CNCS Grid Code

Version Décembre 2022

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DC 1 — OBJECTIF ET CHAMP D’APPLICATION

L’objectif du Code de Distribution est d’établir les règles, procédures, exigences et normes qui régissent l’exploitation, la maintenance et le développement du Système de Distribution afin de garantir un système de distribution d’électricité efficace, coordonné et économique. Il définit également les procédures et les exigences applicables au Licencié de Distribution et à tous les Utilisateurs du Système de Distribution.

Le Licencié de Distribution ainsi que les Utilisateurs existants et potentiels connectés ou cherchant à se connecter au Système de Distribution doivent se conformer aux sections pertinentes du Code de Distribution, y compris les Producteurs Décentralisés et les Clients. Les Utilisateurs connectés au Système de Distribution doivent se conformer au Code de Distribution. La Frontière d’Interconnexion des Systèmes de Transport et de Distribution doit être telle que définie à la Section TC 1.1 du Code de Transport.

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DC 2 — EXIGENCES GÉNÉRALES

Ce Code de Distribution contient les procédures pour fournir un service de distribution d’électricité adéquat, sûr et efficace à toutes les régions de Maurice, en tenant compte d’un large éventail de Conditions Normales et de Contingence. Lorsque des situations imprévues se produisent, le Licencié de Distribution doit agir en tant qu’opérateur raisonnable et prudent dans la poursuite de l’une ou de plusieurs des exigences générales suivantes :

• La nécessité de préserver l’intégrité du Système
• Prévenir les dommages au Système
• Conformité aux conditions de sa Licence
• Conformité à la Loi sur l’Électricité 2005 et ses amendements
• Conformité au Code de Distribution

Les Utilisateurs doivent fournir la coopération et l’assistance raisonnables que l’Opérateur du Système demande raisonnablement dans la poursuite des exigences générales de cette Section DC 2.

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DC 3 — PLANIFICATION DU SYSTÈME DE DISTRIBUTION

DC 3.1 — Objet et Champ d’application

Le Licencié de Distribution avec l’Acheteur Unique sera responsable de la planification du développement du Système de Distribution. L’Autorité fournira des lignes directrices politiques du Ministère pour le développement du système. L’Acheteur Unique développera des procédures pour l’élaboration d’un Plan de Ressources Intégré (PRI) à long terme (horizon 10 ans, mis à jour annuellement), en impliquant les parties prenantes clés dans un processus collaboratif. Le Licencié de Distribution et le Licencié de Transport seront responsables de la mise en œuvre de la mise à niveau et de l’expansion des Systèmes de Transport et de Distribution tels que définis dans le PRI.

DC 3.2 — Critères de Planification du Système de Distribution

DC 3.2.1 — Principes

Les critères de planification du Système de Distribution doivent être basés sur les Pratiques Prudentes des Services Publics et les normes internationales pertinentes. Le principe primordial est la responsabilité du Licencié de Distribution de « maintenir toute installation, appareil ou locaux liés à sa licence dans un état tel qu’il puisse fournir un service électrique sûr, adéquat et efficace ».

DC 3.2.2 — Critères de Planification

• Alimentation de secours depuis le Système pour toutes les lignes de dérivation avec une charge supérieure à 100 A et les alimentateurs 22 kV
• Nombre d’opérations de commutation réduit au minimum pour permettre une restauration rapide
• Charge de l’alimentateur limitée à 50 % du courant nominal du conducteur sous Conditions Normales
• Régulation de tension dans la plage ±6 % de la valeur nominale (230 V/400 V) à la Frontière d’Interconnexion
• Configuration de jeu de barres fermé à 22 kV satisfaisant le Critère de Sécurité N-1 là où requis

DC 3.2.3 — Critères de Tension

• Entre +6 % et −6 % de la tension nominale sous Conditions Normales (jeux de barres MT et BT)
• Entre +10 % et −10 % de la tension nominale sous Conditions de Contingence (jeux de barres MT et BT)

DC 3.2.4 — Facteur de Puissance de la Charge

Le Système de Distribution doit être planifié pour une demande avec Facteur de Puissance entre 0,90 capacitif et 0,90 inductif sous Conditions Normales.

DC 3.3 — Études d’Interconnexion

Le Licencié de Distribution, en collaboration avec l’Acheteur Unique et l’Opérateur du Système, doit entreprendre des études d’interconnexion chaque fois que nécessaire, notamment pour déterminer les exigences d’interconnexion de tout Système Utilisateur ou Station de Production. Les études comprennent :

• DC 3.3.2 Prévisions de la Demande : Le Licencié de Distribution et l’Acheteur Unique élaborent les prévisions de charge à partir d’une Prévision Spatiale de Charge soutenue par le Système d’Information Géographique du réseau, utilisant une méthodologie de régression économétrique.
• DC 3.3.3 Études de Flux de Charge : Analysées au moins pour les charges de pointe et minimum, basées sur les données de comptage ou SCADA (moyennes sur 30 minutes), et modélisant les scénarios de contingence planifiés.
• DC 3.3.4 Études de Régulation de Tension : Prenant en compte les prévisions de demande sur 5 ans et l’utilisation des changeurs de prises, condensateurs et régulation des Producteurs Décentralisés.
• DC 3.3.5 Études de Court-Circuit : Détermination des niveaux de courant de court-circuit aux points de commutation, garantissant que la capacité de coupure et de fermeture de tous les équipements de protection est respectée.
• DC 3.3.6 Études des Pertes du Système : Quantification des pertes en Puissance Active et détermination des points d’ouverture optimaux du réseau.
• DC 3.3.7 Études de Fiabilité : Détermination des niveaux théoriques de SAIDI (durée moyenne de coupure) et SAIFI (nombre moyen d’interruptions) pour le Système de Distribution. Ces indices doivent être communiqués à l’Autorité.
• DC 3.3.8 Mise à la Terre du Système : Conception conforme au Manuel de Construction du Système de Distribution, visant à protéger les personnes et les biens, limiter les surtensions et les effets de la foudre.

DC 3.4 — Données de Planification Standard

DC 3.4.1 Prévisions d’Énergie et de Demande : Les Utilisateurs connectés en MT doivent fournir leurs prévisions d’Énergie et de Demande pour au moins les cinq années suivantes (prévisions mensuelles pour la première année, annuelles pour les suivantes).

DC 3.4.2 Données du Système de Distribution : Le Licencié de Distribution doit mettre à disposition de l’Acheteur Unique et de l’Opérateur du Système toutes les données pertinentes au Système de Distribution, notamment les transformateurs, les lignes électriques et les Groupes de Production Décentralisée.

DC 3.4.3 Données du Système Utilisateur : Pour les connexions BT : puissance maximale requise et type de charges. Pour les connexions MT : exigences en Puissance Active/Réactive, type de charge, courants harmoniques maximaux, détails des variations de charge cycliques.

