Version 3.0 — Avril 2026

Historique des révisions

Version	Date	Modifications
Version 2.3	Septembre 2019	Révisions mineures
Version 3.0	Avril 2026	Exigences pour SSDG avec Battery Energy Storage System (BESS) incluses

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Chapitre 1 — Objet du Grid Code

Le Grid Code décrit les critères techniques et les exigences d'interconnexion des petits générateurs distribués à l'échelle (SSDG) avec les systèmes de réseau basse tension (230/400 V) de la CEB.

Le Grid Code s'applique à la production d'électricité et à son stockage à partir de sources d'énergie renouvelables basées sur des onduleurs, telles que les panneaux photovoltaïques.

Le Grid Code aborde les connexions des producteurs d'électricité dans le cadre des programmes SSDG. Pour plus de détails sur les programmes, veuillez consulter le site web de la CEB à l'adresse ceb.mu/projects/energy-schemes.

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Chapitre 2 — Exigences du Grid Code et aspects de sécurité

1. Paramètres de conception

Tous les DG avec une capacité d'export inférieure à 5 kW_ac doivent avoir une sortie monophasée ou triphasée. Tous les DG avec une capacité d'export de 5 kW_ac et plus doivent avoir une sortie triphasée uniquement.

Tous les onduleurs doivent être de type Grid Forming.

Les DG doivent être connectés au système 230/400 V et fonctionner dans les paramètres énumérés dans le tableau 1 ci-dessous. Les DG doivent fonctionner et se protéger dans la gamme de tension, courant et fréquence existant dans le réseau de la CEB.

Tableau 1 — Paramètres normaux de fonctionnement du réseau basse tension de la CEB

Description	Gamme
Tension	230/400 V ± 6 %
Caractéristiques de court-circuit	(1 sec) 18 kA, (50 Hz)
Fréquence nominale	50 Hz
Écart de fréquence légal	50 Hz ± 1,5 %
Plage de fréquence de fonctionnement	47 Hz – 52 Hz

Le réseau LV de la CEB est conçu comme un système TT. Les valeurs ci-dessus sont obligatoires pour tous les DG. Les mêmes exigences s'appliquent pour DG avec Battery Energy Storage System.

Selon les exigences du plan applicable, la capacité DG doit également être limitée à la capacité de connexion DG techniquement permissible du transformateur de distribution alimentant le client. S'il y a d'autres DG connectés sur le même transformateur de distribution, la capacité totale de tous ceux-ci doit être prise en compte pour l'acceptation d'une demande SSDG.

2. Exigences en matière de protection

La coordination et la sélectivité du système de protection doivent être sauvegardées même avec l'entrée d'une nouvelle génération dans le système. Pour garantir cette exigence, les protections à installer sont énumérées dans les chapitres suivants et les paramètres de ces protections doivent être conformes au minimum aux exigences du Grid Code.

En cas de court-circuit du côté DG du Supply Terminal, le SSDG doit ajuster ses protections de manière à éviter les déclenchements inutiles et en même temps éviter que l'incident ne se propage au réseau LV de la CEB.

En cas d'incidents provenant d'une source externe au DG, comme des court-circuits du côté CEB du Supply Terminal, c'est-à-dire le réseau LV de la CEB, des fluctuations de fréquence ou de tension, DG donnera la priorité à la protection du réseau pour éliminer l'incident et agir en conséquence selon les principes de coordination et de sélectivité du système de protections.

2.1 Disponibilité de la protection

Le demandeur doit s'assurer que tous les équipements sont protégés et que tous les éléments de la protection, y compris l'inter-déclenchement associé, sont opérationnels à tout moment. La défaillance de la protection exigera que le DG soit mis hors service.

Le DG doit être protégé contre :

1. Surcharge
2. Court-circuit au sein du DG
3. Défauts de terre dans la LV réseau à proximité du SSDG
4. Surcourant
5. Tensions anormales (tableau 2)
6. Fréquences anormales (tableau 2)
7. Foudre
8. Perte du réseau (applicable pour le mode d'exploitation en réseau)

Un DG doit être équipé de tous les systèmes de protection nécessaires, comme recommandé par le fabricant et les normes internationales pertinentes, pour assurer que tous les équipements et appareils alimentés par le DG fonctionnent dans leurs limites techniques.

2.2 Fonctions CC des appareils de protection

Toutes les fonctions des appareils de protection doivent fonctionner jusqu'à un niveau de 50 % de la tension d'alimentation CC nominale du système CC, ou le système doit être en mesure de se déconnecter et s'arrêter en toute sécurité lorsque les conditions de fonctionnement ne sont pas dans la tension d'alimentation CC nominale spécifiée dans les spécifications du système CC.

