NF en 50549-2 [PDF]

Zitiervorschau

NF EN 50549-2 février 2019 Indice de classement : C 11-519-2 ICS : 29.160.20 Exigences relatives aux centrales électriques destinées à être raccordées en parallèle à des réseaux de distribution Partie 2 : Raccordement à un réseau de distribution MT – Centrales électriques jusqu'au Type B inclus E : E : Requirements for generating plants to be connected in parallel with distribution networks – Part 2: Connection to a MV distribution network – Generating plants up to and including Type B D : D : Anforderungen für zum Parallelbetrieb mit einem Verteilnetz vorgesehene Erzeugungsanlagen – Teil 2: Anschluss an das Mittelspannungsverteilnetz für Erzeugungsanlagen bis einschließlich Typ B Norme française homologuée par décision du Directeur Général d’AFNOR en mars 2019. Correspondance La Norme européenne EN 50549-2:2019 est mise en application avec le statut de norme française par publication d’un texte identique. La version anglaise de cette norme française a été prépubliée dès que la norme européenne a été disponible, en février 2019. Résumé Le présent document définit les exigences techniques pour les fonctions de protection et les capacités de fonctionnement des centrales électriques destinées à fonctionner en parallèle avec des réseaux de distribution MT. dow : 2022-02-01. Descripteurs         

réseau électrique distribution d'énergie électrique moyenne tension source d'énergie centrale électrique générateur d'électricité installation électrique raccordement spécification

         

définition commutateur plage de fonctionnement fréquence tension électrique protection contre les surintensités dispositif de commande protection sécurité échange d'information.

 UF 8 AFNOR Aspects systèmes de la fourniture d'énergie électrique

Secrétariat : AFNOR ARC INFORMATIQUE EDF R&D (EDF) ENEDIS ENS RENNES GIFAM GIMELEC IEED VEDECOM MAIA EOLIS (SER) METAL DEPLOYE RESISTOR MOTEURS LEROY SOMER (GIMELEC) PROGILON RENAULT SAS RTE SCHNEIDER ELECTRIC FRANCE (GIMELEC) SCHNEIDER ELECTRIC INDUSTRIES SAS (GIMELEC) SDMO INDUSTRIES SOCOMEC SA (GIMELEC) UNM Ce document constitue la version française complète de la Norme européenne EN 505492:2019. Cette Norme française fait référence à des Normes internationales. Quand une Norme internationale citée en référence a été entérinée comme Norme européenne, ou bien quand une Norme d'origine européenne existe, la Norme française issue de cette Norme européenne est applicable à la place de la Norme internationale.

Le Comité Français a voté favorablement au CENELEC sur le projet d’EN 50549-2, le 11 juillet 2018.

Avant-propos européen Le présent document (FprEN 50549-2:2019) a été élaboré par le CLC/TC 8X "Aspects système de la fourniture d’énergie électrique". Les dates suivantes sont fixées: • date limite à laquelle ce document doit être mis en application (dop) 2019-08-01 au niveau national par publication d'une norme nationale identique ou par entérinement • date limite à laquelle les normes nationales en contradiction (dow) 2022-02-01 avec ce document doivent être annulées Le présent document remplace la CLC/TS 50549-2:2015. La présente Norme européenne est relative au Code réseau européen RfG et aux besoins techniques actuels du marché. Son objectif est de donner une description détaillée des fonctions à mettre en œuvre dans les produits. La présente Norme européenne est également destinée à servir de référence technique pour la définition des exigences nationales lorsque les exigences du Code réseau européen RfG donnent de la flexibilité dans leur mise en œuvre. Les exigences spécifiées sont des exigences techniques uniquement. Les questions économiques concernant, par exemple, la prise en charge des coûts, ne relèvent pas du domaine d'application du présent document. Le CLC/TC 8X prévoit des travaux futurs de normalisation afin d’assurer la compatibilité de la présente Norme européenne (EN) avec l'évolution du cadre légal. L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. Le CENELEC ne saurait être tenu pour responsable de l'identification de ces droits de propriété en tout ou partie.

Introduction Justifications relatives au contenu et à la structure du présent document. 1. 1.. Avant-proposLa présente Note explicative décrit les justifications relatives au

contenu et à la structure des normes prEN 50549-1 et prEN 50549-2. En raison de la relation unique entre le RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631 (RfG) et la série EN 50549, et d’après les commentaires reçus au stade enquête des normes prEN 50549-1 et prEN 50549-2, le TC8X WG03 a décidé de rédiger la présente note explicative afin de permettre aux comités nationaux et au grand public de mieux comprendre ces justifications. 2. 2.. Domaine d’application de l’EN 50549 étendu par rapport au RfGDans la lignée de l’EN 50438, le TC8X WG03 prévoyait, au cours de la rédaction du prEN 50549, d’inclure toutes les capacités des centrales électriques nécessaires à leur fonctionnement en parallèle avec les réseaux de distribution. Les questions nécessaires à une gestion stable des réseaux de distribution ainsi qu’à la gestion du système interconnecté étaient donc incluses. Étant donné que le code RfG cible le système interconnecté, il est logique d’inclure des aspects supplémentaires en tenant compte des besoins supplémentaires en matière de gestion de réseau de distribution.

3. 3.. Introduction de la « Partie responsable »Pendant le processus de mise en œuvre

nationale du RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631, différentes parties prenantes jouent un rôle pour affiner les exigences non exhaustives. Dans chaque pays membre, l’Organisme national de réglementation approuve cette mise en œuvre nationale. Selon le cadre réglementaire national, celle-ci peut conduire à la production d’une variété de documents: lois, décrets ou règlements nationaux, spécifications techniques ou exigences relatives aux gestionnaires de systèmes de transport et de distribution. Par conséquent, et comme cela est expliqué dans le domaine d’application du présent document, l’EN 50549-1 et l’EN 50549-2 font référence à la « partie responsable » lorsque les exigences doivent être définies par un acteur autre que le GSD. Cependant, lorsqu’une centrale électrique est construite et raccordée au réseau de distribution, en règle générale, le gestionnaire du système de distribution fournit toutes les exigences techniques à satisfaire au développeur de la centrale. 4. 4.. Expressions employéesLes termes et définitions sont choisis pour assurer une cohérence avec la terminologie de l’EN 60050 (Vocabulaire Électrotechnique International, voir www.electropedia.org) et du CENELEC, tout en admettant que les termes employés dans le RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631 peuvent être différents. 5. 5.. Exigences supplémentaires concernant la gestion des systèmes de distributionLes exigences suivantes sont indiquées dans l’EN 50549 à des fins de gestion des systèmes de distribution. Elles peuvent ne pas être exigées dans le cadre du code RfG ou, si elles sont exigées dans le cadre du code RfG, ne sont pas exigées pour le type A. Étant donné que la directive 714/2009 8(7) limite le domaine d’application du code RfG à des questions concernant l’échange transfrontalier d’électricité, les exigences concernant exclusivement le besoin de gestion des systèmes de distribution sont considérées comme étant hors du domaine d’application du code RfG. o Schéma de raccordement et coordination de l’appareillage de connexion, o Plage d’exploitation des tensions, o Capacité en puissance réactive et modes de commande, o Réduction de la puissance active asservie à la tension, o Protection de découplage, y compris la détection des situations d’îlotage, o Connexion et reconnexion au réseau, o Écrêtement de la production, o Échange d’informations à distance. 6. 6.. Exigences supplémentaires concernant la stabilité du système interconnectéDe plus, les exigences applicables à la stabilité des systèmes interconnectés sont incluses en cas de tenue aux pics de tension (OVRT – over voltage ride through) étant donné que celle-ci n’est pas traitée par le code RfG. En raison des délais importants nécessaires à l’élaboration du RfG et du développement rapide de la production décentralisée en Europe, la tenue aux hausses de tension est considérée comme revêtant une grande importance mais n’a apparemment pas pu être incluse dans le code RfG.Étant donné que les systèmes de stockage d’énergie électrique (EESS – electrical energy storage system) sont exclus du domaine d’application du RfG, mais sont inclus dans le domaine d’application de la série EN 50549, l’EN 50549 exige également que les systèmes de stockage d’énergie électrique aient une réponse en puissance active à la sous-fréquence (LFSM-U). Cette exigence est considérée comme étant de grande importance compte tenu de l’augmentation rapide prévue du stockage d’énergie électrique au cours des prochaines années et du fait qu’elle n’a pas d’incidence sur le coût des systèmes de stockage d’énergie électrique si elle est prise en considération lors de leur conception.

7. 7.. Détails relatifs au fonctionnement du LFSM-OAu stade enquête, des commentaires ont indiqué que certains détails dans le chapitre relatif au fonctionnement du LFSM-O (mode de sensibilité à la fréquence restreint – surfréquence) (par exemple, retard intentionnel, fonctionnement avec seuil de désactivation) étaient en infraction avec le RfG. Ces sujets ont été évalués par consultation du Comité européen des parties prenantes (« Stakeholder Committee » ESC-GC) et le TC8X WG03 n’a pas abouti aux mêmes conclusions. Le fait que ces fonctionnements ne sont pas prévus dans le RfG ne suffit pas pour indiquer une quelconque violation. Par conséquent, ces détails sont conservés avec des informations supplémentaires relatives à leur utilisation. 8. 8.. Mise en œuvre de l’UVRT et du LFSM-U pour éviter tout conflit juridique avec le RfGLes exigences relatives à la tenue aux creux de tension (UVRT – Under Voltage Ride Through) sont définies dans le RfG pour les modules de type B, de type C et de type D. Ce sujet n’est pas traité pour les modules de type A.Néanmoins, l’UVRT est considérée comme une exigence importante dans certains États membres, même pour les petits modules de production, comme ceux de type A.D’un point de vue juridique, il existe deux opinions contradictoires concernant la possibilité ou l’interdiction d’exiger l’UVRT pour les modules de type A. o Opinion 1: elle peut être exigée, car le sujet n’est pas traité pour les modules de type A. o Option 2: elle ne peut pas être exigée, car l’UVRT est traitée dans le RfG. L’absence de mention d’UVRT pour le type A dans le RfG signifie ainsi qu’elle ne peut pas être exigée pour les modules de type A. Tant que cette question juridique n’est pas clarifiée, le CENELEC n’a pas la possibilité d’exiger l’UVRT pour les modules de type A. C’est pourquoi, dans les normes EN 50549-1 et EN 50549-2, les fonctionnalités de l’UVRT pour les centrales électriques de type A ne sont pas définies comme des exigences (doivent), mais comme des recommandations (il convient).Cette même explication peut être appliquée aux exigences relatives au mode de sensibilité à la fréquence restreint - sous-fréquence (LFSM-U – Limited Frequency Sensitive Mode - Underfrequency). Dans le RfG, ce LFSM-U est exclusivement défini pour les modules de type C et de type D. Dans l’EN 50549, le LFSM-U est défini comme une recommandation (il convient) pour les modules de production de type A et de type B. La seule exception concerne les systèmes de stockage d’énergie électrique qui font l’objet d’une exigence (doivent), mais ces systèmes ne relèvent pas du domaine d’application du RfG. 9. 9.. Annexe H – Relation entre la présente Norme européenne et le RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631. Les fabricants d’unités de production et de centrales électriques doivent se conformer à toutes les directives et à tous les règlements de l’UE. Concernant spécifiquement le raccordement d’une centrale électrique au système électrique, le règlement de référence est le RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631 (NC RfG). Étant donné que les normes EN 50549-1 et EN 50549-2 couvrent toutes les exigences techniques relatives aux unités de production, aux modules de production et aux centrales électriques de type A et de type B, il est jugé utile de fournir dans une annexe informative et structurée incluse dans la norme la correspondance entre les articles du RfG et les articles dans la norme.

Concernant les autres directives et règlements de l’UE (par exemple, directive Basse Tension (LVD), directive Machines (MD) ou directive sur les Appareils à Gaz (GAR), la tâche consistant, après une demande de normalisation de la part de l’UE, à inclure formellement une telle Annexe informative ZZ revient au Centre de gestion CEN-CENELEC (CCMC). Pour finir, elle est revue par le consultant « Nouvelle Approche » de la directive ou du règlement en question avant l’enregistrement de la norme dans le journal officiel de l’UE (JOUE), ce qui lui confère une « présomption de conformité ». Ceci signifie que si un produit est conforme à la norme, la directive ou les règlements sont également satisfaits. Le CLC TC 8X est pleinement conscient que cette procédure officielle n’est pas incluse dans le RfG. Par conséquent, le CLC TC 8X WG3 a rédigé l’Annexe H. L’Annexe H présente la relation entre les articles de la présente norme et les articles du RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631. Ainsi les centrales électriques conformes aux articles des normes sont également considérées comme conformes aux articles du code RfG. L’Annexe H n’accorde évidemment pas de « présomption de conformité » comme le ferait une norme mentionnée dans le JOUE. Cependant, elle s’avère utile pour l’industrie pour évaluer la conformité au code RfG.

1 - Domaine d'application Le présent document définit les exigences techniques pour les fonctions de protection et les capacités de fonctionnement des centrales électriques destinées à fonctionner en parallèle avec des réseaux de distribution MT. Pour des raisons pratiques, le présent document fait référence à la partie responsable dans le cas où des exigences doivent être définies par un acteur différent du GSD, par exemple, GST, état membre, autorités de réglementation, conformément au cadre légal. En règle générale, le GSD informe le producteur de ces exigences. Cela inclut les Codes réseau européens et leur mise en œuvre nationale, ainsi que les réglementations nationales supplémentaires. Des exigences nationales supplémentaires, notamment pour le raccordement au réseau de distribution et l’exploitation de la centrale électrique, peuvent s'appliquer. Les exigences du présent document s'appliquent, indépendamment du type de source d'énergie et de la présence de charges sur le réseau du producteur, aux centrales électriques, modules de production, machines électriques et matériels électroniques qui satisfont à toutes les conditions suivantes:  

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ils convertissent toute source d'énergie en électricité à courant alternatif; ils comportent des modules de production d'une capacité de type B ou inférieure, conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631 et en tenant compte de la mise en œuvre nationale pour la décision relative aux limites de puissance entre les types A et B et les types B et C; ils sont raccordés à et fonctionnent en parallèle avec un réseau de distribution MT en courant alternatif. Les centrales électriques raccordées à un réseau de distribution BT relèvent du domaine d'application de l’EN 50549-1. Les systèmes de stockage d’énergie électrique (EESS) satisfaisant aux conditions cidessus sont inclus.

Lorsque des modules de production de types différents (A ou B) sont combinés dans une centrale, des exigences différentes s’appliquent aux différents modules de production sur la base du type de chaque module. Lorsqu’une centrale est constituée de plusieurs modules de production (voir 3.2.1), conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631, il peut arriver que certains modules de production soient de type A et certains soient de type B. Sauf spécification contraire du GSD et de la partie responsable, les centrales électriques avec une puissance apparente maximale jusqu'à 150 kVA peuvent satisfaire à l’EN 50549-1, en variante aux exigences du présent document. Un seuil différent peut être défini par le GSD et la partie responsable. Le présent document reconnaît l'existence d'exigences techniques spécifiques (par exemple, codes de réseau) provenant du GSD ou d’une autre partie responsable au sein d’un État membre. Ces exigences doivent être satisfaites. Les aspects suivants sont exclus du domaine d'application:      

la sélection et l'évaluation du point de connexion; l'évaluation de l'impact sur le système électrique, par exemple, l’évaluation des effets sur la qualité de fourniture, la montée locale de la tension, l’impact sur le fonctionnement des protections des lignes; la définition du raccordement, l’ensemble des vérifications techniques effectuées dans le cadre de la planification du raccordement; l’exploitation des centrales électriques en îlotage, intentionnel et non intentionnel, pour laquelle aucune partie du réseau de distribution n'est concernée; un redresseur à quatre quadrants des entraînements qui renvoie de l’énergie de coupure au réseau de distribution pendant une durée limitée en l'absence de source interne d’énergie primaire; une alimentation sans coupure dont la durée de fonctionnement en parallèle est limitée à 100 ms; Le fonctionnement en parallèle en raison de la maintenance des unités d’alimentation sans coupure n’est pas considéré comme faisant partie du fonctionnement normal du système d’alimentation sans coupure et, par conséquent, n’est pas pris en considération dans la présente Norme européenne.

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les exigences relatives à la sécurité du personnel, dans la mesure où elles sont déjà couvertes de manière appropriée par les Normes européennes existantes. le raccordement d’une unité de production, d’un module de production ou d’une centrale électrique à un réseau à courant continu.

2 - Références normatives Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements). 

EN 60044-2, Transformateurs de mesure — Partie 2: Transformateurs inductifs de tension (IEC 60044-2)

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EN 60044-7, Transformateurs de mesure — Partie 7: Transformateurs de tension électroniques (IEC 60044-7) EN 60255-127, Relais de mesure et dispositifs de protection — Partie 127: Exigences fonctionnelles pour les protections à minimum et maximum de tension (IEC 60255127) EN 61000-4-30, Compatibilité électromagnétique (CEM) — Partie 4-30: Techniques d'essai et de mesure — Méthodes de mesure de la qualité de l'alimentation (IEC 61000-4-30) EN 61869-3, Transformateurs de mesure — Partie 3: Exigences supplémentaires concernant les transformateurs inductifs de tension (IEC 61869-3)

3 - Termes et définitions Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent. L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation, consultables aux adresses suivantes:  

IEC Electropedia: disponible à l'adresse http://www.electropedia.org/ ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse http://www.iso.org/obp

NOTE : Les termes et définitions sont choisis pour assurer une cohérence avec la terminologie de l’IEV (voir www.electropedia.org) et du CENELEC, tout en admettant que les termes employés dans le RÈGLEMENT de la COMMISSION (UE) 2016/631 peuvent être différents. 3.1 - Généralités réseau électrique en courant alternatif, y compris réseau fermé de distribution, utilisé pour la distribution d'énergie électrique provenant de et à destination de tierces parties qui y sont raccordées, vers ou à partir d’un réseau de transport ou un autre réseau de distribution, dont un GSD a la charge à l'article: Un réseau de distribution ne comprend pas les réseaux du producteur. système qui distribue l’électricité dans un site industriel, commercial ou de services partagés délimité géographiquement, et qui n’approvisionne pas de clients résidentiels (sans exclure la possibilité d’un petit nombre de ménages desservis par le réseau et ayant un emploi ou des liens analogues avec le propriétaire du réseau) à l'article: Un réseau fermé de distribution est utilisé soit pour intégrer les processus de production des utilisateurs du réseau pour des raisons spécifiques ou techniques, soit pour distribuer l’électricité principalement à son gestionnaire ou à ses entreprises connexes. [SOURCE: Directive 2009/72/CE, article 28, modifiée] personne physique ou morale en charge de la distribution d’énergie électrique aux clients finaux, ainsi que de l'exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement du réseau de distribution dans une zone donnée à l'article: Étant donné que le présent document est applicable aux réseaux de distribution, le terme « GSD » est utilisé pour le gestionnaire de système compétent selon l’Article 2 (13) du RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631. à l'article: Dans certains pays, le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) remplit le rôle de GSD. personne physique ou morale en charge de l'exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement du réseau de transport dans une zone donnée et, le cas

échéant, de ses interconnexions avec d'autres systèmes électriques. Le gestionnaire de système de transport assure également la capacité à long terme du système électrique de satisfaire à des besoins raisonnables de transport de l’électricité partie qui, conformément au cadre légal, est responsable de la définition des exigences ou des paramètres conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631, par exemple, GST, état membre, autorité de réglementation réseau de distribution électrique ayant une tension dont la valeur nominale efficace est Un ≤ 1 kV réseau de distribution électrique ayant une tension dont la valeur nominale efficace est 1 kV < Un ≤ 36 kV à l'article: En raison des structures existantes de réseaux, la limite supérieure de MT peut différer dans certains pays. aptitude d'un réseau à retrouver un régime établi caractérisé par le fonctionnement des centrales électriques en synchronisme, après une perturbation[SOURCE: IEV 603-0301] personne physique ou morale ayant déjà raccordé ou prévoyant de raccorder une centrale électrique à un réseau de distribution installations électriques en courant alternatif en aval du point de connexion exploitées par le producteur pour distribuer l'électricité en interne à l'article: Lorsque le réseau interne de distribution est identique au réseau électrique d’un client ayant sa propre centrale électrique, dans laquelle une ou plusieurs unités de production sont raccordées à ce réseau interne de distribution derrière un point de connexion, alors ce réseau peut également être désigné comme réseau du prosommateur. direction dans laquelle la puissance active circulerait en l'absence d'unités de production connectées au réseau de distribution et en fonctionnement point de référence sur le réseau électrique auquel l'installation de l'utilisateur est raccordée à l'article: Pour les besoins de la présente norme, le réseau électrique est le réseau de distribution. à l'article: L’abréviation « POC » est dérivée du terme anglais développé correspondant « point of connection ». [SOURCE: IEV 617-04-01 modifiée] situation dans laquelle la centrale électrique est raccordée à un réseau de distribution et est en fonctionnement conditions dans lesquelles la centrale électrique est raccordée, pendant de courtes périodes définies, à un réseau de distribution afin de maintenir la continuité de l'alimentation et de faciliter des essais valeur d'une grandeur, utilisée pour dénommer et identifier un composant, un dispositif, un matériel ou un système NOTE : à l’article: La valeur nominale est généralement une valeur arrondie. [SOURCE: IEV 151-16-09] 3.2 - Centrale, module et unité soit une unité de production de technologie synchrone, soit l’ensemble de toutes les unités de production de technologie non synchrone connectées à un point de connexion commun, y compris tous les éléments nécessaires à l’alimentation du réseau de distribution électrique à l'article: Dans certains documents, ce terme peut faire référence à un module de production d’électricité.

à l'article: Les modules de production dans le contexte du présent document peuvent être de type A ou de type B conformément à la définition du RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631, article 5.

