27.4.2016   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 112/1

(1)

L'achèvement rapide d'un marché intérieur de l'énergie pleinement fonctionnel et interconnecté est crucial pour réaliser les objectifs de maintien de la sécurité d'approvisionnement énergétique, de renforcement de la compétitivité et de garantie de prix abordables pour le consommateur.

(2)

Le règlement (CE) no 714/2009 énonce des règles non discriminatoires régissant l'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité, en vue de garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité. En outre, l'article 5 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (2) fait obligation aux États membres ou, lorsque les États membres l'ont décidé, aux autorités de régulation de veiller à ce que des règles techniques objectives et non discriminatoires soient élaborées afin d'établir des exigences techniques minimales en matière de conception et de fonctionnement du raccordement au réseau. Lorsque les exigences établissent les conditions de raccordement aux réseaux nationaux, l'article 37, paragraphe 6, de cette même directive confère la responsabilité aux autorités de régulation de fixer ou d'approuver au moins les méthodes utilisées pour calculer ou établir ces conditions. Afin d'assurer la sûreté du système au sein du réseau de transport interconnecté, il est essentiel de définir une conception commune des exigences applicables aux unités de production d'électricité. Les exigences qui contribuent à assurer, à maintenir et à restaurer la sûreté du réseau afin de faciliter le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité au sein des zones synchrones et entre ces zones, et de parvenir à l'efficacité en termes de coûts, devraient être considérées comme des questions transfrontalières liées aux réseaux et comme des questions liées à l'intégration du marché.

(3)

Il convient d'établir des règles harmonisées concernant le raccordement au réseau des unités de production d'électricité, afin de disposer d'un cadre juridique clair pour les raccordements au réseau, de faciliter les échanges d'électricité dans toute l'Union, de garantir la sûreté du réseau, de faciliter l'intégration des sources d'électricité renouvelables, de renforcer la concurrence et de permettre une utilisation plus efficiente du réseau et des ressources, pour le bénéfice des consommateurs.

(4)

La sûreté du réseau dépend en partie des capacités techniques des unités de production d'électricité. Par conséquent, une coordination régulière à l'échelon des réseaux de transport et de distribution et des performances adéquates des équipements raccordés à ces réseaux, avec une robustesse suffisante pour faire face aux perturbations et contribuer à prévenir toute rupture majeure d'approvisionnement ou pour faciliter la reconstitution du réseau après un effondrement, constituent des préalables fondamentaux.

(5)

Le réseau ne peut fonctionner de manière sûre que si les propriétaires d'installations de production d'électricité et les gestionnaires de réseau coopèrent étroitement. En particulier, le fonctionnement du réseau en conditions dégradées dépend de la réponse des unités de production d'électricité aux écarts par rapport aux valeurs de référence 1 per unit (pu) de la tension et de la fréquence nominale. Dans le contexte de la sûreté du réseau, les réseaux et les unités de production d'électricité devraient être considérés comme formant une seule entité du point de vue de l'ingénierie du système électrique, étant donné que ces parties sont interdépendantes. De ce fait, il convient de fixer des exigences techniques appropriées pour les unités de production d'électricité, dont le respect conditionne le raccordement au réseau électrique.

(6)

Les autorités de régulation devraient prendre en considération les coûts raisonnables effectivement encourus par les gestionnaires de réseau dans le cadre de la mise en œuvre du présent règlement pour fixer ou approuver les tarifs de transport ou de distribution ou leurs méthodes ou pour approuver les termes et conditions du raccordement et de l'accès aux réseaux nationaux, conformément à l'article 37, paragraphes 1 et 6, de la directive 2009/72/CE et à l'article 14 du règlement (CE) no 714/2009.

(7)

Il existe dans l'Union différents réseaux électriques synchrones possédant des caractéristiques différentes qui doivent être prises en compte lors de la définition des exigences applicables aux producteurs. Il est donc approprié de prendre en considération les particularités régionales lors de l'établissement des règles de raccordement au réseau requises à l'article 8, paragraphe 6, du règlement (CE) no 714/2009.

(8)

Vu la nécessité d'assurer la sécurité juridique, les exigences du présent règlement devraient s'appliquer aux nouvelles installations de production mais pas aux unités de production existantes ni aux unités de production se trouvant à un stade avancé de planification mais pas encore achevées, sauf décision contraire de l'autorité de régulation compétente ou de l'État membre sur la base de l'évolution des exigences applicables au réseau et d'une analyse des coûts et bénéfices exhaustive, ou bien lorsqu'une modernisation substantielle de ces installations de production a été opérée.

