Version 3.3 — Août 2024

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Avant-propos

L’objectif de ce document est d’aider le public à mieux comprendre la procédure de demande, les exigences du Grid Code et les autres questions liées à Medium Scale Distributed Generation (MSDG).

Tout demandeur potentiel souhaitant bénéficier du programme Medium Scale Distributed Generation (MSDG) est informé que :

1. Le respect du présent Grid Code est obligatoire.
2. Les dispositions du Electricity Act 2005 et des règlements pertinents associés doivent être respectées.
3. Les dispositions du Environment Protection Act 2002, du Local Government Act 2011 et du Finance Act 2013 doivent être respectées.
4. Ce Grid Code sera révisé et mis à jour lorsque cela sera nécessaire.

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Avertissement

Le “Grid Code for Medium Scale Distributed Generator (MSDG) – Greater than 500 kW and not exceeding 2 MW” du Central Electricity Board (CEB), y compris toute révision périodique publiée sur le site web du CEB, constitue les exigences techniques minimales pour le raccordement d’un MSDG d’une puissance supérieure à 500 kW et n’excédant pas 2 MW au réseau de distribution 22 kV du CEB. Le propriétaire du MSDG peut être tenu de satisfaire à des exigences supplémentaires pour garantir que l’interconnexion respecte toutes les réglementations locales et soit sûre à l’usage. Les exigences définies dans ce Grid Code sont basées sur des conditions du système susceptibles d’évoluer. En conséquence, ces exigences doivent uniquement être utilisées comme guide, sous réserve d’une évaluation approfondie. Le CEB se réserve le droit de réviser ce Grid Code à tout moment. Toute personne souhaitant utiliser ce Grid Code est invitée à contacter le CEB avant de poursuivre.

Le CEB se réserve le droit de modifier ces spécifications techniques et exigences du système MSDG et de l’appareillage MV avant ou pendant l’implémentation du processus de raccordement MSDG, afin de se conformer aux aspects opérationnels et de sécurité les plus récents du réseau. L’installation MSDG doit respecter les Grid Codes et normes MSDG les plus récents au moment de l’implémentation du projet.

Révisions

• Version 3.3 — Août 2024 : Grid Code révisé par le CEB ; mises à jour effectuées concernant la capacité applicable, le ratio DC/AC, la capacité applicable pour la protection NVD, les exigences de communication, le comptage, la capacité applicable pour l’exigence de tenue aux défauts, les exigences VT et CT sur l’appareillage 22 KV, l’état et les alarmes.
• Version 3.2 — Octobre 2019 : Mises à jour sur la protection contre le dysfonctionnement du relais (applicable au cas par cas) et la protection d’inter-tripping.
• Version 3.1 — Septembre 2019 : Mises à jour sur l’appareillage haute tension MSDG, les exigences de protection et de communication, le comptage, les caractéristiques de fonctionnement garanties et la disposition type du panneau appareillage haute tension.
• Version 3.0 — Mai 2016 : Grid Code révisé par consultant et mises à jour effectuées.
• Version 2.1 — Décembre 2013 : Ajout du Chapitre 4 : Caractéristiques de fonctionnement garanti et du Chapitre 5 : Essais et mise en service.

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Chapitre 1 — Objet du Grid Code

Ce Grid Code décrit les critères et exigences techniques pour le raccordement d’installations de production distribuée d’une capacité supérieure à 500 kW et n’excédant pas 2 MW au réseau de distribution 22 kV du CEB.

La capacité proposée doit correspondre à la puissance AC de sortie de l’installation RE. La limitation de capacité sur les onduleurs s’applique selon le cas.

Ce Grid Code couvre le raccordement au réseau de distribution du CEB et la production d’électricité par les technologies d’énergie renouvelable (RETs) suivantes :

1. Photovoltaïque (PV)
2. Wind Turbine Generator (WTG)
3. Générateur hydroélectrique
4. Générateur à base de biomasse

Remarque : Pour les critères et exigences techniques de raccordement d’un MSDG de capacité supérieure à 50 kW et n’excédant pas 500 kW, veuillez consulter le grid code pertinent disponible sur ceb.mu.

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Chapitre 2 — Raccordement de MSDG au réseau

2.1 Processus de raccordement

Le processus de raccordement MSDG suit une séquence administrative et technique structurée :

1. Pendant qu’un programme MSDG est ouvert, un formulaire de demande MSDG dûment rempli et les spécifications techniques requises doivent être déposés au CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) -MSDG Unit, CEB Curepipe. Les frais de traitement doivent être réglés au Cash Office.
2. Analyse de la proposition MSDG au regard des exigences du MSDG Grid Code et du programme applicable, le cas échéant. Une Engineering Review / System Impact Study est menée si nécessaire. Une étude réseau et d’interconnexion par district ainsi qu’une visite conjointe du site avec toutes les parties prenantes sont organisées selon les besoins.
3. Une Letter of Intent est émise avec la capacité allouée, accompagnée d’une facture pour les frais de traitement, le coût de reconstruction du réseau, etc. (le cas échéant). Lorsque des travaux réseau sont requis, une estimation des coûts est transmise au demandeur.
4. Le demandeur accepte toutes les conditions de la Letter of Intent et règle les frais de traitement et les coûts de reconstruction du réseau, etc. (le cas échéant). Si le demandeur n’accepte pas de supporter les coûts, le processus prend fin.
5. Une réunion conjointe sur site est tenue avec toutes les parties prenantes et le Connection Agreement est signé. Le demandeur règle le Connection Fee et toutes les autres charges applicables. Pour un MSDG >1 MW, tous les frais liés à la réalisation des exigences de communication entrepris par le CEB sont facturés au demandeur.
6. Une réunion de coordination est tenue avant la coupure de courant pour la planification des travaux. Le CEB exécute les travaux d’interconnexion pendant la coupure. Tous les autres travaux requis sont réalisés et l’installation complète est vérifiée.
7. Le demandeur finalise l’installation MSDG dans un délai de 12 mois à compter de la date de signature du Connection Agreement. À l’achèvement, le demandeur soumet un Certificate of Installation dûment signé et un schéma as-made. Une facture pour le Connection Fee, TTB, modem (le cas échéant) et les tests des CTs est envoyée au demandeur. Le demandeur règle tous les coûts requis.
8. Les essais et la mise en service sont effectués par le CEB.

