électrique et de deuxièmes valeurs de deuxièmes fonctions d'appartenance de deuxièmes ensembles flous associés à la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif.
Un mode de réalisation prévoit également un système électrique comprenant un réseau électrique alternatif et au moins une centrale électrique et une pluralité de systèmes de stockage d'énergie électrique, chaque système de stockage d'énergie électrique étant relié au réseau électrique alternatif par un convertisseur, chaque convertisseur étant adapté à mesurer la fréquence du réseau électrique alternatif et à mesurer la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif, à déterminer une consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir de la différence entre une fréquence souhaitée et la fréquence mesurée.
Brève description des dessins
Ces caractéristiques et avantages, ainsi que d'autres, seront exposés en détail dans la description suivante de modes de réalisation particuliers faite à titre non limitatif en relation avec les figures jointes parmi lesquelles :
la figure 1 représente, de façon partielle et schématique, un mode de réalisation d'un système électrique comprenant un réseau électrique reliant des centrales électriques à des charges ;
la figure 2 représente, sous la forme d'un schéma-bloc, un mode de réalisation d'un procédé de commande de la fréquence d'un réseau électrique ;
la figure 3 illustre un mode de réalisation d'un procédé de commande de la fréquence au point de liaison entre le réseau électrique et un convertisseur associé à un système de stockage d'énergie ou à une installation de production d'énergie utilisant des énergies renouvelables ;
les figures 4, 5A, 5B et 6 représentent des courbes d'évolution de fonctions d'appartenance d'ensembles flous, respectivement des variables état de charge (figure 4) , puissance active (figures 5A et 5B) et coefficient k (figure 6) de variation de la puissance active ou réactive, mises en oeuvre par un mode de réalisation d'un procédé de commande de la fréquence au point de liaison entre le réseau électrique et un convertisseur ;
la figure 7 représente un mode de réalisation d'un système électrique comprenant un réseau électrique utilisé pour réaliser des simulations ;
les figures 8A, 8B et 8C représentent des courbes d'évolution respectivement de la puissance active et de la puissance réactive fournies par les éléments du système électrique de la figure 7 et de la fréquence du réseau électrique du système électrique de la figure 7 lors du passage d'un mode de fonctionnement connecté à un mode de fonctionnement isolé ; et les figures 9A et 9B, 10A et 10B, 11A et 11B, et 12A et 12B représentent des courbes analogues respectivement aux courbes des figures 8A et 8B pour différents exemples de mise en oeuvre d'un mode de réalisation d'un procédé de commande de la fréquence du réseau électrique.
Par souci de clarté, de mêmes éléments ont été désignés par de mêmes références aux différentes figures. Description détaillée
La figure 1 représente un mode de réalisation d'un système électrique 10 divisé en N systèmes électriques unitaires 12j_, où i est un nombre entier variant entre 1 et N. A titre d'exemple, N peut varier de quelques systèmes électriques unitaires, par exemple 5, à une centaine.
Chaque système électrique unitaire 12j_ comprend :
- des centrales électriques 14j_ (PV) ;
- des systèmes de stockage d'énergie 16j_ (St, VE) ; - des charges 18 -j_ (L) à alimenter ;
- un réseau électrique alternatif 20j_ ;
- des convertisseurs alternatif-continu 22j_, chaque convertisseur reliant l'une des centrales électriques 14j_, l'un des systèmes de stockage d'énergie 16j_, ou l'une des charges 18-j_ au réseau électrique alternatif 20j_.
Chaque système électrique unitaire 12j_ a une structure distribuée dans la mesure où il comprend plusieurs centrales électriques 14j_ et plusieurs systèmes de stockage d'énergie 16j_. A titre d'exemple, le nombre de centrales électriques 14j_ par système électrique unitaire 12j_ peuvent varier de quelques centrales électriques, par exemple 5, à une centaine. A titre d'exemple, le nombre de systèmes de stockage d'énergie 16j_ par système électrique unitaire 12j_ peuvent varier de quelques systèmes de stockage d'énergie, par exemple 5, à une dizaine.
Les centrales électriques 14j_ peuvent comprendre des centrales électriques utilisant des énergies renouvelables, notamment une centrale photovoltaïque, une centrale éolienne, une centrale hydraulique ou une usine marémotrice. Les centrales électriques 14j_ peuvent comprendre des générateurs électriques du type groupe électrogène alimenté par un carburant, par exemple l'essence, le gazole, le gaz naturel, le gaz de pétrole liquéfié (GPL) , les biocarburants et le fioul lourd. Chaque centrale électrique 14j_ peut être adaptée à produire une puissance électrique active comprise entre quelques kilowatts et une centaine de kilowatts. Les systèmes de stockage d'énergie 16j_ peuvent correspondre à tout type de système adapté à recevoir de l'énergie électrique, à stocker l'énergie électrique reçue après conversion dans une autre forme d'énergie et à fournir de l'énergie électrique à partir de l'énergie stockée. Un exemple de système de stockage d'énergie 16j_ correspond à un système de stockage d'énergie sous forme électrochimique. Il s'agit par exemple d'une batterie, par exemple la batterie d'un véhicule électrique ou hybride rechargeable, lorsque celui-ci est relié au réseau électrique 20j_, par exemple par l'intermédiaire d'une borne de recharge. De préférence, les batteries des véhicules électriques ou hybrides rechargeables peuvent être utilisées comme un système de stockage d'énergie réversible, c'est-à-dire que la batterie du véhicule électrique ou hybride rechargeable peut fournir de l'énergie électrique au réseau électrique 20j_ lorsque le véhicule électrique ou hybride rechargeable est relié au réseau électrique 20j_. Lorsqu'un véhicule est connecté à une borne de recharge, il peut être fourni à la borne de recharge la valeur de l'état de charge SOC (acronyme anglais pour State Of Charge) de la batterie du véhicule, et l'instant auquel le véhicule sera déconnecté de la borne. Un autre exemple de système de stockage d'énergie 16j_ correspond à un système de stockage d'énergie sous forme d'un champ électrostatique. Il s'agit par exemple d'un supercondensateur. Un autre exemple de système de stockage d'énergie 16j_ correspond à un système de stockage d'énergie sous forme d'énergie cinétique. Il s'agit par exemple d'un volant d'inertie. Un autre exemple de système de stockage d'énergie 16j_ correspond à un système de stockage d' énergie sous forme d' énergie potentielle. Il s'agit par exemple d'un système de remontée d'eau dans un barrage hydraulique ou un système de stockage d'air comprimé. La capacité de stockage de chaque système de stockage d'énergie 16j_ peut varier de quelques kilowattheures à plusieurs centaines de kilowattheures.