(9)

Le caractère significatif des unités de production d'électricité devrait se fonder sur leur taille et leur incidence sur l'ensemble du réseau. Les machines synchrones devraient être classées sur la base de la taille de la machine et inclure tous les éléments d'une installation de production qui fonctionnent normalement ensemble, tels que des alternateurs séparés entraînés par des turbines à gaz et à vapeur séparées relevant d'une seule et même unité à cycle combiné à turbine à gaz. Dans le cas d'une installation comportant plusieurs unités à cycle combiné à turbine à gaz, il convient d'évaluer chacune sur la base de sa taille, et non de la capacité totale de l'installation. Les unités de production d'électricité raccordées de façon non synchrone, lorsqu'elles sont regroupées en une unité économique et qu'elles disposent d'un seul point de raccordement, devraient être évaluées sur la base de leur capacité agrégée.

(10)

Vu les différents niveaux de tension auxquels les producteurs sont raccordés et leur capacité de production maximale, le présent règlement devrait opérer une distinction entre les différents types de producteurs en établissant différents niveaux d'exigences. Le présent règlement ne fixe pas de règles pour déterminer le niveau de tension du point de raccordement auquel l'unité de production d'électricité devrait être raccordée.

(11)

Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type A devraient se situer au niveau de base nécessaire pour garantir les capacités de production avec une fourniture de réponses automatiques limitée et un contrôle minimal par le gestionnaire de réseau. Elles devraient permettre de prévenir toute perte de production à grande échelle dans les plages d'exploitation du réseau, de façon à atténuer au maximum les événements critiques, et prévoir les exigences nécessaires à une intervention de grande ampleur en cas d'événement critique pour le réseau.

(12)

Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type B devraient assurer une plage plus large de réponse dynamique automatique avec une plus grande résilience envers les événements d'exploitation, afin de garantir l'utilisation de cette réponse dynamique et, pour le gestionnaire de réseau, un niveau de contrôle accru et une meilleure information pour l'utilisation des capacités correspondantes. Ces exigences garantissent une réponse automatisée afin d'atténuer l'impact des événements sur le réseau et de maximiser la réponse dynamique au niveau de la production.

(13)

Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type C devraient permettre une réponse dynamique en temps réel précise, stable et contrôlable précisément, visant à assurer les principaux services auxiliaires aux fins de la sécurité d'approvisionnement. Ces exigences devraient couvrir tous les états du réseau et spécifier avec un niveau de détail élevé les interactions entre exigences, fonctions, contrôle et information aux fins de l'utilisation de ces capacités et assurer la fourniture de la réponse en temps réel sur le réseau nécessaire pour prévenir, gérer et traiter les événements sur le réseau. Ces exigences devraient également prévoir que les unités de production aient une capacité suffisante de réponse dans les situations de fonctionnement normal et de fonctionnement perturbé du réseau, et devraient prévoir la fourniture des informations et du contrôle nécessaires pour recourir à la production dans différentes situations.

(14)

Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type D devraient être spécifiquement ciblées sur la production raccordée aux tensions plus hautes et ayant une incidence sur la régulation et l'exploitation de l'ensemble du réseau. Elles devraient garantir une exploitation stable du réseau interconnecté, en permettant l'utilisation à l'échelle de l'Europe des services auxiliaires de la production.

(15)

Les exigences devraient être fondées sur les principes de non-discrimination et de transparence ainsi que sur le principe de l'optimisation entre l'efficacité globale la plus élevée et le coût total le plus bas pour toutes les parties concernées. Les exigences devraient donc tenir compte des différences dans le traitement des technologies de production ayant des caractéristiques intrinsèques différentes, et éviter des investissements inutiles dans certaines zones géographiques afin de tenir compte de leurs particularités régionales respectives. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les gestionnaires de réseau de distribution (GRD), y compris les gestionnaires de réseau fermé de distribution (GRFD), peuvent prendre en compte ces différences lorsqu'ils établissent les exigences conformément aux dispositions du présent règlement, tout en prenant acte du fait que les seuils qui déterminent si un réseau est un réseau de transport ou un réseau de distribution sont fixés au niveau national.

(16)

En raison de son incidence transfrontalière, le présent règlement devrait établir des exigences identiques liées à la fréquence pour tous les niveaux de tension, au moins à l'intérieur d'une même zone synchrone. Cette approche est nécessaire, car, à l'intérieur d'une zone synchrone, une variation de fréquence dans un État membre aurait des répercussions immédiates sur la fréquence dans tous les autres États membres, avec le risque d'endommager des équipements.

(17)

Afin d'assurer la sûreté du réseau, il devrait être possible, pour les unités de production d'électricité de chaque zone synchrone du réseau interconnecté, de rester connectées au réseau dans des plages spécifiées de fréquence et de tension.