2.2 Capacité de raccordement

La capacité maximale de MSDG pouvant être raccordée à un départ Medium Voltage (MV) est appelée capacité de raccordement de ce départ. Les différents départs ont des capacités de raccordement différentes selon les caractéristiques électriques du conducteur utilisé, l’ampleur et la variation temporelle de la charge du départ, et l’emplacement proposé du raccordement.

La faisabilité de raccordement de tout MSDG au réseau de distribution 22 kV du CEB devra être confirmée par une étude d’impact d’interconnexion menée par le CEB au cas par cas. En outre, la possibilité d’interconnecter toute installation MSDG à puissance de sortie variable dépendra de la quantité maximale de production d’énergie renouvelable variable pouvant être accueillie tout en maintenant la stabilité et la sécurité du système.

Règles d’allocation de capacité :

• Les demandes sont traitées strictement selon la date/heure de règlement des frais de traitement de la demande (premier arrivé, premier servi).
• Les demandes autorisées sont allouées au départ sous réserve d’une étude d’impact d’interconnexion favorable.
• La capacité allouée reste valide pendant une (1) année à compter de la date du Connection Agreement.
• Le défaut de finaliser l’installation MSDG dans un délai d’un an entraîne une annulation automatique et la capacité est libérée pour d’autres demandeurs.

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Chapitre 3 — Exigences d’interconnexion MSDG et aspects de sécurité

3.1 Caractéristiques de l’installation d’interconnexion

L’installation d’interconnexion requise pour l’installation MSDG comprend :

• L’installation MSDG est raccordée au réseau 22 kV du CEB au moyen d’un panneau appareillage et d’un transformateur d’interconnexion élévateur.
• Les “Installations d’interconnexion CEB” sont les installations requises pour interconnecter l’installation de production au système de distribution 22 kV du CEB, localisées côté CEB du Point of Common Coupling (PCC) / Point of Delivery (A), comme indiqué à l’Annexe 7.
• Les “Installations d’interconnexion MSDG” sont les installations requises pour interconnecter l’installation de production au système du CEB, localisées côté installation de production du PCC / Point of Delivery (A), comme indiqué à l’Annexe 7.

3.2 Paramètres du système 22 kV

Le MSDG doit fonctionner et s’autoprotéger dans les plages de tensions, courants et fréquences suivantes sur le réseau du CEB.

Tableau 1 — Paramètres de conception en conditions normales

Paramètre	Valeurs
Tension de service	23.0 kV et 20.5 kV (+4.5% et −7%)
Mise à la terre du système	Effectivement mise à la terre / Non effectivement mise à la terre (contacter le CEB pour confirmation)
Fréquence	50.75 Hz et 49.25 Hz (50 Hz ± 1.5%)
Niveau de défaut	600 MVA

Tableau 2 — Paramètres de conception en conditions d’incident et d’urgence

Paramètre	Valeurs
Tension de service	24 kV et 19.8 kV (+9% et −10%)
Mise à la terre du système	Effectivement mise à la terre / Non effectivement mise à la terre
Fréquence	52.00 Hz et 47.00 Hz (+4% et −6%)
Niveau de défaut	600 MVA

3.3 Appareillage haute tension MSDG

Le demandeur doit construire, installer, tester et mettre en service le panneau appareillage 22 kV complet selon le schéma par défaut indiqué à l’Annexe 7 (soit côté CEB que côté client). Le CEB prendra possession de son côté après la période de garantie. L’appareillage doit présenter les caractéristiques suivantes :

Tableau 3 — Caractéristiques de l’appareillage

Paramètre	Valeurs
Tension nominale du système	22 kV
Tension système la plus élevée pour l’équipement	24 kV
Tension nominale	24 kV
Tension de choc (1.2/50 μs)	125 kV crête
Puissance de court-circuit nominale	16 kA efficace (1 sec)
Tenue électrodynamique	40 kA crête
Puissance des barres omnibus	630 A

3.4 Transformateur d’interconnexion MSDG

Le transformateur d’interconnexion MSDG doit être du groupe de vecteur Dyn11 (Delta côté haute tension, Étoile côté MSDG). L’enroulement delta côté CEB assure que :

1. Les performances et la sensibilité du schéma de protection contre les défauts de terre à la sous-station du CEB ne sont pas affectées ;
2. Les harmoniques de rang 3 du MSDG n’atteignent pas le réseau du CEB ;
3. Le MSDG bénéficie d’un certain isolement des creux de tension dus aux défauts monophasés à la terre, lui permettant une meilleure tenue aux creux de tension.

D’autres groupes de vecteur de transformateur peuvent être utilisés sous réserve de l’approbation du CEB. Les spécifications détaillées du transformateur d’interconnexion sont données à l’Annexe 7. Le transformateur doit être approuvé par le CEB avant la commande.

3.5 Mise à la terre

Les systèmes de mise à la terre doivent être conçus, installés, testés et maintenus conformément à BS 7354 et BS 7430. Des mesures doivent être prises pour prévenir l’apparition de potentiels dangereux de pas et de contact lors de défauts de terre sur le réseau 22 kV. Les électrodes de terre 22 kV et les électrodes de terre basse tension doivent être séparées de manière adéquate pour empêcher que les potentiels de terre dangereux ne soient transférés au réseau basse tension.

Dans le cas où le demandeur est autorisé à fonctionner indépendamment et isolé du système du CEB, le demandeur doit s’assurer que les systèmes électriques et de protection de l’installation sont conçus pour soutenir ce mode de fonctionnement. La sécurité du personnel et l’intégrité des équipements doivent être garanties à tout moment, tant en mode parallèle qu’en mode isolé.

3.6 Exigences de protection

3.6.1 Exigences générales

La coordination et la sélectivité du système de protection doivent être préservées, même avec l’intégration de nouvelles sources de production dans le système. Les réglages de toutes les protections doivent être proposés par le promoteur et acceptés par le CEB. Le système de protection doit fournir une protection contre les défauts survenant à la fois sur le réseau du CEB et sur l’installation MSDG, y compris les courts-circuits, les défauts de terre et les surcharges, et doit également empêcher l’îlotage du départ de distribution du CEB.

Tous les relais de protection doivent être de type numérique avec capacités d’enregistrement d’événements et d’enregistrement de perturbations. Le propriétaire MSDG doit maintenir le système de protection et conserver des pièces de rechange de tous les relais utilisés dans l’appareillage MV.