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DC 4 — PRODUCTION DÉCENTRALISÉE

DC 4.1 — Introduction

La Section DC 4 du Code de Distribution est applicable à tous les Producteurs Décentralisés existants ou potentiels, connectés au Système de Distribution BT ou MT. Le Licencié de Distribution est responsable de tous les aspects liés aux interconnexions des Producteurs Décentralisés, y compris l’échange d’informations, le processus de connexion, les spécifications de conception technique, les exigences de sécurité et la surveillance de la conformité aux normes. Le Licencié de Distribution peut refuser la connexion d’un Groupe de Production Décentralisé si cela menace la sécurité ou la qualité d’alimentation.

DC 4.2 — Interconnexion de la Production Décentralisée

DC 4.2.1 — Codes de Réseau CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) et MSDG

Le Licencié de Distribution doit produire un document (DG Grid Code) pour chaque catégorie de Production Décentralisée, couvrant les aspects procéduraux (processus de connexion jusqu’à l’Accord de Raccordement) et les aspects techniques (exigences de sécurité, conception, construction, essais, mise en service et aspects administratifs). Le DG Grid Code doit être approuvé par l’Autorité.

DC 4.2.2 — Aspects Techniques du Code de Réseau PD

Les aspects techniques du DG Grid Code doivent au moins contenir :

• Règles de Sécurité, Isolation et Commutation (OSH Act 2005)
• Préoccupations en matière de sécurité et étiquetage des Installations Électriques
• Normes, lignes directrices et normes applicables aux composants
• Certification d’installation et de conformité
• Spécifications de construction pour MSDG 2 et MSDG 3 (disposition d’appareillage, description de l’installation d’interconnexion, spécifications du transformateur, guide de protection, exigences de communication)

DC 4.3 — Catégories de Producteurs Décentralisés

• CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) — jusqu’à 50 kW, connecté au réseau 230/400 V monophasé/triphasé
• MSDG 1 — de 50 kW à 500 kW, connecté au Système de Distribution 22 kV via un transformateur dédié 22/0,415 kV dans la mesure du possible
• MSDG 2 — de 500 kW à 4 MW, connecté au Système de Distribution 22 kV via un panneau d’appareillage MT (comptage MT) et un transformateur élévateur d’interconnexion
• MSDG 3 — de 4 MW à 10 MW, connecté via une ligne 22 kV dédiée à la section 22 kV du Système de Transport

Une Station de Production de Capacité Enregistrée supérieure à 4 MW mais ne dépassant pas 10 MW connectée via une ligne dédiée à la section 22 kV du Système de Transport doit se conformer aux exigences applicables au MSDG 3.

DC 4.4 — Capacité de Raccordement

DC 4.4.1 Faisabilité : La faisabilité de la connexion d’une Station de Production Décentralisée doit être confirmée par une étude d’impact d’interconnexion au Réseau, conduite par le Licencié de Distribution, au cas par cas.

DC 4.4.2 Études de raccordement : Pour CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) , les demandes sont allouées à l’alimentateur concerné. Pour MSDG 1/2/3, le Licencié de Distribution et l’Acheteur Unique déterminent les modifications du réseau nécessaires en conduisant les études appropriées.

DC 4.4.3 Allocation de capacité : L’allocation de capacité aux alimentateurs pour les Producteurs Décentralisés doit être effectuée conformément aux règles et procédures approuvées par l’Autorité.

DC 4.5 — Règles Spécifiques pour les Producteurs Décentralisés

L’intégrité du Système de Distribution et la sécurité et la qualité de l’alimentation aux Utilisateurs existants ne doivent pas descendre en dessous du niveau standard en raison du fonctionnement en parallèle (synchronisé) des Producteurs Décentralisés. L’exploitation en parallèle de la SPD n’est autorisée que si autorisée par le Licencié de Distribution et l’Opérateur du Système conformément aux schémas et politiques en vigueur.

DC 4.6 — Fourniture d’Informations

Les Producteurs Décentralisés doivent fournir au Licencié de Distribution et à l’Acheteur Unique des informations sur la Station de Production et les dispositions d’interface proposées. Les informations requises comprennent notamment :

• Tension aux Bornes (kV), kVA/kW nominal, diagramme de Capacité P-Q
• Type de Station de Production (synchrone, asynchrone, etc.) et ressource d’énergie primaire
• Schéma unifilaire de la Station de Production Décentralisée et du Site d’Interconnexion
• Spécifications du transformateur d’interconnexion de la SPD
• Dispositions d’interface : moyens de synchronisation, système de mise à la terre, moyens de connexion/déconnexion
• Pour MSDG 2 et MSDG 3 : modèles dynamiques, émissions harmoniques (jusqu’au 50e ordre), capacité en régime permanent

DC 4.7 — Exigences Techniques

DC 4.7.1 — Conception

DC 4.7.1.1 Dispositions de Raccordement : CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) connecté au 230/400 V ; MSDG 1 connecté au 22 kV via transformateur dédié ; MSDG 2 ou MSDG 3 connecté via panneau d’appareillage 22 kV et transformateur élévateur d’interconnexion.

DC 4.7.1.2 Transformateur d’interconnexion : Le transformateur d’interconnexion MSDG 1/2/3 doit être du groupe vectoriel Dyn11 (Delta côté Réseau, étoile côté SPD). L’enroulement delta côté Système de Distribution : (i) ne perturbe pas la protection contre les défauts à la terre du poste ; (ii) empêche les harmoniques triples d’atteindre le Réseau ; (iii) isole la SPD des creux de tension dus aux défauts monophasés à la terre. Des groupes vectoriels alternatifs peuvent être utilisés sous réserve de l’approbation du Licencié de Distribution.

DC 4.7.1.3 Mise à la terre :

• CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS)  : conformément à IEC 60364-5-55 ; système TT adopté dans le réseau de distribution
• MSDG 1 : conformément à IEC 60364-5-54 ; en fonctionnement en parallèle, le point neutre du générateur ne doit pas être mis à la terre. En fonctionnement isolé, la connexion neutre-terre doit être fermée par un système d’interverrouillage.
• MSDG 2 et MSDG 3 : conformément à BS 7354 et BS 7430 ; les électrodes de terre 22 kV et BT doivent être séparées adéquatement.

DC 4.7.1.4 Émission et Immunité Électromagnétiques : Le Système de Production Décentralisée doit se conformer aux exigences de IEC 61000.

DC 4.7.1.5 Capacité de Tenue aux Surtensions : L’installation d’interconnexion doit avoir une capacité de tenue aux surtensions (oscillatoire et transitoire rapide) conformément à IEC 62305-3 (niveaux d’essai de 1,5 kV). La conception des systèmes de contrôle doit satisfaire ou dépasser les exigences de IEEE C37.90.