Un exemple de charge 18j_ à alimenter peut correspondre à tout type d'appareil électrique d'une usine, d'un commerce, d'une habitation, etc. A titre d'exemple, la puissance électrique active consommée par l'ensemble des charges 18 -j_ associées à un système électrique unitaire 12j_ peut varier de quelques kilowattheures à plusieurs centaines de kilowattheures.
Le réseau électrique alternatif 20j_ peut être un réseau monophasé ou polyphasé, par exemple triphasé. De préférence, il s'agit d'un réseau électrique alternatif triphasé. Le réseau électrique alternatif 20j_ peut comprendre des portions triphasées et des portions monophasées .
Dans la suite de la description, on appelle fréquence f du réseau électrique alternatif 20j_ la fréquence d'oscillation de la tension de la phase du réseau électrique alternatif 20j_ dans le cas d'un réseau monophasé ou de l'une des phases ou entre deux phases du réseau électrique alternatif 20j_ dans le cas d'un réseau polyphasé.
Chaque système électrique unitaire 12j_ peut, en outre, comprendre un réseau électrique de distribution de courant continu 24j_ auquel peuvent être reliés une ou plus d'une centrale électrique 14j_, un ou plus d'un système de stockage d'énergie 16j_ et/ou une ou plus d'une charge 18j_.
A titre d'exemple, on a représenté en figure 1 trois systèmes électriques unitaires 12]_, 122, 1¾ comprenant chacun une installation de production d'énergie électrique 14j_ (PV) , deux systèmes de stockage d'énergie 16j_ (St, VE) et une charge 18j_ (L) à alimenter. Toutefois, il est clair que le nombre de centrales électriques 14j_, de systèmes de stockage d'énergie 16j_ et de charges 18 -j_ peut varier d'un système électrique unitaire à 1' autre .
Le réseau électrique alternatif 20j_ d'un système électrique unitaire 12j_ peut être relié au réseau électrique alternatif 20j d'un autre système électrique unitaire 12 , où j est un nombre entier différent de i, éventuellement par l'inter¬ médiaire de transformateurs 26. En outre, le réseau électrique continu 24j_ d'un système électrique unitaire 12j_ peut être relié au réseau électrique continu 24 d'un autre système électrique unitaire 12 , où j est différent de i. De préférence, les systèmes électriques unitaires 12j_ peuvent fonctionner indépendamment les uns des autres. Ils fonctionnent alors en îlotage.
Pour chaque système électrique unitaire 12j_, au moins une partie des convertisseurs 22j_ du système électrique unitaire sont adaptés à échanger des données les uns avec les autres, ce qui est représenté de façon schématique en figure 1 par les traits à double flèche 28j_. De préférence, au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à des centrales électriques 14j_, de préférence tous les convertisseurs 22j_ reliés aux centrales électriques 14j_, et au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à des systèmes de stockage d'énergie 16j_, de préférence tous les convertisseurs 22j_ reliés aux systèmes de stockage d'énergie 16j_, sont adaptés à échanger des données les uns avec les autres. La transmission de données entre convertisseurs 22j_ peut être réalisée par une transmission sans fil, par courant porteur (PLC) ou par le réseau internet. De préférence, les convertisseurs 22j_ d'un système électrique unitaire 12j_ peuvent être adaptés à échanger des données avec les convertisseurs 22 d'un autre système électrique unitaire 12 où j est un nombre entier différent de i, ce qui est représenté de façon schématique en figure 1 par les lignes en traits pointillées 30.
Pour au moins certains systèmes de stockage d'énergie 16j_ d'un système électrique unitaire 12j_, de préférence pour tous les système de stockage d'énergie 16j_, le convertisseur 22j_ reliant le système de stockage d'énergie 16j_ au réseau électrique alternatif 20j_ est adapté à commander la puissance active échangée avec le réseau électrique alternatif 20j_ et à commander la puissance réactive échangée avec le réseau électrique alternatif 20j_.