(18)

Le présent règlement devrait prévoir des plages de paramètres pour les choix nationaux en matière de tenue aux creux de tension afin d'assurer une approche proportionnée tenant compte des besoins variables des réseaux, liés notamment à la part des sources d'énergie renouvelables (SER), et des systèmes de protection du réseau existants, tant pour le transport que pour la distribution. Vu la configuration de certains réseaux, la limite supérieure pour les exigences de tenue aux creux de tension devrait être de 250 millisecondes. La durée d'élimination d'un défaut la plus courante en Europe étant cependant à l'heure actuelle de 150 millisecondes, l'entité, telle que désignée par l'État membre aux fins de l'approbation des exigences du présent règlement, aura donc une marge de manœuvre pour vérifier si une exigence de durée plus longue est nécessaire avant de l'approuver.

(19)

Lors de la définition des conditions avant défaut et après défaut pour la tenue aux creux de tension, compte tenu des caractéristiques du réseau, notamment de la topologie et de la proportion des moyens de production selon leur énergie primaire, les GRT compétents devraient décider s'il convient de donner la priorité aux conditions d'exploitation avant défaut des unités de production d'électricité ou à des durées d'élimination des défauts plus longues.

(20)

Il est important pour le fonctionnement du réseau interconnecté d'assurer une reconnexion appropriée après une déconnexion incidentelle due à une perturbation sur le réseau. Une bonne protection du réseau est essentielle pour le maintien de sa stabilité et de sa sûreté, en particulier dans le cas où il subit une perturbation. Les systèmes de protection peuvent empêcher l'aggravation des perturbations et limiter leurs conséquences.

(21)

Des échanges d'informations adéquats entre les gestionnaires de réseau et les propriétaires d'installations de production d'électricité constituent un préalable pour permettre aux gestionnaires de réseau d'assurer la stabilité et la sûreté du réseau. Il importe que ces derniers disposent en permanence d'une vue d'ensemble de l'état du réseau, notamment d'informations sur les conditions d'exploitation des unités de production d'électricité, et qu'ils aient la possibilité de communiquer avec celles-ci afin de leur envoyer des instructions opérationnelles.

(22)

Dans les situations d'urgence susceptibles de compromettre la stabilité et la sûreté du réseau, les gestionnaires de réseau devraient avoir la possibilité, afin d'être en mesure d'honorer leurs responsabilités en matière de sûreté de réseau, de donner l'instruction d'ajuster la production des unités de production d'électricité.

(23)

Les plages de tension devraient être coordonnées entre les réseaux interconnectés, car elles sont cruciales pour planifier et exploiter de manière sûre le réseau électrique d'une zone synchrone. En effet, les déconnexions dues à des perturbations de la tension ont un impact sur les réseaux voisins. Ne pas spécifier de plages de tension pourrait créer d'importantes incertitudes pour la planification et l'exploitation eu égard aux conditions d'exploitation s'écartant de la normale.

(24)

Les besoins de capacité en puissance réactive dépendent de plusieurs facteurs, notamment le degré de maillage du réseau et le rapport entre la puissance injectée et la consommation, qu'il convient de prendre en compte lors de la définition des exigences en matière de puissance réactive. Lorsque les caractéristiques régionales du réseau varient au sein de la zone de responsabilité d'un gestionnaire de réseau, il pourrait être approprié de définir plusieurs diagrammes. La production de puissance réactive en situation de tensions élevées (fourniture) et la consommation de puissance réactive en situation de tensions basses (absorption) pourraient ne pas être nécessaires. Des exigences en matière de puissance réactive pourraient en effet imposer des contraintes sur la conception et l'exploitation des installations de production d'électricité. Il importe donc que les capacités réellement requises pour le bon fonctionnement du réseau soient évaluées de manière approfondie.

(25)

Les unités de production d'électricité synchrones ont une capacité intrinsèque à résister aux variations de fréquence ou à les ralentir, ce qui n'est pas le cas de nombreuses technologies liées aux SER. Il convient donc d'adopter des mesures palliatives, afin d'éviter une augmentation des vitesses de variation de la fréquence en période de forte production à partir des SER. La fourniture d'inertie synthétique pourrait faciliter la poursuite du développement des SER, lesquelles ne contribuent pas naturellement à l'inertie.

(26)

Il convient d'instaurer des essais de conformité appropriés et proportionnés afin que les gestionnaires de réseau puissent garantir la sûreté de fonctionnement.

(27)

Afin de garantir la pleine intégration du marché, les autorités de régulation, les États membres et les gestionnaires de réseau devraient veiller à ce que les exigences en matière de raccordement au réseau soient harmonisées dans la mesure du possible au cours de leur processus d'élaboration et d'approbation. Les normes techniques bien établies devraient être particulièrement prises en considération aux fins de l'élaboration des exigences applicables au raccordement.