Anglais NSGT Unit SGT Unit NSGT Module SGT Module Plant POC Distribution Network NSGT: non-synchronous generating technology SGT: synchronous generating technology

Français Unité NSGT Unité SGT Module NSGT Module SGT Centrale POC Réseau de distribution Technologie de production non synchrone Technologie de production synchrone

Figure 1 — Module de production à un POC commun ensemble des modules de production raccordés à un point de connexion, y compris les auxiliaires et tous les matériels de connexion à l'article: Dans certains documents, ce terme peut faire référence à une centrale de production d’électricité. à l'article: Cette définition est destinée à être utilisée à des fins de vérification de conformité aux exigences techniques de la présente norme. Elle peut différer de la définition légale d'une centrale. ensemble indivisible d'installations qui peut générer de l’énergie électrique de manière indépendante et qui peut fournir cette énergie à un réseau de distribution à l'article: Dans certains documents, ce terme peut faire référence à une unité de production d’électricité. à l'article: Par exemple, une turbine à gaz à cycle combiné (CCGT – combined cycle gas turbine) constituée d’une turbine à gaz et d’une turbine à vapeur, ou une installation constituée d’un moteur à combustion interne (ICE – internal combustion

engine) suivi d’une machine à cycle de Rankine à caloporteur organique (ORC – organic rankine cycle) sont chacune considérées comme une unité de production simple. à l'article: Lorsqu’une unité de production est une combinaison de technologies conduisant à des exigences différentes, ceci doit être réglé au cas par cas. à l'article: Un système de stockage d’énergie électrique fonctionnant en mode production d'électricité et raccordé en courant alternatif au réseau de distribution est considéré comme une unité de production. technologie pour laquelle une unité de production est basée sur une machine synchrone directement couplée à un système électrique technologie pour laquelle une unité de production est raccordée de manière non synchrone à un système électrique machine à induction (raccordée de manière non synchrone dans le RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631), technologie par convertisseur (raccordée par électronique de puissance dans le RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631) production combinée d'électricité et de chaleur par un système de conversion d'énergie et usage simultané de l'énergie électrique et thermique du système de conversion à l'article: L’abréviation « CHP » est dérivée du terme anglais développé correspondant « combined heat and power ». installation connectée au réseau avec des limites électriques définies, comportant au moins un EES, dont le but est d’extraire l’énergie électrique d’un réseau électrique, de stocker cette énergie en interne d’une certaine manière et d’injecter l’énergie électrique dans un réseau électrique, et qui inclut des équipements de génie civil, de conversion d’énergie ainsi que des équipements auxiliaires associés à l'article: Le système EES est commandé et coordonné dans le but de fournir des services aux opérateurs de réseaux électriques ou aux utilisateurs de ces réseaux. à l'article: Dans certains cas, un système EES peut nécessiter une source d’énergie supplémentaire (non électrique) durant sa décharge, fournissant plus d’énergie au réseau électrique que l’énergie emmagasinée. à l'article: L’abréviation « EES » est dérivée du terme anglais développé correspondant « electrical energy storage ». à l'article: L’abréviation « EESS » est dérivée du terme anglais développé correspondant « electrical energy storage system ». [SOURCE: IEC 62933-1 ED1] installation capable d’absorber de l’énergie électrique, de la stocker pendant un certain temps et de l’injecter tout en pouvant intégrer des processus de conversion de l’énergie électrique Un dispositif qui absorbe l’énergie électrique en courant alternatif pour produire de l’hydrogène par électrolyse, qui stocke l’hydrogène et utilise ce gaz pour produire de l’énergie électrique en courant alternatif est un stockage d’énergie électrique. à l'article: Le terme “stockage d’énergie électrique” peut également être utilisé pour indiquer l’activité qu’un appareil, décrit dans la définition, réalise lorsqu’il exécute sa propre fonctionnalité. à l'article: L’abréviation « EES » est dérivée du terme anglais développé correspondant « electrical energy storage ». [SOURCE: IEC 62933-1 ED1] 3.3 - Puissance

en régime périodique, moyenne, sur une période T, de la puissance instantanée p

à l'article: En régime sinusoïdal, la puissance active est la partie réelle de la puissance complexe S, soit P = Re S. à l'article: L’unité SI cohérente de puissance active est le watt, W. [SOURCE: IEV 131-11-42] puissance active maximale produite en courant alternatif à un facteur de puissance active de 0,95 ou au facteur de puissance active spécifié par le GSD ou la partie responsable pour une centrale électrique ou une technologie de production donnée puissance active continue maximale, moyennée sur 10 min, que peut produire une unité de production ou l'ensemble de toutes les unités de production d'une centrale électrique, moins la puissance de toutes les charges associées uniquement à l’exploitation de cette centrale, non fournie au réseau tel que spécifié dans la convention de raccordement ou tel que convenu entre le GSD et le gestionnaire de la centrale électrique puissance active réelle produite en courant alternatif à un instant donné puissance active maximale en courant alternatif disponible à partir de la source d’énergie primaire après conversion de puissance. Elle dépend de la disponibilité et de la capacité de ladite source d’énergie primaire au moment donné à l'article: La puissance active disponible prend en compte toutes les contraintes concernant, par exemple, la source d'énergie primaire ou la disponibilité d’un dissipateur thermique pour la CHP. courant alternatif permanent maximal qu'une unité de production ou une centrale électrique est conçue pour fournir dans les conditions normales de fonctionnement puissance apparente maximale en courant alternatif, moyennée sur 10 min, que l'unité de production ou l'ensemble de toutes les unités de production d'une centrale électrique peut, par conception, produire dans les conditions normales de fonctionnement source d'énergie non électrique alimentant une unité de production électrique à l'article: Le gaz naturel, l'énergie éolienne et solaire sont des exemples de sources d'énergie primaire. Ces sources peuvent être utilisées, par exemple, par les turbines à gaz, les éoliennes et les cellules photovoltaïques. 3.4 - Tension tension caractérisant ou identifiant un réseau d’alimentation et à laquelle il est fait référence pour certaines caractéristiques d’exploitation fréquence utilisée pour dénommer et identifier un matériel ou un système électrique à l'article: Pour les besoins de la présente norme, la fréquence nominale fn est égale à 50 Hz. [SOURCE: IEV 151-16-09, modifiée]

tension d'alimentation UC résultant d’un accord entre le gestionnaire de réseau et l'utilisateur du réseau à l'article: Généralement, la tension d'alimentation déclarée UC est la tension nominale Un, mais elle peut être différente par suite d’un accord entre le gestionnaire de réseau et l'utilisateur du réseau. [SOURCE: EN 50160] valeur spécifiée servant de base par rapport à laquelle la tension résiduelle, les seuils et autres valeurs sont exprimés sous forme d’unité ou de pourcentage à l'article: Pour les besoins de la présente norme, la tension de référence est la tension nominale ou la tension déclarée du réseau de distribution. [SOURCE: EN 50160:2010, 3.18, modifiée] variation de la valeur efficace d'une tension entre deux niveaux consécutifs qui se maintiennent d'une façon assez stable pendant des durées déterminées, mais non spécifiées[SOURCE: IEV 161-08-01, modifiée] capacité d’une unité de production ou d’une centrale électrique à rester connectée pendant les creux de tension à l'article: dans certains documents, l’expression LVRT (« low voltage ride through ») est aussi utilisée. à l'article: L’abréviation « UVRT » est dérivée du terme anglais développé correspondant « under-voltage ride through ». capacité d’une unité de production ou d’une centrale électrique à rester connectée pendant les pics de tension à l'article: dans certains documents, l’expression HVRT (« high voltage ride through ») est aussi utilisée. à l'article: L’abréviation « OVRT » est dérivée du terme anglais développé correspondant « over-voltage ride through ». 3.5 - Théorie des circuits rapport de la puissance active à la puissance apparente pour un bipôle, élémentaire ou non, en régime sinusoïdal à l'article: Dans un système triphasé, ce terme fait référence à la composante directe de la fréquence fondamentale. à l'article: Le facteur de puissance active (facteur de déphasage) est égal au cosinus du déphasage tension- courant. [SOURCE: IEV 131-11-49, modifiée] en régime sinusoïdal, différence de phase entre la tension appliquée à un bipôle linéaire, élémentaire ou non, et le courant électrique dans le bipôle à l'article: Dans un système triphasé, ce terme fait référence à la composante directe de la fréquence fondamentale. à l'article: Le cosinus du déphasage tension-courant est le facteur de puissance active. [SOURCE: IEV 131-11-48, modifiée]

en régime périodique, rapport de la valeur absolue de la puissance active P à la

puissance apparente S à l'article: En régime sinusoïdal, le facteur de puissance est la valeur absolue du facteur de puissance active. [SOURCE: IEV 131-11-46] représentation d'une grandeur intégrale sinusoïdale par une grandeur complexe dont l'argument est égal à la phase à l'origine et le module est égal à la valeur efficace à l'article: Pour une grandeur a(t) = A√2 cos(ωt + Ө0), le phaseur est A exp jӨ0. à l'article: La représentation semblable où le module est égal à l'amplitude est appelée "phaseur d'amplitude". à l'article: Un phaseur peut aussi être représenté graphiquement. [SOURCE: IEV 131-11-26, modifiée] pour un système triphasé comportant les phases L1, L2 et L3, ensemble triphasé sinusoïdal symétrique de tensions ou de courants ayant une fréquence égale à la fréquence fondamentale et qui est défini par l'expression mathématique complexe ciaprès:

  

où a = e j2π/3 est l'opérateur correspondant à une rotation de 120 degrés, XL1, XL2 et XL3 sont les expressions complexes des grandeurs de phase à la fréquence fondamentale considérées, à savoir, des phaseurs de courant ou de tension

à l'article: Dans un réseau sans harmoniques équilibré, seule la composante directe de la fréquence fondamentale existe. Par exemple, si les phaseurs de tension de phase sont symétriques, UL1 = Ue jθ , UL2 = Ue j(θ+4 π /3) et UL3 = Ue j(θ+2 π /3) alors U 1 = (Ue jθ + e j2 π /3 Ue j(θ+4 π /3) + e j4 π /3 Ue j(θ+2 π /3) )/3 = (Ue jθ + Ue jθ + Ue jθ )/3 = Ue jθ [SOURCE: IEV 448-11-27] pour un système triphasé comportant les phases L1, L2 et L3, ensemble triphasé sinusoïdal symétrique de tensions ou de courants ayant une fréquence égale à la fréquence fondamentale et qui est défini par l'expression mathématique complexe ci-

après:

  

où a = e j2π/3 est l'opérateur correspondant à une rotation de 120 degrés, XL1, XL2 et XL3 sont les expressions complexes des grandeurs de phase à la fréquence fondamentale considérées, à savoir, des phaseurs de courant ou de tension

à l'article: Les composantes inverses de tension ou de courant peuvent être significatives uniquement en cas de déséquilibre des tensions ou des courants, respectivement. Par exemple, si les phaseurs de tension de phase sont symétriques, UL1 = Ue jθ , UL2 = Ue j(θ+4 π /3) et UL3 = Ue j(θ+2 π /3) alors la composante inverse U2 = (Ue jθ + e j4 π /3 Ue j(θ+4 π /3) + e j2 π /3 Ue j(θ+2 π /3) )/3 = Ue jθ (1 + e j2 π /3 + e j4 π /3 )/3 = 0. [SOURCE: IEV 448-11-28] pour un système triphasé comportant les phases L1, L2 et L3, composante de tension ou de courant sinusoïdale ayant une fréquence fondamentale, un déphasage et une amplitude égaux dans chacune des phases, et qui est définie par l'expression mathématique complexe ci-après:

 

où XL1, XL2 et XL3 sont les expressions complexes des grandeurs de phase à la fréquence fondamentale considérées, à savoir, des phaseurs de courant ou de tension

[SOURCE: IEV 448-11-29] 3.6 - Protection ensemble d'un ou de plusieurs dispositifs de protection et autres appareils destinés à assurer une ou plusieurs fonctions spécifiées de protection à l'article: Un système de protection comprend un ou plusieurs dispositifs de protection, un ou des transformateurs de mesure, une filerie, un ou plusieurs circuits de déclenchement, une ou plusieurs alimentations auxiliaires ainsi que, le cas échéant, une ou plusieurs liaisons de communication. Selon le ou les principes du système de

protection, celui-ci peut comprendre une seule extrémité ou toutes les extrémités de la section protégée et, éventuellement, un dispositif de réenclenchement automatique. à l'article: Les disjoncteurs sont exclus de cette définition. [SOURCE: IEV 448-11-04] relais de mesure permettant la détection de défauts ou d’autres conditions anormales dans un système électrique ou un équipement de puissance à l'article: Un relais de protection est un composant d’un système de protection. à l'article: Un relais de protection de découplage est un relais de protection qui agit sur le commutateur de découplage. [SOURCE: IEV 447-01-14] appareil mécanique de connexion capable d'établir, de supporter et d'interrompre des courants dans les conditions normales du circuit, ainsi que d'établir, de supporter pendant une durée spécifiée et d'interrompre des courants dans des conditions anormales spécifiées du circuit telles que celles du court-circuit[SOURCE: IEV 44114-20] système de protection qui agit sur le commutateur de découplage combinaison de différentes fonctions de relais de protection qui ouvre le commutateur de découplage d'une unité de production et empêche sa fermeture, selon ce qui est approprié dans le cas:   

d'un défaut au niveau du réseau de distribution (avec référence au niveau de tension au point de connexion); d'une situation d'îlotage; de l'existence de valeurs de tension et de fréquence en dehors des limites des valeurs réglementaires correspondantes

protection contre les chocs électriques en l’absence de défaut[SOURCE: IEV 195-0601] isolation des parties actives dangereuses qui assure la protection principale à l'article: Cette notion n'est pas applicable à l'isolation exclusivement utilisée à des fins fonctionnelles. [SOURCE: IEV 195-06-06] séparation du réseau des parties actives du circuit principal de l'unité de production ou de la centrale électrique au moyen de contacts mécaniques fournissant au moins l'équivalent d’une isolation principale à l'article: Les composants passifs comme les filtres, l'alimentation auxiliaire de l'unité de production et les circuits de mesure peuvent rester connectés. à l'article: Il convient de prendre en compte toutes les sources de tension pour la conception d’une isolation principale. dispositif destiné à modifier les connexions électriques entre ses bornes[SOURCE: IEV 151-12-22]

Anglais Distribution network Producer’s network Point of connection (POC) Main switch Interface protection relay Producer’s non-island operation Interface switch Producer’s island operation Generating unit switch

Français Réseau de distribution Réseau du producteur Point de connexion (POC) Commutateur principal Relais de protection de découplage Fonctionnement non îloté du producteur Commutateur de découplage Fonctionnement en îlotage du producteur Commutateur d’unité de production

Figure 2 — Exemple de centrale électrique raccordée à un réseau de distribution (vue schématique des commutateurs) commutateur installé le plus près possible du point de connexion à des fins de protection contre les défauts internes et de découplage de la centrale entière du réseau de distribution à l'article: Voir aussi Figure 2. commutateur (disjoncteur, interrupteur ou contacteur) installé dans le réseau du producteur, destiné à séparer du réseau de distribution la ou des parties du réseau du producteur comportant au moins une unité de production à l'article: Voir aussi Figure 2. à l'article: Dans certaines situations, le commutateur de découplage peut être utilisé pour permettre le fonctionnement en îlotage d'une partie du réseau du producteur si cela est réalisable d'un point de vue technique. commutateur installé près des bornes de chaque unité de production de la centrale électrique à des fins de protection et de découplage de cette unité de production à l'article: Voir aussi Figure 2.

durée au cours de laquelle il est observé que toutes les valeurs de tension et de fréquence se situent dans une plage spécifiée préalablement au couplage d'une centrale électrique au réseau de distribution ou au commencement de la production de puissance électrique valeur d’entrée par laquelle la fonction de protection est activée, lorsqu'elle est appliquée dans des conditions spécifiées à l'article: Voir aussi Figure 3. [SOURCE: IEV 442-05-58 modifiée] temps écoulé entre l'instant où la grandeur d’alimentation d’un relais de mesure en état de retour est modifiée, dans des conditions spécifiées, et l'instant où le signal de démarrage est effectivement actif à l'article: Voir aussi Figure 3. [SOURCE: EN 60255-151, modifiée] retard intentionnel qui peut être ajusté par l'utilisateur à l'article: Voir aussi Figure 3. temps écoulé entre l'instant où la grandeur d’alimentation d'un relais de mesure en état de retour est modifiée, dans des conditions spécifiées, et l'instant où le relais fonctionne à l'article: Voir aussi Figure 3. à l'article: Le temps de fonctionnement est égal au temps de démarrage plus la temporisation. [SOURCE: IEV 447-05-05, modifiée] somme du temps de fonctionnement du système de protection et de la durée d’ouverture du commutateur de découplage à l'article: Voir aussi Figure 3 dans laquelle la durée d’ouverture du disjoncteur indique la durée d’ouverture. temps écoulé entre l'instant où la grandeur d’alimentation d'un relais de mesure en état de travail est modifiée, dans des conditions spécifiées, et l'instant où le relais retourne à l'article: Voir aussi Figure 3. [SOURCE: IEV 447-05-06, modifiée] temps écoulé entre l’instant où la grandeur d’alimentation d’entrée subit une variation spécifiée, susceptible de faire dégager le relais, et l’instant où il dégage à l'article: Voir aussi Figure 3. [SOURCE: IEV 447-05-10]

Anglais Fault/abnormal condition Input energizing quantity Threshold Threshold x reset ratio Start (pick-up) signal Start time Reset time Operate (trip) signal Overshoot time Time delay setting Operate time Disengaging time Circuit breaker state Opening time Time

Français Défaut/condition anormale Grandeur d’alimentation d’entrée Seuil Seuil x rapport de retour Signal de démarrage Temps de démarrage Temps de retour Signal de fonctionnement (déclenchement) Temps de dépassement Temporisation Temps de fonctionnement Temps de dégagement État du disjoncteur Durée d’ouverture Temps

Figure 3 — Durées principales qui définissent les performances de la protection de découplage situation dans laquelle une partie de réseau de distribution, contenant les centrales électriques, devient physiquement déconnectée du reste du réseau de distribution et dans laquelle une ou plusieurs unités de production maintiennent une alimentation en énergie électrique pour la section qui est séparée du réseau de distribution

3.7 - Commande dispositif de commande fonctionnel qui assure la réalisation des exigences de performance d’une centrale électrique à son POC, habituellement au moyen de signaux externes de mesure réalisés au POC afin de générer une référence pour une sous-structure, par exemple, les unités de production rapport de la variation relative de fréquence (Δf)/fn (où fn est la fréquence nominale) à la variation relative de puissance active correspondante (ΔP)/ Pref (où Pref est la puissance de référence):s= - (Δf/fn) / (ΔP/Pref)[SOURCE: IEV 603-04-08, modifiée] voir Figure 4

Anglais Value Set value + Tolerance Set value Set value - Tolerance Time Dead time Step response time Settling time Step inception

Français Valeur Valeur définie + Tolérance Valeur définie Valeur définie - Tolérance Temps Temps mort Temps de réponse à un échelon Durée d’établissement Apparition d’échelon

Figure 4 — Séquencement, temps de réponse à un échelon et durée d’établissement

durée comprise entre la variation subite d'une grandeur de commande et le moment où commence la variation correspondante d'une grandeur de sortie à l'article: Voir aussi Figure 4 durée comprise entre la variation subite d'une grandeur de commande et le moment où la variation correspondante d’une grandeur de sortie a atteint pour la première fois la plage de tolérance de la valeur définie à l'article: Voir aussi Figure 4. durée comprise entre la variation subite d'une grandeur de commande et le moment à partir duquel la variation correspondante d’une grandeur de sortie reste dans la plage de tolérance de la valeur définie à l'article: Voir aussi Figure 4. 3.8 - immunité sur défaut simple capacité intrinsèque d'un système à assurer sans discontinuité l'exécution correcte de sa fonction en présence d'un défaut simple[SOURCE: IEV 394-33-13, modifiée] 3.9 - défaillances de cause commune défaillances de différentes entités, qui résultent d’une cause unique, mais auraient pu être considérées comme indépendantes à l'article: Les défaillances de cause commune peuvent également être des « défaillances de mode commun » (IEV 192-03-19). à l'article: L’éventualité de défaillances de cause commune réduit l’efficacité de la redondance du système.

4 - Exigences concernant les centrales électriques 4.1 - Généralités Le présent article définit les exigences relatives aux centrales électriques à exploiter en parallèle avec le réseau de distribution. Lorsque des réglages ou une plage de configurabilité sont fournis, les configurations et les réglages peuvent être fournis par le GSD tout en respectant le cadre légal. Lorsque le GSD ne fournit aucun réglage, les réglages par défaut spécifiés doivent être utilisés. Lorsqu'aucun réglage par défaut n'est fourni, le producteur doit proposer des réglages et en informer le GSD. Les exigences de l’Article 4 s’appliquent en fonctionnement normal des unités de production et ne s’appliquent pas en cas de maintenance ou d’unités hors service. Les dispositions s’appliquent à un EESS en mode production. En mode chargement, il convient que l’EESS ait les mêmes caractéristiques, sauf indication contraire dans les articles du présent document. L’applicabilité est indépendante de la durée de fonctionnement de l'unité de production en parallèle avec le réseau de distribution. L’allègement des exigences applicables à une unité de production ou à une centrale électrique individuelle dont la durée de fonctionnement en parallèle est réduite (fonctionnement en parallèle temporaire) relève de la responsabilité du GSD, s’il le juge approprié. Les exigences allégées doivent être convenues entre le GSD et le producteur, ainsi que la durée maximale admissible du fonctionnement en parallèle temporaire. Pour le fonctionnement en parallèle de courte durée, un dispositif approprié doit déconnecter automatiquement l'unité de production ou la centrale électrique dès que la durée maximale admissible s'est écoulée. Lorsque des exigences différentes concernant les centrales électriques interfèrent, la hiérarchie suivante par ordre décroissant de priorité doit être appliquée:

1. 1.. protection de l'unité de production, y compris pour le générateur amont; 2. 2.. protection de découplage (voir 4.9) et protection contre les défauts internes à la centrale électrique; 3. 3.. soutien de la tension pendant les défauts et lors d’échelons de tension (voir 4.7.4); 4. 4.. valeur la plus faible parmi: contrôle commande à distance de la limitation de puissance active pour la sécurité du réseau de distribution (voir 4.11), et réponse locale à une surfréquence (voir 4.6.1); 5. 5.. réponse locale à une sous-fréquence, le cas échéant (voir 4.6.2); 6. 6.. commandes de puissance réactive (voir 4.7.2) et active (P(U), voir 4.7.3); 7. 7.. autres contrôles commandes sur le point de consigne de la puissance active, par exemple, pour intervenir sur le marché, des raisons économiques, l’optimisation de l’autoconsommation. Le système doit être conçu de sorte que, dans des conditions prévisibles, l'autoprotection ne se déclenche pas avant d’avoir satisfait aux exigences de la présente Norme européenne et implémenté tous les paramètres fournis par le GSD ou la partie responsable. Pour les centrales de cogénération intégrées dans des sites industriels, les exigences relatives à la puissance active doivent faire l’objet d’un accord entre la partie responsable et le producteur. Dans ce cas, la liste des priorités est adaptée en conséquence. Outre les exigences de l'Article 4, des exigences complémentaires s'appliquent pour le raccordement d'une centrale électrique au réseau de distribution, par exemple, l’évaluation du point de connexion. Cet aspect est toutefois exclu du domaine d'application de la présente Norme européenne, mais l'Annexe A informative fournit certaines recommandations.