2.3 Signalisation, indication et alarmes de protection

Tous les dispositifs de protection fournis pour satisfaire aux exigences de la CEB doivent être équipés d'indicateurs de fonctionnement. Ces indicateurs doivent être fournis pour permettre l'identification des dispositifs qui ont causé un déclenchement particulier.

Toute défaillance de l'alimentation d'inter-déclenchement du demandeur, de l'appareil de protection et des bobines de déclenchement du disjoncteur doit être supervisée dans l'installation du demandeur, et le demandeur doit être responsable de prendre promptement des mesures pour remédier à cette défaillance.

2.4 Paramètres de déclenchement

Les paramètres de déclenchement de base pour DG connecté au réseau doivent respecter les valeurs indiquées au tableau 2. Cependant, pour DG configuré pour le fonctionnement en mode îlotage sans export au réseau, les paramètres de déclenchement doivent néanmoins être mis en œuvre pour tenir compte du changement de mode d'exploitation en cas de malfonctionnement ou d'intervention humaine. Le paramètre de déclenchement peut être modifié à la demande de la CEB cas par cas.

Note : La tension et la fréquence sont mentionnées au Supply Terminal.

Tableau 2 — Paramètres de protection d'interface par défaut

Paramètre	Symbole	Paramètre de déclenchement	Temps d'élimination
Surtension (a)	U>>	230 V + 10 %	0,2 s
Surtension	U>	230 V + 6 %	1,5 s
Sous-tension	U<	230 V − 6 %	1,5 s
Fréquence élevée (b)	f>	50 Hz + 1,5 %	0,2 s
Basse fréquence	f<	50 Hz − 6 %	0,5 s
Perte du réseau	df/dt & Vector Shift	2,5 Hz/s & 10°	0,5 s

(a) Si le DG peut générer une tension plus élevée que le paramètre de déclenchement, l'étape 2 de surtension (U>>) est requise.

(b) Le paramètre de déclenchement de la fréquence élevée est défini plus bas que la fréquence de fonctionnement maximale définie au tableau 1 afin d'éviter la contribution du DG à l'augmentation de la fréquence.

2.5 Îlotage du réseau

2.5.1 DG sans Battery Energy Storage System

DG sans Battery Energy Storage System ne doit pas fournir d'énergie au réseau de la CEB pendant les pannes. Il ne peut être exploité pendant ces pannes que pour alimenter la charge propre du demandeur (génération isolée) avec une liaison visiblement ouverte au réseau de la CEB. Le DG doit être déconnecté du réseau de la CEB dans 0,2 secondes de la formation d'une île comme indiqué au tableau 2.

2.5.2 DG avec Battery Energy Storage System

DG avec Battery Energy Storage System peut fonctionner en mode îlotage. Cependant, s'il fonctionne en mode réseau exporting de l'énergie au réseau de la CEB, il doit se déconnecter du réseau de la CEB dans 0,2 secondes de la formation d'une île comme indiqué au tableau 2.

2.6 Reconnexion

Après une déconnexion initiée par une protection, le DG doit rester déconnecté du réseau jusqu'à ce que la tension et la fréquence au niveau des bornes d'alimentation restent dans les limites nominales pendant au moins 3 minutes en mode réseau. La reconnexion automatique n'est autorisée que lorsque la déconnexion est due à des paramètres de fonctionnement en dehors de la plage de fonctionnement normale indiquée au tableau 1, et non si la déconnexion est causée par un mauvais fonctionnement d'un appareil quelconque dans l'installation DG.

2.7 Synchronisation des générateurs AC

Le DG doit fournir et installer les fonctionnalités de synchronisation automatique. La vérification de la synchronisation doit être effectuée sur tous les disjoncteurs des générateurs et tous les autres disjoncteurs, sauf s'ils sont équipés d'un verrouillage approprié, qui peuvent connecter le DG au réseau de la CEB. Le verrouillage de vérification de synchronisation doit inclure une caractéristique telle que la fermeture du disjoncteur via le verrouillage de vérification de synchronisation n'est pas possible si le contact permissif est fermé avant que le signal de fermeture du disjoncteur soit généré par l'activation de la commande de fermeture.

2.8 Exigences de mise à la terre

La mise à la terre doit être conforme à la norme IEC 60364-5-55.

Pour les systèmes capables de fonctionner en génération isolée, la protection par déconnexion automatique de l'alimentation ne doit pas reposer sur la connexion au point mis à la terre de l'alimentation du service public. Lorsqu'un DG fonctionne en parallèle avec le réseau de la CEB, il ne doit y avoir aucune connexion directe entre l'enroulement du cogénérateur (ou le pôle de la source d'énergie primaire dans le cas d'une baie de panneaux PV ou de cellules combustibles) et la borne de terre de la CEB.