DC 4.7.2 — Exigences de Performance

• Fonctionnement continu à la puissance nominale pour des fréquences de système entre 49,25 Hz et 50,75 Hz (50 Hz ± 1,5 %)
• Maintien de la synchronisation lors d’un Taux de Variation de Fréquence jusqu’à ± 2,5 Hz par seconde (mesuré sur 500 ms)
• MSDG 1/2/3 doivent être capables de fonctionner dans la plage de tension spécifiée pour les Conditions de Contingence (DC 3.2.3)
• Capacité en Puissance Réactive spécifiée dans le Tableau 2, disponible à partir de 20 % de la Capacité Enregistrée

DC 4.8 — Exigences de Protection

DC 4.8.2 — Exigences Générales

La coordination et la sélectivité du système de Protection doivent être sauvegardées. Le système de Protection doit fournir une protection contre les défauts survenant sur le Système de Distribution et les Installations électriques de la SPD (court-circuit, défauts à la terre, surcharge) et empêcher l’Ilotage.

DC 4.8.3 — Disponibilité de la Protection

Le Producteur Décentralisé doit s’assurer que toutes ses Installations électriques sont protégées en tout temps. La SPD doit être protégée contre : surcharge, court-circuit, défauts à la terre, surintensité, tensions anormales, fréquences anormales, foudre et perte de réseau (ROCOF et vecteur-shift).

DC 4.8.6 — Réglages de Déclenchement

Les Groupes de Production Décentralisée ne doivent pas alimenter le Système de Distribution après la formation d’un Îlot de Puissance. La SPD doit être déconnectée du Système de Distribution dans les 0,5 secondes suivant la formation d’un Îlot de Puissance (protection contre la perte de réseau, Tableau 3).

DC 4.8.7 — Reconnexion

Suite à une déconnexion initiaée par la Protection, la SPD doit rester déconnectée du Réseau jusqu’à ce que la tension et la fréquence à la Frontière d’Interconnexion soient restées dans les limites des Conditions Normales pendant au moins 3 minutes. La reconnexion automatique n’est autorisée que lorsque la déconnexion était due à des paramètres de fonctionnement en dehors des plages normales.

DC 4.8.8 — Synchronisation des Alternateurs

Le Producteur Décentralisé doit fournir et installer des Équipements de synchronisation automatique. Un Relais de Vérification de Synchronisme doit être prévu sur tous les disjoncteurs de générateurs et tous les autres disjoncteurs capables de connecter les installations de la SPD au Système de Distribution.

DC 4.9 — Exigences de Protection Supplémentaires pour MSDG 2 et MSDG 3

DC 4.9.1 — Protection inter-déclenchement (≥1 MW)

Le schéma d’inter-déclenchement doit être conçu et pré-câblé de façon que le déclenchement du disjoncteur d’alimentateur d’interconnexion au Poste 22 kV du Système de Distribution entraîne le déclenchement du CB1. Ce schéma est câblé mais initialement désactivé pour les Capacités Enregistrées jusqu’à 4 MW uniquement.

Stations de Production PV solaire : (1) En journée, dès le déclenchement du disjoncteur 22 kV sur défaut, l’Ingénieur de Contrôle du Système ouvre CB1 à distance, ce qui inter-déclenche CB2 et tous les autres disjoncteurs sortants. Après rétablissement de l’alimentation, CB1 est refermé à distance et le contact du site MSDG refermé. (2) De nuit, le disjoncteur CB1 n’est pas ouvert car il n’y a pas de production PV.

DC 4.9.2 — Protection contre les Dysfonctionnements des Relais

La fonction “watchdog” du relais de protection doit émettre une alarme en cas de dysfonctionnement. Pour les SPD de Capacité Enregistrée supérieure à 1 000 kW, ce signal d’alarme doit (si requis) être transmis au Poste du Système de Distribution via fibre optique ou communication sans fil.

DC 4.9.3 — Réglages de Protection : Gradation et Discrimination

Pour les SPD de Capacité Enregistrée supérieure à 500 kW, le Producteur Décentralisé doit soumettre au Licencié de Distribution les réglages appropriés pour la gradation et la discrimination de la protection d’interconnexion (disjoncteur 22 kV côté Système de Distribution) avec la protection en amont. Le Producteur Décentralisé doit également soumettre la contribution de courant de défaut de la SPD (triphasé et monophasé-terre).

DC 4.9.4 — Exigences Supplémentaires de Protection et Sécurité

En plus des systèmes d’interverrouillage obligatoires (IEC 62271-200), un mécanisme d’interverrouillage approprié doit empêcher la fermeture mécanique du CB1 sur un jeu de barres sous tension côté client. Pour les machines synchrones/asynchrones : (a) un relais de vérification de synchronisme “Dead Bus Live Line” doit empêcher la fermeture électrique/à distance de CB1 si le jeu de barres 22 kV est sous tension ; (b) un relais de vérification de synchronisme sur tous les disjoncteurs de générateurs capables de connecter la SPD au Réseau.

DC 4.10 — Capacité de Démarrage Autonome

Les Producteurs Décentralisés doivent notifier à l’Opérateur du Système et au Licencié de Distribution si leur Station de Production possède une Capacité de Démarrage Autonome (capacité à redémarrer le Groupe de Production en l’absence d’alimentation du Réseau).

DC 4.11 — Qualité de l’Énergie

Les Installations électriques PD ne doivent pas provoquer d’excursions de tension excessives ni d’écart de la plage maintenue par l’Opérateur du Système. Une SPD ne doit pas produire de distorsion excessive des ondes sinusoïdales de tension ou de courant, et doit se conformer à DC 6.

DC 4.12 — Essais et Mise en Service

DC 4.12.1 — Exigences Générales

Le Producteur Décentralisé doit réaliser les essais et la pré-mise en service conformément aux normes pertinentes et conserver les résultats écrits. Le Licencié de Distribution a le droit d’exiger des essais ad hoc (niveaux de distorsion harmonique, hausse de tension, fonctionnement de la protection, enquêtes de défaut).

DC 4.12.2 — CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) et MSDG 1

Les essais et la pré-mise en service des CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) et MSDG 1 doivent être effectués par un Installateur.

DC 4.12.3 — MSDG 2 et MSDG 3

Pour les projets Greenfield, le Producteur Décentralisé doit soumettre les procédures d’essais au Licencié de Distribution pour approbation au moins 3 mois avant la Date de Mise en Service Commerciale prévue. Les essais doivent être effectués par un Ingénieur Professionnel Enregistré (MSDG 2) ou Indépendant (MSDG 3).

La phase d’essais comprend au moins :

• Essai fonctionnel, résistance d’isolement, vérifications de performance
• Essai de fonctionnement de 6 heures avec le Groupe de Production connecté au réseau
• Vérification des réglages de tous les relais/systèmes de Protection
• Vérification du phasage de tension entre la SPD et le Réseau
• Essai de tous les circuits d’inter-déclenchement
• Essai de mise à la terre au poste de commutation

Pour les Stations PV solaire uniquement : polarié des chaînes de modules, Voc et Isc, résistance d’isolement du champ PV. Pour les Stations éoliennes : niveau de vibration, déclenchement sur survitesse, essais des entraînements de lacet. La phase de pré-mise en service (en présence du Licencié de Distribution et de l’Opérateur du Système) comprend : essais de la mesure de puissance, essais fonctionnels des relais, pression 22 kV, capacité en puissance réactive, qualité de l’énergie (IEC 61400-21), essai anti-îlotage.