4.2 - Schéma de raccordement Le schéma de raccordement de la centrale électrique doit être conforme aux exigences du GSD. Différentes exigences peuvent faire l'objet d'un accord entre le producteur et le GSD selon les besoins du système électrique. La centrale électrique doit garantir, entre autres, ce qui suit:   



synchronisation, fonctionnement et découplage dans des conditions normales d'exploitation du réseau, c'est-à-dire en l'absence de défauts ou de dysfonctionnements; les défauts et les dysfonctionnements dans la centrale électrique ne doivent pas nuire au fonctionnement normal du réseau de distribution; fonctionnement coordonné du commutateur de découplage avec le commutateur d'unité de production, le commutateur principal et les commutateurs du réseau de distribution, en cas de défauts ou de dysfonctionnements internes à la centrale électrique ou sur le réseau du GSD lors du fonctionnement en parallèle avec le réseau de distribution; et découplage de la centrale électrique du réseau de distribution par déclenchement du commutateur de découplage selon 4.9.

Afin de remplir les fonctions ci-dessus, des commutateurs et un dispositif de protection coordonnés, mais indépendants, peuvent être implémentés dans la centrale électrique, comme représenté dans l'exemple de la Figure 2.

4.3 - Choix de l'appareillage de connexion

4.3.1 - Généralités Les commutateurs doivent être choisis en fonction des caractéristiques du système électrique dans lequel il est prévu de les installer. À cette fin, le courant de court-circuit au point d'installation doit être évalué en tenant compte, entre autres, de la contribution au courant de court-circuit de la centrale électrique. Un moyen d'isolement de la centrale électrique doit être accessible au GSD à tout moment, à moins que ce dernier n'exige l'emploi d'une autre méthode.

4.3.2 - Commutateur de découplage Les commutateurs de découplage doivent être des relais de puissance, des contacteurs ou des disjoncteurs mécaniques, ayant chacun un pouvoir de coupure et de fermeture correspondant au courant assigné de la centrale électrique et correspondant à la contribution au court-circuit de cette même centrale. Le courant admissible des appareils de connexion pendant une courte durée doit être coordonné avec la puissance assignée de court-circuit au point de connexion. En cas de perte d'alimentation électrique auxiliaire de l'appareillage de connexion, un découplage immédiat et en sécurité du commutateur est exigé. NOTE : Pour les onduleurs photovoltaïques, d'autres exigences sont indiquées dans l’EN 62109-1 et l’EN 62109-2 eu égard au commutateur de découplage. La fonction du commutateur de découplage peut être combinée soit au commutateur principal, soit au commutateur de l’unité de production dans un appareil de connexion unique. Dans le cas d'une combinaison, l’appareil de connexion unique doit être conforme aux exigences relatives à la fois au commutateur de découplage et au commutateur principal ou au commutateur de l’unité de production auquel il est combiné. Par conséquent, au moins deux commutateurs en série doivent être présents entre chaque unité de production et le point de connexion.

4.4 - Plage d'exploitation normale 4.4.1 - Généralités Les centrales électriques en phase de production doivent être en mesure de fonctionner dans les plages d'exploitation spécifiées ci-dessous, quels que soient la topologie et les paramètres de la protection de découplage.

4.4.2 - Plage de fréquence d’exploitation La centrale électrique doit être en mesure de fonctionner de façon continue lorsque la fréquence au point de connexion reste dans la plage comprise entre 49 Hz et 51 Hz. Dans la plage de fréquence comprise entre 47 Hz et 52 Hz, il convient que la centrale électrique soit en mesure de fonctionner jusqu'au déclenchement de la protection de découplage. Par conséquent, la centrale électrique doit au moins être en mesure de fonctionner dans les plages de fréquence, pendant la durée et pour l’exigence minimale, indiquées dans le Tableau 1. Tout en respectant le cadre légal, il est possible que le GSD et la partie responsable exigent des durées et/ou des plages de fréquences plus strictes pour certaines zones synchrones. Néanmoins, ces durées et ces plages sont réputées se situer dans les limites de l’exigence

stricte indiquée dans le Tableau 1, sauf si le producteur, le GSD, le GST et la partie responsable conviennent de plages de fréquences plus larges et de durées supérieures. NOTE : Pour des réseaux de distribution isolés peu étendus (généralement sur des îles), des durées et des plages de fréquence encore plus strictes peuvent être exigées. Tableau 1 — Durées minimales de fonctionnement dans des situations de sous-fréquence et de surfréquence Plage de fréquence Durée de fonctionnement Durée de fonctionnement Exigence minimale Exigence stricte 47,0 Hz – 47,5 Hz non exigée 20 47,5 Hz – 48,5 Hz 30 min a 90 min a 48,5 Hz – 49,0 Hz 30 min 90 min a 49,0 Hz – 51,0 Hz Non limitée Non limitée a 51,0 Hz – 51,5 Hz 30 min 90 min 51,5 Hz – 52,0 Hz non exigé 15 min Tout en respectant le cadre légal, il est possible que la partie responsable exige des durées plus longues dans certaines zones synchrones.

4.4.3 - Exigences minimales pour la fourniture de puissance active dans des situations de sous- fréquence Une centrale électrique doit être résiliente à la baisse de fréquence au point de connexion tout en réduisant aussi peu que possible la puissance active maximale. La réduction de puissance active admissible du fait d’une sous-fréquence est limitée par la ligne pleine à la Figure 5 et est caractérisée par un taux de réduction maximal admis de 10 % de Pmax pour 1 Hz pour les fréquences inférieures à 49,5 Hz. Il est possible que la partie responsable exige une caractéristique de réduction de la puissance plus stricte. Toutefois, cette exigence est réputée être limitée à une réduction de puissance active admissible représentée par la ligne en pointillé de la Figure 5 qui est caractérisée par un taux de réduction de 2 % de la puissance maximale Pmax pour 1 Hz pour les fréquences inférieures à 49 Hz. Dans le cas où la conception intrinsèque des technologies ou les conditions ambiantes, quelles qu’elles soient, influent sur le comportement de réduction de puissance du système, le fabricant doit indiquer les conditions ambiantes auxquelles les exigences peuvent être satisfaites ainsi que les éventuelles limites. Les informations peuvent être fournies sous forme d’un graphique représentant le comportement intrinsèque de l’unité de production, par exemple, dans différentes conditions ambiantes. La réduction de puissance et les conditions ambiantes doivent être conformes à la spécification donnée par la partie responsable. Si l’unité de production ne satisfait pas à la réduction de puissance dans les conditions ambiantes spécifiées, le producteur et la partie responsable doivent convenir de conditions ambiantes acceptables.

Anglais Frequency Maximum allowed ΔP/PM Requirement Most stringent

Français Fréquence Rapport ΔP/PM maximal admis Exigence La plus stricte

Figure 5 — Réduction de puissance maximale admissible en cas de sous-fréquence

4.4.4 - Plage de tension d’exploitation continue Lorsqu’elle produit de l’électricité, la centrale électrique doit être en mesure de fonctionner de façon continue lorsque la tension au point de connexion reste dans la plage comprise entre 90 % Uc et 110 % Uc. Au-delà de ces valeurs, la tenue aux creux de tension et la tenue aux pics de tension dans les limites d’immunité spécifiées en 4.5.3 et 4.5.4 doivent s’appliquer. Dans le cas de tensions inférieures à 95 % UC, il est admis de réduire la puissance apparente afin de respecter les limites de courant de la centrale électrique. La réduction doit être aussi limitée que techniquement possible. Pour cette exigence, toutes les tensions entre phases et, en cas de présence du neutre, également toutes les tensions phase à neutre, doivent faire l'objet d'une évaluation. NOTE : La réduction acceptée spécifiée de la puissance produite constitue une exigence minimale absolue. D'autres aspects d'un système électrique peuvent exiger une puissance produite maintenue dans l’ensemble de la plage de tension d’exploitation continue. Le producteur doit tenir compte de l’augmentation de tension et de la chute de tension typiques internes à la centrale électrique. Lorsque la centrale électrique utilise des composants supplémentaires tels que des transformateurs, des transformateurs avec rapport de transformation variable, etc., les influences potentielles de ces derniers doivent également être prises en compte.

L'EN 50160 permet à la tension des réseaux de distribution MT de baisser jusqu’à 85 % Uc pendant une durée limitée. La capacité de fonctionnement de la centrale électrique dans cette situation doit être prise en considération par les fabricants et le gestionnaire de la centrale. Le paragraphe 4.5.3 spécifie des exigences complémentaires pour les tensions inférieures à 90 % Uc .

4.5 - Immunité aux perturbations 4.5.1 - Généralités De manière générale, il convient que les centrales électriques contribuent à la stabilité globale du système électrique en assurant une immunité aux transitoires de tension à moins que les normes de sécurité n’exigent un découplage. Les articles suivants décrivent l'immunité exigée pour les centrales électriques compte tenu de la technologie de raccordement des modules de production. Les capacités de tenue suivantes doivent être satisfaites, quels que soient les paramètres de la protection de découplage. NOTE : Un événement survenant sur le réseau de transport HT et THT peut affecter de nombreuses unités de petites dimensions aux niveaux MT et BT. Selon le taux de pénétration de la production décentralisée, une perte significative de la puissance active peut en résulter.

4.5.2 - Immunité au taux de variation de la fréquence (ROCOF – rate of change of frequency ) L’immunité au ROCOF d’une centrale électrique indique que les modules de production dans cette centrale restent connectés au réseau de distribution et sont en mesure de fonctionner lorsque la fréquence sur le réseau de distribution varie avec un ROCOF spécifié. Les unités de production et tous les éléments de la centrale électrique pouvant provoquer son découplage ou avoir un impact sur son comportement doivent avoir ce même niveau d’immunité. Les modules de production d’une centrale électrique doivent avoir une immunité au ROCOF pour un ROCOF supérieur ou égal à la valeur spécifiée par la partie responsable. Si aucune valeur d’immunité au ROCOF n’est spécifiée, l’immunité au ROCOF suivante doit s’appliquer, en faisant une distinction entre les technologies de production:  

Technologie de production non synchrone: au moins 2 Hz/s Technologie de production synchrone: au moins 1 Hz/s

L’immunité au ROCOF est définie avec une fenêtre glissante de mesure de 500 ms. Pour une action de commande basée sur le mesurage de la fréquence, des durées de mesure inférieures sont probablement nécessaires. Pour des réseaux de distribution isolés peu étendus (généralement sur des îles), des valeurs supérieures d’immunité au ROCOF peuvent être exigées. Le ROCOF est utilisé comme moyen de détecter les situations de perte de réseau dans certains pays. L’exigence relative à l’immunité au ROCOF est indépendante des paramètres de la protection de découplage. Les réglages du relais de protection de découplage ont toujours priorité sur les capacités techniques. Ainsi, le fait que la centrale électrique reste connectée ou non dépend également de ces réglages.

4.5.3 - Tenue aux creux de tension (UVRT - under-voltage ride through ) 4.5.3.1 - Généralités Les modules de production de type B conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631 doivent être conformes aux exigences de 4.5.3.2 et 4.5.3.3. Il convient que les modules de production classés en tant que modules de type A et de type inférieur selon le RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631 satisfassent à ces exigences. Le comportement réel des modules de type A et de type inférieur doit être spécifié dans la convention de raccordement. Au vu des seuils choisis pour la catégorisation, il est jugé nécessaire d’inclure les modules de production de type A. Une dérogation est acceptable uniquement pour les unités de production de cogénération et les machines tournantes en dessous de 50 kW dans la mesure où l’EN 50465 demande un découplage en cas de sous-tension pour les appareils fonctionnant au gaz. Les exigences s'appliquent à tous les types de défauts (mono-, bi- et triphasés). Une différenciation plus distinctive des défauts mono-, bi- et triphasés est à l'étude. Ces exigences sont indépendantes des paramètres de la protection de découplage. Les réglages de découplage du relais de protection de découplage ont toujours priorité sur les capacités techniques. Ainsi, le fait que la centrale électrique reste connectée ou non dépend également de ces réglages. Les courbes FRT à la Figure 6, la Figure 7 et la Figure 8 , décrivent les exigences minimales pour la connexion continue de la centrale électrique au réseau. Elles ne sont pas conçues pour le paramétrage de la protection de découplage. 4.5.3.2 - Centrale électrique à technologie de production non synchrone

Anglais Time Default requirement Most stringent

Français Temps Exigence par défaut La plus stricte

Figure 6 — Capacité de tenue aux creux de tension pour une technologie de production non synchrone Les modules de production doivent être en mesure de rester connectés au réseau de distribution tant que la tension au point de connexion reste supérieure à celle définie dans la courbe tension-temps de la Figure 6. La tension est définie par rapport à UC. La plus faible tension phase à neutre ou, en l'absence de neutre, la plus faible tension entre phases, doit être évaluée. La partie responsable peut définir une caractéristique UVRT différente. Néanmoins, cette exigence est réputée être limitée à la courbe la plus stricte, indiquée à la Figure 6. Cette disposition signifie que le module de production complet doit satisfaire à l’exigence UVRT. Cette disposition inclut tous les éléments d'une centrale électrique: les unités de production et tous les éléments pouvant provoquer son découplage. Pour l'unité de production, cette exigence est considérée comme satisfaite si elle reste connectée au réseau de distribution tant que la tension à ses bornes reste supérieure à celle définie dans le gabarit tension-temps. Après que la tension a réintégré la plage de tensions d’exploitation continue, 90 % de la puissance avant défaut ou de la puissance disponible, selon laquelle des deux valeurs est la plus faible, doivent être restaurés le plus rapidement possible, mais au plus tard dans un délai de 1 s, si aucune autre valeur n’est exigée par le GSD et la partie responsable. 4.5.3.3 - Centrale électrique avec technologie de production synchrone

Anglais Time Default requirement Most stringent

Français Temps Exigence par défaut La plus stricte

Figure 7 — Capacité de tenue aux creux de tension pour une technologie de production synchrone

Les modules de production doivent être en mesure de rester connectés au réseau de distribution tant que la tension au point de connexion reste supérieure à celle définie dans la courbe tension-temps de la Figure 7. La tension est définie par rapport à UC. La plus faible tension phase à neutre ou, en l'absence de neutre, la plus faible tension entre phases, doit être évaluée. La partie responsable peut définir une caractéristique UVRT différente. Néanmoins, cette exigence est réputée être limitée à la courbe la plus stricte, indiquée à la Figure 7. Cette disposition signifie que le module de production complet doit satisfaire à l’exigence UVRT. Cette disposition inclut tous les éléments d'une centrale électrique: les unités de production et tous les éléments pouvant provoquer son découplage. Pour l'unité de production, cette exigence est considérée comme satisfaite si elle reste connectée au réseau de distribution tant que la tension à ses bornes reste supérieure à celle définie dans le gabarit tension-temps. Après que la tension a réintégré la plage de tensions d’exploitation continue, 90 % de la puissance avant défaut ou de la puissance disponible, selon laquelle des deux valeurs est la plus faible, doivent être restaurés le plus rapidement possible, mais au plus tard dans un délai de 3 s, si aucune autre valeur n’est exigée par le GSD et la partie responsable.

4.5.4 - Tenue aux pics de tension (OVRT - over-voltage ride through) Les modules de production doivent être en mesure de rester connectés au réseau de distribution tant que la tension au point de connexion reste inférieure à celle définie dans la courbe tension-temps de la Figure 8. La tension phase à neutre la plus élevée ou, en l'absence de neutre, la tension entre phases la plus élevée, doit être évaluée.

Anglais Français Time Temps Default requirement Exigence par défaut Figure 8 — Capacité de tenue aux pics de tension

Cette disposition signifie que non seulement les unités de production doivent satisfaire à cette exigence OVRT, mais aussi que tous les éléments d'une centrale électrique qui peuvent provoquer son découplage doivent également y satisfaire. Au vu des seuils choisis pour la catégorisation, il est jugé nécessaire d’inclure les modules de production de type A. Une dérogation est acceptable uniquement pour les unités de production de cogénération et les machines tournantes en dessous de 50 kW dans la mesure où l’EN 50465 demande un découplage en cas de surtension pour les appareils fonctionnant au gaz. Ces exigences sont indépendantes des paramètres de la protection de découplage. Les réglages de découplage du relais de protection de découplage ont toujours priorité sur les capacités techniques. Ainsi, le fait que la centrale électrique reste connectée ou non dépend également de ces réglages. Il s'agit d'une exigence minimale. D'autres aspects de stabilité d'un système électrique peuvent entrer en ligne de compte. La discussion technique est toujours en cours. Un saut de tension de +10 % de Uc par rapport à tout point de fonctionnement stable est envisagé. Des tensions, en régime établi, proches de la tension maximale préalablement à l’événement se traduisent par une situation de surtension pendant plusieurs secondes. Dans les éditions futures du présent document, une immunité plus stricte peut être exigée.

4.6 - Réponse active à un écart de fréquence 4.6.1 - Réponse en puissance à la surfréquence Les centrales électriques doivent être en mesure d'activer une réponse en puissance active à la surfréquence à un seuil de fréquence programmable f1 compris au moins entre 50,2 Hz et 52 Hz inclus avec un statisme programmable dans une plage allant au moins de s=2 % à s=12 %. La référence de statisme est Pref. Si aucune autre définition n’est donnée par la partie responsable:  

Pref=Pmax, en cas de technologie de production synchrone et de systèmes de stockage d’énergie électrique. Pref=PM, puissance électrique effectivement produite à l’instant auquel la fréquence atteint le seuil f1, dans le cas de toutes les autres technologies de production non synchrones

La valeur de puissance calculée selon le statisme est une limite maximale de puissance. Si, par exemple, la puissance disponible primaire chute, pendant une période de fréquence haute, sous la puissance définie par la fonction de statisme, des valeurs inférieures de puissance sont admises. La limite maximale de puissance est:

avec

f étant la fréquence mesurée. Dans d’autres documents, la réponse en puissance à la surfréquence peut également être décrite comme commande de fréquence ou mode de sensibilité à la fréquence restreint - surfréquence (LFSM-O). Le statisme de la puissance active par rapport à la puissance de référence peut également être défini comme un gradient de puissance active relatif à la puissance de référence. Un statisme dans la plage comprise entre 2 % et 12 % représente un gradient de 100 % à 16,7 % Pref /Hz. Par conséquent, lorsque g est défini par

La centrale électrique doit être en mesure d'activer une réponse en puissance active à la surfréquence aussi rapidement que techniquement possible avec un temps mort intrinsèque qui doit être aussi court que possible avec une durée maximale de 2 s et un temps de réponse à un échelon de 30 s maximum, sauf lorsqu’une autre valeur est définie par la partie responsable. Un retard intentionnel doit être programmable pour adapter le temps mort à une valeur comprise entre le temps mort intrinsèque et 2 s. Les temps de réponse suivants sont considérés comme réalisables, pour les onduleurs photovoltaïques et les onduleurs à batterie: moins de 1 s pour ΔP de 100 % Pmax, et pour les éoliennes: 2 s pour P < 50 % Pmax.

Anglais Active power Rate limited power increase after deactivation of response Deactivated Frequency

Français Puissance active Taux limité d’augmentation de la puissance après désactivation de la réponse Désactivée Fréquence

Figure 9 — Exemple de réponse en puissance active à la surfréquence Après activation, la réponse en puissance active doit utiliser la fréquence mesurée à tout moment, en réagissant à toute augmentation ou toute diminution de fréquence selon le statisme programmé avec une précision de ± 10 % de la puissance nominale (voir Figure 9). La résolution du mesurage de la fréquence doit être de ± 10 mHz ou inférieure. La précision est évaluée avec une valeur moyenne de 1 min. Au point de connexion, les charges éventuellement présentes dans le réseau du producteur peuvent interférer avec la réponse de la centrale électrique. L’effet des charges n’est pas pris en considération pour l’évaluation de la précision; seul le comportement de la centrale électrique est pris en considération. Avec la disposition ci-dessus, le retard intentionnel est actif uniquement pour l’activation de la fonction; lorsque la fonction est active, la boucle d'asservissement établie ne comporte pas de retard intentionnel. La possibilité d'un retard intentionnel est exigée dans la mesure où une réponse en puissance active très rapide et non temporisée corrige tout excès de production en cas de perte de réseau, avec pour conséquence un équilibre entre production et consommation. Dans ces circonstances, une situation d'îlotage non intentionnelle avec une fréquence stable se produit, au cours de laquelle un comportement correct de toute détection de perte de réseau fondée sur la fréquence peut être empêché.

Le retard intentionnel est considéré comme important pour la stabilité du système électrique. C'est la raison pour laquelle la réglementation peut exiger un accord mutuel entre le GSD, la partie responsable et le GST sur le réglage des paramètres. Les centrales électriques qui atteignent leur niveau minimal de régulation doivent, en cas d'augmentation supplémentaire de la fréquence, maintenir ce niveau de puissance constant, à moins que le GSD et la partie responsable n’exigent le découplage de la centrale complète ou si cette dernière comprend plusieurs unités en déconnectant les unités individuelles. La réponse en puissance active est désactivée uniquement si la fréquence chute en dessous du seuil de fréquence f1. Si le GSD et la partie responsable l'exigent, une fréquence de seuil de désactivation supplémentaire fstop doit être programmable dans la plage allant au moins de 50 Hz à f1. Si fstop est configurée à une fréquence en dessous de f1, aucune réponse ne doit se produire selon le statisme en cas de diminution de la fréquence (voir Figure 10). La puissance produite est maintenue constante jusqu’à ce que la fréquence chute en dessous de fstop pendant un délai configurable tstop.

Anglais Active power Rate limited power increase after deactivation of response Frequency

Français Puissance active Taux limité d’augmentation de la puissance après désactivation de la réponse Fréquence

Figure 10 — Exemple de réponse en puissance active à la surfréquence avec un seuil configuré de désactivation Si, au moment de la désactivation de la réponse en puissance active, la puissance active momentanée P est inférieure à la puissance active disponible P, l’augmentation de puissance active générée par la centrale électrique ne doit pas dépasser le gradient défini en 4.10.2.