(28)

Le présent règlement devrait également prévoir une procédure de dérogation aux règles afin de tenir compte des particularités locales, lorsque par exemple, de manière exceptionnelle, le respect de ces règles pourrait menacer la stabilité du réseau local ou lorsque l'exploitation sûre d'une unité de production d'électricité serait de nature à imposer des conditions d'exploitation non conformes au présent règlement. Dans le cas d'installations particulières de production combinée de chaleur et d'électricité, qui comportent des avantages supplémentaires en termes d'efficacité, l'application des règles énoncées dans le présent règlement pourrait aboutir à des coûts disproportionnés et entraîner la perte de ces gains d'efficacité.

(29)

Sous réserve de l'approbation par l'autorité de régulation compétente, ou d'une autre autorité si des dispositions en ce sens s'appliquent dans un État membre, les gestionnaires de réseau devraient être autorisés à proposer des dérogations pour certaines classes d'unités de production d'électricité.

(30)

Le présent règlement est adopté sur la base du règlement (CE) no 714/2009, qu'il complète et dont il fait partie intégrante. Les références faites au règlement (CE) no 714/2009 dans d'autres actes juridiques devraient également s'entendre comme des références au présent règlement.

(31)

Les mesures prévues par le présent règlement sont conformes à l'avis du comité visé à l'article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,

1)

«entité», une autorité de régulation, une autre autorité nationale, un gestionnaire de réseau ou un autre organisme public ou privé désignés en vertu du droit national;

2)

«zone synchrone», une zone couverte par des GRT interconnectés de manière synchrone, telle que les zones synchrones de l'Europe continentale, de la Grande-Bretagne, de l'Irlande et de l'Irlande du Nord et des pays nordiques, ainsi que les réseaux électriques de l'Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie, dénommées ensemble «Baltique», qui font partie d'une zone synchrone plus vaste;

3)

«tension», la différence de potentiel électrique entre deux points mesurée à partir de la valeur efficace de la tension directe entre phases à la fréquence fondamentale;

4)

«puissance apparente», le produit de la tension et du courant à la fréquence fondamentale, et de la racine carrée de trois dans le cas des systèmes triphasés, habituellement exprimée en kilovolt-ampères (kVA) ou en mégavolt-ampères (MVA);

5)

«unité de production d'électricité», une unité de production d'électricité synchrone ou un parc non synchrone de générateurs;

6)

«installation de production d'électricité», une installation qui convertit de l'énergie primaire en énergie électrique et qui se compose d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité raccordées à un réseau en un ou plusieurs points de raccordement;

7)

«propriétaire d'une installation de production d'électricité», une personne physique ou morale possédant une installation de production d'électricité;

8)

«composant principal de production», un ou plusieurs des principaux éléments d'équipement requis pour convertir la source d'énergie primaire en électricité;

9)

«unité de production d'électricité synchrone», un ensemble indivisible d'équipements qui peut produire de l'énergie électrique de telle sorte que la fréquence de la tension générée, la vitesse de rotation de l'alternateur et la fréquence de la tension du réseau sont égales dans un rapport constant, et donc au synchronisme;

10)

«dossier technique pour unité de production d'électricité (PGMD)», un document communiqué par le propriétaire d'une l'installation de production d'électricité au gestionnaire de réseau compétent pour une unité de production d'électricité de type B ou C, qui confirme que la conformité de l'unité de production d'électricité avec les critères techniques énoncés dans le présent règlement a été démontrée et qui comprend les données et déclarations requises, dont une déclaration de conformité;

11)

«gestionnaire de réseau de transport compétent» ou «GRT compétent», le GRT dans la zone de réglage duquel une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système à courant continu haute tension (HVDC) est ou sera raccordé au réseau, à n'importe quel niveau de tension;

12)

«réseau», une infrastructure et des équipements reliés entre eux pour transporter ou distribuer l'électricité;

13)

«gestionnaire de réseau compétent», le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution au réseau duquel une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC est ou sera raccordé;

14)

«convention de raccordement», un contrat entre, d'une part, le gestionnaire de réseau compétent et, d'autre part, le propriétaire d'une installation de production d'électricité, ou le propriétaire d'une installation de consommation, ou le gestionnaire d'un réseau de distribution, ou le propriétaire d'un système HVDC, qui stipule, pour l'installation de production d'électricité, l'installation de consommation, le réseau de distribution, le raccordement du réseau de distribution ou le système HVDC, les exigences applicables au site concerné et les exigences techniques spécifiques applicables;

15)

«point de raccordement», l'interface par laquelle l'unité de production d'électricité, l'installation de consommation, le réseau de distribution ou le système HVDC sont raccordés à un réseau de transport, à un réseau en mer, à un réseau de distribution, y compris les réseaux fermés de distribution, ou à un système HVDC, comme indiqué dans la convention de raccordement;

16)

«puissance maximale» ou «Pmax», la puissance active maximale que peut délivrer sans limitation de durée une unité de production d'électricité, diminuée de toute consommation liée uniquement à la facilitation du fonctionnement de cette unité de production d'électricité et qui n'est pas injectée sur le réseau, telle que stipulée dans la convention de raccordement ou que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité;