DC 4.12.4 — Certification

Le Producteur Décentralisé doit soumettre un Certificat d’Installation signé par l’Installateur / IPE / IE. En cas de conformité, le Licencié de Distribution émet un Certificat de Conformité confirmant que l’installation est conforme au Code de Distribution et apte à la connexion au Système de Distribution.

DC 4.13 — Groupes Électrogènes de Secours

L’exploitation en parallèle avec le Système de Distribution n’est pas autorisée pour les Groupes Électrogènes de Secours sauf accord express de l’Op&eracute;rateur du Système. Les Clients avec des Groupes Électrogènes de Secours doivent s’assurer que toute partie de l’installation alimentée par le groupe est d’abord déconnectée du Système de Distribution. Des panneaux d’avertissement doivent être posés sur les poteaux BT et MT et les transformateurs où un Groupe Électrogène de Secours est connecté.

DC 4.14 — Conformité au Code de Distribution

En cas de non-conformité, le Licencié de Distribution informe le Producteur Décentralisé par écrit des écarts. Le Producteur Décentralisé dispose de :

• 60 jours pour CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS)
• 90 jours pour MSDG 1, MSDG 2 et MSDG 3

Passé ce délai, le Licencié de Distribution est habilité à déconnecter le Producteur Décentralisé. La reconnexion nécessite que le Licencié de Distribution certifie que l’installation se conforme au Code de Distribution.

DC 4.15 — Exigences Supplémentaires pour MSDG 2 et MSDG 3

DC 4.15.1 — Alimentation Sans Interruption (ASI)

Une ASI en ligne est requise pour assurer que les systèmes de protection, mesure, contrôle et communication fonctionnent sans interruption pendant au moins 3 heures après perte d’alimentation du réseau. En cas de perte de l’alimentation auxiliaire sécurisée, tous les disjoncteurs 22 kV du Producteur Décentralisé doivent être déclenchés. Pour les SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW, tous les équipements de communication doivent être alimentés par une ASI distincte.

DC 4.15.2 — Indication, Alarmes et Instrumentation

Les alarmes et déclenchements doivent avoir une indication locale et, pour les SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW, un jeu de contacts potentiel-libre pour la transmission aval au Poste du Système de Distribution. Des lampes indicatrices extérieures doivent être installées pour les SPD de Capacité Enregistrée > 200 kW : lampe rouge = exploitation en parallèle ; lampe verte = exploitation isolée.

DC 4.15.3 — Programme de Production

Les SPD connectées au réseau MT de Capacité Enregistrée supérieure à 2 MW doivent soumettre une prévision de Production Décentralisée au Licencié de Distribution et à l’Opérateur du Système conformément aux exigences de SOC 4.2.4.

DC 4.15.4 — Maintenance préventive et corrective

Une SPD de Capacité Enregistrée > 1 MW doit soumettre son plan de maintenance préventive à l’Opérateur du Système chaque année. Le Licencié de Distribution doit communiquer ses plans de maintenance aux SPD connectées au réseau MT au moins une semaine avant l’action prévue. Aucune compensation ne s’applique pour toute perte de production due à la maintenance préventive et corrective dans le réseau du Système de Distribution.

DC 4.15.5 — Exigences de Performance

DC 4.15.5.1 Tenue aux Défauts (LVRT) : La SPD doit rester connectée au Système de Distribution pour les creux de tension de phase où la tension mesurée au Point de Livraison reste au-dessus de la courbe de profil tension-durée (Figure 1 pour les machines synchrones/asynchrones, Figure 2 pour les Parcs de Production). En outre, la SPD doit fournir la Puissance Active en proportion de la tension retenue et maximiser le courant réactif injecté au Système de Distribution.

DC 4.15.5.2 Réponse en Fréquence : Une SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW doit fournir une réponse puissance-fréquence conformément à la Figure 3 (réduction de puissance au-delà de 50,5 Hz à 40 %/Hz ; reconnexion uniquement lorsque la fréquence revient à ≤ 50,5 Hz). Déconnexion < 0,5 s si fréquence > 52 Hz ou < 47 Hz.

DC 4.15.5.3 Contrôle de la Puissance Réactive : Une SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW doit être équipée de fonctions de contrôle de Puissance Réactive mutuellement exclusives : (a) Contrôle du Facteur de Puissance ; ou (b) Contrôle de la Puissance Réactive. Un mode de contrôle de tension peut également être requis au cas par cas.

DC 4.15.5.4 Limites de Taux de Rampe : Une SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW doit avoir un taux de rampe maximum (montant et descendant) égal à la Capacité Enregistrée (MW) divisée par 5 pour des rampes de 1 minute. Les réglages du taux de rampe doivent être approuvés par l’Opérateur du Système avant la mise en service. Pour tout changement ultérieur, un préavis minimum de deux semaines est requis.

DC 4.16 — Installateur

Une SPD doit être installée conformément aux instructions du fabricant. L’Installateur doit prendre en compte : la demande maximale, le type de système de mise à la terre, la nature de l’alimentation, les influences externes, la compatibilité/maintenabilité/accessibilité, la protection contre les chocs électriques et effets thermiques, la protection contre les surintensités, l’isolement et la commutation. L’Installateur doit apposer une étiquette indiquant clairement la prochaine maintenance planifiée. L’Installateur doit être qualifié dans le domaine des Installations électriques SPD et posséder un certificat approuvé.

DC 4.17 — Exigences de Communication pour MSDG 2 et MSDG 3

DC 4.17.1 — Configuration du système de communication

Un MSDG 2 de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW ou MSDG 3 doit installer des équipements de communication pour le transfert sécurisé des données d’exploitation et des signaux de protection et de contrôle via : (a) câbles en fibre optique (SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW) ; (b) 4G/LTE (via VPN) ou liaison Microwave comme canal de communication de secours. Le Producteur Décentralisé supporte le coût d’installation de la communication de la SPD au Poste correspondant.

DC 4.17.2 — Équipements de Communication

Les données à transmettre comprennent :

• Communication unidirectionnelle depuis le Poste vers la SPD : état du disjoncteur 22 kV (ouvert/fermé)
• Communication unidirectionnelle depuis la SPD vers le Poste : état des disjoncteurs d’interconnexion, transformateur et générateur ; alarmes (protection opérée, relais défaillant, alarme SF6, UPS, porte, inter-déclenchement, télécommande/locale, autres alarmes) ; MW et MVAr au Point de Livraison ; tension du jeu de barres 22 kV ; courant au Point de Livraison
• Contrôle à distance uniquement pour les SPD de Capacité Enregistrée ≥ 1 MW : commandes OPEN/CLOSE du LBS et de CB1

Les communications sans fil (si utilisées) doivent utiliser la technologie 3G/4G/LTE ou plus récente, un lien Micro-ondes comme canal principal et 3G/4G/LTE en secours, une capacité dual-SIM, des tunnels VPN, deux routeurs en configuration principale / hot-standby, débit ≥ 85 kbps descendant / 42 kbps montant.