Une source CC ou un générateur CC pourrait être mis à la terre à condition que l'onduleur sépare les côtés AC et CC par au moins l'équivalent d'un transformateur d'isolement de sécurité. Cependant, une considération devrait alors être donnée pour éviter la corrosion du côté CC.

Avec le réseau de la CEB, le système de mise à la terre TT est normal. Les conducteurs neutre et de terre doivent être maintenus séparés dans toute l'installation, la borne de terre finale étant connectée à une électrode de terre locale.

Avertissement : L'avis selon lequel “LES CONDUCTEURS PEUVENT RESTER SOUS TENSION LORSQUE L'ISOLATEUR EST OUVERT” doit être affiché bien en vue à l'installation.

3. Qualité de puissance

3.1 Limitation de l'injection CC

Le DG ne doit pas injecter un courant continu supérieur à 0,25 % du courant de sortie alternatif nominal par phase.

3.2 Limitation du scintillement de tension induit par le SSDG

L'installation DG ne doit pas causer de scintillement anormal au-delà des limites définies par la « Courbe limite maximale d'irritation » spécifiée dans la norme IEEE 519-2014.

3.3 Harmoniques

Sur la base de IEEE 519, la distorsion harmonique totale (THD) de la tension ne doit pas dépasser 5,0 % de la fondamentale à 400 V quand elle est mesurée au Point of Common Coupling (PCC).

La distorsion harmonique totale dépendra du courant harmonique injecté et de l'impédance du système vue du PCC. Cependant, afin de faciliter le respect des exigences par, par exemple, les fabricants d'onduleurs, les limites de distorsion de tension ont été traduites en une exigence similaire sur la distorsion du courant.

La sortie DG doit avoir de faibles niveaux de distorsion du courant pour assurer qu'aucun effet indésirable ne soit causé aux autres équipements connectés au système. La sortie électrique DG au PCC doit respecter la clause 10 de la norme IEEE Std. 519-2014. Les exigences clés sont :

1. La distorsion du courant harmonique total (Total Demand Distortion, TDD) doit être inférieure à 5 % du courant de fréquence fondamentale à la sortie du courant nominal.
2. Chaque harmonique individuelle doit être limitée aux pourcentages énumérés au tableau 3. Les limites du tableau 3 sont un pourcentage du courant de fréquence fondamentale à la sortie du courant nominal.
3. Les harmoniques pairs dans ces plages doivent être < 25 % des limites d'harmoniques impairs énumérées.

Tableau 3 — Limites de distorsion (IEEE Std. 519-2014, convertisseurs six impulsions)

Harmoniques impairs	Distorsion maximale du courant harmonique
3ème – 9ème	4,0 %
11ème – 15ème	2,0 %
17ème – 21ème	1,5 %
23ème – 33ème	0,6 %
Au-dessus de la 33ème	0,3 %

3.4 Capacité de withstand de surge

Le système d'interconnexion doit avoir une capacité de withstand de surge, à la fois oscillatoire et transitoire rapide, en conformité avec IEC 62305-3 à des niveaux de test de 1,5 kV. La conception des systèmes de contrôle doit respecter ou dépasser les exigences de capacité de withstand de surge de IEEE C37.90.

3.5 Déséquilibre de tension et de courant

La connexion de charges déséquilibrées et de génération au réseau de distribution peut entraîner des courants et des tensions déséquilibrés. DG qui utilise des générateurs triphasés ou des onduleurs qui injectent des courants équilibrés dans le réseau de distribution n'augmentent pas les niveaux de déséquilibre de tension du réseau. En fait, les générateurs intégrés qui utilisent des générateurs d'induction triphasés peuvent effectivement réduire le déséquilibre de tension.

Le déséquilibre de tension total du réseau doit être inférieur à 2 %, où le déséquilibre U_{déséquilibre} est défini comme l'écart maximal de la moyenne des tensions triphasées U_a, U_b et U_c, divisé par la moyenne des tensions triphasées :

La contribution d'une installation ne doit pas causer une augmentation du déséquilibre de tension de plus de 1,3 %.

Lorsqu'on considère des unités triphasées, la contribution au déséquilibre de tension peut être décrite comme :

Où :

• S_sc est la puissance de court-circuit triphasée
• I_{seq négatif charge} est la séquence négative des charges composantes
• U_ligne est la tension de ligne
• U_{déséquilibre} est le déséquilibre de tension

Si rien d'autre n'est indiqué, S_sc doit être 2,5 MVA. La demande de déséquilibre de tension sur une charge triphasée peut être traduite en une demande sur le courant de séquence négative maximum :

3.6 Changement en escalier de tension

Le processus de démarrage d'un DG peut causer des changements en escalier des niveaux de tension du réseau de distribution. Ces changements en escalier sont causés par les courants d'appel, qui peuvent se produire lorsque les transformateurs ou les générateurs sont mis sous tension à partir du réseau. Des changements de tension en escalier se produiront également chaque fois qu'un générateur chargé est soudainement déconnecté du réseau en raison de défauts ou d'autres occurrences.