17)

«parc non synchrone de générateurs» ou «power park module», un générateur ou un ensemble de générateurs d'électricité qui sont connectés soit de façon non synchrone au réseau, soit par une interface électronique de puissance, et qui sont en outre reliés par un seul point de raccordement à un réseau de transport, à un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, ou à un système HVDC;

18)

«parc non synchrone de générateurs en mer» ou «offshore power park module», un parc non synchrone de générateurs situé en mer, avec un point de raccordement en mer;

19)

«fonctionnement en compensateur synchrone», le fonctionnement d'un alternateur tournant sans entraînement mécanique afin de réguler la tension de manière dynamique, par production ou absorption de puissance réactive;

20)

«puissance active», la composante réelle de la puissance apparente à la fréquence fondamentale, exprimée en watts ou en multiples de watts, tels que les kilowatts (kW) ou les mégawatts (MW);

21)

«unité de pompage-turbinage», une unité hydroélectrique dans laquelle l'eau peut être relevée au moyen de pompes et stockée pour produire, ensuite, de l'énergie électrique;

22)

«fréquence», la fréquence électrique du réseau, exprimée en hertz (Hz), qui peut être mesurée en tout point de la zone synchrone; on peut considérer que la valeur est homogène sur l'ensemble du réseau sur une durée de quelques secondes, avec seulement des écarts minimes entre les différents points de mesure. Sa valeur nominale est de 50 Hz;

23)

«statisme», le rapport, en régime permanent, exprimé en pourcentage, entre une variation de fréquence et la variation de la production de puissance active résultante. La variation de fréquence est exprimée en pourcentage à la fréquence nominale, et la variation de puissance active sous la forme d'un rapport à la puissance maximale ou à la puissance active réelle lorsque le seuil applicable est atteint;

24)

«niveau de régulation minimal», la puissance active minimale, telle que stipulée dans la convention de raccordement, ou telle que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité, jusqu'à laquelle l'unité de production d'électricité peut fournir du réglage;

25)

«consigne», la valeur de référence à atteindre pour tout paramètre habituellement utilisé dans les systèmes de contrôle-commande;

26)

«instruction», toute commande donnée, dans les limites de sa compétence, par un gestionnaire de réseau à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire de système HVDC, afin d'effectuer une action;

27)

«défaut éliminé par les protections», un défaut qui est éliminé avec succès conformément aux plans de protection du gestionnaire de réseau;

28)

«puissance réactive», la composante imaginaire de la puissance apparente à la fréquence fondamentale, habituellement exprimée en kilovar (kVAr) ou en mégavar (MVAr);

29)

«tenue aux creux de tension», la capacité des équipements électriques à rester connectés au réseau et à fonctionner lors d'épisodes de tension basse au point de raccordement imputables à des défauts éliminés par les protections;

30)

«alternateur», un équipement qui convertit l'énergie mécanique en énergie électrique au moyen d'un champ magnétique tournant;

31)

«courant», le débit d'une charge électrique, mesuré par la valeur efficace de la composante directe du courant de phase à la fréquence fondamentale;

32)

«stator», la partie d'une machine tournante qui comporte les parties magnétiques stationnaires avec leurs enroulements associés;

33)

«inertie», la propriété que présente un corps rigide en rotation, tel que le rotor d'un alternateur, de maintenir un mouvement rotatif et un moment cinétique uniformes tant qu'un couple extérieur n'est pas appliqué;

34)

«inertie synthétique», la possibilité donnée par un parc non synchrone de générateurs ou un système HVDC de remplacer l'effet d'inertie d'une unité de production d'électricité synchrone à un niveau de performance imposé;

35)

«réglage de la fréquence», la capacité d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC à ajuster sa production de puissance active en réponse à une variation de la fréquence mesurée sur le réseau par rapport à une valeur de consigne, afin de maintenir la stabilité de la fréquence du réseau;

36)

«mode de sensibilité à la fréquence» ou «FSM», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est modulée en fonction d'une variation de la fréquence du réseau, de façon à contribuer au retour à la valeur de consigne de fréquence;

37)

«mode de réglage restreint à la surfréquence» ou «LFSM-O», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est réduite en réponse à une variation de la fréquence du réseau dès que cette dernière est supérieure à une certaine valeur;

38)

«mode de réglage restreint à la sous-fréquence» ou «LFSM-U», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est augmentée en réponse à une variation de la fréquence du réseau dès que cette dernière est inférieure à une certaine valeur;

39)

«bande morte de la réponse à une variation de fréquence», un intervalle utilisé volontairement pour neutraliser le réglage de la fréquence;

40)