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DC 5 — INTERCONNEXION DU SYSTÈME DE DISTRIBUTION

DC 5.1 — Introduction

Cette section spécifie la méthode normale d’interconnexion au Système de Distribution et les critères techniques, de conception et opérationnels minimaux auxquels tout Utilisateur doit se conformer. Tous les coûts d’interconnexion et la responsabilité sont normalement supportés par l’Utilisateur connecté au Système de Distribution.

DC 5.4 — Méthode d’Interconnexion

DC 5.4.1 Interconnexions en Basse Tension : Alimentation fournie en monophasé 230 V ou triphasé 400 V. Les informations requises pour les interconnexions BT comprennent au minimum : nom/adresse du Client, lieu, type d’interconnexion, capacité requise, identification des grands moteurs ou soudeuses.

DC 5.4.2 Interconnexion en Moyenne Tension : Avant la première mise sous tension d’un Système Utilisateur, les données suivantes doivent être fournies au Licencié de Distribution : données actualisées, schémas de protection, Schéma d’Exploitation, liste des Coordinateurs de Sécurité, plans communs du site.

DC 5.5 — Interconnexion des Producteurs Décentralisés

Les Interconnexions de Producteurs doivent se conformer aux exigences pertinentes du Code de Production et de la Section DC 4. L’opérateur d’une Station de Production Décentralisée doit exploiter et maintenir les Groupes de Production de manière à ne pas affecter de manière préjudiciable le Système de Distribution et les autres Utilisateurs.

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DC 6 — NORMES DE QUALITÉ DE L’ÉNERGIE

DC 6.1 — Dispositions Générales

Tous les Utilisateurs connectés au Système de Distribution doivent maintenir la qualité de la forme d’onde de tension à la Frontière d’Interconnexion dans les limites spécifiées dans cette section.

DC 6.2 — Distorsion Harmonique de Tension et de Courant

DC 6.2.1 Tension : Le Licencié de Distribution doit limiter les harmoniques de tension ligne-neutre en dessous des valeurs recommandées dans la norme IEEE 519 pour les Frontières d’Interconnexion de tous les Utilisateurs (Tableau 4).

DC 6.2.2 Courant :

• Le Taux de Distorsion Harmonique Total (THD) ou Distorsion de Demande Totale (TDD) doit être inférieur à 5 % du courant fondamental à la puissance nominale
• Chaque harmonique individuel doit être limité conformément aux pourcentages listés dans IEEE 519 (Tableau 5)
• Les harmoniques pairs dans ces plages doivent être < 25 % des limites des harmoniques impairs listés

DC 6.3 — Fluctuations de Tension

DC 6.3.1 Papillotement de Tension : Conformément aux valeurs maximales à la Frontière d’Interconnexion spécifiées dans IEC TR 61000-3-7 (MT) et IEC TR 61000-3 parties 3 et 11 (BT).

DC 6.3.2 Variations de Tension :

• Limité pour les changements par palier répétitifs : ≤ ±1 % de la tension nominale sous Conditions Normales
• Pour les fluctuations occasionnelles non répétitives : ≤ ±3 % de la tension nominale
• Changements par palier dus à la connexion/déconnexion de SPD ou Client : ≤ ±6 % pour les pannes fortuites telles que défauts
• Les génératrices à induction doivent être équipées de démarreurs progressifs limitant les courants d’appel à un maximum de 110 % du courant nominal

DC 6.4 — Déséquilibre de Phase

Le percentile hebdomadaire 95 du Déséquilibre de Phase (Tension), calculé conformément aux normes IEC 61000-4-30 et IEC 61000-3-13, doit être ≤ 1,3 % sur le Système de Distribution, sauf en cas de conditions anormales.

DC 6.5 — Conditions Exceptionnelles

DC 6.5.1 Limitation de l’Injection CC : Un Client ou Producteur Décentralisé ne doit pas injecter un courant continu supérieur à 0,25 % du courant nominal AC de sortie par phase. Un Producteur/Client connecté au réseau BT ne doit pas injecter un courant CC supérieur à la plus grande valeur entre 20 mA et 0,25 % du courant nominal AC de sortie par phase.

DC 6.5.2 Déséquilibre de Tension et de Courant : Le déséquilibre de tension total dans le Réseau doit être inférieur à 2 %. La contribution au niveau de déséquilibre de tension à la Frontière d’Interconnexion d’une Station de Production Décentralisée doit être ≤ 1,3 %.

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DC 7 — INSTALLATIONS ÉLECTRIQUES — SITES D’INTERCONNEXION

DC 7.1 — Exigences Générales

Toutes les Installations électriques liées aux Utilisateurs/Licencié à la Frontière d’Interconnexion doivent être conformes aux exigences de DC 7 et de ses sous-sections.

DC 7.2 — Installations Électriques des Postes

Tous les disjoncteurs, sectionneurs, dispositifs de mise à la terre, transformateurs de puissance, transformateurs de tension, transformateurs de courant, parafoudres et autres équipements au Site d’Interconnexion doivent être construits, installés et testés conformément aux normes techniques spécifiées par le Licencié de Distribution et aux Pratiques Prudentes des Services Publics. Les installations et appareillages doivent être conçus, fabriqués et testés dans des locaux certifiés ISO 9001 ou équivalent.

DC 7.3 — Frontières d’Interconnexion

• BT et MT : La responsabilité du Licencié de Distribution s’étend jusqu’à la Frontière d’Interconnexion de l’Utilisateur (fusibles principaux/disjoncteurs pour les grandes installations, terminaux de sortie du compteur pour les installations résidentielles).
• Producteurs Décentralisés : Les exigences de conception des Frontières d’Interconnexion pour les Producteurs Décentralisés sont définies à la Section DC 4.
• Frontière avec le Réseau de Transport : L’interconnexion du Système de Distribution au Système de Transport doit se conformer aux dispositions pertinentes du Code de Transport.

DC 7.4 — Exigences de Protection

Tous les systèmes de protection et réglages doivent être conformes à la Politique de Protection du Licencié de Distribution. La protection du Système de Distribution et des Clients doit être conçue, coordonnée et testée pour isoler les parties affectées du Système à la vitesse et sensibilité requises, tout en maintenant les alimentations au reste du Système. Le Licencié de Distribution est seul responsable de la protection du Système de Distribution ; les Utilisateurs sont seuls responsables de la protection de leurs Systèmes de leur côté de la Frontière d’Interconnexion.

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DC 8 — CONDITIONS LIÉES AU SITE

DC 8.1 — Généralités

La responsabilité en matière de construction, mise en service, contrôle, exploitation et maintenance des Installations électriques est déterminée selon la propriété de chaque installation, sauf si un accord entre les Parties en dispose autrement.

DC 8.2 — Responsabilités en matière de Sécurité

Le Licencié de Distribution et tous les Utilisateurs du Système de Distribution doivent se conformer aux Réglementations électriques pertinentes. Avant l’interconnexion en MT, le Licencié de Distribution et l’Utilisateur doivent conclure un accord écrit sur les Règles de Sécurité à utiliser pour les travaux aux Installations à la Frontière d’Interconnexion (SOC 15).