Les paramètres de la fréquence de seuil f1, du statisme et du retard intentionnel sont fournis par le GSD et la partie responsable. En l’absence de définitions de paramètre, il convient d'appliquer les réglages par défaut donnés dans le Tableau 2. Lors de l'application de la réponse en puissance active à la surfréquence, il convient de définir le seuil de fréquence f1 à une valeur comprise entre 50,2 Hz et 50,5 Hz au maximum. La définition du seuil de fréquence f1 à 52 Hz est considérée comme une désactivation de cette fonction. Tableau 2 — Paramètres standards pour la réponse en puissance active à la surfréquence Paramètre Plage Réglage par défaut Fréquence de seuil f1 50,2 Hz – 52 Hz 50,2 Hz Seuil de désactivation fstop 50,0 Hz à f1 Désactivée Délai de désactivation tstop 0 s à 600 s 30s Statisme 2 % à 12 % 5% Retard intentionnel 0sà2s 0s L'activation et la désactivation de la fonction et de ses réglages doivent être réglables sur site et des dispositions doivent être mises en œuvre pour protéger ces réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD et la partie responsable l’exigent. Les unités de production photovoltaïques sont considérées comme ayant la capacité de réduire leur puissance sur toute la plage de statisme. Le paramètre de protection a priorité sur ce comportement. En variante, la procédure suivante est admise pour la fonction de statisme décrite ci-dessus concernant les modules de production, si le GSD et la partie responsable l’autorisent: 

le découplage des unités de production doit s'effectuer à des fréquences aléatoires, idéalement, réparties de manière uniforme entre le seuil de fréquence f1 et 52 Hz; L’utilisation d’une limite de découplage supérieure à 51,5 Hz n’implique pas nécessairement que le fonctionnement est exigé à cette fréquence. La plage d’exploitation est définie en 4.4.4. Si la valeur aléatoire de découplage est supérieure à la plage d’exploitation et aux paramètres de la protection de découplage, l’unité est découplée conformément à 4.9 à la valeur définie par la protection de découplage.





en cas de nouvelle diminution de la fréquence, l’unité de production doit lancer sa procédure de recouplage dès lors que la fréquence chute en dessous de la fréquence spécifique à l’origine du découplage. Les conditions de connexion décrites en 4.10 ne s’appliquent pas pour cette procédure; les fréquences aléatoires doivent se trouver soit au niveau de l’unité, en modifiant le seuil dans le temps, soit au niveau de la centrale, en choisissant différentes valeurs pour chaque unité de la centrale, soit au niveau du système de distribution si le GSD spécifié un seuil spécifique pour chaque centrale ou unité raccordée au système de distribution. Cette procédure peut être appliquée pour les modules de production pour lesquels la technique ne permet pas de réduire la puissance avec la précision exigée dans le délai exigé ou pour des raisons internes au réseau de distribution, par exemple, pour empêcher tout îlotage non intentionnel. Le comportement génère, pour une partie du réseau comportant un grand nombre de ces unités, un statisme analogue à celui spécifié ci-dessus pour les unités de

production contrôlables et assure de ce fait la stabilité nécessaire du système électrique. Le comportement, du fait de sa capacité de réaction rapide, contribue de manière significative à empêcher tout dépassement de fréquence. Les unités EES qui sont en mode chargement lorsque la fréquence atteint le seuil f1 ne doivent pas réduire la puissance de charge en dessous de PM jusqu’à ce que la fréquence soit de nouveau inférieure à f1. Il convient que les unités de stockage augmentent la puissance de charge conformément au statisme configuré. Lorsque la capacité maximale de charge est atteinte ou afin d’empêcher tout autre risque de blessure ou d’endommagement de l’équipement, une réduction de la puissance de charge est admise.

4.6.2 - Réponse en puissance à la sous-fréquence Les unités EES doivent être en mesure d’activer la réponse en puissance active à la sousfréquence. Il convient que d’autres unités de production/centrales électriques soient en mesure d’activer la réponse en puissance active à la sous-fréquence. Si une centrale électrique/unité de production génère une puissance active à la sous-fréquence, la fonction doit satisfaire aux exigences ci-dessous. Dans d’autres documents, la réponse en puissance à la sous-fréquence est également décrite comme commande de fréquence ou mode de sensibilité à la fréquence restreint - sous-fréquence (LFSM-U). La réponse en puissance active à la sous-fréquence doit être générée lorsque toutes les conditions suivantes sont satisfaites:  

lorsqu’elle produit, l’unité de production fonctionne à une puissance active inférieure à sa puissance active maximale Pmax; lorsqu’elle produit, l’unité de production fonctionne à une puissance active inférieure à sa puissance active disponible PA; En cas d’unités EES, la puissance disponible prend en compte l’état de charge du stockage.

 

les tensions au point de connexion de la centrale électrique se situent dans la plage de tension d’exploitation continue; et lorsqu’elle produit, l’unité de production fonctionne avec des courants inférieurs à sa limite de courant.

Ces conditions s’appliquent à chaque unité de production individuellement dans la mesure où il est nécessaire que chacune de ces unités de production satisfasse aux conditions spécifiées pour permettre à l’unité d’augmenter la puissance. Dans le cas d’unités EES, la réponse en puissance active à la sous-fréquence doit être fournie en mode chargement et en mode production. Dans le cas d’unités EES, le chargement est considéré comme un point de fonctionnement avec une puissance active négative. En mode chargement, la consommation de puissance active est réduite selon le statisme configuré. Un passage en mode production se produit selon l’importance de la sous-fréquence. Dans ce cas, l’état de charge du dispositif de stockage fait partie des conditions ci-dessus. Le présent article fournit des informations détaillées supplémentaires sur le code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique (Règlement (UE) 2017/2196) et notamment sur son Article 15 3 (a).

La réponse en puissance active à la sous-fréquence doit être apportée à un seuil de fréquence programmable f1 compris au moins entre 49,8 Hz et 46,0 Hz inclus avec un statisme programmable dans une plage allant au moins de 2 % à 12 %. La référence de statisme Pref est Pmax. Si la puissance disponible primaire ou une valeur locale définie augmente pendant une période de sous-fréquence au-dessus de la puissance définie par la fonction de statisme, des valeurs supérieures de puissance sont admises. La valeur de puissance calculée selon le statisme est, par conséquent, une limite minimale. La limite minimale de puissance est,

avec

f étant la fréquence mesurée. En cas de réponse en puissance active à la sous-fréquence, la valeur Pmax est utilisée comme valeur Pref afin de permettre le soutien du système même en cas de faible production de puissance lorsque survient la sous- fréquence. Le statisme de la puissance active par rapport à la puissance de référence peut également être défini comme un gradient de puissance active relatif à la puissance de référence. Un statisme dans la plage comprise entre 2 % et 12 % représente un gradient de 100 % à 16,7 % Pref /Hz. Par conséquent, lorsque g est défini par

En cas d’augmentation de la production de puissance active, la hiérarchie des exigences de 4.1 s’applique. L’unité de production doit être en mesure d'activer une réponse en puissance active à la sousfréquence aussi rapidement que techniquement possible avec un temps mort intrinsèque qui doit être aussi court que possible avec une durée maximale de 2 s et un temps de réponse à un échelon de 30 s maximum, sauf lorsqu’une autre valeur est définie par la partie responsable. Un retard initial intentionnel doit être programmable pour adapter le temps mort à une valeur comprise entre le temps mort intrinsèque et 2 s.

Anglais Active power Generating mode Charging mode if applicable Frequency

Français Puissance active Mode production Mode chargement, le cas échéant Fréquence

Figure 11 — Exemple de réponse en puissance active à la sous-fréquence dans le cas d’un dispositif de stockage en charge à hauteur de 20 % de sa puissance au passage de la fréquence de seuil f 1 Après activation, la réponse en puissance active doit utiliser la fréquence mesurée à tout moment, en réagissant à toute augmentation ou toute diminution de fréquence selon le statisme programmé avec une précision de ± 10 % de la puissance nominale. La précision est évaluée avec une valeur moyenne de 1 min. La résolution du mesurage de la fréquence doit être de ± 10 mHz ou inférieure. Au point de connexion, les charges éventuellement présentes dans le réseau du producteur peuvent interférer avec la réponse de la centrale électrique. L’effet des charges n’est pas pris en considération pour l’évaluation de la précision; seul le comportement de la centrale électrique est pris en considération. Avec la disposition ci-dessus, le retard intentionnel est actif uniquement pour l’activation de la fonction; lorsque la fonction est active, la boucle d'asservissement établie ne comporte pas de retard intentionnel. La possibilité d'un retard intentionnel est exigée dans la mesure où une réponse en puissance active très rapide et non temporisée corrige tout déficit de production en cas de perte de réseau, avec pour conséquence un équilibre entre production et consommation. Dans ces circonstances, une situation d'îlotage non intentionnelle avec une fréquence stable se produit, au cours de laquelle un comportement correct de toute détection de perte de réseau fondée sur la fréquence peut être empêché.

Le retard intentionnel est considéré comme important pour la stabilité du système électrique. C'est la raison pour laquelle la réglementation peut exiger un accord mutuel entre le GSD, la partie responsable et le GST sur le réglage des paramètres. Les modules de production qui atteignent l’une quelconque des conditions ci-dessus au cours de la réponse en puissance active doivent, en cas de diminution supplémentaire de la fréquence, maintenir ce niveau de puissance constant. La réponse en puissance active est désactivée uniquement si la fréquence augmente au-dessus du seuil de fréquence f1. Les paramètres de la fréquence de seuil f1, le statisme et le retard intentionnel sont définis par le GSD et la partie responsable. En l’absence de définitions de paramètres, la fonction doit être désactivée. Lors de l'application de la réponse en puissance active à la sous-fréquence, il convient de définir le seuil de fréquence f1 à une valeur comprise entre 49,8 Hz et 49,5 Hz au minimum. La définition du seuil de fréquence f1 à 46 Hz est considérée comme une désactivation de cette fonction. L'activation et la désactivation de la fonction et de ses réglages doivent être réglables sur site et des dispositions doivent être mises en œuvre pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD et la partie responsable l’exigent.

4.7 - Réponse en puissance aux variations de tension 4.7.1 - Généralités Lorsque le GSD et la partie responsable exigent une contribution au soutien de la tension, la centrale électrique doit être conçue de manière à être en mesure de fournir de la puissance réactive et/ou active conformément aux exigences du présent article.

4.7.2 - Soutien de la tension par la puissance réactive 4.7.2.1 - Généralités Les centrales électriques ne doivent pas causer de variations de tension en dehors des limites acceptables. Il convient qu'une réglementation nationale définisse ces limites. Les unités de production et les centrales électriques doivent être en mesure de contribuer à satisfaire à cette exigence lors du fonctionnement normal du réseau. Dans la plage de fréquence (voir 4.4.2) et dans la plage de tension (voir 4.4.4) d’exploitation continue, la centrale électrique doit être en mesure de satisfaire aux exigences stipulées cidessous. En dehors de ces plages, la centrale électrique doit respecter les exigences techniquement possibles, bien qu'aucune précision spécifiée ne soit exigée. 4.7.2.2 - Capacités

Anglais Default requirement Stringent requirement Design freedom area Further requirement in some countries Absorption of reactive energy (under-excited) Provision of reactive energy (over-excited)

Français Exigence par défaut Exigence stricte Zone dans laquelle la conception est libre Exigence supplémentaire dans certains pays Absorption d’énergie réactive (sous-excitée) Fourniture d’énergie réactive (surexcitée)

Figure 12 — Capacité en puissance réactive à la tension nominale La Figure 12 donne une représentation graphique des capacités minimales et facultatives à la tension nominale. Les centrales électriques doivent être en mesure de fonctionner avec la capacité en puissance réactive telle que définie par le GSD et la partie responsable. L’exigence par défaut pour la capacité en puissance réactive Q va jusqu’à 33 % de PD surexcitée et sous-excitée lorsque la puissance active est supérieure à 20 % de PD. En fonctionnement à une puissance active inférieure à 20 % de PD, la puissance réactive doit être fournie conformément à la Figure 12 avec un facteur de puissance active minimal de 0,52. L’exigence stricte pour Q va jusqu’à 48,4 % de PD surexcitée et sous-excitée lorsque la puissance active est supérieure à 20 % de PD. En fonctionnement à une puissance active inférieure à 20 % de PD, la puissance réactive doit être fournie conformément à la Figure 12 avec un facteur de puissance active minimal de 0,38. La capacité en puissance réactive doit être évaluée aux bornes de l'unité/chaque unité de production ou au point de connexion. La puissance réactive des centrales électriques avec Smax supérieur à un seuil de puissance à définir par le GSD et la partie responsable doit être évaluée au point de connexion. Un dispositif de contrôle-commande au niveau de la centrale électrique est habituellement nécessaire pour attester que la puissance réactive exigée est fournie avec la précision requise au point de connexion. Pour les centrales plus petites, notamment avec des branchements relativement courts, la précision d'une structure de

commande fondée sur les unités de production s'avère suffisante. Afin de faciliter la procédure de raccordement et la démonstration de la conformité, une approche simplifiée est appliquée aux centrales électriques plus petites. Le GSD et la partie responsable peuvent assouplir les exigences mentionnées précédemment. Cet assouplissement peut être général ou spécifique pour une certaine centrale électrique ou une certaine technologie de production. Le fabricant de l’unité de production a une certaine latitude en ce qui concerne le dimensionnement de la partie puissance de l'unité de production au vu des avantages et des inconvénients dans l’utilisation pratique de ladite unité, lorsqu'il s'agit d'évaluer la nécessité de réduire la puissance active produite (par exemple, en raison d'une variation de tension ou d'un échange de puissance réactive) afin de répondre aux exigences de la présente Norme européenne. Ceci est représenté par la Zone dans laquelle la conception est libre dans la Figure 12. Toutes les parties concernées peuvent s'attendre à disposer des informations qui documentent les choix réels concernant les capacités de puissance active en lien avec les exigences de puissance réactive et à la puissance assignée dans la plage de tension d’exploitation (voir paragraphes suivants du présent article). Un diagramme P-Q doit être inclus dans la documentation de produit d’une unité de production. Pour un soutien supplémentaire apporté au réseau, une capacité en puissance réactive étendue peut être fournie de manière facultative par la centrale électrique conformément à la Figure 12 , si cela a fait l'objet d'un accord entre le GSD et le producteur. Les réglementations de certains pays l'exigent généralement pour certaines technologies. Des exigences supplémentaires (par exemple, compensation continue en puissance réactive ou fonctionnement continu en puissance réactive, indépendamment de la disponibilité de l'énergie primaire) peuvent être satisfaites par la centrale électrique, si cela a fait l'objet d'un accord entre le GSD et le producteur. En cas de surtension, de la puissance réactive supplémentaire peut être échangée jusqu'à l’atteinte du courant assigné (ce qui a pour conséquence d'augmenter la puissance apparente), si cela a fait l'objet d'un accord entre le GSD et le producteur. Lors d'un fonctionnement avec une puissance apparente supérieure au seuil de puissance apparente Smin égal à 10 % de la puissance apparente maximale Smax, ou au niveau minimal de régulation de la centrale électrique, selon laquelle des deux valeurs est la plus grande, la capacité de fourniture de puissance réactive doit être assurée avec une précision de ± 2 % Smax. Des écarts de plus de 2 % sont admissibles en deçà du seuil de puissance apparente Smin; néanmoins, la précision doit toujours être aussi bonne que techniquement possible, et l'échange incontrôlé de puissance réactive dans ce mode de fonctionnement à faible puissance ne doit pas dépasser 10 % de la puissance apparente maximale Smax. Au point de connexion, les charges éventuellement présentes dans le réseau du producteur peuvent interférer avec la réponse de la centrale électrique. L’effet des charges n’est pas pris en considération pour l’évaluation de la précision; seul le comportement de la centrale électrique est pris en considération. Pour les tensions qui diffèrent de la tension nominale, mais qui se situent dans la plage de tensions d’exploitation continue (voir 4.4.4, la capacité en puissance réactive à la puissance active PD doit au moins être conforme à celle indiquée à la Figure 13. Selon la caractéristique P-Q de la centrale électrique/unité de production, la puissance réactive aux puissances actives inférieures à PD peut être inférieure dans le respect des exigences susmentionnées. Si aucune puissance réactive n'est exigée ou si une puissance réactive inférieure à 0,33 Q/PD est exigée, la puissance active peut augmenter au-delà de PD, comme indiqué à la Figure 12.

Anglais Français Due to the rated current limit, the active La puissance active dans cette zone peut être power in this area can be smaller than PD (= inférieure à PD (= constante) du fait de la limite de constant) courant assignée Area is limited by the curve La zone est limitée par la courbe Absorption of reactive energy (underAbsorption d’énergie réactive (sous-excitée) excited) Provision of reactive energy (over-excited) Fourniture d’énergie réactive (surexcitée) Figure 13 — Capacité en puissance réactive à la puissance active P D dans la plage de tension (composante directe de la fréquence fondamentale) Pour les tensions inférieures à 95 % de Uc, il est admis de réduire la puissance apparente selon 4.4.4. La présente Norme européenne ne définit pas si une priorité est accordée à P ou à Q ou au facteur de puissance active lorsque la puissance apparente maximale est atteinte. Les risques et les avantages de différentes approches de priorisation sont à l'étude. 4.7.2.3 - Modes de commande 4.7.2.3.1 - Généralités

Lorsqu’il est exigé, le mode de contribution au contrôle de la tension doit être spécifié par le GSD. La commande doit se référer aux bornes des unités de production ou au point de connexion en fonction de la taille de la centrale électrique et du seuil de puissance défini par le GSD selon 4.7.2.2. L'unité de production/la centrale électrique doit être en mesure de fonctionner dans les modes de commande spécifiés ci-dessous et dans les limites spécifiées en 4.7.2.2. Les modes de commande sont exclusifs; un seul mode peut être actif à la fois. 

mode de point de consigne Q

   

Q (U) Q (P) mode de point de consigne Cos ϕ Cos ϕ (P)

Pour les produits de marché de masse, il est recommandé de mettre en œuvre tous les modes de commande. Dans le cas d’une conception de centrale électrique spécifique à un site, il est nécessaire de mettre en œuvre uniquement les modes de commande exigés par le GSD. La configuration, l’activation et la désactivation des modes de commande doivent être réglables sur site. Pour les configurations réglables sur site et l'activation du mode de commande actif, des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige. Les modes de commande des points de consigne Q et cos ϕ doivent être réglables par une commande à distance selon 4.12. La documentation de produit doit indiquer les modes de commande disponibles dans un produit ainsi que la manière dont ils sont configurés. 4.7.2.3.2 - Modes de commande du point de consigne

Le mode de point de consigne Q et le mode de point de consigne cos ϕ contrôlent respectivement la production de la puissance réactive et le cos ϕ de la puissance produite selon un point de consigne défini dans la commande de la centrale électrique/l’unité de production ou par une commande à distance selon 4.12. En cas de modification du point de consigne de manière locale ou par commande à distance, la durée d'établissement du nouveau point de consigne doit être inférieure à une minute. 4.7.2.3.3 - Mode de commande asservi à la tension

Le mode de commande asservi à la tension Q (U) contrôle la production de la puissance réactive en fonction de la tension. L’état de l’art ne privilégie aucune méthode pour l'évaluation de la tension. Par conséquent, il incombe au concepteur de la centrale électrique de choisir une méthode. Il convient d'utiliser l'une des méthodes suivantes:   

la composante directe de la fréquence fondamentale; la moyenne des tensions mesurées indépendamment de phase à neutre ou entre phases; le phasage indépendant de la tension de chaque phase pour déterminer la puissance réactive de chaque phase.

Les modes de commande asservis à la tension doivent être configurables selon une caractéristique linéaire par morceaux comportant trois segments avec des valeurs minimale et maximale conformément à la Figure 16. Outre la caractéristique, d'autres paramètres doivent être configurables: 

La dynamique de la commande doit correspondre à un filtre de premier ordre dont la constante de temps est configurable dans une plage comprise entre 3 s et 60 s. Le temps nécessaire pour atteindre 95 % du nouveau point de consigne par suite d'une variation de tension équivaut à trois fois la constante de temps. La réponse dynamique des unités de production aux variations de tension n'est pas prise en considération ici. La réponse aux perturbations telle que décrite en 4.5 et les

exigences relatives au courant de court-circuit indiquées en 4.7.4 ne sont pas incluses dans le présent article. Un retard intentionnel est à l'étude. Pour limiter la puissance réactive à puissance active faible, deux méthodes doivent être configurables:  

un cos ϕ minimal doit être configurable dans la plage 0 à 0,95; deux niveaux de puissance active doivent être configurables chacun au moins dans la plage comprise entre 0 % et 100 % de PD. La valeur d’enclenchement enclenche le mode Q(U), la valeur de déclenchement coupe le mode Q(U). Si la valeur d’enclenchement est supérieure à la valeur de déclenchement, une hystérésis se produit. Voir aussi Figure 14.

Anglais Q(U) activated Lock-out Lock-in

Français Mode Q(U) activé Valeur de déclenchement Valeur d’enclenchement

Figure 14 – Exemple de valeur d’enclenchement et de valeur de déclenchement pour le mode Q(U) La précision statique doit être conforme à 4.7.2.2. La précision dynamique doit être conforme à la Figure 15 avec une tolérance maximale de +/- 5 % de PD plus un retard de 3 s au maximum en écart à la réponse d’un filtre idéal du premier ordre.

Anglais Step response tolerances Set value step First order filter response Tolerance max Tolerance min. Time in sec

Français Tolérances des réponses par échelon Valeur d’échelon définie Réponse de filtre du premier ordre Tolérance max. Tolérance min. Temps, en s

Figure 15 — Exemple de réponse dynamique d’un contrôle-commande et de plage de tolérance pour un échelon compris entre Q = 0 et Q = 33 % de P D avec T = 3,33 s 4.7.2.3.4 - Mode de commande asservi à la puissance

Les modes de commande asservis à la puissance Q (P) et cos ϕ (P) contrôlent la puissance réactive produite et le cos ϕ en fonction de la puissance active produite. Les modes de commande asservis à la puissance doivent être configurables selon une caractéristique linéaire par morceaux comportant trois segments avec des valeurs minimale et maximale conformément à la Figure 16. Par suite d'une variation de la production de la puissance active, un nouveau point de consigne Q, respectivement de cos ϕ, est défini selon la caractéristique. La réponse à une nouvelle valeur de consigne Q, respectivement de cos ϕ, doit être aussi rapide que techniquement possible afin d’obtenir une variation de la puissance réactive synchrone avec la variation de la puissance active. La nouvelle valeur de consigne de la puissance réactive doit être obtenue au plus tard dans un délai de 10 s après l'atteinte de la valeur définitive de la puissance active. La précision statique de chaque point de consigne Q et de chaque point de consigne cos ϕ associé doit être conforme à 4.7.2.2.