Pour au moins certaines centrales électriques 14j_ d'un système électrique unitaire 12j_, de préférence pour toutes les centrales électriques 14j_, le convertisseur 22j_ reliant la centrale électrique 14j_ au réseau électrique alternatif 20j_ est adapté à commander la puissance active fournie au réseau électrique alternatif 20j_ et à commander la puissance réactive échangée avec le réseau électrique alternatif 20j_.
La puissance active (ou puissance réelle) correspond à la puissance moyenne échangée entre le convertisseur 22j_ et le réseau électrique alternatif 20j_. Elle est notée P et est exprimée en watt (W) . La puissance apparente complexe reçue en régime sinusoïdal est le produit de la tension électrique efficace complexe aux bornes du convertisseur 22j_ par le conjugué du courant électrique efficace complexe traversant le convertisseur 22j_. En régime sinusoïdal, la puissance réactive est la partie imaginaire de la puissance apparente complexe. Elle est notée Q et est exprimée en voltampère réactif (VAr) . Dans la suite de la description, une puissance active ou réactive est positive lorsqu'elle est fournie par le convertisseur 22j_ au réseau électrique alternatif 20j_ et elle est négative lorsqu'elle est fournie par le réseau électrique alternatif 20j_ au convertisseur 22j_.
Pour au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à une centrale électrique 14j_ ou à un système de stockage d'énergie 16j_, le convertisseur 22j_ comprend des moyens de mesure de la fréquence f du réseau électrique 20j_ au point de connexion avec le réseau électrique 20j_. Pour au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à une centrale électrique 14j_ ou à un système de stockage d'énergie 16j_, le convertisseur 22j_ comprend, en outre, des moyens de mesure de la puissance active P, et éventuellement de la puissance réactive Q, échangée avec le réseau électrique 20j_. Pour au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à un système de stockage d'énergie 16j_, le convertisseur 22j_ comprend, en outre, des moyens de mesure de l'état de charge SOC du système de stockage d'énergie 16j_.
Selon un mode de réalisation, pour au moins certains convertisseurs 22j_ reliés à une centrale électrique 14j_ ou à un système de stockage d'énergie 16j_, le convertisseur 22j_ peut fonctionner selon un mode de fonctionnement de régulation dans lequel il détermine en temps réel une consigne de la puissance active et/ou réactive à échanger avec le réseau électrique 20j_ pour maintenir la fréquence f à une fréquence de référence fref ·
Selon un mode de réalisation, la régulation de la fréquence f est réalisée indépendamment par chaque convertisseur 22j_.
Selon un autre mode de réalisation, la régulation de la fréquence peut d'abord être réalisée, pendant une première phase de régulation, appelée également régulation primaire, seulement par les convertisseurs 22j_ reliés à des systèmes de stockage d'énergie 16j_, éventuellement seulement par une partie des convertisseurs 22j_ reliés à des systèmes de stockage d'énergie 16j_, par exemple les batteries des véhicules électriques. Si la fréquence n' est pas ramenée dans une plage de fréquences acceptables après une durée donnée, par exemple de quelques millisecondes à quelques secondes, pendant une deuxième phase de régulation, appelée également régulation secondaire, une partie des convertisseurs reliés à des centrales électriques 14j_, par exemple les générateurs alimentés par un combustible, peuvent participer à la régulation de la fréquence f. Si cela n'est pas suffisant, les convertisseurs 22j_ reliés aux autres centrales électriques 14j_, par exemple les centrales photovoltaïques, les convertisseurs 22j_ reliés aux systèmes de stockage d'énergie 16j_, et les charges 18 -j_ peuvent participer également à la régulation de la fréquence f.
La participation échelonnée dans le temps des convertisseurs 22j_ reliés aux systèmes de stockage d'énergie 16j_ et aux centrales électriques 14j_ peut être obtenue par l'échange de données entre les convertisseurs 22j_. A titre de variante, certains convertisseurs 22j_ peuvent ne commencer la régulation de la fréquence qu'après l'achèvement d'une durée déterminée.
La figure 2 représente, sous la forme d'un schéma-bloc, un mode de réalisation du procédé mis en oeuvre par le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_, pour la régulation de fréquence f au point de connexion avec le réseau électrique 20j_. Un convertisseur 22j_ relié à une centrale électrique 14j_ peut mettre en oeuvre un procédé de régulation de fréquence analogue en utilisant le système de stockage d'énergie qui fait généralement partie de la centrale électrique 14j_.
Le convertisseur 22j_ comprend un module de détermination 40 (FUZZY LOGIC) d'un coefficient de correction kf. Le module 40 reçoit l'état de charge SOC mesuré et la puissance active mesurée P. Le convertisseur 22j_ comprend un soustracteur 42 recevant les fréquences fref e"t f e"t déterminant la différence Δί entre fréquences fref et f.
Un coefficient de pondération Coefff est déterminé à partir du coefficient kf et de la différence Δί. A titre d'exemple, il s'agit d'une régulation du type intégrale dans laquelle la différence Δί est multipliée par le coefficient kf (bloc de multiplication 44) et est intégrée (bloc intégrateur 46) . A titre de variante, il peut s'agir d'une correction du type proportionnelle-intégrale-dérivée .