DC 8.3 — Tableaux de Responsabilités du Site

Un Tableau de Responsabilités du Site doit être produit pour l’Opérateur du Système et les Utilisateurs avec lesquels il est en interface (format selon DC 21.1). Ces documents doivent être inclus dans l’IA, l’ESPA, le CA ou le PPA.

DC 8.4 — Schémas et Plans

DC 8.4.1 Plans du Projet : L’Utilisateur doit préparer et soumettre 3 exemplaires de tous les dessins au Licencié de Distribution et à l’Opérateur du Système pour examen (examen dans les 15 jours). Dans les 90 jours suivant la Date de Mise en Service Commerciale, l’Utilisateur doit fournir un jeu complet de plans conformes à l’exécution (2 exemplaires papier et version électronique PDF).

DC 8.4.2 Schémas d’Exploitation : Un Schéma d’Exploitation doit être préparé par l’Utilisateur pour chaque Site d’Interconnexion conformément à DC 21.2.

DC 8.4.3 Plans Communs du Site : L’Utilisateur prépare et soumet les Plans Communs du Site pour son côté de la Frontière d’Interconnexion. Le Licencié de Distribution produit et distribue ensuite les Plans Communs du Site complets pour l’ensemble du Site d’Interconnexion.

DC 8.5 — Accès

Les dispositions relatives à l’accès aux Sites du Licencié de Distribution par les Utilisateurs, et vice-versa, doivent être définies dans chaque IA, ESPA, CA ou PPA. La demande doit être détaillée et soumise 3 jours ouvrables à l’avance.

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DC 9 — COMMUNICATIONS ET CONTRÔLE

Aux fins de cette section, le terme Utilisateur désigne les Producteurs Décentralisés et les Clients connectés au Système de Distribution MT. Des télécommunications entre Utilisateur(s) et l’Opérateur du Système doivent être établies si requis par l’Opérateur du Système. La téléphonie de contrôle est le moyen par lequel les Ingénieurs d’Exploitation communicant pour le contrôle du Système de Distribution, dans les situations normales et d’urgence. L’Utilisateur doit installer un équipement de téléphonie approprié si son installation n’est pas compatible avec le système de l’Opérateur.

L’Opérateur du Système doit fournir une interface outstation SCADA. L’Utilisateur doit fournir des signaux 4–20 mA de mesure de tension, courant, fréquence, Puissance Active et Puissance Réactive, ainsi que les positions des Appareils et alarmes à l’équipement outstation SCADA de l’Opérateur du Système (conformément à DC 21.3).

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DC 10 — ESSAIS ET SURVEILLANCE

DC 10.1 — Introduction

Pour s’assurer que le Système de Distribution est exploité efficacement et conformément aux conditions de la Licence, le Licencié de Distribution avec le soutien de l’Opérateur du Système doit organiser et réaliser des essais et/ou une surveillance de l’effet des Installations des Utilisateurs sur le Système de Distribution.

DC 10.2 — Objectif

L’objectif de DC 10 est de spécifier l’exigence d’essais et/ou de surveillance afin de s’assurer que les Utilisateurs ne fonctionnent pas en dehors des paramètres techniques requis par le Code de Distribution.

DC 10.3 — Procédure relative à la qualité de l’alimentation

L’Opérateur du Système détermine périodiquement la nécessité de tester et/ou de surveiller la qualité de l’alimentation. Ces essais sont réalisés aux frais de l’Opérateur du Système. Si un contre-essai est demandé par l’Utilisateur, il s’effectue à ses frais. Un Utilisateur fonctionnant en dehors des limites must rectifier la situation ou déconnecter l’Appareillage causant le problème immédiatement ou dans un délai convenu avec l’Opérateur du Système.

DC 10.4 — Procédure relative aux Paramètres de Frontière d’Interconnexion

L’Opérateur du Système surveille périodiquement les Puissances Active et Réactive transitées à la Frontière d’Interconnexion. Tous les coûts liés à l’augmentation de la capacité physique de la Frontière sont à la charge de l’Utilisateur.

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DC 11 — CONTRÔLE DE LA DEMANDE

DC 11.1 — Introduction

L’Opérateur du Système établit les exigences pour les Utilisateurs et les Clients du Système de Distribution afin de permettre des réductions de la demande totale en cas de production insuffisante pour satisfaire la demande totale, ou d’éviter la déconnexion des Clients et des Utilisateurs, ou en cas de panne et/ou de surcharge sur toute partie des Systèmes de Transport et/ou de Distribution. Les procédures de Contrôle de la Demande visent à minimiser les difficultés pour les Utilisateurs et à traiter toutes les parties affectées équitablement. L’Opérateur du Système et les Utilisateurs doivent se conformer aux exigences établies dans la section SOC 9 du Code des Opérations du Système.

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DC 12 — COMMUNICATION OPÉRATIONNELLE

DC 12.1 — Objectif

L’Opérateur du Système et les Utilisateurs doivent échanger des informations afin que les implications d’une Opération et/ou d’un Incident puissent être considérées, les risques éventuels évalués et les actions appropriées prises pour maintenir l’intégrité du Système Total et des Installations des Utilisateurs. L’Opérateur du Système et les Utilisateurs doivent se conformer aux exigences établies dans la section SOC 11 du Code des Opérations du Système.

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DC 13 — NORMES DE MAINTENANCE

Toutes les Installations et tous les Appareils du Système doivent être exploités et maintenus conformément aux Pratiques Prudentes des Services Publics et de manière à ne pas constituer une menace pour la sécurité des employés ou du public. L’Opérateur du Système doit établir une Politique de Maintenance du Système de Distribution qui sera révisée et approuvée par l’Autorité. Le Licencié de Distribution doit coordonner avec l’Opérateur du Système la maintenance planifiée des installations MT dans le Système de Distribution. L’Opérateur du Système, le Licencié de Distribution et tout Utilisateur connecté doivent se conformer aux exigences établies dans la section SOC 12 du Code des Opérations du Système.

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DC 14 — INSTRUCTIONS DE MANŒUVRE POUR LES ÉQUIPEMENTS MOYENNE TENSION

La commutation en Moyenne Tension ne doit être effectuée qu’avec la permission de l’Ingénieur de Contrôle du Système ou de ses représentants désignés, sauf en cas d’Urgence du Système. Les personnes requises pour effectuer la commutation en Moyenne Tension doivent être spécifiquement certifiées et autorisées par l’Opérateur du Système à effectuer une telle commutation. L’Opérateur du Système doit se conformer aux exigences et procédures de la section SOC 7 du Code des Opérations du Système.

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DC 15 — NUMÉROTATION ET NOMENCLATURE

DC 15.1 — Introduction

Cette section définit les responsabilités et les procédures pour notifier les propriétaires concernés de la numérotation et de la nomenclature des Appareils aux Frontières d’Interconnexion.