Les changements en escalier de tension causés par la connexion et la déconnexion des centrales de production au niveau de la distribution ne doivent pas dépasser ± 3 % pour les événements de commutation planifiés peu fréquents ou les pannes et ± 6 % pour les pannes non planifiées telles que les défauts.

Si la connexion du DG au réseau ne dépasse pas les valeurs suivantes du tableau 4, il est prévu que celle-ci respecte les niveaux de tension mentionnés ci-dessus.

Tableau 4 — Courant d'appel maximal

Connexion	Courant d'appel
Monophasée	19 A
Triphasée	30 A

4. Facteur de puissance

Le facteur de puissance du DG dans les conditions de fonctionnement normales dans la plage légale de tension nominale doit être entre 0,95 en avance et 0,95 en retard.

5. Maintenance du réseau

La maintenance préventive et corrective du circuit d'alimentation auquel le DG est connecté peut interrompre la génération du DG. Aucune compensation ne s'appliquera pour la perte de génération.

6. Sécurité, isolement et commutation

6.1 Règles pour travailler sur le réseau basse tension (LV)

Selon les règles de sécurité de la CEB basées sur la Occupational Safety and Health Act 2005, les règles suivantes, entre autres, doivent être respectées avant de travailler sur le réseau :

1. Le système doit être isolé de toutes les sources d'alimentation possibles ; tous les interrupteurs doivent être verrouillés en position visiblement ouverte ; le système doit être testé sur le site de travail ; et le système doit être court-circuité et mis à la terre.
2. Le DG doit avoir un moyen d'isolement local qui déconnecte tous les conducteurs actifs y compris le neutre. Le producteur ne doit pas mettre sous tension un circuit électrique désénergisé de la CEB.
3. Un interrupteur avec contact visible verrouillable en position d'arrêt doit être installé pour désactiver la fermeture automatique ou manuelle de l'interrupteur ou du disjoncteur d'interconnexion. Cet interrupteur doit être accessible au personnel de la CEB pour obtenir les exigences de sécurité nécessaires lorsque le personnel de la CEB travaille sur les équipements ou les lignes associées. Pendant que le personnel de la CEB travaille sur le réseau, le fonctionnement des interrupteurs doit être limité à la CEB uniquement. Cela peut être assuré en gardant les clés des interrupteurs verrouillables en sécurité. Alternativement, le personnel de la CEB enlèvera et conservera les fusibles pendant qu'il travaille sur les lignes.
4. En toutes circonstances, l'interrupteur, qui doit être manuel, doit être capable d'être sécurisé en position d'isolement « OFF ». L'interrupteur doit être situé à une position facilement accessible dans l'installation du producteur.
5. L'interrupteur visible doit être clairement marqué. De plus, tous les transformateurs portant des installations DG du côté LV doivent être visiblement marqués. De plus, la CEB maintiendra un registre à jour de tous les DG avec des adresses précises, des points de connexion et des transformateurs pertinents.
6. Le demandeur doit s'assurer que la conception fournit des points de mesure appropriés pour l'installation de ces compteurs. En tous cas, la conception du DG doit être capable de répondre aux exigences du plan RE applicable.

L'isolement pour un DG sans Battery Energy Storage System (BESS) doit être conforme à la figure 1.

Pour un DG avec Battery Energy Storage System (BESS), la disposition indicative est présentée à la figure 2. Le système doit être conçu pour permettre à la CEB d'installer les compteurs d'énergie requis nécessaires pour respecter le plan Renewable Energy (RE) auquel la demande a été soumise.

6.2 Préoccupations en matière de sécurité

Le propriétaire du DG doit observer les préoccupations suivantes en matière de sécurité :