Le convertisseur 22j_ comprend un comparateur 48 (COMP) recevant la fréquence f mesurée et adapté à comparer la fréquence f mesurée à des seuils et à fournir un signal de commande S en fonction de la plage de valeurs à laquelle appartient la fréquence f mesurée. Le convertisseur 22j_ comprend, en outre, un multiplexeur 50 recevant les valeurs de la puissance active maximale (positive) PMAX' qui correspond à la puissance de décharge maximale du système de stockage d'énergie 16j_, la puissance active minimale (négative) PMIIN Φ^ί correspond à la puissance de charge maximale du système de stockage d'énergie 16j_, la puissance réactive maximale (positive) QMKX et la puissance réactive minimale (négative) QMJN susceptible d'être fournie ou reçue par le convertisseur 22j_. En fonction du signal S, le multiplexeur fournit l'une des valeurs P]px, PMI QMAX OU QMI ou plusieurs valeurs parmi les valeurs P]gx, PMI QMAX ou QMIN- La consigne de puissance active Pc ou de puissance réactive Qç correspond au produit, réalisé par le bloc de multiplication 52, de la valeur de la puissance fournie par le multiplexeur 50 et du coefficient Coefff. Le procédé de commande peut être mis en oeuvre par l'exécution d'une suite d'instructions par un processeur. A titre de variante, il peut être mis en oeuvre par un circuit électronique dédié .
La figure 3 représente des courbes CpL, Cpy et CQ qui illustrent un mode de réalisation de la régulation mise en oeuvre par le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ ou à une centrale électrique 14j_. La courbe CpL représente l'évolution de la puissance active (négative) reçue depuis le réseau électrique 20j_ par le convertisseur 22j_ lors de la charge du système de stockage d'énergie 16j_. La courbe Cpy représente l'évolution de la puissance active (positive) fournie au réseau électrique 20j_ par le convertisseur 22j_ dans le cas de la décharge d'un système de stockage d'énergie 16j_. La courbe Cpy représente l'évolution de la puissance réactive échangée par le convertisseur 22j_ avec le réseau électrique 20j_ dans le cas de la charge et de la décharge d'un système de stockage d'énergie 16j_.
Lorsque la fréquence mesurée f est supérieure ou égale à une fréquence désirée minimale f_des_min (par exemple 49,8 Hz) et inférieure ou égale à une fréquence désirée maximale f_des_max (par exemple 50,2 Hz), il n'y a pas de régulation de fréquence. Le convertisseur 22j_ fonctionne de façon classique avec une puissance réactive nulle ou égale à Qg et une puissance active égale à Pg ·
Lorsque la fréquence mesurée f est supérieure ou égale à une fréquence admissible minimale f_ad_min (par exemple 47,5 Hz) et strictement inférieure à la fréquence désirée minimale f_des_min (par exemple 49,8 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ augmente la puissance active P de décharge ou réduit la puissance active de charge afin d'augmenter la fréquence f.
Lorsque la fréquence mesurée f est strictement infé¬ rieure à la fréquence admissible minimale f_ad_min (par exemple 47,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ fournit la puissance active P de décharge Ρ]νρχ· Lorsque la fréquence mesurée f est strictement supérieure à la fréquence désirée maximale f_des_max (par exemple 50,2 Hz) et inférieure ou égale à une fréquence admissible maximale f_ad_max (par exemple 51,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ réduit la puissance active P de décharge ou augmente la puissance active de charge afin de diminuer la fréquence f.
Lorsque la fréquence mesurée f est strictement supérieure à la fréquence admissible maximale f_ad_max (par exemple 51,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ fournit la puissance active P de charge
ΡΜΙΝ·
Lorsque la fréquence mesurée f est supérieure ou égale à la fréquence admissible minimale f_ad_min (par exemple 47,5 Hz) et strictement inférieure à une fréquence désirée minimale pour la puissance réactive f_des_min_Q (par exemple 48 Hz) , le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ augmente, en valeur absolue, la puissance réactive Q (négative ou absorbée) échangée entre le convertisseur 22j_ et le réseau électrique 20j_ afin d'augmenter la fréquence f.
Lorsque la fréquence mesurée f est strictement inférieure à la fréquence admissible minimale f_ad_min (par exemple 47,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ échange la puissance réactive QMIN .
Lorsque la fréquence mesurée f est strictement supérieure à une fréquence désirée maximale pour la puissance réactive f_des_max_Q (par exemple 51,0 Hz) et inférieure ou égale à la fréquence admissible maximale f_ad_max (par exemple 51,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ augmente la puissance réactive (positive) échangée entre le convertisseur 22j_ et le réseau électrique 20j_ afin de diminuer la fréquence f.
Lorsque la fréquence mesurée f est strictement supérieure à la fréquence admissible maximale f_ad_max (par exemple 51,5 Hz), le convertisseur 22j_ relié à un système de stockage d'énergie 16j_ échange la puissance réactive Qypx-
La variation de la fréquence f est sensiblement linéaire en fonction de la puissance active P ou la puissance réactive Q selon une droite de pente kf.
Les convertisseurs reliés à des centrales électriques 14i peuvent participer à la régulation de fréquence, notamment dans la deuxième phase de régulation, seulement lorsqu'une régulation importante est nécessaire.
A titre d'exemple, pour un convertisseur 22j_ relié à un générateur électrique 14j_ du type groupe électrogène alimenté par un carburant, le convertisseur peut, afin d'augmenter la fréquence f, augmenter la puissance active P fournie par le générateur électrique, échangée entre le convertisseur 22j_ et le réseau électrique 20j_ lorsque la fréquence mesurée f est supérieure ou égale à un seuil désiré, par exemple 49,8 Hz.