DC 15.2 — Objectifs

L’objectif principal est de s’assurer que sur tout Site où il existe une frontière de propriété, chaque élément d’Appareil dispose d’une numérotation et/ou d’une nomenclature mutuellement convenues, afin d’assurer l’Exploitation sûre et efficace des Systèmes impliqués et de réduire le risque d’erreur.

DC 15.3 — Procédure

Nouvel Appareillage : La numérotation/nomenclature proposée doit être notifiée par écrit au moins 3 mois avant l’installation prévue. Le destinataire doit répondre par écrit dans le mois suivant la réception.

Appareillage Existant : L’Opérateur du Système et chaque Utilisateur sont responsables de la fourniture et de la pose d’étiquettes claires indiquant la numérotation et la nomenclature de leurs Appareils sur les sites ayant une Frontière d’Interconnexion.

Modifications : Lorsque la numérotation/nomenclature doit être modifiée, les mêmes procédures s’appliquent. La partie qui effectue le changement est responsable de la mise à jour des étiquettes.

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DC 16 — ESSAIS SPÉCIAUX DU SYSTÈME

DC 16.1 — Introduction

Cette section définit les responsabilités et les procédures pour l’organisation et la réalisation d’Essais Spéciaux du Système qui ont ou peuvent avoir un effet sur le Système de Distribution ou les Systèmes des Utilisateurs. Les Essais Spéciaux sont ceux impliquant l’application simulée ou contrôlée de conditions irrégulières, inhabituelles ou extrêmes sur le Système, à l’exclusion des essais de mise en service ou de ré-mise en service.

DC 16.2 — Objectif

Les objectifs sont : (a) s’assurer que les procédures d’organisation des Essais Spéciaux ne menacent pas la sécurité du personnel ou du grand public et causent un minimum de menace à la sécurité des alimentations et à l’intégrité des Installations ; et (b) définir les procédures à suivre pour l’établissement et le rapport des Essais Spéciaux du Système.

DC 16.3 — Procédure

Lorsqu’un Utilisateur prévoit d’entreprendre un Essai Spécial du Système, un avis doit être fourni 1 mois à l’avance au Licencié de Distribution et aux Utilisateurs affectés. L’Opérateur du Système a la coordination générale et convoque un Comité d’Essais. Ce dernier produit un rapport de proposition dans les 2 mois de sa première réunion. Si le rapport est approuvé à l’unanimité par tous les destinataires, un programme final d’essais est soumis au moins 1 mois avant la date prévue. Un rapport final est produit à la conclusion de l’Essai et le Comité est dissous.

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DC 17 — COMPTAGE DE DISTRIBUTION

DC 17.1 — Objet et Introduction

Cette section définit la manière dont les flux de puissance et d’énergie doivent être mesurés à une Interface opérationnelle. Le Licencié de Distribution est responsable de l’acquisition, l’installation, la maintenance, l’étalonnage et les essais des compteurs et systèmes de comptage, ainsi que de la lecture, la facturation et la gestion des réclamations Clients.

DC 17.3 — Exigences de Comptage des Producteurs Décentralisés

La précision globale requise (valeurs maximales autorisées) :

• CEB SOLAR PHOTOVOLTAIC SCHEME (HOUSEHOLDS) et MSDG 1 : ± 2,0 %
• MSDG 2 : ± 1,5 %
• MSDG 3 : ± 0,5 %

Les paramètres à mesurer comprennent : Énergie Active (Wh) import/export, Énergie Réactive (VARh) 1er et 4e quadrant, Puissance Active et Réactive en demande et THD. L’intervalle de demande est de 30 minutes. Les transformateurs de mesure doivent être conformes à la norme IEC 61869.

DC 17.4 — Exigences de Comptage — Utilisateurs

La précision globale requise des systèmes de comptage pour facturation : ± 1 % en laboratoire et ± 2 % sur le terrain. Pour les compteurs CT : ± 1,5 % (BT) et ± 1 % (MT). Tous les Compteurs doivent être conformes aux derniers révisions des normes IEC 62053 ou équivalentes internationales.

DC 17.6 — Point de Livraison (points de comptage)

Pour les compteurs CT, le Point de Livraison se situe à la position des Transformateurs de Courant utilisés pour le système de comptage, conçu le plus près possible de la Frontière d’Interconnexion. Les transformateurs de courant doivent être installés dans un compartiment séparé, avant le commutateur principal.

DC 17.8 — Étalonnage et Scellage

Tous les compteurs doivent être étalonnés en usine. L’étalonnage des compteurs électroniques s’effectue uniquement en usine. Tout étalonnage en laboratoire doit être effectué dans des laboratoires accrédités par le Mauritius Accreditation Service (MAURITAS). Tous les compteurs doivent être scellés pour empêcher tout accès non autorisé, avec une indication de la date de réétalonnage et du numéro de série. La norme kilowattheure utilisée pour l’étalonnage doit être traçable à une norme nationale ou internationale reconnue. Seuls les compteurs ayant reçu l’approbation de type du Bureau des Normes de Maurice (BSM) peuvent être utilisés.

DC 17.9 — Litiges de Comptage

Si le Système de Comptage s’avère inexact de plus de l’erreur autorisée et que l’Acheteur Unique et le Producteur Décentralisé/Utilisateur ne parviennent pas à s’entendre dans un délai raisonnable, la question peut être soumise à arbitrage. Un Utilisateur/Producteur Décentralisé a le droit de demander une vérification de la précision du compteur. Si plus d’une vérification est demandée dans une même année civile, l’Acheteur Unique peut facturer les vérifications supplémentaires si la précision est dans ± 2 %.

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DC 18 — EXIGENCES POUR LE SYSTÈME DE DISTRIBUTION DE RODRIGUES

En général, le système électrique de l’île périphérique de Rodrigues (petit système isolé composé de quelques générateurs et alimentateurs 22 kV) doit se conformer aux exigences du Code de Distribution, avec les exceptions suivantes.

DC 18.1 — Exemptions

• DC 3.2.2 (Critères de Planification)
• SOC 9.4a (méthodes de Contrôle de la Demande – Code des Opérations du Système)

DC 18.2 — Critères de Planification pour Rodrigues

• Chargement des alimentateurs et transformateurs limité à 100 % du nominal sous Conditions Normales
• Marge d’au moins 10 % de la demande du Système pour la Réserve Tournante
• En cas de panne d’un Groupe de Production, les Groupes restants doivent pouvoir satisfaire la demande
• Fréquence du système maintenue dans la limite de 50 Hz ± 0,75 Hz sous Conditions Normales

DC 18.4 — Contrôle de la Demande

L’Opérateur du Système doit utiliser le délestage automatique par Relais de Sous-Fréquences pour traiter les déséquilibres à court terme entre la Puissance Totale du Système et la Demande. La demande sujette à déconnexion automatique doit être divisée en blocs de MW discrets. Après 2 activations, les alimentateurs des niveaux 1 et 2 doivent si possible être échangés avec ceux des niveaux inférieurs afin de ne pas pénaliser les mêmes Clients.