3.6.2 Schéma de protection d’interconnexion (50/51, 50N/51N, 59N)

Le schéma de protection d’interconnexion comprendra : (i) Surintensité multi-étapes instantanée/temporisée et IDMT (50/51) ; (ii) Défaut de terre multi-étapes instantané/temporisé et IDMT (50N/51N) ; (iii) Déplacement de tension du neutre (59N).

Les protections 50/51 et 50N/51N doivent agir sur le disjoncteur d’interconnexion CEB (CB1). Le 59N doit agir sur tous les disjoncteurs sortants du client.

3.6.3 Protection anti-îlotage

Le MSDG doit cesser d’énergiser le réseau du CEB dans un délai de 0.5 seconde après la formation d’un îlot. Les fonctions et réglages de protection suivants sont requis :

Tableau 5 — Réglages de déclenchement de protection anti-îlotage

Paramètre	Symbole	Réglage de déclenchement	Élimination
Surtension	U>>	Vφ-φ + 9%	0.2 s
Surtension	U>	Vφ-φ + 6.0%	1.5 s
Sous-tension	U<	Vφ-φ − 10%	3.0 s
Surfréquence	f>	52 Hz	0.5 s
Sous-fréquence	f<	47 Hz	3.0 s
Perte du réseau — ROCOF	LoM	2.5 Hz/s	0.5 s
Perte du réseau — Décalage vecteur	LoM	10°	0.5 s

La protection anti-îlotage doit agir sur CB4 (disjoncteur MSDG). Pour un MSDG ≥1 MW, une facilité d’inter-tripping utilisant des câbles à fibre optique ou la communication sans fil est également requise (voir Section 3.6.5).

3.6.4 Protection d’inter-tripping

Un système d’inter-tripping et d’interverrouillage doit assurer que le déclenchement du disjoncteur 22 kV du CEB (en cas de défaut, ouverture locale ou à distance) entraîne le déclenchement instantané de TOUS les disjoncteurs sortants 22 kV du client. La fermeture du disjoncteur 22 kV du CEB est UNIQUEMENT autorisée si TOUS les disjoncteurs 22 kV du client sont en position ouverte.

3.6.5 Inter-tripping pour MSDG ≥1 MW

Le schéma d’inter-tripping doit être conçu et pré-câblé de sorte que le déclenchement du disjoncteur de départ d’interconnexion à la sous-station 22 kV du CEB entraîne le déclenchement de CB1. Pour un MSDG solaire PV ≥1 MW :

1. Jour : Lors du déclenchement du disjoncteur 22 kV à la sous-station du CEB en cas de défaut, l’opérateur du System Control du CEB doit ouvrir CB1 à distance. CB1 entraîne le déclenchement de CB2. Après la restauration de l’alimentation, l’opérateur du CEB doit refermer CB1 à distance et communiquer avec la personne de contact MSDG pour refermer CB2 localement.
2. Nuit : Lors du déclenchement du disjoncteur 22 kV, l’opérateur du System Control du CEB ne doit pas ouvrir CB1 car il n’y a pas de production PV la nuit.

Pour les MSDG utilisant des technologies RE autres que le solaire PV, la production se fait tout au long de la journée et de la nuit ; par conséquent, CB1 doit être ouvert à distance indépendamment de l’heure du défaut.

3.6.6 Protection contre le dysfonctionnement du relais

La fonction de surveillance du relais de protection doit émettre une alarme et déclencher le disjoncteur sur lequel agit normalement le relais de protection en cas de dysfonctionnement. Pour un MSDG ≥500 kW, ce signal d’alarme (s’il est requis par le CEB) doit être transmis à la sous-station CEB d’interconnexion via canal à fibre optique ou communication sans fil.

3.6.7 Réglages de protection : Gradation et discrimination

Pour un MSDG >500 kW, le demandeur doit soumettre au CEB les réglages appropriés pour la gradation et la discrimination de la protection d’interconnexion (disjoncteur 22 kV, côté CEB) avec la protection de la sous-station CEB en amont. Le demandeur doit également soumettre au CEB la contribution au défaut (monophasée à la terre et triphasée) de l’installation de production côté 22 kV.

De plus, le Tableau 4 ci-dessous montre les réglages de déclenchement NVD pour le relais de déplacement de tension du neutre requis pour tout MSDG >500 kW connecté via appareillage MV :

Tableau 4 — Réglages de déclenchement NVD

Paramètre	Symbole	Réglage de déclenchement	Temps d’élimination
Déplacement de tension du neutre (59N)	NVD	Lorsque le déplacement de tension du point neutre côté 22 kV dépasse 10% de 22 kV/√3 (1,270 V)	5.5 s

3.7 Protections et exigences de sécurité supplémentaires

Les exigences suivantes s’ajoutent aux protections obligatoires ci-dessus et s’appliquent à tout MSDG indépendamment de la technologie de production utilisée :

• Un interverrouillage approprié doit être incorporé entre les disjoncteurs côté CEB et côté client (selon IEC 62271-200) pour empêcher la possibilité de fermer mécaniquement CB1 sur une barre omnibus en tension côté client via un système d’interverrouillage mécanique entre CB1 et CB2.
• Pour les MSDG comprenant des machines synchrones et/ou asynchrones : un relais de synchronisation live-line/dead-bus doit être fourni pour prévenir la fermeture à distance/électrique de CB1 tant que la barre omnibus 22 kV côté MSDG est énergisée.
• Check Synchronising doit être prévue sur tous les disjoncteurs des générateurs et tout autre disjoncteur (y compris les disjoncteurs BT), sauf interverrouillage, capable de connecter l’installation MSDG au réseau du CEB.

3.8 Reconnexion

Après une déconnexion initiée par la protection, le MSDG doit rester déconnecté du réseau jusqu’à ce que la tension et la fréquence aux bornes d’alimentation soient restées dans les limites nominales pendant au moins 3 minutes. La reconnexion automatique n’est autorisée que lorsque la déconnexion est due à des paramètres d’exploitation hors plage normale. Si la déconnexion est causée par un dysfonctionnement d’un dispositif de l’installation MSDG, une reconnexion manuelle avec autorisation du CEB est requise.

3.9 Alimentation ininterruptible (UPS)

Un UPS en ligne est requis pour assurer que les systèmes de protection, de mesure, de contrôle et de communication fonctionnent sans interruption pendant une durée minimale de 3 heures après une perte d’alimentation CEB. En cas de perte de l’alimentation auxiliaire sécurisée, tous les disjoncteurs 22 kV du client doivent être déclenchés jusqu’à ce que des mesures correctives soient prises.