A titre d'exemple, pour un convertisseur 22j_ relié à une centrale électrique 14j_ utilisant des énergies renouvelables, notamment une centrale photovoltaïque, le convertisseur peut, afin de diminuer la fréquence f, diminuer la puissance active P fournie par la centrale électrique, entre le convertisseur 22j_ et le réseau électrique 20j_ lorsque la fréquence mesurée f est inférieure ou égale à un seuil, par exemple 51,0 Hz.
Selon un mode de réalisation, pour chaque convertisseur 22. effectuant une régulation de la fréquence f, le coefficient kf est déterminé par logique floue. Dans ce but, les variables utilisées par le convertisseur 22j_ sont la puissance active initiale Pg, l'état de charge SOC et le coefficient de correction kf.
A la variable "Etat de charge", SOC, sont associés plusieurs ensembles flous, par exemple cinq ensembles flous dans le présent mode de réalisation, correspondant à plusieurs niveaux de la puissance active.
La figure 4 représente des exemples de fonctions d'appartenance V-SOC Φ^ί caractérisent cinq ensembles flous SOC-P, SOC-MP, SOC-M, SOC-MG et SOC-G de la variable SOC traduisant respectivement le fait que l'état de charge est respectivement "faible" (SOC-P) , "moyennement faible" (SOC-MP), "moyen" (SOC-M), "moyennement élevé" (SOC-MG) et "élevé" (SOC-G) .
A la variable "puissance active initiale", PQ, sont associés plusieurs ensembles flous, par exemple cinq ensembles flous dans le présent mode de réalisation, correspondant à plusieurs niveaux de la puissance active initiale PQ. Des fonctions d'appartenance différentes sont utilisées selon que le convertisseur effectue une phase de charge ou de décharge.
La figure 5A représente, pour une opération de décharge, des exemples de fonctions d'appartenance ρο qui caractérisent cinq ensembles flous PO-P, PO-MP, PO-M, PO-MG et PO-G de la variable Pg traduisant respectivement le fait que la puissance active initiale Pg de décharge (positive) est respectivement "faible" (PO-MP) , "moyennement faible" (PO-MP) , "moyenne" (SOC- M) , "moyennement élevée" (PO-MG) et "élevée" (PO-G) .
La figure 5B représente, pour une opération de charge, des exemples de fonctions d'appartenance μρο qui caractérisent cinq ensembles flous PO-P, PO-MP, PO-M, PO-MG et PO-G de la variable Pg traduisant respectivement le fait que la puissance active initiale Pg de charge (négative) est, en valeur absolue, respectivement "élevée" (PO-MP) , "moyennement élevée" (PO-MP) , "moyenne" (SOC-M), "moyennement faible" (PO-MG) et "faible" (P0- G) .
A la variable "coefficient de correction", kf, sont associés plusieurs ensembles flous, par exemple cinq ensembles flous dans le présent mode de réalisation, correspondant à plusieurs plages de valeurs du coefficient de correction.
La figure 6 représente des exemples de fonctions d'appartenance μ]^ qui caractérisent cinq ensembles flous P, MP, M, MG et G de la variable kf traduisant respectivement le fait que le coefficient de correction est "faible" (P) , "moyennement faible" (MP) , "moyen" (M) , "moyennement élevé" (MG) et "élevé" (G) . Les fonctions d'appartenance des ensembles flous des variables "puissance active initiale PQ" , "Etat de charge SOC" et "coefficient de correction kf" peuvent être stockées dans des mémoires de chaque convertisseur 22j_ .
Sur les figures 4, 5A, 5B et 6, les fonctions d'appartenance correspondent à des lignes brisées. Toutefois, les fonctions d'appartenance peuvent avoir une autre forme, par exemple une forme en cloche.
Un exemple de matrice de décision, ou table d'inférence, utilisée pour la détermination du coefficient kf est donné par le tableau (2) suivant dans le cas d'une opération de décharge :
Figure imgf000020_0001
Tableau (2)
La lecture de la règle floue correspondant, par exemple, à la première case en haut à gauche de la table d'inférence (2) est la suivante : si l'état de charge est faible (SOC-P) et si la puissance active initiale de décharge (positive) est faible (P0- P) , alors le coefficient kf est moyen (M) . Ceci signifie que la variable kf appartient à l'ensemble flou M à un degré qui dépend du degré de validité des prémisses, autrement dit du degré d'appartenance de la variable Pg à l'ensemble flou PO-P et du degré d'appartenance de la variable SOC à l'ensemble flou SOC-P.
Un exemple de matrice de décision, ou table d'inférence, utilisée pour la détermination du coefficient kf est donné par le tableau (3) suivant dans le cas d'une opération de charge : Etat de charge SOC
SOC-P SOC-MP SOC-M SOC-MG SOC-G
Puissance PO-P M M MG G G active PO-MP MP M MG MG G initiale PO-M MP MP M MG MG
Po PO-MG P MP M M MG
PO-G P P MP M M
Tableau (3)
En logique floue, la conjonction de coordination "et" qui relie les prémisses se traduit par un opérateur flou et le mot de liaison "alors" qui relie la conclusion aux prémisses se traduit par une implication floue.
A titre d'exemple, les opérateurs flous de Zadeh peuvent être utilisés. L'opérateur intersection ET reliant deux ensembles flous renvoie alors le minimum des fonctions d'appartenance des deux ensembles flous.