Anglais Control set point Max value overexcited Control input signal Max value underexcited

Français Point de consigne de commande Valeur max. surexcitée Signal de commande en entrée Valeur max. sous-excitée

Figure 16 — Exemples de caractéristiques pour le mode de commande en Q, respectivement en cos ϕ

4.7.3 - Réduction de la puissance active en relation avec la tension Afin d'éviter tout découplage dû à la protection contre les surtensions (voir 4.9.3.3 et 4.9.3.4), l’écrêtement de la production de la puissance active des centrales électriques/unités de production est admis en fonction de cette augmentation de tension. Le fabricant peut choisir la logique qui est finalement mise en œuvre. Cette logique ne doit toutefois pas provoquer des àcoups ou des oscillations de la puissance produite. La réduction de puissance provoquée par une telle fonction peut ne pas être plus rapide qu’une valeur équivalente à une constante de temps tau = 3 s (= 33 %/s pour une variation de 100 %). L’activation et la désactivation de la fonction doivent être réglables sur site et des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige.

4.7.4 - Exigences relatives au courant de court-circuit des centrales électriques 4.7.4.1 - Généralités Les paragraphes suivants décrivent la contribution exigée au courant de court-circuit pour les centrales électriques en tenant compte de la technologie de raccordement des modules de production. Les modules de production de type B conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631 doivent être conformes aux exigences de 4.7.4.2 et 4.7.4.3. Il convient que les

modules de production de type A conformément au RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631 soient conformes à ces exigences. Le comportement réel des modules de type A doit être spécifié dans la convention de raccordement. NOTE : Au vu des seuils choisis pour la catégorisation, il est jugé nécessaire d’inclure les modules de production de type A s’ils sont raccordés aux réseaux de distribution à moyenne tension. Une dérogation est acceptable uniquement pour les unités de production de cogénération et les machines tournantes en dessous de 50 kW dans la mesure où l’EN 50465 demande un découplage en cas de sous-tension pour les appareils fonctionnant au gaz. 4.7.4.2 - Centrale électrique à technologie de production non synchrone 4.7.4.2.1 - Soutien de la tension pendant les défauts et les échelons de tension 4.7.4.2.1.1 - Généralités

En cas de défauts au niveau du réseau, outre les exigences de 4.7.2, les centrales électriques doivent avoir la capacité de fournir un courant réactif supplémentaire conformément à la Figure 17. Le courant réactif supplémentaire doit être fourni en cas de variation soudaine de la tension. Les exigences s'appliquent aux échelons de tension des composantes directe et inverse de la tension fondamentale. Les échelons de tension dans la composante directe génèrent un courant réactif supplémentaire dans cette même composante, et les échelons de tension dans la composante inverse génèrent un courant réactif supplémentaire dans cette même composante. Les exigences ci-dessous décrivent le comportement général de la centrale. La mise en œuvre réelle dans une centrale électrique n’est pas limitée aux procédures décrites tant que la centrale satisfait aux exigences. La centrale électrique doit être en mesure d’activer la fourniture dynamique en courant réactif si au moins une des conditions suivantes se produit:  

une ou plusieurs tensions entre phases se situent en dehors de la plage de tensions statiques; une variation soudaine de tension.

Le critère de désactivation de la fourniture dynamique en courant réactif est:  

soit le retour de toutes les tensions entre phases dans la plage de tensions statiques, soit après un délai de 5 s, si la variation soudaine de tension n'a pas généré de valeur en dehors de la plage de tensions statiques.

La plage de tensions statiques doit être réglable entre 80 % et 100 % de UC pour la limite de sous-tension et entre 100 % et 120 % de UC pour la limite de surtension. Le réglage par défaut doit correspondre à la plage de tensions d’exploitation continue selon 4.4.4. Chaque tension entre phases doit être évaluée. Un saut soudain de tension est défini par la différence absolue entre la valeur réelle de la tension directe et inverse et la moyenne de la tension directe et inverse sur 50 périodes par rapport à UC.

Une plage d’insensibilité peut être configurable dans la plage de ∆U50per= 0 %...15 %. Dans la plage d'insensibilité, aucun courant réactif dynamique supplémentaire n'est exigé ni interdit, à condition que le courant réactif supplémentaire n'occasionne pas de distorsions sur le réseau. La composante directe du courant réactif supplémentaire ΔIQ1 est définie par le gradient k1 sous la forme ΔIQ1 = k1 · ΔU1. ΔU1 = (U1 - U1_1min) / Uc pour la composante directe avec:  

U1: la tension réelle de la composante directe; U1_1min: la moyenne de 1 min de la composante directe de la tension avant défaut ou la valeur efficace;

En fonctionnement normal, la tension directe est presque identique à la valeur efficace. Le gradient k1 doit être configurable dans la plage de 2 à 6 avec une taille minimale d’échelon de 0,5. La composante directe du courant réactif supplémentaire ΔIQ2 est définie par le gradient k2 sous la forme ΔIQ2 = k2 · ΔU2. ΔU2 = (U2 - U2_1min) / UC pour la composante inverse avec:  

U2: la tension réelle de la composante inverse; U2_1min: la moyenne de 1 min de la composante inverse de la tension avant défaut ou zéro.

En fonctionnement normal, la tension inverse est ~0. Le gradient k2 doit être configurable dans la plage de 2 à 6 avec une taille minimale d’échelon de 0,5.

Si la tension inverse est proche de zéro, l’angle de phase n’est pas détectable. Par conséquent, si la configuration de la plage d’insensibilité est proche de zéro, le courant réactif supplémentaire dans le cas des sauts de tension inverse, est exigé uniquement si la tension inverse est suffisamment élevée pour détecter l’angle de phase de manière fiable. Les unités de production à générateur à double alimentation fournissent naturellement un courant inverse ΔIQ2 = k2 ΔU2 avec un gradient k2, qui est considéré comme suffisant. k2 ne peut pas être modifié, étant donné qu'il est défini par les paramètres du générateur et le point de fonctionnement. Le courant réactif supplémentaire selon la Figure 17 doit être fourni jusqu’à ce que la limite de courant de la centrale électrique soit atteinte, c’est-à-dire, au moins jusqu’au courant assigné, tout en tenant compte du fait que le courant réactif direct et le courant réactif inverse affectent tous les deux les courants de phase de manière simultanée. Le courant de phase le plus élevé est utile à l’établissement de la limite. En cas de défaut asymétrique, une seule phase atteint sa limite de courant. Les composantes directe et inverse sont limitées par le même rapport afin de maintenir l’asymétrie du soutien. Pendant la fourniture de courant réactif supplémentaire, il est acceptable de réduire la composante à courant actif afin d’augmenter le plus possible le courant réactif dans les limites apparentes de courant de l’unité de production. Cependant, la réduction de courant actif doit être la plus faible possible. Pour les tensions inférieures à 15 % UC, aucune fourniture de courant n'est exigée.

Anglais Limitation of the voltage with underexcited operation Support of the voltage with overexcited operation With Rated current

Français Limitation de la tension en fonctionnement sous-excité Soutien de la tension en fonctionnement surexcité Avec Courant assigné

Anglais Additional reactive current Gradient Approximated behavior of a synchronous generator Insensitivity range

Français Courant réactif supplémentaire Gradient Comportement approché d'une génératrice synchrone Plage d’insensibilité

Figure 17 — Principe de soutien de la tension lors de défauts et d'échelons de tension Le temps de réponse à un échelon du courant réactif supplémentaire ne doit pas être supérieur à 30 ms. La durée d'établissement ne doit pas être supérieure à 60 ms. Ceci s'applique pour la phase initiale du défaut, ainsi que pour l'élimination du défaut ou tout échelon de tension au cours du défaut. La réponse à un échelon et la durée d'établissement lors du défaut et lors de l'élimination du défaut s'appliquent uniquement au courant réactif contrôlé. Dans le cas d'unités de production à générateur à double alimentation, le courant réactif contrôlé peut être affecté par un courant réactif non contrôlable provenant du générateur. Dans le cas où une variation soudaine de tension n'a pas généré une tension supérieure à la plage de tensions statiques et où il n'y a pas d'échelons de tension supplémentaires, le soutien de la tension s'arrête après 5 s. Dans ce cas, la présente Norme européenne ne définit pas d'exigences concernant le temps de réponse à un échelon et la durée d'établissement. Du point de vue du système électrique, une lente réduction de plusieurs secondes semble favorable. Lorsque k = 0 est configurable, il est noté que pour k = 0 les courants actif et réactif présents avant l'activation de la fourniture dynamique de courant réactif sont maintenus tant que la technique le permet; k = 0 ne représente par conséquent pas un mode de courant nul comme prévu en 4.7.4.2.1.2 et 4.7.4.2.2. En cas de désactivation de la fourniture dynamique de courant réactif, aucune exigence concernant la fourniture de courant ne s'applique en dehors de la plage de tensions d’exploitation continue. Cette exigence relative aux courants de court-circuit peut être mise en œuvre dans les unités de production ou dans les équipements supplémentaires de la centrale électrique. En raison de la dynamique élevée de l’exigence, la précision du courant injecté et la réponse de la durée d’établissement sont évaluées au niveau des pinces de l’unité de production ou, le cas échéant, au niveau des pinces de l’équipement supplémentaire qui fournit le courant de court-circuit. La tolérance est telle que définie dans la Figure 18. La tolérance inférieure dans les quadrants 1 et 3 est de -10 %, la tolérance la plus élevée dans le quadrant 3 est de +20 %, la tolérance dans le quadrant 1 a une valeur de départ de +20 %, mais augmente avec k = 6 indépendamment du facteur k. En outre, dans le quadrant 1, il est acceptable de limiter la puissance apparente à Pmax.

Anglais Limit of tolerance range Set Set value gradient With Rated current Additional reactive current Insensitivity range

Français Limite de la plage de tolérance Définie Définir la valeur du gradient Avec Courant assigné Courant réactif supplémentaire Plage d’insensibilité

Figure 18 — Exigence de précision pour les composantes directe et inverse du courant réactif supplémentaire Tous les paramètres décrits sont définis par le GSD et la partie responsable. En l’absence de définitions de paramètre, la fonction doit être désactivée. L'activation et la désactivation, ainsi que les réglages, doivent être réglables sur site et des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige. 4.7.4.2.1.2 - Modes facultatifs

En plus des exigences de 4.7.4.2.1.1, une option supplémentaire peut être nécessaire en fonction de la situation du réseau de distribution. Ces options s’appliquent en combinaison avec le soutien de la tension lors de défauts et d’échelons de tension de 4.7.4.2.1.1. La documentation produit doit indiquer la disponibilité des options. Si le GSD et la partie responsable l’exigent, des centrales électriques doivent fournir les modes facultatifs. Priorité de la puissance active: La centrale électrique doit être en mesure de donner la priorité à l'injection de courant actif. Dans ce cas, l'unité doit fournir un courant actif disponible maximal, restreint uniquement par la limite de courant de l'unité de production. Lorsque le

courant actif résultant reste en dessous de la limite de courant de l'unité de production, un courant réactif supplémentaire conforme à la Figure 17 doit être fourni. Limite du courant réactif: La centrale électrique doit être en mesure de limiter le courant réactif à une valeur spécifiée par le GSD et la partie responsable. Cette limite s’applique au courant réactif absolu, à la somme des courants réactifs avant défaut, et au courant réactif supplémentaire décrit en 4.7.4.2.1. La limite du courant réactif doit être configurable dans la plage de 0 % à 100 % du courant assigné. Seuil de courant nul: La centrale électrique doit être en mesure de réduire le courant aussi rapidement que techniquement possible à 10 % ou moins du courant assigné lorsque la tension chute en dessous d’un seuil configuré de courant nul. Tant que la tension reste supérieure ou lorsqu’elle dépasse à nouveau ce seuil, le soutien de la tension lors de défauts et d’échelons de tension est fourni conformément à 4.7.4.2.1. Le seuil de courant nul est défini par le GSD et la partie responsable. La plus faible tension phase à neutre ou, en l'absence de neutre, la plus faible tension entre phases, doit être évaluée. Les unités de production d’une machine asynchrone à double alimentation peuvent uniquement réduire le courant direct en dessous de 10 % du courant assigné. Le courant inverse doit être toléré pendant les défauts déséquilibrés. Lorsque cette réduction de courant n’est pas suffisante, il convient que le GSD choisisse des paramètres appropriés de protection de découplage. La priorité du courant actif peut s’avérer nécessaire dans les zones synchrones de petites dimensions dans lesquelles la perte de production de puissance active pendant un défaut présente un potentiel de variation de fréquence. Dans ce cas, les risques relatifs de la zone de creux de tension et la variation de fréquence nécessitent une prise en considération, pouvant engendrer le besoin d’accorder une priorité au courant actif. La limitation du courant réactif peut s’avérer nécessaire dans une zone synchrone à forte pénétration de production d’énergie à base d’onduleurs et un raccordement relativement faible au reste de la zone synchrone. Elle permet de configurer un facteur k élevé et de demander une forte contribution au défaut des centrales électriques à distance avec des tensions d’enclenchement élevées en limitant le courant réactif de centrales électriques à faibles tensions d’enclenchement. Cette limitation peut s’avérer nécessaire pour limiter la perte de courant actif et éviter les problèmes dans les réseaux de distribution tels que le refus de protection. Le seuil de courant nul peut s’avérer nécessaire pour éviter la corruption des mesurages, par exemple, des dispositifs de protection et des centrales raccordées au réseau moyenne tension avec réenclenchement automatique rapide afin d’éviter que la centrale électrique n’alimente un défaut dans le réseau de distribution auquel elle est raccordée. L’alimentation du défaut peut empêcher l’extinction d’un arc. 4.7.4.2.2 - Mode de courant nul pour les technologies de production utilisant un convertisseur

Outre les exigences spécifiées en4.5 et 4.7.4.2.1, les centrales électriques doivent être en mesure de réduire leur niveau de courant, aussi rapidement que techniquement possible, jusqu'à 10 % ou moins du courant assigné lorsque la tension se situe en dehors d'une plage de tensions statiques. Les unités de production d’une machine asynchrone à double alimentation peuvent uniquement réduire le courant direct en dessous de 10 % du courant assigné. Le courant inverse doit être toléré pendant les défauts déséquilibrés. Lorsque cette réduction de courant n’est pas suffisante, il convient que le GSD choisisse des paramètres appropriés de protection de découplage. La plage de tensions statiques doit être réglable entre 20 % et 100 % de UC pour la limite de sous-tension. Le réglage par défaut doit correspondre à 50 % de UC. Chaque tension entre phase et neutre ou, en l'absence de neutre, chaque tension entre phases, doit être évaluée.

Après que la tension a réintégré la plage de tensions, 90 % de la puissance avant défaut ou de la puissance disponible, selon laquelle des deux valeurs est la plus faible, doivent être restaurés le plus rapidement possible, mais au plus tard dans un délai conforme à 4.5.3 et 4.5.4. Tous les paramètres décrits sont définis par le GSD et la partie responsable. En l’absence de définitions de paramètre, la fonction doit être désactivée. L'activation et la désactivation, ainsi que les réglages, doivent être réglables sur site et des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige. Ce mode de courant nul et le soutien de la tension lors de défauts et d'échelons de tension comme décrit en 4.7.4.2.1 sont exclusifs; une seule fonction peut être active à la fois. 4.7.4.2.3 - Unités à génératrices asynchrones

Une unité de production dont le générateur n'est pas à double alimentation n'est pas capable de soutenir de manière contrôlée la tension lors de défauts et d'échelons de tension. Il convient que le raccordement d'une unité de production fondée sur cette technologie à un réseau donné fasse l'objet d'un accord avec le GSD et la partie responsable. 4.7.4.3 - Centrale électrique à technologie de production synchrone – Unités à génératrices synchrones Une unité de production à génératrice synchrone soutient naturellement la tension lors de défauts et d'échelons de tension jugés suffisants. Le système de commande d’excitation de génératrice doit appliquer un paramétrage reproductible des points de consigne. Il doit comprendre un mesurage triphasé de la tension pour une détection fiable des défauts asymétriques dans le réseau. En cas de défaut du réseau, le système de commande d’excitation doit faire varier le courant d’excitation afin de contribuer au maintien de la tension et, par conséquent, d’améliorer la stabilité de l’unité de production.

4.8 - CEM et qualité de l'électricité Comme tout autre appareillage ou installation fixe, il convient que les unités de production soient conformes aux exigences relatives à la compatibilité électromagnétique établies par la Directive 2014/30/UE ou la Directive 2014/53/UE, le cas échéant. Les limites et les essais de CEM, décrits dans la série EN 61000 , ont été traditionnellement élaborés pour des charges, sans prendre en compte les particularités des unités de production, telles que leur capacité à produire des surtensions ou des perturbations à haute fréquence liées à la présence de convertisseurs de puissance, ce qui est impossible ou moins fréquent dans le cas des charges. L'IEC SC 77A reprend actuellement l'ensemble des normes existantes afin d'y inclure, le cas échéant, des exigences spécifiques relatives aux unités de production/centrales électriques. Pour les unités de production décentralisées dans les réseaux BT, le rapport technique IEC/TR 61000-3-15 traite des manques des normes CEM existantes et fait des recommandations sur les aspects suivants:    

Émissions harmoniques; Papillotement et fluctuations de tension; Injection de courant continu; Émission de surtensions de courte durée et de longue durée;

    

Émission de fréquence de commutation; Immunité aux creux de tension et aux coupures brèves; Immunité aux variations de fréquence; Immunité aux harmoniques et aux interharmoniques; Déséquilibre.

Tant que les essais spécifiques d'immunité et/ou d'émission pour les unités de production ne sont pas disponibles, il convient d'appliquer les normes CEM génériques et/ou toute norme CEM harmonisée européenne correspondante. Outre la conformité à la série EN 61000, la plupart des pays exigent une caractéristique de qualité de l’électricité conformément à des normes telles que l’EN 61400-21 ou le VDE V 0124–100, par exemple, comme partie intégrante de la convention de raccordement. Il est nécessaire de traiter les phénomènes supplémentaires spécifiquement pour les centrales électriques et leur intégration dans le système électrique.    

ROCOF: Voir 4.5.2 UVRT: Voir 4.5.3 OVRT: Voir 4.5.4 Injection de courant continu: Les centrales électriques ne doivent pas injecter de courants continus.

NOTE : 3 L'article consacré à l'injection de courant continu est considéré comme satisfait lorsque, pour toutes les unités de production internes à la centrale électrique, l'injection de courant continu mesurée d'une unité suivant un essai de type est inférieure au seuil d'essai. Les centrales électriques peuvent également perturber les signaux de communication sur le réseau (commande centralisée ou courants porteurs en ligne). Les exigences CEM sur les interharmoniques et sur les perturbations conduites dans la plage de fréquence comprise entre 2 kHz et 150 kHz sont à l'étude. Dans le cas de perturbations électromagnétiques des systèmes de communication sur le réseau dues au raccordement d'une centrale électrique, il convient de prendre des mesures d'atténuation et des exigences nationales peuvent s'appliquer. Les unités de production sont également réputées être compatibles avec les caractéristiques de tension au point de connexion, tel que décrit dans l'EN 50160 ou dans les règlements nationaux; cependant, aucun essai de conformité n'est exigé en raison du domaine d’application de l'EN 50160.

4.9 - Protection de découplage 4.9.1 - Généralités Le système de protection de découplage a les principaux objectifs suivants: 

empêcher la production d'énergie de la centrale électrique d’engendrer une situation de surtension sur le réseau de distribution auquel la centrale est connectée. Ces surtensions peuvent endommager les équipements connectés au réseau de distribution, ainsi qu'au réseau de distribution lui-même;



détecter les situations d'îlotage non intentionnel et déconnecter la centrale électrique dans ce cas. Ceci contribue à empêcher tout dommage à d'autres équipements, tant au niveau des installations du producteur qu'au niveau du réseau de distribution, dû à un réenclenchement en discordance de phases, et à permettre tout travail de maintenance après un découplage intentionnel d'une section du réseau de distribution; Il est précisé qu'une vérification de l'absence de tension sur tous les conducteurs actifs est de toute manière obligatoire avant d'accéder à un site pour tout travail (de maintenance).



faciliter le passage du réseau de distribution à un état contrôlé dans le cas d'écarts de tension ou de fréquence au-delà des valeurs réglementaires correspondantes.

Le système de protection de découplage n'a pas pour objet: 



de déconnecter la centrale électrique du réseau de distribution en cas de défauts internes à la centrale. La protection contre les défauts internes (courts-circuits) doit être coordonnée avec la protection du réseau selon les critères de protection définis par le GSD. En complément, la protection contre, par exemple, les surcharges, les chocs électriques et les dangers d'incendie, doit être mise en œuvre conformément aux exigences locales; d'empêcher les dommages causés à l'unité de production du fait d'incidents (par exemple, courts- circuits) survenant sur le réseau de distribution.

Les protections de découplage peuvent contribuer à empêcher les dommages aux unités de production en raison d’un réenclenchement automatique en discordance de phases pouvant survenir après quelques centaines de ms. Cependant, dans certains pays, un niveau approprié d’immunité aux conséquences d’un réenclenchement en discordance de phases est explicitement exigé de la part de certaines technologies d’unités de production. Le type de protection, la sensibilité et les durées de fonctionnement dépendent de la protection et des caractéristiques du réseau de distribution. De nombreuses approches différentes sont appliquées dans l'ensemble des pays européens pour atteindre les objectifs mentionnés précédemment. Outre l'observation passive de la tension et de la fréquence, il existe d'autres méthodes actives et passives utilisées pour détecter les situations d'îlotage. Les exigences données dans le présent article sont destinées à apporter les fonctions nécessaires pour toutes les approches connues, ainsi qu'à fournir des recommandations pour leur utilisation. La documentation de produit doit indiquer les fonctions disponibles dans un produit. Le système de protection de découplage doit satisfaire aux exigences de la présente Norme européenne; les fonctions disponibles et les réglages configurés doivent satisfaire aux exigences du GSD et de la partie responsable. Dans tous les cas, les paramètres définis doivent être considérés comme étant des valeurs du système de protection de découplage, c’est-à-dire que le module de production a une capacité technique importante, qui ne doit pas être retenue par les paramètres des protections (autres que la protection de découplage). Le système de protection de découplage doit être considéré comme un dispositif dédié et ne doit pas être intégré aux unités de production. Le relais de protection de découplage agit sur le commutateur de découplage. Le GSD peut exiger que le relais de protection de découplage agisse également sur un autre commutateur avec une temporisation appropriée en cas de dysfonctionnement du commutateur de découplage.