1. Les personnes doivent être averties que l'installation comprend un DG de sorte que des précautions de sécurité doivent être prises pour éviter le risque de choc électrique/électrocution. L'alimentation principale et le DG doivent être isolés de manière sécurisée avant d'effectuer des travaux électriques sur une partie quelconque de l'installation. Un étiquetage approprié doit être placé pour avertir que l'installation est connectée à une autre source d'énergie.
2. Les cellules photovoltaïques (PV) produiront une sortie chaque fois qu'elles sont exposées à la lumière. Des précautions supplémentaires, comme couvrir les cellules PV, seront nécessaires lors du travail sur les parties du circuit proche de la source d'énergie et en amont du moyen d'isolement. Pour garantir cet isolement, l'opérateur du générateur doit suivre les instructions du fournisseur ou proposer d'autres moyens pour le garantir.
3. Le fabricant ou fournisseur du DG est tenu de certifier la conformité aux réglementations de sécurité des équipements électriques et aux réglementations de compatibilité électromagnétique. Cela devrait assurer que le DG est satisfaisant dans une installation domestique en termes de facteur de puissance, de génération d'harmoniques et de perturbations de tension résultant du courant de démarrage et de la synchronisation.
4. Le Battery Energy Storage System (BESS) doit être installé en conformité complète avec les recommandations du fabricant. Le site d'installation doit être sélectionné et conçu pour assurer l'accessibilité, la sécurité de fonctionnement, la prévention de la surchauffe avec un système de refroidissement ou de ventilation approprié, et maintenir des conditions environnementales adaptées à la fiabilité à long terme du BESS. Un système de détection d'incendie est également recommandé.

6.3 Émission/immunité électromagnétique

Le DG doit respecter les exigences de la directive EMC et en particulier les normes d'émission des familles de produits.

6.4 Étiquettes

Pour indiquer la présence du DG dans les locaux, la CEB doit apposer une étiquette :

1. aux bornes d'alimentation (fusible cut-out)
2. à la position des compteurs
3. au tableau de distribution du consommateur
4. à tous les points d'isolement

Pour DG avec ou sans Battery Energy Storage System, un libellé selon la figure 3 sera utilisé :

CENTRAL ELECTRICITY BOARD

⚠ AVERTISSEMENT

SMALL SCALE DISTRIBUTED GENERATION (SSDG)

CETTE INSTALLATION CONTIENT UN SYSTÈME SOLAIRE PV / BESS

LES CONDUCTEURS PEUVENT RESTER SOUS TENSION LORSQUE L'ISOLATEUR EST OUVERT

Isoler l'alimentation CEB et DG avant d'entreprendre des travaux

Installateur : ________________________
Contact : ________________________
Maintenance suivante : ______________

Les instructions d'exploitation de l'installation doivent contenir les coordonnées du fabricant, par exemple le nom, le numéro de téléphone et l'adresse web.

6.5 Documentation

Les informations à jour doivent être affichées au DG comme suit :

1. Un diagramme unifilaire montrant la configuration entre le DG et le fusible cut-out de la CEB. Ce diagramme est également requis pour indiquer par qui le DG est possédé et entretenu.
2. Un résumé des paramètres séparés de la protection incorporés dans l'équipement. Un diagramme électrique descriptif complet doit être encadré et correctement fixé sur un mur, au sein de la configuration DG, visible pour les agents de la CEB.
3. De plus, les exigences de maintenance et les services de maintenance disponibles doivent être documentés.
4. Le demandeur doit conserver un certificat signé par l'entrepreneur de maintenance contenant au minimum les éléments suivants :
   • Une déclaration confirmant que le système PV solaire et le Battery Energy Storage System, le cas échéant, répond aux exigences de cette norme.
   • Nom et adresse du client.
   • Adresse du site (si différente).
   • Nom de l'entrepreneur, adresse, etc.
   • Liste des composants clés installés.
   • Estimation des performances du système.

6.6 Plaque d'information

Les informations suivantes doivent apparaître sur la plaque d'information du système PV :

1. Nom du fabricant ou marque déposée
2. Désignation de type ou numéro d'identification, ou tout autre moyen d'identification permettant d'obtenir les informations pertinentes du fabricant
3. Puissance nominale
4. Tension nominale
5. Fréquence nominale
6. Phases
7. Facteur de puissance

Pour le Battery Energy Storage System (BESS), les informations suivantes doivent apparaître sur la plaque d'information :

1. Nom du fabricant et numéro de modèle
2. Chimie de la batterie
3. Tension nominale
4. Capacité (notation Ah ou Wh/kWh)
5. Durée de vie cyclique (nombre de cycles charge/décharge) — Recommandé supérieur à 6000 cycles
6. Plage de température de fonctionnement
7. Certifications de sécurité
8. Étiquettes d'avertissement (risque d'incendie, instructions de recyclage)
9. Date de fabrication et numéro de lot/série

6.7 Entrepreneur électrique / Installateur

Le DG doit être installé conformément aux instructions émises par le fabricant. En concevant une connexion pour un DG, l'entrepreneur/installateur électrique doit tenir compte de tous les problèmes qui devraient être couverts pour un circuit final conventionnel, y compris :

1. la demande maximale (et la production du générateur)
2. le type d'arrangement de mise à la terre
3. la nature de l'alimentation
4. les influences externes
5. la compatibilité, la maintenabilité et l'accessibilité
6. la protection contre les chocs électriques
7. la protection contre les effets thermiques
8. la protection contre les surcourants
9. l'isolement et la commutation
10. les questions de sélection et d'installation

L'installateur doit apposer une étiquette indiquant clairement la date de maintenance suivante des installations et informer la CEB, qui ajoutera l'information au registre SSDG.