Pour un MSDG ≥1 MW, tous les équipements utilisés pour la transmission de signaux et de commandes (PLC, modem, routeur, etc.) entre le site MSDG et le CEB System Control doivent être alimentés par un UPS séparé de celui des systèmes de protection.

3.10 Indication, alarmes et instrumentation

Les installations d’alarme et de déclenchement doivent avoir une indication locale et, pour un MSDG ≥1 MW, un ensemble supplémentaire de contacts sans potentiel pour la transmission ultérieure des signaux d’alarme/déclenchement à la sous-station CEB. Pour un MSDG ≥1 MW, un système SCADA local doit être installé pour permettre la surveillance et le contrôle de l’installation MSDG.

Des lampes indicatrices externes doivent être installées pour un MSDG >500 kW afin d’indiquer le fonctionnement en parallèle avec le réseau de distribution du CEB : une lampe rouge allumée indique le fonctionnement en parallèle ; une lampe verte allumée indique le fonctionnement isolé.

L’instrumentation du panneau doit comprendre un voltmètre alimenté par transformateur, un ampèremètre, MW, MVAr (indiquant l’importation et l’exportation), et les blocs de test appropriés pour les circuits de courant et de tension.

3.11 Exigences de communication

Le propriétaire MSDG doit installer un équipement de communication pour le transfert sécurisé de données opérationnelles et de signaux de protection et de contrôle. Pour un MSDG ≥1 MW, une liaison par câble à fibre optique doit connecter l’installation MSDG à la sous-station 22 kV correspondante (selon l’Annexe 9). Le demandeur supporte le coût complet de l’approvisionnement, de l’installation, des essais, de la mise en service et de la maintenance du système de communication.

Les données suivantes doivent être transmises en temps réel de l’installation de production à la sous-station CEB :

• État du commutateur de charge-rupture (OUVERT/FERMÉ) pour chaque arrivée (si disponible)
• État du disjoncteur CB1 (ouvert/fermé)
• État du disjoncteur sortant CB2 et CB4 (ouvert/fermé)
• Alarmes : Protection déclenchée, Relais de protection non sain, Alarme SF6, Alarmes UPS, Alarme porte, Signal d’inter-tripping, Signal CB1 distance/local, Autres alarmes (groupées)
• MW, MVAr au point d’interface importation/exportation (calculés à partir des tensions triphasées et du courant à la phase 2)
• Niveau de tension de la barre omnibus 22 kV (phase-à-phase entre phases 1 et 2)
• Courant au point d’interface importation/exportation (phase 2)

Pour un MSDG >1 MW, des commandes de contrôle à distance doivent également être fournies (commutateur de charge-rupture OUVERT/FERMÉ, CB1 ouvert/fermé).

Communications sans fil

Lorsque des communications sans fil sont utilisées, le système doit respecter les exigences minimales suivantes :

• Utilisation de la technologie 3G/4G/LTE la plus récente ou plus récente pour les bandes de fréquences utilisées à Maurice
• Lien micro-ondes en tant que canal principal et 3G/4G/LTE en tant que sauvegarde ; basculement transparent ; SLA de 4 heures
• Capacité SIM double avec basculement automatique entre opérateurs réseau
• Tous les canaux 3G/4G/LTE en mode tunnel VPN (Open VPN ou équivalent)
• Minimum de deux routeurs configurés en tant que principal et secours à chaud ; débit de données ≥85 kbps téléchargement / 42 kbps téléversement
• Interface de configuration protégée par mot de passe ; mécanisme de récupération automatique

3.12 Comptage

Le compteur CEB, les CTs et VTs doivent avoir au minimum les classes de précision suivantes :

Tableau 6 — Précision du comptage

Installation MSDG	Connectée au réseau BT	Connectée au réseau MV
N’excédant pas 500 kW	Classe 1	Classe 0.5
Supérieur à 500 kW et n’excédant pas 2 MW	—	Classe 0.5
Greenfield	—	Classe 0.2

Le compteur CEB doit avoir des registres séparés pour l’importation et l’exportation d’énergie. Tous les circuits de comptage du CEB doivent être totalement séparés des circuits du promoteur MSDG. Les CTs toroïdaux ne seront pas acceptés pour les besoins de comptage HT.

Un second compteur de production doit être installé par le CEB à l’intérieur de l’installation MSDG. Tous les compteurs et équipements associés (CTs, VTs, TTB) doivent être logés dans un local de comptage sécurisé équipé d’une prise 13A protégée par un disjoncteur 2A et alimentée par une source sécurisée. Le promoteur MSDG doit d’abord solliciter l’approbation du CEB pour les spécifications CT/VT avant de commander et envoyer l’équipement au Meter Lab Section du CEB pour essais avant installation.

3.13 Maintenance préventive et corrective

3.13.1 Programme de production

Un MSDG ≥1 MW doit fournir une prévision de production au CEB (valeurs horaires jour suivant par défaut). Un MSDG <1 MW n’est pas tenu de communiquer une prévision de production.

3.13.2 Maintenance du générateur

Un MSDG ≥1 MW doit soumettre des plans de maintenance préventive annuels au CEB pour approbation, avec mises à jour mensuelles et au moins 15 jours de préavis pour tout changement prévu. Pour la maintenance corrective, le CEB doit être notifié dans un délai de 3 heures de l’occurrence. Un MSDG <1 MW n’est pas tenu de soumettre des plans de maintenance.

3.13.3 Maintenance du réseau

Les travaux de maintenance ou les défauts sur le départ peuvent empêcher le MSDG d’exporter. Aucune compensation ne s’applique à la perte de production due à la maintenance préventive et corrective du réseau du CEB. Le CEB doit communiquer ses plans de maintenance aux promoteurs MSDG ≥500 kW avant la mise en œuvre de la maintenance prévue.