En cas de défaillance de l'alimentation de la protection de découplage, cette dernière doit déclencher le commutateur de découplage sans délai. Une alimentation sans coupure peut être exigée par le GSD, par exemple, en cas de capacité UVRT, temporisation de la protection, etc. En cas de réglages de seuil et de temps de fonctionnement réglables sur site, des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige.

4.9.2 - Transformateur de tension Du fait des exigences spécifiques de précision, les transformateurs de tension utilisés par le système de protection de découplage sont généralement différents de ceux utilisés à des fins de comptage. Toutefois, les transformateurs de tension avec plusieurs enroulements secondaires (avec un enroulement approprié au système de protection de découplage) sont généralement admissibles. Le cas échéant, le GSD doit spécifier la méthode avec laquelle les transformateurs de tension doivent être raccordés. Le choix du montage des transformateurs de tension entre phases ou entre les phases et la terre dépend des fonctions de protection utilisées: par exemple, l'utilisation d'une fonction de protection de tension homopolaire implique l'emploi de transformateurs de tension à connexion 3 phases/terre. En adoptant les mesures appropriées, les transformateurs de tension montés entre les phases et la terre peuvent également être utilisés pour évaluer les caractéristiques des tensions entre phases. Les transformateurs de tension doivent être conformes aux exigences du GSD. Les caractéristiques minimales sont les suivantes:   

La classe de précision doit être 3P conformément à l'EN 61869-3. Si des fonctions de protection de tension homopolaire sont utilisées, la classe de précision doit être 3P/0,5. Le facteur de tension dépend du type de connexion: 1,9 si les transformateurs sont montés entre la phase et la terre et 1,2 s'ils sont montés entre phases. Le temps de service doit être conforme aux normes appropriées EN 60044-2 et EN 60044-7. La puissance produite assignée doit être conforme à la charge prévue pour l'enroulement de protection.

L'utilisation de transformateurs de tension inductive entre la phase et la terre peut rendre nécessaire l'installation d'une résistance antirésonance ferromagnétique (typiquement 100 Ω) sur l'enroulement de protection. Par conséquent, la puissance produite assignée de cet enroulement doit être choisie en conséquence. Les circuits des transformateurs de tension utilisés pour le système de protection de découplage doivent être protégés correctement contre les défauts internes. Toute activation d'une protection dans les circuits des transformateurs de tension (côté primaire ou côté secondaire) doit provoquer le déclenchement du relais de protection de découplage.

4.9.3 - Exigences concernant la protection en tension et en fréquence 4.9.3.1 - Généralités Le GSD et la partie responsable peuvent exiger tout ou partie des fonctions décrites cidessous.

Les intitulés des titres d'articles ci-dessous comportent des numéros de dispositifs ANSI entre crochets conformément à la norme IEEE/ANSI C37.2, par exemple, [27]. Les fonctions de protection doivent évaluer au moins toutes les phases auxquelles les unités de production, couvertes par ce système de protection, sont connectées. Dans le cas d'unités de production/centrales électriques triphasées, et dans tous les cas dans lesquels le système de protection est mis en œuvre en tant que système de protection externe dans un système d'alimentation triphasé, toutes les tensions entre phases et, si un conducteur neutre est présent, toutes les tensions phase à neutre, doivent être évaluées. Il est possible de calculer les tensions entre phases sur la base des mesurages phaseneutre. Les mesures directes entre phases sont préférables afin d'éviter les "faux" creux de tension provoqués par une saturation des transformateurs de tension dans les réseaux MT isolés. La fréquence doit être évaluée sur au moins une des tensions. Si plusieurs signaux (par exemple, trois tensions entre phases) doivent être évalués par une fonction de protection, cette fonction doit évaluer tous les signaux séparément. La sortie de chaque évaluation doit être connectée en OU (OR), de sorte que si un signal passe le seuil d'une fonction, la fonction doit déclencher la protection dans le temps spécifié. La précision minimale exigée pour la protection est:    

pour le mesurage de la fréquence: ± 0,05 Hz; pour le mesurage de la tension ± 1 % de Un; Le temps de retour doit être ≤ 50 ms; Le relais de protection de découplage ne doit pas engendrer de manœuvres permanentes d’engagement et de dégagement. Par conséquent, un rapport de retour raisonnable doit être mis en œuvre. Il ne doit pas être nul, mais doit être inférieur à 2 % de la valeur nominale de la tension et inférieur à 0,2 Hz de la valeur nominale de la fréquence. Si le système de protection de découplage est externe à l'unité de production, il est de préférence placé le plus près possible du point de connexion. L'augmentation de la tension entre le point de connexion et le point de mesure du système de protection de découplage est alors maintenue à un niveau aussi faible que possible pour éviter tout déclenchement intempestif de la protection contre les surtensions.

4.9.3.2 - Protection à minimum de tension [27] La protection doit être conforme à l'EN 60255-127. L'évaluation de la valeur efficace ou de la valeur fondamentale est admise. La protection à minimum de tension peut être mise en œuvre avec deux seuils de protection complètement indépendants, chacun de ces seuils pouvant être activé ou non. Les plages standards d'ajustement sont les suivantes. Seuil de tension minimale 1 [27 < ]:  

Seuil (0,2 – 1) U n réglable par paliers de 0,01 U n Temps de fonctionnement (0,1 – 100) s réglable par paliers de 0,1 s

Seuil de tension minimale 2 [27 < < ]: 

Seuil (0,2 – 1) U n réglable par paliers de 0,01 U n



Temps de fonctionnement (0,1 – 5) s réglable par paliers de 0,05 s

4.9.3.3 - Protection à maximum de tension [59] La protection doit être conforme à l'EN 60255-127. L'évaluation de la valeur efficace ou de la valeur fondamentale est admise. La protection à maximum de tension peut être mise en œuvre avec deux seuils de protection complètement indépendants, chacun de ces seuils étant en mesure d’être activé ou non. Les plages standards d'ajustement sont les suivantes. Seuil de tension maximale 1 [59 > ]:  

Seuil (1,0 – 1,2) U n réglable par paliers de 0,01 U n Temps de fonctionnement (0,1 – 100) s réglable par paliers de 0,1 s

Seuil de tension maximale 2 [59 > > ]:  

Seuil (1,0 – 1,30) U n réglable par paliers de 0,01 U n Temps de fonctionnement (0,1 – 5) s réglable par paliers de 0,05 s

4.9.3.4 - Protection à maximum de tension moyennée sur 10 min Le calcul de la valeur 10 min doit être conforme à l'agrégation 10 min définie dans l'EN 61000-4-30 (Classe S), mais un écart à l'EN 61000-4-30 est autorisé dans la mesure où une moyenne glissante est utilisée. Par conséquent, la fonction doit être fondée sur le calcul de la racine carrée de la moyenne arithmétique des valeurs d'entrée au carré sur 10 min. Le calcul d'une nouvelle valeur 10 min au moins toutes les 3 s est suffisant. Celle-ci doit ensuite être comparée à la valeur de seuil.   

Seuil (1,0 – 1,15) U n réglable par paliers de 0,01 U n Temps de démarrage ≤ 3 s non réglable Temporisation = 0 ms Cette fonction évalue la valeur efficace. De plus amples informations figurent dans l'EN 50160.

4.9.3.5 - Protection contre les sous-fréquences [81 < ] La protection contre les sous-fréquences peut être mise en œuvre avec deux seuils de protection complètement indépendants, chacun de ces seuils étant en mesure d’être activé ou non. Les plages standards d'ajustement sont les suivantes. Seuil de sous-fréquence 1 [81 < ]:  

Seuil (47,0 – 50,0) Hz réglable par paliers de 0,1 Hz Temps de fonctionnement (0,1 – 100) s réglable par paliers de 0,1 s

Seuil de sous-fréquence 2 [81 < < ]:  

Seuil (47,0 – 50,0) Hz réglable par paliers de 0,1 Hz Temps de fonctionnement (0,1 – 5) s réglable par paliers de 0,05 s

Pour utiliser des seuils de fréquences étroites afin de détecter l'îlotage (voir 4.9.4.3), il peut être exigé d’avoir la possibilité d’activer et désactiver un seuil:  

par le biais d'un signal externe; ou en réglant le seuil de protection sur la composante homopolaire, la composante inverse et/ou la composante directe de la tension fondamentale.

La protection en fréquence doit fonctionner correctement dans la plage de tension d'entrée comprise entre 20 % U n et 120 % U n et doit être neutralisée pour des tensions d'entrée inférieures à 20 % U n . Il est recommandé de neutraliser la fonction de protection en fréquence pour les tensions inférieures à 0,2 Un. Ainsi, le découplage ne peut se produire que sur la base d'une protection à minimum de tension si la tension est inférieure à 0,2 Un. 4.9.3.6 - Protection contre les surfréquences [81 > ] La protection contre les surfréquences peut être mise en œuvre avec deux seuils de protection complètement indépendants, chacun de ces seuils étant en mesure d’être activé ou non. Les plages standards d'ajustement sont les suivantes. Seuil de surfréquence 1 [81 > ]:  

Seuil (50,0 - 52,0) Hz réglable par paliers de 0,1 Hz Temps de fonctionnement (0,1 – 100) s réglable par paliers de 0,1 s

Seuil de surfréquence 2 [81 > > ]:  

Seuil (50,0 - 52,0) Hz réglable par paliers de 0,1 Hz Temps de fonctionnement (0,1 - 5) s réglable par paliers de 0,05 s

Pour utiliser des seuils de fréquences étroites afin de détecter l'îlotage (voir 4.9.4.3), il peut être exigé d’avoir la possibilité d’activer et désactiver un seuil:  

par le biais d'un signal externe; ou en réglant le seuil de protection sur la composante homopolaire, la composante inverse et/ou la composante directe de la tension fondamentale.

La protection en fréquence doit fonctionner correctement dans la plage de tension d'entrée comprise entre 20 % U n et 120 % U n et doit être neutralisée pour des tensions d'entrée inférieures à 20 % U n . 4.9.3.7 - Protection à minimum de tension directe [27D] La protection à minimum de la composante directe de la tension fondamentale peut être configurée pour activer la protection de découplage ou pour basculer sur la plage de fréquences étroites selon 4.9.4.3.  

Seuil (20 - 100) % Un réglable par paliers de 1 % Un Temps de fonctionnement (0,2 -100) s réglable par paliers de 0,1 s

NOTE : En cas de configuration de basculement sur la plage de fréquences étroites, le temps de fonctionnement est le temps qui s'écoule jusqu'au changement de la plage de fréquences. 4.9.3.8 - Protection à maximum de tension inverse [47] La protection à maximum de la composante inverse de la tension fondamentale peut être configurée pour activer la protection de découplage ou pour basculer sur la plage de fréquences étroites selon 4.9.4.3.  

Seuil (1 - 100) % Un réglable par paliers de 1 % Un Temps de fonctionnement (0,2 -100) s réglable par paliers de 0,1 s NOTE : En cas de configuration de basculement sur la plage de fréquences étroites, le temps de fonctionnement est le temps qui s'écoule jusqu'au changement de la plage de fréquences.

4.9.3.9 - Protection à maximum de tension homopolaire [59N] La protection à maximum de la composante homopolaire de la tension fondamentale peut être configurée pour activer la protection de découplage et pour basculer sur la plage de fréquences étroites selon 4.9.4.3.  

Seuil (1 - 100) % Un réglable par paliers de 1 % Un Temps de fonctionnement (0,2 -100) s réglable par paliers de 0,1 s NOTE : En cas de configuration de basculement sur la plage de fréquences étroites, le temps de fonctionnement est le temps qui s'écoule jusqu'au changement de la plage de fréquences.

4.9.4 - Moyens de détection d'une situation d'îlotage 4.9.4.1 - Généralités Outre l'observation passive de la tension et de la fréquence, des moyens supplémentaires de détection d'une situation d'îlotage peuvent être exigés par le GSD. La détection des situations d'îlotage ne doit pas aller à l’encontre des exigences d'immunité définies en 4.5. Les fonctions couramment utilisées comprennent:     

des méthodes actives vérifiées par essai avec un circuit résonant; un déclenchement sur seuil de ROCOF; le basculement sur une plage de fréquence étroite; un déclenchement sur seuil de décalage de phase; un déclenchement par téléaction.

Seules quelques méthodes parmi celles qui sont susmentionnées sont normalisées. À savoir, pour les relais à déclenchement sur seuil ROCOF et pour la détection d’un seuil de décalage de phase, aussi appelé saut de vecteur, il n'existe actuellement aucune Norme européenne.

4.9.4.2 - Des méthodes actives vérifiées par essai avec un circuit résonant; Il s'agit de méthodes qui satisfont à l'essai de circuit résonant dans le cas des onduleurs photovoltaïques, conformément à l'EN 62116. 4.9.4.3 - Basculement sur une plage de fréquence étroite (voir Annexe E et Annexe F) Dans le cas de phénomènes locaux (par exemple, un défaut ou l'ouverture d'un disjoncteur le long de la ligne), le GSD peut, en association avec la partie responsable, exiger un basculement sur une plage de fréquence étroite afin d'accroître la sensibilité du relais de protection de découplage. Dans le cas d'un défaut local, il est possible de permettre l'activation de la fenêtre restreinte de fréquences (en utilisant les deux seuils de sous-/surfréquence décrits en 4.9.3.5 et 4.9.3.6) en corrélant son activation avec l’une des fonctions de protection décrites en 4.9.3.7, 4.9.3.8 et 4.9.3.9. Si le GSD l’exige, une entrée logique conforme à 4.9.5 doit être disponible pour lui permettre d’activer une fenêtre restreinte de fréquences par communication. NOTE : Une passerelle supplémentaire destinée à assurer la communication avec le système de communication du GSD peut être exigée.

4.9.5 - Entrée logique de la protection de découplage Si le GSD l’exige, la protection de découplage doit avoir au moins deux entrées logiques configurables. Ces entrées peuvent, par exemple, être utilisées pour permettre un déclenchement par téléaction ou le basculement sur la plage de fréquences étroites.

4.10 - Couplage et démarrage de la production d'électricité 4.10.1 - Généralités Le couplage et le démarrage de la production d'électricité ne sont autorisés que lorsque la tension et la fréquence se trouvent dans les plages admises, depuis une durée au moins égale au temps d'observation spécifié. Il ne doit pas être possible de passer outre ces conditions. Dans ces plages de tensions et de fréquences, le couplage et le démarrage de la production d'électricité par la centrale électrique doivent être possibles. Le réglage des conditions dépend du couplage éventuellement dû à un démarrage en exploitation normale ou à un recouplage automatique après déclenchement de la protection de découplage. Si les paramètres de recouplage automatique après le déclenchement et le démarrage de la production d'électricité ne sont pas distincts dans une centrale électrique, la plage et le gradient de démarrage les plus étroits doivent être utilisés. La plage de fréquences, la plage de tensions, le temps d'observation et le gradient de puissance doivent être réglables sur site. Pour les paramètres réglables sur site, des dispositions doivent être prises pour protéger les réglages contre toute intervention non autorisée (par exemple, un mot de passe ou un scellé) si le GSD l’exige.

4.10.2 - Recouplage automatique après déclenchement La plage de fréquences, la plage de tensions et le temps d'observation doivent être réglables dans les limites indiquées à la colonne 2 du Tableau 3. Si aucun paramètre n'est spécifié par le

GSD et la partie responsable, les réglages par défaut pour le recouplage après le déclenchement de la protection de découplage sont les suivants, conformément à la colonne 3 du Tableau 3. Tableau 3 — Recouplage automatique après déclenchement Paramètre Plage Réglage par défaut Mini fréquence 47,0 Hz – 50,0 Hz 49,5 Hz Maxi fréquence 50,0 Hz – 52,0 Hz 50,2 Hz Mini tension 50 % – 100 %Uc 90 % Uc Maxi tension 100 % – 120 % Uc 110 % Uc Temps d'observation 10 s – 600 s 60 s Gradient d’augmentation de la 6 % – 3000 %/min 10 %/min puissance active Après le recouplage, la puissance active générée par la centrale électrique ne doit pas dépasser un gradient spécifié exprimé en tant que pourcentage de la puissance active nominale de l'unité par minute. Si aucun gradient n'est spécifié par le GSD et la partie responsable, le réglage par défaut est 10 % de Pn/min. Les modules de production pour lesquels il n’est techniquement pas possible d'augmenter la puissance tout en respectant le gradient spécifié sur la plage complète de puissance peuvent se connecter après un délai de 1 min à 10 min (valeur aléatoire, attribuée de manière uniforme) ou plus.

4.10.3 - Démarrage de la production d'électricité La plage de fréquences, la plage de tensions et le temps d'observation doivent être réglables dans les limites indiquées à la colonne 2 du Tableau 4. Si aucun paramètre n'est spécifié par le GSD et la partie responsable, les réglages par défaut pour le couplage ou le démarrage de la production d'électricité en fonctionnement normal sont les suivants, conformément à la colonne 3 du Tableau 4. Tableau 4 — Démarrage de la production d'électricité Paramètre Plage Réglage par défaut Mini fréquence 47,0 Hz – 50,0 Hz 49,5 Hz Maxi fréquence 50,0 Hz – 52,0 Hz 50,1 Hz Mini tension 50 % – 100 %Uc 90 % Uc Maxi tension 100 % – 120 % Uc 110 % Uc Temps d'observation 10 s – 600 s 60 s Gradient d’augmentation de la 6 % – 3000 %/m in Désactivé puissance active Le cas échéant, le gradient de puissance ne doit pas dépasser le gradient maximal spécifié par le GSD et la partie responsable. Il n’est pas nécessaire de soumettre les unités de production CHP pilotées par la production de chaleur à un gradient maximal, puisque le démarrage est aléatoire en raison de la nature du besoin thermique. Pour des manœuvres manuelles sur site (par exemple, dans le but d'un premier démarrage ou pour la maintenance), il est admis de déroger au temps d'observation et au gradient de montée en puissance.

4.10.4 - Synchronisation

La synchronisation d'une centrale électrique/unité de production avec le réseau de distribution doit être complètement automatique, c'est-à-dire qu'il ne doit pas être possible de fermer manuellement le commutateur entre les deux systèmes pour réaliser la synchronisation.

4.11 - Interruption et réduction de la puissance active à un point de consigne 4.11.1 - Interruption de puissance active Les centrales électriques d’une capacité maximale de 0,8 kW ou plus doivent être équipées d’une interface logique (port d’entrée) permettant de stopper la production de puissance active dans un délai de cinq secondes après réception d’une instruction au port d’entrée. Si le GSD et la partie responsable l’exigent, ceci inclut une commande à distance.

4.11.2 - Réduction de la puissance active à un point de consigne Pour les modules de production de type B, une centrale électrique doit être en mesure de réduire sa puissance active à une valeur limite communiquée à distance par le GSD. La valeur limite doit être réglable dans la plage complète d'exploitation entre la puissance active maximale et le niveau minimal de régulation. Le réglage de la valeur limite doit être possible avec un incrément maximal de 10 % de la puissance nominale. Une unité de production/centrale électrique doit être en mesure de réduire la production de puissance à la limite respective dans une plage maximale de 0,66 % Pn/ s et minimale de 0,33 % Pn/ s avec une précision de 5 % de la puissance nominale. Le découplage des centrales électriques du réseau à une valeur limite inférieure à leur niveau minimal de régulation est admis. Si le GSD l’exige, ceci inclut une commande à distance. NOTE : Outre les exigences du présent article, d’autres systèmes peuvent exister afin de commander la puissance active à des fins de participation au marché ou d’optimisation locale.

4.12 - Échange d’informations à distance Les centrales électriques dont la puissance est supérieure au seuil devant être déterminé par le GSD et la partie responsable doivent avoir la capacité d’être surveillées par le ou les centres de commande du GSD ou du GST et de recevoir, de la part du ou des centres de commande du GSD ou du GST, les réglages des paramètres d’exploitation relatifs aux fonctions spécifiées dans la présente Norme européenne. Cet échange d’informations vise à permettre au GSD et/ou au GST d’améliorer, d’optimiser et de sécuriser davantage le fonctionnement de leurs réseaux respectifs. Le système de paramètres de télésurveillance et de commande à distance pouvant être utilisé par le GSD ne vise pas à remplacer les moyens de commande manuels et automatiques mis en œuvre par le gestionnaire de la centrale électrique afin de commander l’exploitation de la centrale électrique. Il convient de ne pas interagir directement avec l’équipement de production d’énergie et les dispositifs de connexion de la centrale électrique. Il convient d’interagir avec le système d’exploitation et de commande de la centrale électrique. En principe, il convient d’utiliser une communication normalisée. Il est recommandé, en cas d’utilisation des protocoles de transmission de signaux entre le ou les centres de commande

du GSD ou du GST et la centrale électrique, d’utiliser les normes techniques pertinentes (par exemple l’EN 60870-5-101, l’EN 60870-5-104, l’EN 61850 , et, en particulier l’EN 61850-74, l’EN 61850-7-420, l’IEC/TR 61850-90-7, ainsi que l’EN 61400-25 concernant les éoliennes et les parties applicables de l’IEC 62351 concernant les mesures de sécurité applicables). D’autres protocoles peuvent être convenus entre le GSD et le producteur. Ces protocoles comprennent un ensemble d’entrées/sorties logiques câblées et d’entrées/sorties analogiques fournies localement par le GSD. Les informations nécessaires à la télésurveillance et au réglage des paramètres configurables sont spécifiques à chaque réseau de distribution et à la manière dont il est exploité. Les temps de transmission de signaux entre le centre de commande du GSD et/ou du GST et la centrale électrique dépendent du mode de transmission utilisé entre le centre de commande du GSD et/ou du GST et la centrale électrique. L'Annexe B informative peut être utilisée à titre de recommandation concernant les informations relatives à la surveillance et aux réglages des paramètres des commandes à distance.

A.1 - Généralités Le présent article fournit des recommandations concernant les critères de raccordement des centrales électriques à un réseau de distribution, et fournit des recommandations concernant la sélection des schémas de raccordement, ainsi que la coordination des fonctions de protection électrique. Les centrales électriques (qu'elles soient équipées de générateurs tournants, alternatifs ou statiques) peuvent fonctionner en parallèle avec un réseau de distribution dès lors qu'elles sont conformes aux exigences ci-dessous. Cette annexe étant une annexe informative, les exigences ci-dessous ne font pas partie de la présente Norme EN, mais sont des exigences généralement présentes dans les règles nationales de raccordement aux réseaux.