L'installateur doit être qualifié dans le domaine de DG y compris Battery Energy Storage System et posséder un certificat approuvé et pertinent.

7. Comptage

Afin de calculer l'export ou l'import du demandeur, un compteur bidirectionnel (compteur Import/Export) mesurant à la fois l'énergie importée et exportée doit être installé.

Un second compteur mesurant la production ou la consommation brute d'énergie du DG doit être installé.

Le compteur Import/Export et le compteur de production doivent être installés l'un à côté de l'autre et être facilement accessibles au personnel de la CEB, sauf accord contraire avec la CEB.

Pour la Distributed Generation (DG) incorporant les Battery Energy Storage Systems (BESS), le demandeur doit s'assurer que la conception du système permet l'installation de tous les dispositifs de comptage requis nécessaires pour atteindre les objectifs du plan Renewable Energy (RE) auquel la demande a été soumise.

Lorsque des compteurs supplémentaires sont requis pour enregistrer la consommation interne ou les charges auxiliaires, le demandeur doit fournir des points de mesure appropriés pour permettre l'installation des compteurs de la CEB. Ces dispositions doivent être incorporées dans la conception du système pour assurer une mesure précise, une surveillance et le respect des exigences du plan RE.

8. Essais, mise en service et maintenance

Les essais et la mise en service du DG seront effectués en présence de la CEB. La CEB doit notifier le demandeur à l'avance avec un plan d'essais et de mise en service. Le demandeur doit conserver des dossiers écrits des résultats d'essais et des paramètres de protection. Le demandeur doit entretenir régulièrement ses systèmes de protection conformément aux bonnes pratiques de l'industrie électrique.

9. Normes et règlementations

Tous les appareils électriques, matériaux et câblages fournis doivent respecter la Electricity Act, la Central Electricity Board Act, les réglementations d'électricité, ce code et les normes suivantes entre autres. La responsabilité de respecter les normes pertinentes incombe à l'installateur et au demandeur.

Note :

1. Toutes les spécifications doivent être conformes à l'édition la plus récente des normes mentionnées ci-dessous.
2. De plus, le propriétaire du DG doit s'assurer que ses installations proposées sont conformes à tous les règlements en vigueur concernant l'environnement, la santé et la sécurité, etc.

Modules PV

Norme	Description
IEC 61215	Modules photovoltaïques (PV) terrestres en silicium cristallin — Qualification de conception et approbation de type
IEC 61646	Modules photovoltaïques (PV) terrestres en couche mince — Qualification de conception et approbation de type
IEC 61730-1	Qualification de sécurité des modules photovoltaïques (PV) — Partie 1 : Exigences de construction
IEC 61730-2	Qualification de sécurité des modules photovoltaïques (PV) — Partie 2 : Exigences d'essai
IEC 61701	Essai de corrosion au brouillard salin des modules photovoltaïques (PV)
IEC 62804-1	Essai de durabilité de la tension du système pour les modules en silicium cristallin — Qualification de conception et approbation de type

Onduleurs PV

Norme	Description
IEC 62109-1	Sécurité des convertisseurs de puissance pour utilisation dans les systèmes d'énergie photovoltaïque — Partie 1 : Exigences générales
IEC 62109-2	Sécurité des convertisseurs de puissance pour utilisation dans les systèmes d'énergie photovoltaïque — Partie 2 : Exigences particulières pour les onduleurs
IEC 62116	Procédure d'essai pour les mesures de prévention du îlotage pour les onduleurs photovoltaïques connectés au réseau de distribution
IEC 61683	Systèmes photovoltaïques — Conditionneurs de puissance — Procédure de mesure du rendement

Système raccordé au réseau

Norme	Description
IEC 61727	Systèmes photovoltaïques (PV) — Caractéristiques de l'interface avec le réseau de distribution
EN 50438	Exigences pour la connexion des microgénérateurs en parallèle avec les réseaux de distribution basse tension publics
IEC 60364-7-712	Installations électriques des bâtiments — Partie 7-712 : Exigences pour les installations ou emplacements spéciaux — Systèmes d'alimentation photovoltaïque (PV) solaire
IEC 62446	Systèmes photovoltaïques raccordés au réseau — Exigences minimales pour la documentation du système, les essais de mise en service et l'inspection
IEC 61724	Surveillance des performances des systèmes photovoltaïques — Directives pour la mesure, l'échange de données et l'analyse
IEC 60904-1	Dispositifs photovoltaïques — Partie 1 : Mesure des caractéristiques courant-tension photovoltaïques
IEEE P1547	Série de normes pour l'interconnexion