De façon générale, l'implication floue définit comment délimiter, en fonction des valeurs précises des variables Q et U des prémisses de la règle floue, une portion de la surface sous la courbe de la fonction d'appartenance de l'ensemble flou de la conclusion de la règle floue, c'est-à-dire à l'obtention d'un sous-ensemble .
A titre d'exemple, l'implication floue utilisée peut être l'implication de Mamdani ou l'implication de Larsen.
Pour des valeurs précises des variables Pg et SOC, chaque règle floue de la table d'inférence conduit à l'obtention d'un sous-ensemble, éventuellement nul, pour la variable kf. Ces sous-ensembles sont agrégés en utilisant, par exemple, l'opérateur MAX. La détermination de la valeur finale du coefficient kf à partir des sous-ensembles agrégés s'appelle la défuzzification. A titre d'exemple, l'étape de défuzzification met en oeuvre la méthode moyenne des maxima ou la méthode du centre de gravité.
Un avantage du présent mode de réalisation est qu'il est essentiellement réalisé localement par le convertisseur. En outre, il peut être mis en oeuvre sans transmission de données au convertisseur .
Un autre avantage du présent mode de réalisation est qu'il ne nécessite pas de connaître à l'avance le nombre de véhicules électriques ou hybrides reliés au réseau électrique ou les instants d'arrivée des véhicules à recharger.
Un autre avantage du présent mode de réalisation est qu'il peut être mis en oeuvre en temps réel.
Des simulations ont été réalisées par les inventeurs. La figure 7 représente un exemple de système électrique
60 utilisé pour réaliser des simulations. Le système électrique 60 comprend des noeuds NI à NI 6. Le système électrique 60 est connecté à un autre système électrique 62 au noeud NI par l'intermédiaire d'un transformateur T en série avec un interrupteur SW. Il s'agit d'un transformateur de 250 kVA, 20/0,4 kV. Le système électrique 62 est adapté à fournir une puissance de 25 kW.
Deux centrales photovoltaïques triphasées PV3P1 et PV3P2 sont reliées respectivement aux noeuds N3 et N15. La centrale photovoltaïque PV3P1 peut fournir une puissance active maximale de 15 kW. La centrale photovoltaïque PV3P2 peut fournir une puissance active maximale de 20 kW. Trois centrales photovoltaïques monophasées PV1P1, PV1P2 et PV1P3 sont reliées respectivement aux noeuds N7, Nil et N13. Chaque centrale photovoltaïque monophasée PV1P1, PV1P2 et PV1P3 peut fournir une puissance active maximale de 5 kW.
Trois systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 sont reliés respectivement aux noeuds NI, N3 et N15. Chaque système de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 peut être rechargé à une puissance électrique active maximale de 30 kW et a une capacité de stockage maximale de 25 kWh. Des charges triphasées LT1 et LT2 sont connectées respectivement aux noeuds N3 et N15. Des charges monophasées LMl à LM10 sont connectées respectivement aux noeuds N4, N5, N6, N7, N10, Nil, N12, N13, N14, N16. La puissance électrique totale consommée par l'ensemble des charges est de 75 kW.
Un convertisseur adapté à mettre en oeuvre un procédé de régulation de la tension tel que décrit précédemment est prévu pour chaque système de stockage Stol, Sto2 et Sto3 et chaque centrale photovoltaïque.
Quatre simulations ont été réalisées dans lesquelles le système électrique 80 est déconnecté du système électrique 82 après 2 secondes. Le système électrique 80 fonctionne alors en îlotage.
L'état de charge au début de la simulation et la puissance initiale Pg de charge ou de décharge de chaque système de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 sont indiqués dans le tableau (4) ci-dessous.
Figure imgf000023_0001
Tableau (4)
Les figures 8A, 8B et 8C ont été obtenues pour la première simulation.
La figure 8A représente une courbe d'évolution Cgyg-i de la puissance active fournie par le système électrique 82, une courbe d'évolution Cpy3p]_-i de la puissance fournie par la centrale photovoltaïque PV3P1, une courbe d'évolution Cpy3p2-i de la puissance active fournie par la centrale photovoltaïque PV3P2, une courbe d'évolution Cpy]_p-i de la puissance active fournie par chaque centrale photovoltaïque PV1P1, PV1P2 et PV1P3, une courbe d'évolution Cgtol-1 de la puissance active échangée par le système de stockage d'énergie Stol, une courbe d'évolution Cgto2-l de la puissance active échangée par le système de stockage d'énergie Sto2, et une courbe d'évolution Cg-|-o3-l de la puissance active échangée par le système de stockage d'énergie Sto3, les courbes ¾tol-l' ¾to2-l' et ¾to3-l étant sensiblement confondues dans la première simulation.
La figure 8C représente une courbe d'évolution C'gyS de la puissance réactive fournie par le système électrique 82, une courbe d'évolution C'py3p_]_ de la puissance fournie par chaque centrale photovoltaïque PV3P1 et PV3P2, une courbe d'évolution C'pvip-i de la puissance réactive fournie par chaque centrale photovoltaïque PV1P1, PV1P2 et PV1P3, une courbe d'évolution C'stol-1 de la puissance réactive échangée par le système de stockage d'énergie Stol, une courbe d'évolution C'gto2-l de la puissance réactive échangée par le système de stockage d'énergie Sto2, et une courbe d'évolution C'g-|-o3-l de la puissance réactive échangée par le système de stockage d'énergie Sto3.