A.2 - Raccordement au réseau Il convient que toutes les centrales électriques satisfassent aux exigences de raccordement suivantes:      

il convient que les puissances active et apparente maximales soient conformes aux critères de fonctionnement convenus avec le GSD; il convient que le raccordement de la centrale électrique ne provoque pas d'augmentation de la tension qui dépasse ses limites de tension en tout point du réseau; il convient que le raccordement de la centrale électrique ne provoque pas de distorsion harmonique de la tension qui dépasse ses limites en tout point du réseau; il convient que le raccordement de la centrale électrique ne provoque pas de papillotement qui dépasse les limites en tout point du réseau; il convient que le raccordement de la centrale électrique ne produise pas de courant de court-circuit susceptible de dépasser le pouvoir de coupure et de fermeture des disjoncteurs et, en général, le courant admissible des composants du réseau; il convient de concevoir les dispositions de protection et les réglages propres aux défauts internes de manière à ne pas compromettre les performances de la centrale électrique et de ses unités de production, et il convient qu’ils assurent en permanence un fonctionnement fiable;

 

il convient de choisir les réglages appliqués au système de protection de découplage de manière à assurer le déclenchement correct de la centrale électrique dans les conditions décrites en 4.9; il convient que, lorsque la centrale électrique est raccordée à un réseau public de distribution équipé d’appareils de connexion rapide automatique (par exemple, des disjoncteurs à réenclenchement automatique), les durées d’ouverture des commutateurs de découplage soient telles que le risque de réenclenchement en discordance de phases soit négligeable. Pour accorder une durée suffisante à l'autoextinction du défaut, il convient que le temps maximal de réaction de la protection de découplage soit inférieur au temps de réenclenchement automatique. Il convient toutefois de prévoir des dispositions, le cas échéant, sous la responsabilité du producteur, et en accord avec le GSD, pour éviter tout endommagement de l'unité de production et pour trouver la meilleure solution tant pour le fonctionnement que pour la préservation de l'unité de production. Il convient de coordonner le réenclenchement automatique et le découplage de la centrale électrique, notamment sur les alimentations des unités de production à technologie de production à couplage direct et à technologie DFIG. Il convient de déconnecter l'unité de production préalablement à tout réenclenchement.

Il convient d’établir une convention de raccordement entre le GSD et le producteur avant le raccordement. Il convient que la convention de raccordement comporte, entre autres, les éléments suivants:          

les puissances active et apparente maximales produites par la centrale électrique et, le cas échéant, les puissances active et apparente maximales à exporter et importer par la centrale électrique; la tension de raccordement au POC; la contribution de la centrale électrique au courant de court-circuit; le cas échéant, le contrôle du facteur de puissance active ou de la puissance réactive au POC, respectivement aux bornes de l'unité de production; le fonctionnement et les réglages du dispositif automatique de commande de tension, du dispositif de commande de facteur de puissance active et du dispositif de commande de fréquence-puissance, lorsqu'ils sont présents; le schéma unifilaire de l'installation, représentant le point de connexion, les limites de l'installation, le point de mesure, tous les appareils de connexion, les dispositifs de protection, l'onduleur (le cas échéant), etc.; le raccordement de mise à la terre de la centrale électrique (conformément à la législation, aux normes et règlements nationaux); les exigences de raccordement; les réglages appliqués à la protection de découplage; une liste des signaux de mesure et de commande à échanger entre le GSD/GST et la centrale électrique.

A.3 - Groupes d'unités de production monophasées Lorsqu'une centrale électrique est constituée de groupes d'unités de production monophasées, il convient que le déséquilibre du courant ne dépasse pas 16 A pour l'ensemble des unités de production connectées au réseau basse tension du GSD, à moins que ce déséquilibre ne soit

généré pour compenser le déséquilibre de tension au point de connexion, en accord avec le GSD. Des liaisons de communication entre les unités monophasées peuvent être utilisées pour satisfaire à cette exigence. Des valeurs supérieures à 16 A peuvent être définies par la législation nationale ou par le GSD, jusqu'à la puissance contractuelle maximale pour une convention de raccordement monophasé à l'intention des consommateurs sans production d'énergie. Le présent article peut s'appliquer à tout déséquilibre provoqué par un chargement de phases asymétriques, que ce dernier soit occasionné par des unités de production mono-, bi- ou triphasées. La présente annexe fournit des informations destinées à fournir des recommandations concernant la télésurveillance (voir Tableau B.1) et le réglage des paramètres de fonctionnement à distance (voir Tableau B.2). Tableau — Télésurveillance - Informations transmises par la centrale électrique au(x) centre(s) de commande T5– Information Type de Objectif Temps de Référence à Nœuds 1 signal rafraîchisseme CLC/TS logiques nt maximal 50549-2 ou (pour pertinence l'information, la norme EN 61850 s'applique) T5– mesurage de mesurage surveillance du 1 s Pertinent pour 2 la tension au réseau le GSD/GST point de connexion T5– puissance mesurage surveillance du 1 s Pertinent pour 3 active injectée programme de le GSD/GST au point de production connexion T5– puissance mesurage surveillance du 1 s Pertinent pour 4 réactive programme de le GSD/GST injectée au production point de connexion T5– disponibilité/ logique Cette fonction 1 s F.2 5 indisponibilité simple: regroupe du système de - « toutes les (basculement télésurveillan surveillance possibilités sur une plage ce et de d'indisponibilit et de fréquences réglage des commande é. étroites) paramètres de à distance Elle peut fonctionneme non déclencher une nt disponibles plage de » fréquences étroites dans certains schémas de protection.

T5– Information Type de 1 signal

T5– centrale 6 électrique raccordée au réseau

Objectif

Temps de Référence à rafraîchisseme CLC/TS nt maximal 50549-2 ou pertinence

logique surveillance du 1 s double: raccordement - « une unité d'une ou de plusieurs de production unités de couplée » production au - « toutes réseau les unités de production découplées » T5– réception de logique confirmation 1 s 7 l'autorisation double: de réception de de l'autorisation -« raccordement autorisation de de la centrale de raccordement électrique raccordeme nt reçue » - « attente de l’autorisatio n de raccordeme nt » T5–8 réception de logique confirmation de 1 s la demande de double: réception de la découplage - « demande demande de ou de fin de de découplage ou découplage découplage de fin de découplage reçue » - « demande de fin de découplage reçue » T5–9 réception de logique confirmation de 1 s la demande de double: réception de la découplage demande de rapide ou de découplage fin de - « demande rapide ou de fin découplage de de découplage rapide découplage rapide rapide reçue

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique) Pertinent pour 61850–7–4 le GSD/GST CSWI, Pos, stVal

Vérification 61850–7–420 de ECPClsAuth communicatio n

Vérification de communicatio n

Vérification de communicatio n F.2 (déclencheme nt par téléaction)

T5– Information Type de 1 signal

Objectif

Temps de Référence à rafraîchisseme CLC/TS nt maximal 50549-2 ou pertinence

» - « demande de fin de découplage rapide reçue » T5– réception de logique confirmation de 1 s 10 la demande de double: réception de la limitation de - « demande demande de la puissance de limitation limitation de la active et de de la puissance active fin de puissance et de fin de limitation de active reçue limitation de la la puissance » puissance active active - « demande de fin de limitation de la puissance active reçue » T5– réception de logique confirmation de 1 s 11 la demande de double: réception de la réglage de la - « demande demande de puissance de réglage réglage de la réactive fixe de la puissance et de fin de puissance réactive fixe et réglage de la réactive fixe de fin de puissance réglage de la reçue » réactive fixe - « demande puissance réactive fixe de fin de réglage de la puissance réactive fixe reçue » T5– réception de logique confirmation de 1 s 12 la demande de double: réception de la réglage de cos demande de ϕ fixe et de réglage de cos ϕ fin de réglage - « demande fixe et de fin de de cos ϕ fixe de réglage réglage de cos ϕ fixe de cos ϕ fixe reçue »

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique)

Vérification 61850–7–420 de communicatio n Pertinent pour le GSD

Vérification 61850–7–420 de DEROpMode communicatio OpModeConV n 4.7.2.3.2 (Q ar fix)

Vérification 61850–7–420 de DEROpMode communicatio OpModeConP n F 4.7.2.3.2 (Cos ϕ fix)

T5– Information Type de 1 signal

Objectif

Temps de Référence à rafraîchisseme CLC/TS nt maximal 50549-2 ou pertinence

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique)

- « demande de fin de réglage de cos ϕ fixe reçue » T5– réception de la logique confirmation de 1 s Vérification de 61850–7–420 13 demande de double: réception de la communication DEROpMode limitation demande de - « demande Vérification de OpModeMaxVar d'amplitude de la de limitation limitation communication puissance d'amplitude de la d'amplitude réactive et de fin de la puissance de limitation réactive et de fin puissance d'amplitude de la réactive reçue de limitation puissance d'amplitude de la » réactive - « demande puissance réactive de fin de limitation d'amplitude de la puissance réactive reçue » Tableau — Réglage des paramètres de fonctionnement à distance – Information et réglages transmis par le(s) centre(s) de commande à la centrale électrique T6– Paramètre de Type de signal Objectif Temps de Référence à Nœuds 1 fonctionneme fonctionneme CLC/ TS logiques 1 nt nt maximal 50549 -2 ou (pour pertinence l'information, la norme EN 61850 s'applique) T6– autorisation de logique simple: autorisation 1 s Pertinent pour 61850–7–420 2 couplage de le GSD/GST ECPClsAuth - « couplage raccordeme autorisé » nt de la centrale électrique au réseau T6– demande de logique double: découplage 1 s 3 découplage et de la demande de fin centrale de découplage - « demande de électrique

T6– Paramètre de Type de signal Objectif 1 fonctionneme nt

découplage »

- « demande de fin de découplage » logique double:

T6– demande de 4 découplage rapide et demande de fin - « demande de de découplage découplage rapide rapide »

- « demande de fin de découplage rapide»

T6– demande de logique double: 5 limitation de la - « demande de puissance limitation de la active et fin de puissance la demande active » - « fin de la demande de limitation de la puissance active » T6– valeur de - « valeur de 6 limitation de la limitation de la puissance puissance

Temps de Référence à fonctionneme CLC/ TS nt maximal 1 50549 -2 ou pertinence

du réseau fin de l'exigence de découplage de la centrale électrique du réseau découplage 100 ms (aussi de la rapidement centrale que électrique techniquement du réseau réalisable) aussi rapidement que la technique le permet fin de l'exigence de découplage rapide de la centrale électrique du réseau Cette 1s commande indique à la centrale électrique la limitation de la puissance active qu'elle est autorisée à générer réglage de 1 s la puissance active

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique)

F.2 (déclencheme nt par téléaction)

Pertinent pour 61850–7–420 le GSD

Pertinent pour 61850–7–420 le GSD

T6– Paramètre de Type de signal Objectif 1 fonctionneme nt

active

Temps de Référence à fonctionneme CLC/ TS nt maximal 1 50549 -2 ou pertinence

maximale autorisée à être générée par la centrale électrique T6– demande de logique double: Cette 1s 7 réglage de la - « demande de commande puissance réglage de la indique à la réactive fixe et puissance centrale fin de la réactive fixe » électrique demande un réglage à - « fin de la appliquer demande de réglage de la pour la puissance puissance réactive fixe » réactive qu'elle doit générer T6– valeur de - « valeur de réglage de 1 s 8 puissance puissance la puissance réactive fixe réactive fixe » réactive à être générée par la centrale électrique T6– demande de logique double: Cette 1s 9 réglage de cos - « demande de commande ϕ fixe et fin de réglage de cos ϕ indique à la la demande fixe » centrale électrique - « fin de la un réglage à demande de réglage de cos ϕ appliquer pour le cos fixe » ϕ qu'elle doit fournir T6– valeur de cos - « valeur de cos réglage du 1 s 10 ϕ fixe ϕ» cos ϕ à fournir par la centrale électrique T6– demande de logique double: Cette 1s 11 limitation de - « demande de commande

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique)

active »

4.7.2.3.2 (Q fix)

61850–7–420 DEROpMode OpModeConV ar

4.7.2.3.2 (Q fix)

61850–7–420 DEROpMode OpModeConV ar

4.7.2.3.2 (Cos ϕ fix)

61850–7–420 DEROpMode OpModeConP F

4.7.2.3.2 (Cos ϕ fix)

61850–7–420 DEROpMode OpModeConP F

Pertinent 61850–7–420 pour le GSD DEROpMode

T6– Paramètre de Type de signal Objectif 1 fonctionneme nt

limitation de la puissance réactive » - « fin de la demande de limitation de la la puissance puissance réactive et fin réactive » de la demande

Temps de Référence à fonctionneme CLC/ TS nt maximal 1 50549 -2 ou pertinence

indique à la centrale électrique une limitation d’amplitude T6– valeur de - « valeur de réglage de 1 s 12 limitation de limitation de la la puissance la puissance puissance réactive réactive réactive » maximale autorisée à être générée par la centrale électrique T6– Définir une « Code de la définition 1 s 13 courbe courbe » de la courbe pour la « Points de la régulation courbe » « Unités d’entrée de la puissance » « Réf. de sortie » réactive, « Gradients de selon la tension ou montée en la puissance puissance » active. T6– Sélectionner « Code de la adoption 1s 14 une courbe courbe » d'une nouvelle « Activer/Désactiv courbe ou activation er » ou « Type de fonctionnement désactivatio n de la » régulation « Temps de après la transition » courbe

Nœuds logiques (pour l'information, la norme EN 61850 s'applique)

OpModeMaxV ar

Pertinent 61850–7–420 pour le GSD DEROpMode OpModeMaxV ar

Pertinent TR 61850-90-7 pour le GSD LN: FMAR 4.7.2.3.3 et (nouveau) 4.7.2.3.4

Pertinent TR 61850-90-7 pour le GSD LN: DGSM 4.7.2.3.3 et (nouveau) 4.7.2.3.4

T6– Signal de logique activer ou 1s F.2 15 déverrouillage double: désactiver la (basculement de tension « fenêtre de fenêtre de 100 ms (aussi sur une plage pour une protection de rapidement de fréquences fenêtre de fréquences étroites activée fréquences que fréquences étroites » techniquement étroites) étroites réalisable) « fenêtre de fréquences étroites désactivée » Le temps de fonctionnement maximal correspond à la durée maximale entre la réception de la commande par la centrale électrique et le début de l'activation. La présente annexe donne un aperçu de tous les paramètres utilisés dans la présente Norme européenne, mentionne la plage de valeurs et les valeurs par défaut indiquées dans cette même norme, et fournit une colonne propre aux valeurs spécifiques exigées par un GSD et la partie responsable. La colonne « Réf. » précise si un paramètre est adapté au RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631, et indique par ailleurs le type de module de production pour lequel le paramètre est adapté. Si « n.a. » est défini, le paramètre concerné n’est pas applicable pour le RÈGLEMENT de la COMMISSION 2016/631, mais est introduit dans l’EN 50549-2 pour des raisons de gestion locale du réseau du GSD, et n’est pas considéré comme un sujet transfrontalier. Tableau C.1 — Tableau de paramètres Article(s) / Exigen Plage typique de Valeur par paragraphe(s) de Réf. Paramètre ce du valeurs défaut la présente EN GSD 4.4.2 Plage de A,B 47,0 – 47,5 Hz Durée 0 s – 20 s 0s fréquence A,B 47,5 – 48,5 Hz Durée 30 min – 90 min 30 min d’exploitation A,B 48,5 – 49,0 Hz Durée 30 min – 90 min 30 min A,B 49,0 – 51,0 Hz Durée non configurable non limité A,B 51,0 – 51,5 Hz Durée 30 min – 90 min 30 min A,B 51,5 – 52 Hz Durée 0 min – 15 min 0 s 4.4.3 Exigences A,B Seuil de réduction 49 Hz – 49,5 Hz 49,5 Hz minimales pour la A,B Taux maximal de 2 – 10 % PM/Hz 10 % PM/Hz fourniture de réduction puissance active dans des situations de sous- fréquence 4.4.4 Plage de n.a. Limite supérieure non configurable 110 % Uc tension n.a. Limite inférieure non configurable 90 % Uc d’exploitation continue 4.5.2 Immunité au A,B Capacité de tenue ROCOF non définie 2 Hz/s taux de variation (définie avec une fenêtre 1 Hz/s de la fréquence glissante de mesure de 500 (ROCOF) ms) technologie de production non synchrone: technologie de production synchrone

Tableau C.1 — Tableau de paramètres Article(s) / Plage typique de paragraphe(s) de Réf. Paramètre valeurs la présente EN 4.5.3.2 Centrale B Temps maximal de reprise non définie électrique avec de la puissance (électrique) technologie de B Gabarit tension-temps voir Figure 6. production non synchrone

4.5.3.3 Centrale électrique avec technologie de production synchrone

B B

Temps maximal de reprise non définie de la puissance (électrique) Gabarit tension-temps voir Figure 7.

4.5.4 Tenue aux pics de tension (OVRT)

n.a.

Gabarit tension-temps

4.6.1 Réponse en puissance à la surfréquence

A,B Fréquence de seuil f1 A,B Statisme A,B Référence de puissance

n.a. n.a.

Retard intentionnel Seuil de désactivation fstop

Exigen Valeur par ce du défaut GSD 1s Temps U [s] [p.u.] 0,0 0,2 0,15 0,2 1,5 0,85 180 0,85 180 0,9 3s

Temps U [s] [p.u.] 0,0 0,3 0,15 0,3 0,15 0,7 0,7 0,7 1,5 0,85 180 0,85 180 0,9 non Temps U configurable [s] [p.u.] 0,0 1,25 0,1 1,25 0,1 1,20 5,0 1,20 5,0 1,15 60 1,15 60 1,10 50,2 Hz – 52 Hz 50,2 Hz 2 % – 12 % 5% PM | Pmax Pmax, pour les technologies de production synchrones et EESS PM pour les technologies de production non synchrones 0s–2s 0s 50,0 Hz – f1 Désactivée

Tableau C.1 — Tableau de paramètres Article(s) / Exigen Plage typique de Valeur par paragraphe(s) de Réf. Paramètre ce du valeurs défaut la présente EN GSD n.a. Délai de désactivation tstop 0 s – 600 s A Acceptation d’un oui | non oui découplage étagé 4.6.2 Réponse en n.a. Fréquence de seuil f1 49,8 Hz – 46 Hz 49,8 Hz puissance à la sous- n.a. Statisme 2 – 12 % 5% fréquence n.a. Référence de puissance PM | Pmax Pmax n.a. Retard intentionnel 0s–2s 0s 4.7.2.2 Capacités B Plage de puissance réactive 0 – 0, 33 0,33 surexcitée B Plage de puissance réactive 0 – 0, 33 0,33 sous-excitée 4.7.2.3 Modes de n.a. Mode de commande activé Point de Point de commande consigne Q consigne Q Q(U) Q(P) Point de consigne cos ϕ cos ϕ (P) n.a. Point de consigne Q et 0 –33 % PD 0 excitation 4.7.2.3.2 Modes n.a. Point de consigne cos ϕ et 1 – 0,9 1 de commande du excitation point de consigne 4.7.2.3.3 Mode de n.a. Courbe caractéristique commande asservi n.a. Constante de temps 3 s – 60 s 10 s à la tension n.a. Cos ϕ min. 0,0 – 1 0,9 n.a. Puissance de verrouillage 0 % – 20 % Désactivée n.a. Puissance de 0 % – 20 % Désactivée déverrouillage 4.7.2.3.4 Mode de n.a. Courbe caractéristique commande asservi à la puissance 4.7.4.2.1 Soutien B Activation activer | désactivé de la tension lors désactiver de défauts et B Surtension de la plage de 100 % Uc – 120 110 % Uc d’échelons de tension statique % Uc tension B Sous-tension de la plage 80 % Uc – 100 % 90 % Uc Généralités de tension statique Uc B Plage d’insensibilité de 0 % – 15 % 5% ∆U50per B Gradient k1 0–6 2 B Gradient k2 0–6 2

4.7.4.2.1.2 Modes n.a. facultatifs n.a. n.a. 4.7.4.2.2 Mode de n.a. courant nul pour les technologies de production n.a. utilisant un convertisseur 4.9.3 Exigences concernant la B protection en B tension et en fréquence B B B B B B B B B B B B B

Priorité de la puissance active: Limitation du courant réactif [% courant assigné] Seuil de courant nul: Activation

activer | désactiver 0 %–100 %

désactivée désactivée

20 % Uc – 100 % désactivée Uc activer | désactivée désactiver

Sous-tension de la plage 20 % Uc – 100 % 50 % Uc de tension statique Uc Seuil de sous-tension 1 Seuil de temps de fonctionnement de soustension 1 Seuil de sous-tension 2 Seuil de temps de fonctionnement de soustension 2 Seuil de surtension 1 Seuil de temps de fonctionnement de surtension 1 Seuil de surtension 2 Seuil de temps de fonctionnement de surtension 2 Protection de seuil de surtension moyennée sur 10 min Seuil de sous-fréquence 1

0,2 Uc – 1 Uc 0,1 s – 100 s 0,2 Uc – 1 Uc 0,1 s – 5 s 1,0 Uc – 1,2 Uc 0,1 s – 100 s 1,0 Uc – 1,3 Uc 0,1 s – 5 s 1,0 Uc – 1,15 Uc 47,0 Hz – 50,0 Hz 0,1 s – 100 s

Seuil de temps de fonctionnement de sousfréquence 1 Seuil de sous-fréquence 2 47,0 Hz – 50,0 Hz Seuil de temps de 0,1 s – 5 s fonctionnement de sousfréquence 2 Seuil de surfréquence 1 50,0 Hz – 52,0 Hz Seuil de temps de 0,1 s – 100 s fonctionnement de surfréquence 1