3.14 Sécurité, isolement et manœuvres

3.14.1 Procédures de sécurité pour l’appareillage haute tension

Le personnel du CEB doit respecter strictement les “CEB T&D Safety Rules” conformément au Occupational Safety and Health Act 2005. Le promoteur MSDG doit :

• Se conformer à la Section 7(2) du OSH Act 2005 — où la production totale dépasse 750 kW, l’employeur doit employer un Registered Professional Engineer responsable général de tous ces équipements.
• Désigner et former des personnes compétentes responsables de l’exploitation de l’appareillage HV ; maintenir une liste à jour communiquée au CEB.
• Afficher un schéma à jour de l’appareillage dans le local appareillage.
• Numéroter et étiqueter clairement tous les panneaux appareillage.
• Avant tout travail, la personne compétente doit certifier les opérations de manœuvre effectuées sur le “Certificat de Consignation” (Annexe 2) et remettre l’original au homologue CEB.
• Sécuriser l’appareillage avec des cadenas personnels et afficher les panneaux d’avertissement appropriés.

3.14.2 Enjeux de sécurité

• L’alimentation réseau et le générateur doivent être isolés de façon sécurisée avant tout travail électrique. Un étiquetage adéquat doit avertir que l’installation est raccordée à une autre source d’énergie.
• Pour PV : couvrir tous les modules avant de travailler sur les circuits en amont du point d’isolement. Pour WTG : bloquer l’éolienne pour l’empêcher de tourner.
• Le fabricant/fournisseur du MSDG doit certifier la conformité CE ou équivalente pour la sécurité électrique et l’EMC.
• Toute maintenance doit suivre les procédures de sécurité recommandées par le fabricant.
• Le personnel du CEB doit être averti des procédures de manœuvre applicables au MSDG ; ces procédures doivent être clairement affichées et visibles sur le site MSDG.

3.14.3 Émission/immunité électromagnétique

Le MSDG doit être conforme aux exigences de la directive EMC et en particulier aux normes d’émission de la famille de produits.

3.14.4 Étiquetage

Une étiquette d’avertissement MSDG standard CEB (Figure 1) doit être apposée aux emplacements suivants :

• Le poteau 22 kV le plus proche sur lequel les coupe-circuits sont installés (ou le Ring Main Unit en cas de réseaux souterrains)
• Entrée du local appareillage
• La porte et clôture du local transformateur
• Le local et le coffret de comptage
• Le cubicule d’arrivée CEB, le cubicule transformateur de tension, le cubicule disjoncteur d’interconnexion
• Tout autre emplacement jugé nécessaire par le CEB

3.15 Documentation

Les informations à jour suivantes doivent être affichées au niveau de l’installation MSDG :

• Un schéma de circuit montrant la relation entre le MSDG et le départ entrant du CEB tel que montré à l’Annexe 6, et indiquant qui possède et maintient le générateur
• Toutes les informations pertinentes concernant la contribution au défaut pour tous les différents types de défauts du MSDG ; une copie des résultats de test de protection obtenus pendant la mise en service doit être remise au CEB
• Un résumé des réglages de protection d’interconnexion et anti-îlotage (selon l’Annexe 8)
• Procédures d’opération de manœuvre au niveau de l’installation MSDG
• Exigences de maintenance et services de maintenance disponibles
• Un certificat signé par l’entrepreneur de maintenance confirmant : solaire PV/WTG/hydraulique, appareillage, UPS et transformateur d’interconnexion respectent les exigences de ce Grid Code ; nom et adresse du client ; adresse du site ; nom et contacts de l’entrepreneur ; liste des composants clés ; estimation des performances du système ; calendrier de maintenance

3.16 Plaque signalétique

Chaque installation MSDG doit afficher une plaque signalétique montrant : (a) nom ou marque du fabricant ; (b) désignation de type ou numéro d’identification ; (c) puissance nominale ; (d) tension nominale ; (e) fréquence nominale ; (f) phases ; (g) facteur de puissance.

3.17 Entreprise d’électricité / Installateur

Le MSDG doit être installé conformément aux instructions du fabricant. L’installateur doit considérer tous les aspects, y compris : la demande maximale et la puissance du générateur ; le type de schéma de mise à la terre ; la nature de l’alimentation ; les influences externes ; la compatibilité, maintenabilité et accessibilité ; la protection contre les chocs électriques et les effets thermiques ; la protection contre les surintensités ; l’isolement et les manœuvres ; les questions de sélection et d’installation.

L’installateur doit apposer une étiquette indiquant la prochaine maintenance planifiée et informer le CEB pour mise à jour du registre MSDG. L’installateur doit être compétent dans le domaine des installations MSDG et détenir une MQA-approved qualification or equivalent en installation électrique et installations d’énergies renouvelables acceptable par le CEB.

3.18 Normes et réglementations

Tout appareillage électrique, matériaux et câblage doivent être conformes au Electricity Act, au CEB Act, aux Electricity Regulations, à ce code et aux normes suivantes (dernières éditions applicables) :

Modules PV

• IEC TS 62804-1/-2 — Modules PV : essais de dégradation induite par potentiel
• EN 50380 — Fiche technique et information de plaque signalétique des modules photovoltaïques
• IEC 61215 — Modules PV silicium cristallin terrestres — Qualification de conception et homologation de type
• IEC 61646 — Modules PV couches minces terrestres — Qualification de conception et homologation de type
• IEC 61701 — Essai de corrosion en brouillard salin des modules PV
• IEC 61730 — Qualification de sécurité des modules PV
• IEC 61853-1 — Essai de performance et classement énergétique des modules PV — Partie 1

Onduleurs PV

• EN 50524 — Fiche technique et plaque signalétique pour onduleurs photovoltaïques
• IEC 61683 — Systèmes PV — Régulateurs de puissance — Procédure de mesure du rendement
• IEC 62109 — Sécurité des convertisseurs de puissance pour utilisation dans les systèmes d’énergie photovoltaïque
• IEC 62116 — Procédure d’essai pour les mesures de prévention d’îlotage pour onduleurs PV raccordés au réseau

Systèmes PV raccordés au réseau

• EN 50438 — Exigences pour le raccordement des micro-centrales en parallèle avec les réseaux de distribution BT publics
• ER G59/3 — Recommandations pour le raccordement des centrales de production aux réseaux de distribution
• ER G83/2 — Recommandations pour le raccordement des petits générateurs de type testé (jusqu’à 16 A par phase)
• EN 50521 — Connecteurs pour systèmes photovoltaïques — Exigences de sécurité et essais
• IEC 61727 — Systèmes PV — Caractéristiques de l’interface réseau
• IEC 61836 — Systèmes d’énergie solaire PV — Termes, définitions et symboles
• IEC 62093 — Composants d’équipement auxiliaire pour systèmes PV — Qualification de conception
• IEC 62446-1 — Systèmes PV — Exigences pour les essais, la documentation et la maintenance — Partie 1 : Systèmes raccordés au réseau
• IEC 60904-1 — Dispositifs photovoltaïques — Partie 1 : Mesure des caractéristiques courant-tension PV
• IEEE P1547 — Série de normes pour l’interconnexion des ressources distribuées