La figure 8B représente une courbe d'évolution CF-1 de la fréquence du réseau électrique du système électrique 60. La courbe d'évolution CF-1 comprend successivement, après la mise en îlotage du système électrique 60 à deux secondes, une diminution 70 suivi d'une stabilisation à un palier 72 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une remontée 74 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3.
Comme cela apparaît sur ces figures, la fréquence du réseau électrique est rapidement ramenée à 50 Hz lorsque le système électrique 60 est mis en îlotage. Les trois systèmes de stockage Stol, Sto2 et Sto3 sont sollicités de la même façon étant donné que l'état de charge et la puissance initiale Pg sont les mêmes .
Les figures 9A et 9B ont été obtenues pour la deuxième simulation. La figure 9A représente des courbes CSYS-2' Cpy3pi-2' cPV3P2-2' cPVlP-2' cStol-2' cSto2-2 et cSto3-2 respectivement analogues aux courbes CSYS--1, Cpv3Pl-l CPV3p2-i, Cpvip-i, ¾tol_
1' cSto2-l et cSto3-l- La figure 9B représente une courbe d'évolution CF-2 de la fréquence du réseau électrique du système électrique 60. La courbe d'évolution CF-2 comprend successivement, après la mise en îlotage du système électrique 60 à deux secondes, une diminution
80 suivi d'une stabilisation à un palier 82 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une remontée 84 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol,
Sto2 et Sto3.
Comme cela apparaît sur ces figures, la fréquence du réseau électrique est rapidement ramenée à 50 Hz lorsque le système électrique 60 est mis en îlotage. Les trois systèmes de stockage Stol, Sto2 et Sto3 sont sollicités de façons différentes. Le système de stockage Sto3 avec l'état de charge initiale le plus élevé (80 %) fournit une puissance active plus importante. A l'inverse, le système de stockage Stol avec l'état de charge initiale le plus faible (20 %) fournit une puissance active plus modérée .
Les figures 10A et 10B ont été obtenues pour la troisième simulation.
La figure 10A représente des courbes C5Y5_3, Cpy3p]_-3, cPV3P2-3' cPVlP-3' cStol-3' cSto2-3 et cSto3-3 respectivement analogues aux courbes CSYS--1, Cpv3Pl-l Cpv3P2-l' CPV1P-1' cStol-
1' cSto2-l et cSto3-l- La figure 10B représente une courbe d'évolution CF-3 de la fréquence du réseau électrique du système électrique 60. La courbe d'évolution CF-3 comprend successivement, après la mise en îlotage du système électrique 60 à deux secondes, une diminution 80 suivi d'une stabilisation à un palier 82 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une remontée 84 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3.
Comme cela apparaît sur ces figures, la fréquence du réseau électrique est rapidement ramenée à 50 Hz lorsque le système électrique 60 est mis en îlotage. Les trois systèmes de stockage Stol, Sto2 et Sto3 sont sollicités de façons différentes. Le système de stockage Sto3 avec la puissance initiale PO de décharge la plus grande (10 kW) fournit une puissance active moins importante. A l'inverse, le système de stockage Stol avec la puissance initiale P0 de décharge la plus faible (0 kW) fournit une puissance active plus importante.
Les figures 11A et 11B ont été obtenues pour la quatrième simulation.
La figure 11A représente des courbes CSYS-4^ CpV3Pl-4' cPV3P2-4' cPVlP-4' cStol-4' cSto2-4 et cSto3-4 respectivement analogues aux courbes CSYS--1, Cpv3Pi-i, CPV3p2-i, Cpvip-i, ¾tol_
1' cSto2-l et cSto3-l- La figure 11B représente une courbe d'évolution CF-4 de la fréquence du réseau électrique du système électrique 60. La courbe d'évolution CF-4 comprend successivement, après la mise en îlotage du système électrique 60 à deux secondes, une diminution
100 suivi d'une stabilisation à un palier 102 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une remontée 104 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3.
Comme cela apparaît sur ces figures, la fréquence du réseau électrique est rapidement ramenée à 50 Hz lorsque le système électrique 60 est mis en îlotage. Les trois systèmes de stockage Stol, Sto2 et Sto3 sont sollicités de façons différentes. En particulier, la puissance active échangée par le système de stockage Sto3, qui était initialement en charge (P0 égal à -5 kW) , est ramenée à 0 kW après la mise en îlotage du système électrique 60.
Les figures 12A et 12B concernent une cinquième simulation. Dans cette simulation, le système électrique 60 est en mode de fonctionnement en îlotage. En outre, la centrale photovoltaïque PV3P1 fournit une puissance active de 35 kW, la centrale photovoltaïque PV3P2 fournit une puissance active de 25 kW et chaque centrale photovoltaïque PV1P1, PV1P2 et PV1P3 fournit une puissance active de 5 kW. La puissance active initiale échangée par les systèmes de stockage Stol, Sto2 et Sto3 et leur état de charge sont initialement nuls .
Dans la cinquième simulation, au bout de trois secondes, la puissance active de chaque centrale photovoltaïque diminue de 100 % à 40 % de la puissance fournie initialement et au bout de sept secondes, la puissance active de chaque centrale photovoltaïque augmente jusqu'à 90 % de la puissance fournie initialement .