Normes d'ingénierie générale

Norme	Description
IEC 60364-5-55	Installations électriques des bâtiments
IEC 60664-1	Coordination de l'isolement pour les équipements dans les systèmes basse tension — Partie 1 : Principes, exigences et essais
IEC 60909-1	Calcul des courts-circuits dans les systèmes triphasés ac
IEC 62305-3	Protection contre la foudre — Partie 3 : Dommages physiques et dangers pour la vie dans les structures
IEC 60364-1	Installations électriques des bâtiments — Partie 1 : Domaine d'application, objet et principes fondamentaux
IEC 60364-5-54	Installations électriques des bâtiments — Partie 5-54 : Arrangements de mise à la terre et conducteurs de protection
IEEE C37.90	Norme IEEE pour les relais et les systèmes de relais associés aux appareils de puissance électrique

Qualité de puissance

Norme	Description
IEC 61000-3-2	Limites des émissions de courant harmonique (équipement avec courant d'entrée jusqu'à et y compris 16 A par phase)
IEC 61000-3-3	Limitation des changements de tension, des fluctuations de tension et du scintillement dans les systèmes d'alimentation basse tension publics, pour l'équipement avec courant nominal ≤ 16 A par phase et non soumis à la connexion conditionnelle
IEC 61000-6-1	Norme générique — CEM — Susceptibilité — Résidentiel, commercial et industrie légère
IEC 61000-6-3	Norme générique — CEM — Émissions — Résidentiel, commercial et industrie légère
IEEE 519	Pratique recommandée et exigences pour le contrôle des harmoniques dans les systèmes d'électricité

Battery Energy Storage System (BESS)

Norme	Description
IEC 61427	Piles et accumulateurs secondaires
IEC 62485-2	Exigences de sécurité pour les piles et accumulateurs et les installations de batteries
IEC 62933 série	Famille de normes pour systèmes de stockage d'énergie électrique (ESS)
IEC 62619	Exigences de sécurité pour les applications industrielles à grande échelle (pour les cellules au lithium)
IEC 63056	Exigences de sécurité pour les packs de batterie au lithium et systèmes pour les applications stationnaires
IEC 62281	Sécurité des piles et accumulateurs lithium primaires et secondaires lors du transport
IEC 62351 série	Sécurité du système d'électricité
IEC 62620	Piles et accumulateurs secondaires contenant l'électrolyte alcalin ou autre non acide
IEC 60664-1	Coordination de l'isolement pour les équipements dans les systèmes basse tension
IEC 60695-1-11	Évaluation des risques d'incendie et de danger
IEC 62103	Équipement électronique à utiliser dans les installations d'électricité
IEC 61140	Protection contre le choc électrique
IEC 60364	Installations électriques pour les bâtiments
UL 1973 / UL 9540	Certification pour l'essai de sécurité des batteries ou l'évaluation sur le terrain pour assurer la conformité avec IEC 62485-2, 61508, 60812
UL 1642	Norme de sécurité pour les batteries lithium-ion
IEC 62477-1	Exigences de sécurité pour les systèmes de convertisseurs électroniques de puissance
IEC 62109-1 / IEC 62109-2	Sécurité des convertisseurs de puissance pour utilisation dans les systèmes de puissance
IEC 61000 série	Compatibilité électromagnétique (CEM)

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Chapitre 3 — Modifications du Grid Code

La CEB proposera une nouvelle version de ce Grid Code dans le cas où :

1. Certaines des valeurs incluses dedans doivent être modifiées en raison de l'évolution du système.
2. La quantité de génération dans un ou plusieurs des segments considérés nécessite un contrôle plus sévère.
3. Une meilleure adéquation aux conditions opérationnelles est requise.
4. D'autres amendements au Grid Code à préparer comme addendum.

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Chapitre 4 — Non-conformité avec le Grid Code

En cas de non-conformité avec l'une quelconque des dispositions techniques de ce Grid Code, la CEB doit informer le propriétaire par écrit des divergences. Le propriétaire du DG doit disposer de 30 jours pour corriger les divergences.

Faute de cela, la CEB sera en droit de déconnecter le DG.

La CEB sera en droit de déconnecter le DG sans avis préalable si les conditions d'installation sont nuisibles ou créent des risques inévitables pour la sécurité.

La CEB ne sera pas responsable de tout dommage si cette déconnexion exige la déconnexion d'autres charges associées ou connectées à la même connexion que le SSDG.

La reconnexion du DG doit exiger que la CEB certifie que l'installation respecte ce Grid Code. Les frais applicables doivent être les mêmes que pour les frais de reconnexion.