DC 18.5 — Réponse en Fréquence pour MSDG 2 et MSDG 3

Chaque Groupe de Production ou Parc de Production à Rodrigues doit être équipé d’un dispositif de contrôle de fréquence à action rapide (Governor Control System) avec :

• Droop de gouverneur réglable entre 4 % et 8 % (pour les autres unités)
• Bande morte ne dépassant pas 0,05 Hz (± 0,025 Hz)
• Capable de contrôler la fréquence du Système en dessous de 52 Hz lorsqu’isolé
• Fonctionnement uniquement dans la plage de fréquence du Système 47–52 Hz

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DC 19 — ENREGISTREMENT DES DONNÉES DE DISTRIBUTION

DC 19.1 — Objectif

L’objectif de DC 19 est de : (a) lister toutes les données à fournir par les Utilisateurs à l’Opérateur du Système et à l’Acheteur Unique ; (b) lister toutes les données à fournir par l’Opérateur du Système aux Utilisateurs ; et (c) lister toutes les données à échanger avec les Producteurs Décentralisés en vertu du Code de Distribution.

DC 19.3 — Catégories de Données

Chaque élément de données est réparti en trois catégories :

• Données de Planification du Système — telles que requises par la section Planification et Interconnexion
• Données de Planification de la Production — telles que requises par le Code de Production
• Données Opérationnelles — telles que requises par l’Opérateur du Système, incluant les données de Programmation et Dispatching du Code de Production

DC 19.4 — Procédures et Responsabilités

Chaque Utilisateur doit soumettre les données résumées dans DC 20 au Licencié de Distribution, qui les partage ensuite avec l’Acheteur Unique et l’Opérateur du Système. Les données peuvent être soumises via liaison informatique, clé USB, CD ROM ou technologie cloud, après consentement écrit préalable. L’Utilisateur doit notifier au Licencié de Distribution tout changement de données déjà soumises. Si un Utilisateur ne fournit pas les données requises, le Licencié de Distribution peut les estimer en collaboration avec l’Opérateur du Système et/ou l’Acheteur Unique.

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DC 20 — TABLEAUX DE DONNÉES

DC 20.1 — Tableau de Données du Système Utilisateur

Les informations suivantes sont requises de chaque Utilisateur connecté au Système de Distribution via une Frontière d’Interconnexion :

• Nom, adresse et coordonnées de l’Utilisateur
• Lieu de l’interconnexion proposée
• Type d’interconnexion (résidentiel, commercial, industriel)
• Puissance maximale requise (kVA ou kW)
• Type et nombre d’éléments de charge significatifs (cuisinières, douches, moteurs, soudeuses, véhicule électrique, etc.)
• Type de charge et dispositions de contrôle (ex. type de démarrage moteur, redresseurs commandés)
• Courant maximal sur chaque phase
• Détails des variations de charge cycliques et charges fluctuantes

DC 20.2 — Tableau de Données d’Alimentation en Défaut

Les informations suivantes sont requises de chaque Utilisateur connecté via une Frontière d’Interconnexion où le Système Utilisateur contient un ou plusieurs Groupes de Production Décentralisée et/ou des charges de moteur :

• Tension aux Bornes (kV), kVA/kW nominal, Diagramme de Capacité P-Q
• Type de Station de Production (synchrone, asynchrone, etc.) et régime d’exploitation prévu (continu, intermittent, écrêtement)
• Pour les machines synchrones et asynchrones : constante d’inertie, réactances d’axe direct (subtransitoire, transitoire, synchrone), constantes de temps, résistances et réactances de séquence zéro et négative
• Niveaux d’injection de défaut maximum et minimum (triphasé et monophasé-terre)
• Ratio X/R dans les conditions de court-circuit

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DC 21 — ANNEXES

DC 21.1 — Annexe A : Tableaux de Responsabilités du Site

Chaque Tableau de Responsabilités du Site doit : indiquer clairement la propriété et la responsabilité de chaque élément d’Appareillage au Site d’Interconnexion ; être signé au nom de l’Opérateur du Système et de l’Utilisateur avec date ; être inclus dans l’IA, l’ESPA, le CA ou le PPA. Le formulaire type comporte les champs : Société, Site d’Interconnexion, signatures et dates des deux parties.

DC 21.2 — Annexe B : Procédures relatives aux Schémas d’Exploitation

Dans la mesure du possible, tous les Appareils MT sur tout Site d’Interconnexion doivent être représentés sur un seul Schéma d’Exploitation. La disposition doit représenter aussi fidèlement que possible la disposition géographique sur le Site d’Interconnexion. Les Schémas d’Exploitation doivent montrer avec précision le statut courant des Appareillages (mis en service/hors service). Les éléments à représenter comprennent notamment : jeux de barres, disjoncteurs, sectionneurs et commutateurs, dispositifs de mise à la terre, transformateurs de puissance, transformateurs de mesure (courant et tension), parafoudres, générateurs de démarrage autonome. Tous les symboles graphiques utilisés doivent être approuvés par l’Opérateur du Système.

DC 21.3 — Annexe C : Interfaçage SCADA

Les exigences générales pour les signaux SCADA doivent être conformes aux normes IEC 60870-2-1 et IEC 60870-3 (compatibilité électromagnétique). En particulier :

• Entrées numériques : contacts libres de potentiel ; points simples pour alarmes (contact ouvert = état normal, contact fermé = alarme) ; points doubles pour indiquer états primaires (seuls les états “10” et “01” valides)
• Entrées des compteurs d’énergie : impulsions fonctionnant pendant un minimum de 100 ms, rouverture d’au moins 100 ms, état normal = ouvert
• Entrées analogiques : signaux 4–20 mA (ou autre plage convenue) électriquement isolés, connexion deux fils
• Sorties de commande : commutation de 0 V et 48 V pendant 2,5 secondes maximum à 1 amp, sorties électriquement isolées, connexion deux fils

DC 21.4 — Annexe E : Schémas d’interconnexion types

DC 21.4.1 Disposition d’interconnexion type MSDG 1 : L’interconnexion type pour MSDG 1 est décrite dans cette annexe.

DC 21.4.2 Panneau d’Appareillage MT Type et Guide de Protection pour MSDG 2 et MSDG 3 : Les notes importantes comprennent :

• Les schémas ci-dessus se réfèrent à des installations types ; les exigences de protection et d’inter-déclenchement réelles peuvent varier en fonction de la configuration particulière de la Station de Production.
• Le Producteur Décentralisé est responsable de la protection appropriée de son transformateur et de ses charges internes.
• L’inter-déclenchement entre le Poste du Système de Distribution et la Station de Production est requis pour les Capacités Enregistrées supérieures à 1 MW.
• Pour les machines synchrones/asynchrones : (a) un relais Dead Bus Live Line (DBLL) est requis pour empêcher la fermeture électrique/à distance de CB1 sur un jeu de barres sous tension ; (b) un verrouillage à clé doit être fourni entre CB1 et tous les disjoncteurs sortants 22 kV de la Station de Production ; (c) le Producteur Décentralisé doit fournir le Relais de Vérification de Synchronisme requis sur les disjoncteurs pouvant connecter la SPD au Système de Distribution.