Wind Turbine Generators

• IEC 61400-21 — Éoliennes — Partie 21 : Mesure et évaluation des caractéristiques de qualité de l’énergie des éoliennes raccordées au réseau

Normes générales d’ingénierie

• BS 7354 — Code de pratique pour la conception des postes haute tension en plein air
• BS 7430 — Code de pratique pour la mise à la terre de protection des installations électriques
• IEC 60068-2 — Essais d’environnement d’un spécimen pour résister à des sévérités spécifiques
• IEC 60076 — Transformateurs de puissance — TOUTES LES PARTIES
• IEC 60228 — Conducteurs de câbles isolés
• IEC 60364-1 — Installations électriques des bâtiments — Partie 1 : Principes fondamentaux
• IEC 60364-5-54 — Installations électriques des bâtiments — Arrangements de mise à la terre et conducteurs de protection
• IEC 60364-5-55 — Installations électriques des bâtiments — Partie 5-55 : Autres équipements
• IEC 60502-1 — Câbles de puissance à isolation extrudée pour tensions assignées de 1 kV à 30 kV
• IEC 60664-1 — Coordination de l’isolement pour équipements en systèmes basse tension — Partie 1
• IEC TR 60909-1 — Courants de court-circuit en systèmes triphasés en courant alternatif — Facteurs de calcul
• IEC 62208 — Exigences générales pour les enveloppes vides pour appareillages et organes de commande et de protection pour BT
• IEC 62305-3 — Protection contre la foudre — Partie 3 : Dommages physiques et dangers pour la vie dans les structures
• IEEE C37.90 — Norme pour les relais et systèmes de relais associés aux appareils électriques

Qualité de l’énergie

• IEC 61000-3-2 — CEM — Limites des émissions de courant harmonique
• IEC 61000-3-3 — CEM — Limitation des variations de tension, fluctuations et flicker — Équipements ≤16 A par phase
• IEC TR 61000-3-7 — CEM — Évaluation des limites d’émission pour les installations fluctuantes sur réseaux MT, HT et THT
• IEC 61000-6-1 — CEM — Normes génériques — Immunité pour les environnements résidentiels, commerciaux et légers
• IEC 61000-6-3 — CEM — Normes génériques — Norme d’émission pour les environnements résidentiels, commerciaux et légers
• IEEE 519 — Pratique recommandée et exigences pour le contrôle des harmoniques dans les systèmes d’énergie électrique

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Chapitre 4 — Caractéristiques de fonctionnement garanti

Les installateurs doivent s’assurer que tous les équipements proposés ont les capacités de mettre en œuvre toutes les exigences du MSDG Grid Code, en particulier les exigences énoncées dans ce chapitre.

4.1 Exigences de tenue aux défauts (LVRT)

Le MSDG doit rester connecté au système de distribution en cas de creux de tension du système sur une ou toutes les phases, lorsque la tension du système de distribution mesurée au point de couplage commun reste au-dessus de la limite indiquée à la Figure 2 ci-dessous. Un MSDG ≥1 MW doit pouvoir fournir une capacité de tenue aux défauts.

En plus de rester connecté, le MSDG doit fournir une puissance active proportionnelle à la tension retenue et maximiser l’injection de courant réactif au système de distribution pendant au moins 3 secondes, ou jusqu’à ce que la tension du système de distribution revienne à la plage opérationnelle normale. La courbe LVRT doit être coordonnée avec les réglages de protection sous-tension (Tableau 5).

4.2 Réponse en fréquence

Un MSDG ≥1 MW doit fournir une réponse de puissance en fréquence pour contribuer à la stabilisation de la fréquence du réseau. Sous les plages de fréquence du système normal, le MSDG doit fonctionner à la puissance active disponible maximale. Le MSDG doit réduire la puissance de sortie au-dessus d’une fréquence système de 50.5 Hz à un gradient de 40% par Hz de la puissance disponible instantanée. La puissance de sortie n’est autorisée à augmenter que lorsque la fréquence revient à 50.5 Hz ou moins. Au-dessus de 52 Hz, le MSDG doit se déconnecter dans 0.5 secondes. En dessous de 47 Hz pendant plus de 0.5 secondes, le MSDG est autorisé à se déconnecter.

4.3 Capacité de puissance réactive

Un MSDG ≥1 MW doit être équipé de fonctions de contrôle de puissance réactive mutuellement exclusives — un seul mode actif à la fois :

1. Contrôle du facteur de puissance : Maintient un facteur de puissance fixe tel que spécifié par le CEB
2. Contrôle de la puissance réactive : Régule la puissance réactive à un point de consigne défini par le CEB
3. Contrôle de tension : Peut être requis s’il a été précédemment convenu avec le CEB au cas par cas

Tous les MSDG ≥500 kW doivent être conçus pour fournir la puissance nominale pour des facteurs de puissance compris entre 0.95 en retard et 0.95 en avance, disponible à partir de 20% de la puissance nominale.

4.4 Qualité de l’énergie

Les installations et équipements MSDG ne doivent pas provoquer d’excursions excessives de tension ni introduire de distorsion excessive aux ondes sinusoïdales de tension ou de courant.

4.4.1 Flicker de tension

L’installation MSDG ne doit pas causer de flicker anormal au-delà des limites définies dans IEEE 519 au point de couplage commun.

4.4.2 Harmoniques

La sortie du système MSDG au PCC doit être conforme à IEEE 519. La recommandation IEEE 519 doit être appliquée au PCC, et non aux équipements en aval.

4.4.3 Variation brusque de tension

Les variations brusques de tension causées par la connexion et la déconnexion des centrales de production au niveau de la distribution ne doivent pas dépasser ±3% pour les événements de manœuvre planifiée peu fréquents ou les interruptions, et ±6% de la tension nominale de 22 kV pour les interruptions non planifiées telles que les défauts.

4.4.4 Capacité de tenue aux surtensions

Le système d’interconnexion doit présenter une capacité de tenue aux surtensions (oscillatoires et transitoires rapides) conformément à IEC 62305-3. La conception des systèmes de contrôle doit satisfaire ou dépasser les exigences de IEEE C37.90.