La figure 12A représente des courbes CSYS-5^ CpV3Pl-5' cPV3P2-5' cPVlP-5' cStol-5' cSto2-5 et cSto3-5 respectivement analogues aux courbes CSYS_i, CPV3Pi-i, CpV3p2-i, CPVIP-I, ¾TOL_
1' cSto2-l et cSto3-l-
La figure 12B représente une courbe d'évolution CF-5 de la fréquence du réseau électrique du système électrique 60. La courbe d'évolution CF-5 comprend successivement, après la chute des puissances fournies par les centrales photovoltaïques au bout de trois secondes, une diminution 110 suivi d'une stabilisation à un palier 112 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une remontée 114 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3. La courbe d'évolution CF- 5 comprend, en outre, successivement, après la remontée des puissances fournies par les centrales photovoltaïques au bout de sept secondes, une augmentation 116 suivi d'une stabilisation à un palier 118 obtenue par la régulation primaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3 et une diminution 120 jusqu'à la fréquence de référence due à la régulation secondaire de fréquence réalisée par les systèmes de stockage d'énergie Stol, Sto2 et Sto3.
Comme cela apparaît sur ces figures, la fréquence du réseau électrique est rapidement ramenée à 50 Hz lorsque la puissance fournie par les centrales photovoltaïques varie.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de réglage de la fréquence d'un réseau électrique alternatif (20]_) comprenant au moins une centrale électrique (14]_) et une pluralité de systèmes de stockage d'énergie électrique (16]_) , chaque système de stockage d'énergie électrique étant relié au réseau électrique alternatif par un convertisseur continu-alternatif (22]_), le procédé comprenant la mesure, par chaque convertisseur, de la fréquence du réseau électrique alternatif et de la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif et la détermination d'une consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir de la différence (Δί) entre une fréquence souhaitée (Fref) et la fréquence mesurée (F) .
2. Procédé de commande selon la revendication 1, dans lequel au moins l'un des convertisseurs (22]_) est adapté à augmenter la puissance active fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif (20]_) ou à diminuer la puissance active reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif, lorsque la fréquence est inférieure ou égale à un premier seuil.
3. Procédé de commande selon la revendication 1 ou 2, dans lequel au moins l'un des convertisseurs (22]_) est adapté à diminuer la puissance active fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif (20]_) ou à augmenter la puissance active reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif, lorsque la fréquence est supérieure ou égale à un deuxième seuil .
4. Procédé de commande selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel au moins l'un des convertisseurs
(22]_) est adapté à diminuer la puissance réactive reçue par le convertisseur depuis le réseau électrique alternatif (20]_) lorsque la fréquence est inférieure ou égale à un troisième seuil.
5. Procédé de commande selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel au moins l'un des convertisseurs (22]_) est adapté à augmenter la puissance réactive fournie par le convertisseur au réseau électrique alternatif (20j_) lorsque la fréquence est supérieure ou égale à un quatrième seuil .
6. Procédé de commande selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, comprenant la détermination, par chaque convertisseur, d'un premier coefficient (kf) par logique floue à partir de l'état de charge du système de stockage d'énergie électrique (16j_) et de la puissance électrique active mesurée et la détermination de la consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir du premier coefficient.
7. Procédé de commande selon la revendication 6, comprenant, en outre, les étapes suivantes :
- déterminer la différence (Δί) entre la fréquence souhaitée (Fref) et la fréquence mesurée (F) ;
- déterminer un deuxième coefficient (Coeffjr) obtenu à partir du produit du premier coefficient (kjr) et de la différence
(Δί) entre la fréquence souhaitée et la fréquence mesurée ;
- déterminer la consigne à partir du produit du deuxième coefficient et d'une puissance électrique échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif choisie parmi le groupe comprenant la puissance électrique active maximale, la puissance électrique active minimale, la puissance électrique réactive maximale et la puissance réactive minimale.
8. Procédé de commande selon la revendication 7, dans lequel le deuxième coefficient (Coeffjr) est égal à l'intégrale du produit entre le premier coefficient (kj?) et la différence (Δί) entre une fréquence souhaitée (Fref) et la fréquence mesurée (F) .
9. Procédé de commande selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel la centrale électrique (14j_) est sélectionnée parmi le groupe comprenant une centrale photovoltaïque, une centrale éolienne et un groupe électrogène.
10. Procédé de commande selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel le système de stockage d'énergie électrique (16]_) correspond à la batterie d'un véhicule électrique ou d'un véhicule hybride rechargeable.
11. Procédé de commande selon l'une des revendications
1 à 10, dans lequel la détermination du premier coefficient (kf) par logique floue comprend la détermination de premières valeurs de premières fonctions d'appartenance de premiers ensembles flous associés à l'état de charge du système de stockage d'énergie électrique (16]_) et de deuxièmes valeurs de deuxièmes fonctions d'appartenance de deuxièmes ensembles flous associés à la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif.
12. Système électrique (10) comprenant un réseau électrique alternatif (20]_) et au moins une centrale électrique (14]_) et une pluralité de systèmes de stockage d'énergie électrique (16]_), chaque système de stockage d'énergie électrique étant relié au réseau électrique alternatif par un convertisseur (22]_), chaque convertisseur étant adapté à mesurer la fréquence du réseau électrique alternatif et à mesurer la puissance électrique active échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif, à déterminer une consigne de la puissance électrique active et/ou de la puissance électrique réactive échangée par le convertisseur avec le réseau électrique alternatif à partir de la différence (Δί) entre une fréquence souhaitée (Fref) et la fréquence mesurée (F) .
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