«insensibilité de la réponse à une variation de la fréquence», la caractéristique intrinsèque du système de contrôle-commande spécifiée sous forme de la grandeur minimale de la variation de la fréquence ou du signal d'entrée qui aboutit à une modification de la puissance ou du signal de sortie;

41)

«diagramme de capacité P-Q», un graphique décrivant la capacité en puissance réactive d'une unité de production d'électricité lorsque la puissance active varie au point de raccordement;

42)

«stabilité en régime permanent», la capacité d'un réseau ou d'une unité de production d'électricité synchrone à revenir à un fonctionnement stable et à se maintenir dans cet état, à la suite d'une perturbation faible;

43)

«fonctionnement en réseau séparé», le fonctionnement autonome d'un réseau complet ou d'une partie d'un réseau isolé à la suite de leur déconnexion du réseau interconnecté, qui disposent d'au moins une unité de production d'électricité ou système HVDC qui alimente ledit réseau et assure le réglage de la fréquence et de la tension;

44)

«fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires», le fonctionnement qui permet aux installations de production d'électricité de continuer à alimenter leurs auxiliaires en cas de défaillance du réseau entraînant la déconnexion d'unités de production d'électricité et le basculement sur leurs alimentations auxiliaires;

45)

«capacité de démarrage autonome» ou «black-start», la capacité de redémarrage d'une unité de production d'électricité après un arrêt complet, au moyen d'une source d'électricité auxiliaire dédiée, sans aucun apport d'énergie électrique extérieure à l'installation de production d'électricité;

46)

«organisme certificateur agréé», une entité qui délivre les attestations de conformité et les dossiers techniques pour les unités de production d'électricité, et dont l'agrément est délivré par l'affilié national de la coopération européenne pour l'accréditation (EA), établie conformément au règlement (CE) no 765/2008 du Parlement européen et du Conseil (6);

47)

«attestation de conformité», un document délivré par un organisme certificateur agréé pour un équipement utilisé par une unité de production d'électricité, une unité de consommation, un réseau de distribution, une installation de consommation ou un système HVDC. L'attestation de conformité définit la portée de sa validité au niveau national ou à un autre niveau auquel une valeur spécifique est choisie dans la plage autorisée à l'échelon européen. Afin de remplacer certains volets spécifiques du processus de contrôle de la conformité, l'attestation de conformité peut inclure des modèles vérifiés sur la base de résultats d'essais;

48)

«régulation du système d'excitation», un système de commande asservi qui comprend la machine synchrone et son système d'excitation;

49)

«diagramme U-Q/Pmax», un diagramme représentant la capacité en puissance réactive d'une unité de production d'électricité ou d'une station de conversion HVDC lorsque la tension varie au point de raccordement;

50)

«niveau minimal de fonctionnement en régime permanent», la puissance active minimale, telle que stipulée dans la convention de raccordement, ou telle que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité, à laquelle l'unité de production d'électricité peut fonctionner de manière stable pendant une durée illimitée;

51)

«limiteur de surexcitation», un dispositif de régulation au sein du régulateur automatique de tension (AVR) qui empêche la surcharge du rotor de l'alternateur, en limitant le courant d'excitation;

52)

«limiteur de sous-excitation», un dispositif de régulation au sein de l'AVR qui a pour but d'empêcher l'alternateur de perdre le synchronisme du fait d'une excitation insuffisante;

53)

«régulateur automatique de tension» ou «AVR», l'équipement automatique fonctionnant en permanence qui régule la tension de sortie d'une unité de production d'électricité synchrone en comparant la tension réelle de sortie à une valeur de référence et en contrôlant la sortie de son système d'excitation;

54)

«stabilisateur de puissance» ou «PSS», une fonctionnalité supplémentaire de l'AVR d'une unité de production d'électricité synchrone dont la fonction est d'amortir les oscillations de puissance;

55)

«injection rapide de courant sur défaut», un courant injecté par un parc non synchrone de générateurs ou un système HVDC pendant et après une variation de tension due à un défaut électrique, afin de repérer un défaut à l'aide des systèmes de protection du réseau au stade initial du défaut, de contribuer au maintien de la tension du réseau à un stade ultérieur du défaut et de restaurer la tension du réseau après l'élimination du défaut;

56)

«facteur de puissance», le rapport entre la valeur absolue de la puissance active et la puissance apparente;

57)

«pente», le rapport entre la variation de la tension, rapportée à la tension de référence 1 pu, et une variation de l'injection de puissance réactive de zéro à la puissance réactive maximale, rapportée à la puissance réactive maximale;

58)

«ouvrages de raccordement en mer», l'interconnexion complète entre un point de raccordement en mer et le réseau terrestre au point d'interface avec le réseau terrestre;

59)

«point d'interface avec le réseau terrestre», le point auquel les ouvrages de raccordement du réseau en mer sont raccordés au réseau terrestre du gestionnaire de réseau compétent;

60)