4.4.5 Déséquilibre de tension

La contribution au niveau de déséquilibre de tension au PCC de toute installation MSDG doit être inférieure ou égale à 1.3%.

4.5 Limites de rampe de puissance

Un MSDG ≥1 MW doit avoir une rampe de puissance contrôlée : rampe positive uniquement au démarrage ; rampe négative lors de l’arrêt de l’installation MSDG.

• Rampe maximale 1 minute : Capacité installée du MSDG (MW) divisée par 5
• Les réglages de rampe doivent être approuvés par le CEB avant les essais et la mise en service ; préavis minimum de deux semaines pour tout changement ultérieur

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Chapitre 5 — Essais et mise en service

5.1 Introduction

Le demandeur doit effectuer les phases d’essais et de pré-mise en service du MSDG conformément aux normes pertinentes. Le demandeur doit conserver des enregistrements écrits de tous les résultats de tests et réglages de protection. La protection d’interconnexion du MSDG doit être testée régulièrement et maintenue. Des essais ad hoc peuvent être requis par le CEB pour des fins telles que l’évaluation des harmoniques, l’élévation de tension, le fonctionnement de la protection suite aux changements du système et l’enquête sur les défauts.

5.2 Essais et pré-mise en service

Pour les projets Greenfield, le demandeur doit soumettre les procédures d’essais et de pré-mise en service et les plans au CEB pour approbation au moins 3 mois avant la date commerciale prévue d’exploitation de l’installation MSDG.

5.2.1 Phase d’essais — Installation PV

• Continuité de mise à la terre du cadre du champ PV à la terre et raccordement à la borne de mise à la terre principale
• Polarité de chaque chaîne de modules
• Test de tension en circuit ouvert (V_oc) de la chaîne PV
• Test de courant de court-circuit (I_sc) PV
• Test de résistance d’isolement du champ PV
• Test opérationnel du courant de chaîne PV ; test fonctionnel ; vérification des performances
• Essai de résistance d’isolement des câbles

5.2.2 Phase d’essais — Installation WTG

• Test de fonctionnement 6 heures avec le générateur connecté au réseau
• Démonstration du niveau de vibration WTG en dessous des limites acceptables
• Test de la fonction de déclenchement lorsque WTG génère et que la perte de réseau se produit
• Test de la fonction de déclenchement de survitesse de chaque WTG ; test des entraînements de pivotement ; test fonctionnel ; vérification des performances

5.2.3 Phase de pré-mise en service

Les essais de pré-mise en service doivent être effectués en présence du CEB et doivent inclure au minimum :

1. Démonstration du fonctionnement satisfaisant de l’équipement de mesure de puissance
2. Essais fonctionnels du relais de protection et vérification des réglages
3. Démonstration du fonctionnement satisfaisant de la réticulation interne
4. Essais de pression sur l’appareillage 22 kV
5. Test de capacité de puissance réactive
6. Test de qualité de l’énergie selon IEC 61400-21
7. Test anti-îlotage
8. Test de la capacité de l’installation à supporter un changement de charge progressive

5.3 Qualité de l’énergie

Après les essais satisfaisants et la pré-mise en service et la soumission du Certificate of Installation, le CEB effectuera des essais pour assurer que l’installation est conforme à la Section 4.4 de ce Grid Code.

5.4 Ingénieur de mise en service

Vu la taille et la complexité de l’installation MSDG, les essais et la pré-mise en service doivent être effectués par un Registered Professional Engineer. Le RPE doit inspecter et tester l’installation pour vérifier sa conformité aux exigences existantes et signaler les résultats au CEB. Le propriétaire MSDG doit alors soumettre un Certificate of Installation dûment signé. Après vérification de la conformité, le CEB doit préparer un Certificate of Compliance confirmant que l’installation est conforme aux exigences de ce Grid Code, qu’elle a été jugée apte au raccordement au réseau, et qu’elle est mise en service après la signature du Connection Agreement.

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Chapitre 6 — Conformité au code

En cas de non-conformité à l’une des dispositions techniques de ce Grid Code, le CEB informera le propriétaire par écrit des écarts constatés. Le propriétaire MSDG disposera de 90 jours pour corriger ces écarts. À défaut, le CEB sera en droit de déconnecter l’installation MSDG.

Le CEB sera en droit de déconnecter l’installation MSDG sans préavis si les conditions de l’installation sont nuisibles ou créent des risques inévitables pour la sécurité. Le CEB ne sera pas responsable des dommages si une telle déconnexion exige également la déconnexion d’autres charges raccordées au même point de raccordement que le MSDG.

La reconnexion du MSDG nécessitera que le CEB certifie que l’installation est conforme à ce Grid Code. Les frais applicables seront identiques aux frais standards de reconnexion.