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Annexe 1 — Abréviations et définitions

• “AC” signifie courant alternatif
• “Demandeur” signifie un producteur d'électricité via une installation SSDG
• “BESS” signifie Battery Energy Storage System
• “CEB” signifie la Central Electricity Board
• “Disjoncteur” signifie un appareil de commutation capable de faire, de transporter et de couper les courants dans les conditions normales du circuit et également de faire, de transporter pendant un temps spécifié et de couper les courants dans les conditions anormales spécifiées telles que celles d'un court-circuit
• “CC” signifie courant continu
• “Transformateur dédié” signifie un transformateur installé entre le réseau de la CEB et le réseau SSDG qui ne dessert que le SSDG et les charges attachées, le cas échéant
• “DG” signifie Distributed Generation
• “Génération distribuée” signifie des installations de production d'électricité connectées au réseau du service public au PCC
• “Relais de puissance directionnel” signifie un relais qui fonctionne sur une valeur prédéterminée du flux de puissance dans une direction donnée, ou sur la puissance inverse de sorte que, lorsqu'il est utilisé avec SSDG dans une configuration sans export, il empêchera le flux de puissance vers le réseau de la CEB
• “Scintillement” signifie une variation de la tension d'entrée suffisante en durée pour permettre l'observation visuelle d'un changement dans l'intensité de la source de lumière électrique
• “Défaut” signifie une condition physique qui cause un appareil, un composant ou un élément à ne pas fonctionner de la manière requise, par exemple un court-circuit, un fil cassé, une connexion intermittente
• “Fréquence” signifie le nombre de cycles complets de variations sinusoïdales par unité de temps
• “Greenfield” signifie une installation de SSDG dans un lieu sans point de connexion existant
• “Réseau” signifie le réseau de la CEB qui apporte l'électricité des centrales aux consommateurs
• “THD” signifie distorsion harmonique totale
• “Distorsion harmonique” signifie une distorsion continue de la forme d'onde sinusoïdale normale ; généralement causée par des charges non linéaires ou par des onduleurs, mesurée en distorsion harmonique totale (THD)
• “IGBT” signifie transistor bipolaire à grille isolée
• “Installateur” signifie une personne qui a été certifiée par le fournisseur ou a suivi un cours sur l'installation SSDG certifiée
• “IPP” signifie un producteur d'électricité indépendant
• “Îlotage” signifie une condition dans laquelle une partie du réseau de la CEB est alimentée par un ou plusieurs SSDG via leur(s) PCC tout en étant électriquement séparée du reste du système
• “Génération isolée” signifie une condition où le chemin électrique au PCC est ouvert et le SSDG continue d'alimenter les charges locales
• “kV” signifie kilovolt
• “kVA” signifie kilovolt-ampère
• “kW” signifie kilowatt (1 000 W = 1 000 J/s)
• “kWh” signifie kilowattheure (1 000 wattheures)
• “LV” signifie basse tension (tension inférieure à 1 000 V)
• “MW” signifie mégawatt (1 000 000 W)
• “Fonctionnement parallèle” signifie une condition où le SSDG fonctionne tout en étant connecté au réseau de la CEB
• “PCC” signifie Point of Common Coupling
• “Point of Common Coupling (PCC)” signifie le point auquel un SSDG est connecté au réseau de la CEB
• “Ratio de facteur de puissance” signifie le rapport de la puissance réelle à la puissance apparente totale (kW/kVA) exprimé en décimal ou en pourcentage
• “Producteur” signifie un producteur d'électricité via une installation SSDG ou le propriétaire de celle-ci
• “PV” signifie photovoltaïque
• “PWM” signifie modulation de largeur d'impulsion
• “RE” signifie énergie renouvelable
• “SSDG” signifie Small Scale Distributed Generation jusqu'à 50 kW tel que catégorisé à l'annexe 2
• “Supply Terminals” a la même définition que celle de la Electricity Act
• “SWC” signifie la capacité de withstand de surge, l'immunité de cet équipement aux transitoires électriques rapides et répétitifs
• “Système TT” signifie que dans un système de mise à la terre TT, la connexion de protection à la terre du consommateur est fournie par une connexion locale à la terre
• “Relais de surcourant retenu en tension” signifie un relais de protection dans lequel l'appel et les temps de déclenchement du surcourant sont affectés par la tension

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Annexe 2 — Certificat d'installation

Après achèvement de l'installation DG, le demandeur doit soumettre le « Certificat d'installation » dûment rempli et signé suivant à la CEB (disponible sur le site web de la CEB).

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Annexe 3 — Certificat pour exploitation commerciale

Le certificat pour exploitation commerciale est complété après les essais et la mise en service réussis de l'installation SSDG.