«fiche de collecte», un document de structure simple contenant les informations relatives à une unité de production d'électricité de type A, ou à une unité de consommation avec participation active de la demande raccordée en dessous de 1 000 volts (V), et attestant sa conformité avec les exigences applicables;

61)

«déclaration de conformité», un document fourni au gestionnaire de réseau par le propriétaire d'une installation de production d'électricité, le propriétaire d'une installation de consommation, le gestionnaire d'un réseau de distribution ou le propriétaire d'un système HVDC, indiquant le niveau actuel de conformité avec les spécifications et exigences applicables;

62)

«notification opérationnelle finale», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC, qui satisfait aux spécifications et exigences applicables, l'autorisant à faire fonctionner, respectivement, une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC, en se raccordant au réseau;

63)

«notification opérationnelle de mise sous tension», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC avant la mise sous tension de son réseau interne;

64)

«notification opérationnelle provisoire», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC, l'autorisant à faire fonctionner, respectivement, une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC, en se raccordant au réseau, pour une durée limitée, et à lancer des essais de conformité afin de s'assurer du respect des spécifications et exigences applicables;

65)

«notification opérationnelle restreinte», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC ayant obtenu auparavant une notification opérationnelle finale mais qui connaît provisoirement une modification ou une perte de capacité importantes aboutissant au non-respect des spécifications et exigences applicables.

a)

aux unités de production d'électricité qui sont raccordées au réseau de transport et aux réseaux de distribution ou à des parties du réseau de transport ou des réseaux de distribution situés sur les territoires insulaires des États membres dont les réseaux ne sont pas exploités de manière synchrone avec la zone synchrone d'Europe continentale, de Grande-Bretagne, des pays nordiques, d'Irlande et d'Irlande du Nord ou de la Baltique;

b)

aux unités de production d'électricité qui ont été installées en vue de fournir une alimentation de secours et qui fonctionnent en parallèle avec le réseau pendant moins de cinq minutes par mois civil alors que le réseau est à l'état normal. Le fonctionnement en parallèle du réseau de cette unité de production d'électricité pendant des opérations de maintenance ou des essais de mise en service n'est pas compté dans le calcul des cinq minutes;

c)

aux unités de production d'électricité qui n'ont pas de point de raccordement permanent et qui sont utilisées par les gestionnaires de réseau pour fournir temporairement de la puissance en cas d'indisponibilité partielle ou totale de la capacité normale du réseau;

d)

aux dispositifs de stockage, sauf dans le cas des unités de pompage-turbinage, conformément à l'article 6, paragraphe 2.

a)

une unité de production d'électricité de type C ou de type D a été modifiée dans une mesure telle que la convention de raccordement la concernant doit être substantiellement modifiée, conformément à la procédure suivante:

b)

une autorité de régulation ou, le cas échéant, un État membre décide de soumettre une unité de production d'électricité existante à tout ou partie des exigences du présent règlement, à la suite d'une proposition du GRT compétent, conformément aux paragraphes 3, 4 et 5.

a)

elle est déjà raccordée au réseau à la date d'entrée en vigueur du présent règlement; ou

b)

le propriétaire de l'installation de production d'électricité a conclu un contrat définitif et contraignant pour l'achat du composant principal de production au plus tard deux ans après l'entrée en vigueur du présent règlement. Le propriétaire de l'installation de production d'électricité doit notifier la conclusion du contrat au gestionnaire de réseau compétent et au GRT compétent dans un délai de trente mois après l'entrée en vigueur du présent règlement.

a)

les coûts liés à l'obligation de mise en conformité des unités de production existantes concernées avec le présent règlement;

b)

l'avantage socio-économique résultant de l'application des exigences fixées dans le présent règlement; et

c)

les éventuelles mesures alternatives susceptibles d'assurer les performances requises.

a)

effectue une comparaison qualitative préalable des coûts et bénéfices; et

b)

obtient l'approbation de l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, de l'État membre.

a)

point de raccordement en dessous de 110 kilovolts (kV) et puissance maximale de 0,8 kW ou plus (type A);

b)

point de raccordement en dessous de 110 kV et puissance maximale supérieure ou égale à un seuil proposé par chaque GRT compétent conformément à la procédure fixée au paragraphe 3 (type B). Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type B figurant dans le tableau 1;

c)

point de raccordement en dessous de 110 kV et puissance maximale supérieure ou égale à un seuil fixé par chaque GRT compétent conformément au paragraphe 3 (type C). Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type C figurant dans le tableau 1; ou

d)

point de raccordement à 110 kV ou au-dessus (type D). Une unité de production d'électricité est également de type D si son point de raccordement est en dessous de 110 kV et sa puissance maximale est supérieure ou égale à un seuil fixé conformément au paragraphe 3. Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type D figurant dans le tableau 1.