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Chapitre 7 — Annexes

Annexe 1 — Abréviations et définitions

• “AC” ou “a.c.” — Courant alternatif
• “Applicant” — Producteur d’électricité via une installation MSDG
• “CEB” — Central Electricity Board
• “Circuit breaker” — Appareil de coupure capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants en conditions normales et aussi d’établir, de supporter pendant un temps spécifié, et d’interrompre des courants en conditions anormales telles que le court-circuit
• “DC” — Courant continu
• “DG” — Distributed Generation
• “Distributed generation” — Installations de production électrique raccordées au réseau Utility au PCC
• “Flicker” — Variation de tension d’entrée suffisante en durée pour permettre l’observation visuelle d’un changement d’intensité d’une source lumineuse électrique
• “Fault” — Condition physique entraînant la défaillance d’un appareil, d’une composante ou d’un élément à remplir sa fonction requise
• “Frequency” — Nombre de cycles complets de variation sinusoïdale par unité de temps
• “Greenfield project” — Installation MSDG sur un site sans point de raccordement existant
• “Grid” — Réseau du CEB qui transporte l’électricité des centrales aux consommateurs
• “GPRS/VPN” — Réseau privé virtuel configuré sur un service de radio par paquets généraux (GPRS)
• “Harmonic distortion” — Distorsion continue de l’onde sinusoïdale normale, généralement causée par des charges non linéaires ou des onduleurs ; mesurée en Total Harmonic Distortion (THD)
• “HT” — High Tension (systèmes fonctionnant normalement à une tension supérieure à 1000 V AC ou 1500 V DC)
• “Registered Professional Engineer” — Personne enregistrée comme Professional Engineer en vertu du Registered Professional Engineers Council Act (Maurice)
• “Installer” — Personne qualifiée dans les installations MSDG, possédant une qualification MQA-approved ou équivalente acceptable par le CEB
• “Islanding” — Condition dans laquelle une portion du réseau du CEB est énergisée par un ou plusieurs MSDGs via leur(s) PCC tout en étant électriquement séparée du reste du système
• “Isolated Generation” — Condition où le chemin électrique au PCC est ouvert et où le MSDG continue à énergiser les charges locales
• “kV / kVA / kW / kWh” — Kilovolt / Kilovoltampère / Kilowatt (1,000 W) / Kilowattheure
• “LV” — Low Voltage (systèmes fonctionnant normalement à une tension n’excédant pas 1000 V AC ou 1500 V DC)
• “MSDG” — Medium Scale Distributed Generation — supérieur à 500 kW jusqu’à 2000 kW
• “MW” — Mégawatt (1,000,000 W)
• “Parallel operation” — Condition dans laquelle le MSDG fonctionne tout en étant connecté au réseau du CEB
• “PCC” — Point of Common Coupling — point auquel un MSDG est raccordé au réseau du CEB
• “Power factor” — Rapport de la puissance réelle à la puissance apparente totale (kW/kVA) exprimé en décimal ou en pourcentage
• “Producer” — Producteur d’électricité via toute installation MSDG ou son propriétaire
• “PV” — Photovoltaïque
• “RE” — Renewable Energy
• “SWC” — Surge Withstand Capability — immunité des équipements aux transitoires électriques rapides et répétitifs
• “THD” — Total Harmonic Distortion

Annexe 2 — Certificat de Consignation (Spécimen)

Un Certificat de Consignation est requis avant tout travail pouvant être effectué sur l’une ou l’autre des parties du panneau appareillage 22 kV. La personne compétente effectuant les opérations de manœuvre doit certifier les opérations effectuées sur ce formulaire approuvé et remettre l’original à son homologue du CEB, qui peut alors procéder aux travaux conformément aux procédures de sécurité applicables.

Le certificat comprend des champs pour : date et heure ; nom de la personne compétente ; description des opérations de manœuvre effectuées ; équipement commutableré (numéros de panneau, désignations de disjoncteur) ; signatures des représentants du client et du CEB ; confirmation que l’isolement approprié, le verrouillage par cadenas et les panneaux d’avertissement sont en place.

Annexe 3 — Frais CEB

Le MSDG sera raccordé au réseau 22 kV du CEB via un appareillage haute tension et compté côté haute tension. Le demandeur supportera les frais liés au traitement des demandes et à la préparation des estimations de coûts pour la construction ou la modification du réseau. La liste des frais est disponible sur le site web du CEB.

Les frais incluent : Frais de traitement ; Connection Fee ; Engineering Review / Distribution Study ; Révision de l’estimation. Les coûts de construction/modification du réseau sont déterminés après l’engineering review.

Annexe 4 — Certificat d’installation

Le demandeur/installateur doit soumettre au CEB un certificat dûment signé (avec en-tête et cachet de l’entreprise). L’installation MSDG doit être certifiée par un Registered Professional Engineer (CRPE Maurice). Le certificat doit inclure :

• Nom de l’entreprise installatrice
• Nom du Registered Professional Engineer ; No. RPEM ; Signature ; Date ; Cachet de l’entreprise installatrice
• Nom du demandeur ; Signature du demandeur ; Date
• Numéro de série MSDG : MSDG/_______________

Annexe 5 — Certificat de conformité

Ce certificat confirme que l’installation MSDG d’une capacité installée de [kW], située à [adresse] au nom de [demandeur/nom de l’entreprise] portant le numéro de série [MSDGX/XX/XXX] a été jugée conforme aux exigences du MSDG Grid Code par les représentants du CEB ci-après et est apte au raccordement au réseau. L’installation sera mise en service après la signature du Connection Agreement.

Le Certificate of Compliance est signé par des représentants de :

• Distribution Network
• Meter Installation
• MSDG-CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) Unit
• Safety and Health Section
• C&M Section

Annexe 6 — Disposition de l’appareillage 22 kV

Le schéma unifilaire suivant montre la disposition requise de l’appareillage 22 kV à l’installation d’interconnexion MSDG, avec la démarcation entre l’équipement CEB et l’équipement du propriétaire MSDG :

Annexe 7 — Description de l’installation d’interconnexion

Responsabilités et coûts de l’installation d’interconnexion :

• Le CEB sera responsable de la construction, de l’installation et de la mise en service de la ligne d’interconnexion 22 kV faisant partie des installations d’interconnexion CEB.
• Le demandeur sera responsable de l’acquisition du droit de passage pour la ligne d’interconnexion 22 kV, ainsi que de la construction, de l’installation, des essais et de la mise en service du panneau appareillage 22 kV complet (côté CEB et MSDG). Le CEB prendra possession de son côté après la période de garantie.
• Le demandeur supportera le coût d’approvisionnement, d’installation, d’essais et de mise en service de toutes les installations d’interconnexion CEB et MSDG.
• Le demandeur sera responsable de tous les travaux civils y compris la tranchée de câble, les puisards de traction, les gaines PVC et la construction du local appareillage selon les spécifications du CEB.
• Le demandeur sera propriétaire et responsable de l’exploitation, de la maintenance et de la réparation des installations d’interconnexion du MSDG.

Annexe 8 — Panneau appareillage HV type et ligne directrice de protection

Le schéma suivant montre le panneau appareillage haute tension type et la ligne directrice de protection pour la production MSDG basée sur onduleur (Annexe 8a) :

Annexe 9 — Exigences de communication

Le système de communication à fibre optique doit connecter l’installation MSDG à la sous-station de départ 22 kV pour tout MSDG ≥1 MW. Le système doit transmettre tous les signaux d’état, de mesure, d’alarme et de contrôle requis tels que spécifié à la Section 3.11 de ce Grid Code. Les points de données de communication détaillés, les protocoles et les spécifications d’interface doivent être convenus avec le CEB avant l’approvisionnement et l’installation. Tous les coûts d’approvisionnement, d’installation, d’essais, de mise en service et de maintenance du système de communication sont supportés par le promoteur MSDG.