B

Seuil de surfréquence 2

B

Seuil de temps de fonctionnement de surfréquence 2 Seuil de protection à 20 % – 100 % minimum de tension directe Temps de fonctionnement 0,2 s – 100 s de protection à minimum de tension directe Seuil de protection à 1 % – 100 % maximum de tension inverse Temps de fonctionnement 0,2 s – 100 s de protection à maximum de tension inverse Seuil de protection à 0 % – 100 % maximum de tension homopolaire Temps de fonctionnement 0,2 s – 100 s de protection à maximum de tension homopolaire Mini fréquence 47,0 Hz – 50,0 Hz Maxi fréquence 50,0 Hz – 52,0 Hz Mini tension 50 % Uc – 100 % Uc Maxi tension 100 % Uc – 120 % Uc Temps d'observation 10 s – 600 s Gradient d’augmentation 6 % – 3000 de la puissance active %/min Mini fréquence 47,0 Hz – 50,0 Hz Maxi fréquence 50,0 Hz – 52,0 Hz Mini tension 50 % – 100 % Uc Maxi tension 100 % – 120 % Uc Temps d'observation 10 s – 600 s Gradient d’augmentation 6 % – 3000 de la puissance active %/min Commande à distance de oui | non l’interface logique Commande à distance oui | non NOTE: Si oui, une

B B B B B B 4.10.2 Recouplage B automatique après déclenchement B B B B B 4.10.3 Démarrage de la production d'électricité

A,B A,B A,B A,B A,B A,B

4.11.1 Interruption A,B de puissance active 4.11.2 Réduction de B la puissance active à

50,0 Hz – 52,0 Hz 0,1 s – 5 s

49,5 Hz 50,2 Hz 90 % Uc 110 % Uc 60 s 10 %/min 49,5 Hz 50,1 Hz 90 % Uc 110 % Uc 60 s désactivé Non Non

un point de consigne 4.12 Échange d’informations à distance

définition supplémentaire est fournie par le GSD B Échange d’informations à oui | non Non distance exigé NOTE: Si oui, une définition supplémentaire est fournie par le GSD La présente annexe donne un aperçu des exigences et recommandations nationales supplémentaires applicables aux centrales électriques. Les centrales électriques doivent satisfaire à ces exigences nationales. Cette liste est uniquement informative, n’est pas exhaustive, et peut être obsolète. Le producteur est tenu de vérifier que toutes les exigences applicables sont satisfaites. Des informations complémentaires peuvent également être consultées à la page de surveillance de la mise en œuvre du code réseau de l’ENTSO-E http://www.entso-e.eu -> PROJECTS-> Connection Code – Active Library (projets > code de connexion - bibliothèque active) Ou à l’adresse https://docs.entsoe.eu/cnc-al/ NOTE : L’adresse web peut avoir été modifiée. Tableau — Liste des exigences nationales applicables aux centrales électriques Pays Documents applicables Autriche TOR D4 Technical and organisational rules by e-control Part D: Special technical rules Section D4: Operation of generating stations in parallel with distribution networks Belgique C10 Specifieke technische aansluitingsvoorschriften voor gedecentraliseerde productie installaties die in parallel werken met het distributienet. Prescriptions techniques spécifiques de raccordement d’installations de production décentralisée fonctionnant en parallèle sur le réseau de distribution Danemark TF 3.2.1 for anlæg til og med 11 kW Tillæg til teknisk forskrift 3.2.1 for anlæg til og med 11 kW. TF 3.2.2 for solcelleanlæg større end 11 kW TF 3.2.3 for solcelleanlæg større end 11 kW TF 3.2.5 for solcelleanlæg større end 11 kW France à l'étude Allemagne VDE-AR-N 4100 Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Niederspannungsnetz und deren Betrieb VDE-AR-N 4105 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz VDE-AR-N 4110 Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz und deren Betrieb Grande-Bretagne ER G59 ER G83

Pays

Documents applicables ER G99 (post May 2019) ER G98 (post May 2019) Italie CEI 0-16 CEI 0-21 Lettonie Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes noteikumi “Sistēmas pieslēguma noteikumi elektroenerģijas ražotājiem” (Règles pour un raccordement système pour les producteurs d’électricité, émises par la commission nationale des services publics) Roumanie ANRE Order no. 30/2013 – Technical Norm – Technical Requirements for connecting photovoltaic power plants to public electrical network; ANRE Order no. 51 /2009 - Technical Norm – Technical Requirements for connecting wind power plants to public electrical network; ANRE Order no. 29/2013 – Technical Norm – Addendum to Technical Requirements for connecting wind power plants to public electrical network Slovénie SONDO et SONDSEE (Règles nationales slovènes relatives au raccordement et au fonctionnement des générateurs dans le réseau de distribution) Suisse NA/EEA-CH, Paramètres nationaux de Suisse La détection de perte de réseau et la sécurité globale du système électrique comportent des exigences conflictuelles. D'une part, la fréquence est une caractéristique commune dans une zone synchrone interconnectée. Comme elle affecte simultanément toutes les centrales électriques connectées, les exigences relatives à la fréquence visent à assurer la sécurité globale du système électrique. Compte tenu de la part de la production distribuée dans la production globale, ces centrales électriques sont réputées avoir la capacité de fonctionner dans une large plage de fréquence pendant une durée définie afin d'éviter un découplage massif. Elles sont également en mesure de participer activement au réglage de la fréquence du réseau par une réponse choisie aux variations de fréquence. D'autre part, les caractéristiques qui dépendent de la fréquence peuvent être utilisées pour détecter des situations d'îlotage non intentionnel afin de découpler les unités de production (voir 4.9 et 4.9.4 plus spécifiquement). Ceci est essentiel pour limiter le risque de dommages aux équipements (dans les installations du producteur comme dans le réseau de distribution) à cause:  

des cycles de réenclenchement (automatique) qui « provoquent » un réenclenchement en discordance de phases; d’une non-conformité à l’EN 50160.

En outre, les caractéristiques qui dépendent de la fréquence permettent les travaux de maintenance par suite d'un découplage intentionnel d'une section du réseau de distribution. En cas de mise en œuvre sans aucune précaution, la large plage de fréquence d’exploitation et la réponse active aux écarts de fréquence ont un impact négatif sur la détection d'îlotages non intentionnels à l'aide de caractéristiques qui dépendent de la fréquence. À présent, les situations d'îlotage constatées se produisent à des moments auxquels la charge et la

production sont assez équilibrées, ce qui limite la probabilité de ce genre d'événement. L'utilisation de la réponse en puissance active aux écarts de fréquence combinée à une plage de fréquence d’exploitation plus large (et des réglages de protection larges) rend l'équilibre charge-production plus probable. Par conséquent, un îlotage non intentionnel stable peut se produire, notamment dans des situations dans lesquelles la production est supérieure à la consommation. La présente Norme européenne identifie plusieurs approches afin de combiner les enjeux de la sécurité globale du système électrique et la détection d'un îlotage non intentionnel:  

un retard intentionnel dans l'activation de la réponse à l’écart de fréquence dans le temps nécessaire pour que la détection de l'îlotage fonctionne (voir 4.6.1 et 4.6.2); l'activation possible d'une fenêtre de fréquences étroites (par exemple, 49,8 Hz – 50,2 Hz) dans la protection de découplage en cas d'événement local (et non pas un événement global lié au système électrique) (voir 4.9.4.3);

et, élément facultatif pour toutes les unités de production, 

l'immunité au réenclenchement en discordance de phases (voir 4.8 et 4.9) ou aux solutions analogues.

D'autres possibilités existent pour à la fois combiner les intérêts et contrer partiellement l'impact négatif sur la détection d'un îlotage non intentionnel et ses conséquences. Ces possibilités ont toutefois leurs limites et leurs inconvénients et ne peuvent pas être mises en œuvre de façon générale à cause de différentes contraintes (techniques, temporelles, économiques, etc.). Certaines de ces possibilités sont énumérées ci- dessous :    

autres méthodes de détection de l'îlotage, non fondées sur la fréquence, y compris le déclenchement par téléaction; réenclenchement assujetti à la tension; commande à distance des centrales électriques ou des charges, par exemple, pendant des travaux de maintenance; mise à la terre multiphase de l'îlotage

F.1 - Introduction F.1.1 - Généralités Le traitement des situations d'îlotage potentielles constitue un sujet principal lorsqu'il s'agit d'étudier les stratégies de protection des réseaux de distribution. Certains aspects généraux sont soulignés tout d'abord comme une introduction aux exemples de stratégies appliquées dans deux pays différents.

F.1.2 - Dispositions générales L'îlotage en tant que tel ne constitue pas un fonctionnement indésirable. Les situations d'îlotage, notamment, dues à des scenarii tels qu'une perturbation importante, un îlotage intentionnel pendant des travaux de maintenance et le rétablissement du fonctionnement du

réseau après une panne d'électricité de grande ampleur, font partie intégrante des conditions normales de fonctionnement, même si cet îlotage est momentané. Contrairement aux situations d'îlotage susmentionnées, les îlotages indésirables peuvent être caractérisés par un ou plusieurs des facteurs suivants:    

Aucune surveillance des paramètres de réseau au niveau de la section de réseau déconnectée; Impossibilité de détecter qu'une section déconnectée du réseau est sous tension; Unités de production régulant la tension et la fréquence d'une manière non supervisée; Dysfonctionnement du système de protection coordonné.

Qu’un îlotage soit souhaité ou non, il doit être caractérisé à l’avance dans différentes configurations. Dans la plupart des cas, les îlotages dans des réseaux moyenne et basse tension sont considérés comme indésirables.

F.1.3 - Détection des îlotages indésirables Il est difficile, du point de vue de l'unité de production (aussi bien MT que BT) d'identifier de façon fiable les situations d'îlotage indésirables: 





L'impédance de réseau doit être mesurée avec précision dans les parties basse tension du réseau afin d'obtenir un relevé fiable qui peut servir à identifier un changement brusque d'impédance, un déphasage, etc., et ainsi un îlotage. Par ailleurs, la différenciation entre îlotage et commutation du réseau (par exemple, alimentation à rebours) pose problème. La tension et la fréquence peuvent être maintenues dans la zone îlotée dans des plages d'exploitation normale par l'application de méthodes de réglage de la fréquence nécessaires pour optimiser l'interconnexion en état perturbé et le soutien de la tension par l’utilisation de la puissance réactive et active. Les stratégies adoptées dans certains pays, qui utilisent le mesurage des composantes directes, inverses et homopolaires des tensions fondamentales pour différencier les défauts locaux dans les réseaux MT et les perturbations externes issues des niveaux de tension supérieurs à (U n ≥ 110 kV), peuvent provoquer une désagrégation rapide des îlotages indésirables dans la plupart des cas (voir Exemple de stratégie 1). Néanmoins, il existe des situations dans lesquelles même cette méthode peut générer un îlotage prolongé dû, par exemple, à une interruption d'une alimentation MT pour des travaux de maintenance (en l'absence d'un défaut). Pour ce type de cas, il convient toujours de prendre en considération le potentiel d'un îlotage stable (ou l'existence d'un îlotage pendant plusieurs minutes).

Il convient de considérer le risque de déclenchement intempestif ainsi que l'efficacité de la détection des situations d'îlotage.

F.1.4 - Problèmes rencontrés avec un îlotage non contrôlé dans les réseaux MT F.1.4.1 - Sécurité

Lors de l'exécution de travaux de maintenance, il convient de ne pas poser pour hypothèse que la zone déconnectée de réseau est effectivement hors tension. Les cinq règles de sécurité doivent être strictement respectées afin d'éviter des accidents majeurs, notamment la vérification par essai de la « mise sous tension » effective d'un système électrique avant mise à la terre et en court-circuit.     

Déconnecter le réseau; Empêcher tout recouplage; Vérifier par essai l'absence de tensions dangereuses pour l'ensemble des phases; Mettre à la terre et en court-circuit; et Recouvrir ou fermer les parties sous tension voisines.

F.1.4.2 - Paramètres de réseau Dans les situations d'îlotage, ces paramètres restent dans les limites de la plage admissible en raison des dispositifs de protection existants des unités de production concernant la fréquence et la tension du réseau. Un écart par rapport à l'angle entre les phases (120°), le papillotement et les niveaux d'harmoniques ne font pas l'objet d'une vérification par essai. Ces derniers peuvent générer des surintensités, notamment dans le cas de machines électriques triphasées à connexion directe. Un dommage potentiel peut se produire du fait d'un courant absorbé plus élevé.

F.1.4.3 - Manœuvres de réenclenchement Le phaseur de tension dans l'îlotage n'est pas synchronisé avec le réseau principal. Cette situation peut générer des courants transitoires élevés, ainsi que des variations de tension et des déphasages lors du recouplage automatique d'un îlotage non détecté, par commande à distance ou manuellement. Ceci constitue un risque pour les machines électriques, y compris le commutateur qui effectue le recouplage, et les trains d'entraînement associés des machines ou les générateurs amont des unités de production. Étant donné qu’il n’y a pas, dans la zone îlotée, de réglage centralisé de la fréquence et de la tension, et qu'il n'y a aucun mesurage de la tension au disjoncteur (= commutateur de couplage) dans les zones îlotées indésirables, aucune resynchronisation correcte en phase ne peut être effectuée.

F.1.4.4 - Protection des îlotages contre les surintensités Lorsque l'alimentation du réseau îloté s'effectue principalement au moyen de sources d'énergie fondées sur un convertisseur, un courant de court-circuit suffisamment élevé fait défaut, pour déclencher les dispositifs de protection existants aux niveaux BT et MT (distance et protection contre les surintensités) dans le cas de défauts. Préalablement à l'îlotage, la puissance de court-circuit était fournie par un transformateur de puissance par le réseau haute tension. Par conséquent, il peut arriver que la zone îlotée ne soit protégée que contre les dysfonctionnements dus aux défauts du réseau. Dans le cas d'un court- circuit, un fonctionnement continu ne peut être prévu du fait de l'alimentation non équilibrée. Il est plus difficile de localiser le défaut, du fait de l'absence de déclenchement (sélectif) des dispositifs de protection du système électrique.

F.1.4.5 - Protection contre les défauts phase-terre

Dans le cas de présence d'un îlotage électrique dans un réseau moyenne tension, les conditions de mise à la terre varient de manière significative, étant donné que les mesures de traitement du point neutre (bobine de Petersen, mise à la terre de faible résistance, etc.) sont généralement mises en œuvre dans le poste de transformation. L'absence de connexion galvanique entre le défaut et le point neutre au poste dans une situation d'îlotage peut entraîner un fonctionnement continu avec un défaut à la terre, générant des risques pour la vie humaine par l'application de tensions de pas et de contact. Par conséquent, il convient généralement d'éviter les îlotages de réseau sans commande et surveillance, de préférence de manière automatique.

F.2 - Exemple de stratégie 1 En Italie, le réenclenchement automatique des alimentations MT est généralement appliqué. De plus, une automatisation complète du réseau MT réagissant à tout type de défaut (tri, bi et monophasé à la terre et défauts multiples) est également effective. Le schéma d'automatisation est fondé uniquement sur des automates et des mesures locaux. La fenêtre de fréquences étendue réglée sur les relais de protection de découplage, associée aux capacités UVRT et OVRT de la centrale électrique et au mode sensibilité à la fréquence, rend très probable un îlotage non contrôlé. Alimenté à la fois par les centrales électriques connectées en MT et en BT, un îlotage peut perdurer après l'occurrence de défauts et une manœuvre de commutation sans défaut (nécessaire pour l’exploitation). Dans ces situations, un réenclenchement peut être déclenché de manière automatique ou à distance. Sur les réseaux non synchrones, par exemple, dans le cas d'une opposition de phases, ou avec un angle entre les phaseurs de tension de deux parties de réseau supérieur à 45°, un réenclenchement peut occasionner des dommages tant aux biens du client qu'aux biens du GSD. De plus, la partie en îlotage du réseau n'est ni contrôlée ni protégée contre tout défaut, quel qu'il soit. Deux solutions ont été définies, selon la disponibilité d'un réseau de communication adapté: 1. a. En l'absence de réseau de communication: 1. 1. Lorsque le réglage local est défini sur LOW (0), la fenêtre de fréquences étendue est activée, sauf en cas de détection d'un défaut au niveau MT. Ensuite, la fenêtre de fréquences étroites est activée par la fonction de déverrouillage voltmétrique (voir Figure F.1). Dans cette dernière situation, il est prévu une augmentation momentanée de la sensibilité des relais de protection de découplage de toutes les centrales électriques connectées à un transformateur HT/MT unique. Cette solution peut ne pas éviter entièrement les îlotages dans le cas de manœuvres de commutation intentionnelles sans défaut. 2. 2. Lorsque le réglage local est défini sur HIGH (1), la fenêtre de fréquences étendue est toujours activée, indépendamment du résultat de la fonction de déverrouillage voltmétrique (ANSI CODE 81V). 2. b. En présence d'un réseau de communication: 1. 1. Le réglage local doit être défini sur LOW (0); 2. 2. Un déclenchement par téléaction permet le déclenchement du relais de protection de découplage, lorsque le réseau de communication fonctionne correctement. Lors d'un dysfonctionnement de communication, la fenêtre de fréquences étroites du relais de protection de découplage est activée par la fonction de déverrouillage voltmétrique (ANSI CODE 81V), en cas de détection d'un défaut au niveau MT, comme décrit dans la situation a.1. cidessus.

Le CODE ANSI fait référence aux numéros de dispositifs standards conformément à la norme IEEE C37.2. Dans le cas de centrales électriques connectées en MT, la fonction de déverrouillage voltmétrique peut être intégrée au relais de protection de découplage ou exécutée par un dispositif distinct. Dans le cas d'un relais de protection de découplage raccordé en BT, la fonction de déverrouillage voltmétrique doit être exécutée par un dispositif distinct installé par le GSD sur le côté MT du transformateur de distribution MT/BT et le signal d'activation de la fenêtre de fréquences étroites est transmis aux centrales électriques connectées en BT par le biais d'un réseau de communication adapté (par exemple, au moyen d'un courant porteur en ligne dans la plage de fréquences comprise entre 3 kHz et 95 kHz). Les dispositions typiques des fonctions de protection internes au relais de protection de découplage sont représentées dans le schéma de la Figure F.1, tandis que les réglages typiques correspondants sont indiqués dans le Tableau F.1.

Anglais Français Voltage measurement Mesurage de la tension Voltmetric unlock function (ANSI CODE 81V) Fonction de déverrouillage voltmétrique (CODE ANSI 81V) Reset time setting 1 = default setting 200 ms Réglage de temps de retour 1 = réglage par (see NOTES) défaut 200 ms (voir NOTES) Maximum residual voltage (ANSI CODE 59V0) Tension résiduelle maximale (CODE ANSI 59V0) Maximum inverse sequence voltage (ANSI Tension inverse maximale (CODE ANSI

Anglais Français CODE 59Vi) 59Vi) Minimum direct sequence voltage (ANSI CODE Tension directe minimale (CODE ANSI 27 27 Vd) Vd) Local setting Réglage local Transfer trip Déclenchement par téléaction OR OU Maximum voltage 1st threshold (ANSI CODE 1 er seuil de tension maximale (CODE ANSI 59.S1) 59.S1) Minimum voltage 2d threshold (ANSI CODE 2 e seuil de tension minimale (CODE ANSI 27.S2) 27.S2) Maximum voltage 2d threshold (ANSI CODE 2 e seuil de tension maximale (CODE ANSI 59.S2) 59.S2) Minimum voltage 1st threshold (ANSI CODE 1 er seuil de tension minimale (CODE ANSI 27.S1) 27.S1) Minimum frequency 2nd threshold (ANSI 2 e seuil de fréquence minimale (CODE ANSI CODE 81 .S2) Minimum frequency 1st threshold (ANSI CODE 1 er seuil de fréquence minimale (CODE 81.S1 ) Reset time setting 2 = default setting 1s (see Réglage de temps de retour 2 = réglage par NOTES) défaut 1s (voir NOTES) AND ET Interface Circuit Breaker loss of voltage tripping Perte de tension de la bobine de coil déclenchement du disjoncteur de découplage Interface Protection Relay trip Déclenchement du relais de protection de découplage Figure F.1 — Schéma typique du relais de protection de découplage dans la solution italienne Le temps de retour 1 est nécessaire pour éviter tout démarrage et tout retour en cas de défauts d'arc. Le temps de retour 2 est lié au cycle de réenclenchement/automatisation du GSD et à la temporisation associée. Tableau F.1 — Fonctions typiques de protection et régulations associées relatives aux relais de protection de découplage dans la solution italienne Protection function Default Default relay operate Maximum opening time of threshold time the ourtput break circuit value (interface CB with tripping command operated from a voltage absence coil) Maximum voltage U>. SI 1,10Vn Start time 3 s, not Depending on voltage (ANSI CODE 59. SI), 10 adjustable. Delay values du ring the moving minutes mean function timesetting = 0 ms window. Maximun 603,70 (acccrding to EN 61000Depending on s.

Tableau F.1 — Fonctions typiques de protection et régulations associées relatives aux relais de protection de découplage dans la solution italienne Protection function Default Default relay operate Maximum opening time of threshold time the ourtput break circuit value (interface CB with tripping command operated from a voltage absence coil) 4- 30, Class S, but voltagevalues duringthe adopting a moving moving window. window with refresh time Maximum value 603 s. ≤ 3 s) Maximum voltage U>.S2 1,20Vn 200 ms 270 ms (ANSI CODE 59.S2) Minimum voltage 0,85 Vn 1500 ms 1570 ms U (indicative, (ANSI CODE 81V): 0 (1) (ANSI CODE 59 Vi) dependingon ms (equal to start time: the Network) 70 ms) Minimum direct sequence 70%Vn/En (5) For voltmetric unlock use Equal to start time voltage Ud< (ANSI (indicakive, (ANSI CODE 81V): 0 CODE 27 Vd) (1) dependingon ms [equal to start time:70 the network) ms) Transfertrip .S2 (ANSI CODE Tension maximale U>.S2 (CODE ANSI 59.S2) 59.S2) Minimum voltage U (CODE ANSI (ANSI CODE 59 Vi) 59 Vi) 15% Vn/En (indicative, depending on the 15% Vn/En (indicative, dépend du réseau) network) For voltmetric unlock use (ANSI CODE À des fins de déverrouillage voltmétrique 81V):0 ms (equal to start time: 70 ms) (CODE ANSI 81V): 0 ms (égal au temps de démarrage: 70 ms) Equal to start time Égal au temps de démarrage Minimum direct sequence voltage Ud< (ANSI Tension directe minimale Ud< (CODE ANSI CODE 27 Vd) 27 Vd) 70% Vn/En (indicative, depending on the 70% Vn/En (indicative, dépend du réseau) network) Transfer trip Déclenchement par téléaction (1) Threshold active only for inverters and (1) Seuil actif uniquement pour les onduleurs et rotating generators connected to distribution les générateurs tournants raccordés au réseau network with AC/AC converters. For rotating de distribution avec des convertisseurs courant generators directly connected U