Tableau 1

Limites applicables aux seuils pour les unités de production d'électricité des types B, C et D

a)

l'objet principal desdites installations est de produire de la chaleur pour les processus de production du site industriel concerné;

b)

les productions de chaleur et d'électricité sont interdépendantes, c'est-à-dire que toute modification de la production de chaleur entraîne nécessairement une modification de la production de puissance active, et inversement;

c)

les unités de production d'électricité sont des types A, B ou C ou, dans le cas de la zone synchrone des pays nordiques, de type D, conformément à l'article 5, paragraphe 2, points a) à c).

a)

appliquent les principes de proportionnalité et de non-discrimination;

b)

veillent à la transparence;

c)

appliquent le principe visant à garantir l'optimisation entre l'efficacité globale maximale et les coûts totaux minimaux pour toutes les parties concernées;

d)

respectent la responsabilité assignée au GRT compétent afin d'assurer la sûreté du réseau, y compris selon les dispositions de la législation nationale;

e)

consultent les GRD compétents et tiennent compte des incidences potentielles sur leur réseau;

f)

prennent en considération les normes et spécifications techniques européennes convenues.

a)

en ce qui concerne les plages de fréquence:

b)

en ce qui concerne la capacité à supporter des vitesses de variation de la fréquence, une unité de production d'électricité est capable de rester connectée au réseau et de fonctionner quelle que soit la vitesse de variation de la fréquence jusqu'à une valeur fixée par le GRT compétent, sauf si la déconnexion est provoquée par le fonctionnement de la protection de découplage du réseau liée à la vitesse de variation de la fréquence. Le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, spécifie le réglage de la protection de découplage liée à la vitesse de variation de la fréquence.

Tableau 2

Durées minimales pendant lesquelles une unité de production d'électricité doit être capable de fonctionner sans se déconnecter du réseau à différentes fréquences s'écartant de la valeur nominale

a)

l'unité de production d'électricité est capable d'activer la réponse en puissance active aux variations de fréquence selon la figure 1 à un seuil de fréquence et à des valeurs de statisme fixés par le GRT compétent;

b)

au lieu de la capacité visée au point a), le GRT compétent peut choisir d'autoriser dans sa zone de réglage la déconnexion et la reconnexion automatiques des unités de production d'électricité de type A à des fréquences aléatoires, idéalement distribuées de manière uniforme, au-dessus d'un seuil de fréquence, tel que déterminé par le GRT compétent lorsqu'il est capable de démontrer à l'autorité de régulation compétente, et avec la coopération des propriétaires d'installations de production d'électricité, que cela a une incidence transfrontalière limitée et préserve le même niveau de sûreté opérationnelle dans tous les états du système;

c)

le seuil de fréquence est compris entre 50,2 et 50,5 Hz, ces valeurs incluses;

d)

les valeurs de statisme sont comprises entre 2 et 12 %;

e)

l'unité de production d'électricité est capable d'activer la réponse en puissance aux variations de fréquence dans un retard initial aussi court que possible. Si ce délai est supérieur à 2 secondes, le propriétaire de l'installation de production d'électricité en communique la justification au GRT compétent, avec des éléments techniques probants;

f)

le GRT compétent peut exiger que l'unité de production d'électricité, une fois atteint son niveau de régulation minimal, soit capable:

g)

l'unité de production d'électricité est capable de fonctionner de manière stable en mode LFSM-O. En mode LFSM-O, la consigne LFSM-O prévaut sur toute autre consigne de puissance active.

Figure 1

Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode LFSM-O

Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée et peut être spécifiée différemment pour les unités de production d'électricité synchrones et les parcs non synchrones de générateurs. ΔΡ est la variation de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau. En cas de surfréquences avec Δf supérieur à Δf1, l'unité de production d'électricité réduit sa production de puissance active conformément au statisme S2.

a)

en dessous de 49 Hz, taux de réduction de 2 % de la puissance maximale à 50 Hz pour 1 Hz de baisse de fréquence;

b)

en dessous de 49,5 Hz, taux de réduction de 10 % de la puissance maximale à 50 Hz pour 1 Hz de baisse de fréquence.

a)

spécifie clairement les conditions ambiantes applicables;

b)

tient compte des capacités techniques des unités de production d'électricité.

Figure 2

Réduction de capacité par rapport à la puissance maximale en cas de baisse de fréquence

Ce graphique représente les limites dans lesquelles la capacité peut être spécifiée par le GRT compétent.

a)

les plages de fréquence dans lesquelles une connexion automatique est admissible, et le délai correspondant; et

b)

la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active.

a)

afin de réguler la puissance active produite, l'unité de production d'électricité est équipée d'une interface (port d'entrée) lui permettant de réduire la puissance active qu'elle produit sur instruction reçue au port d'entrée; et

b)

le gestionnaire de réseau compétent a le droit de fixer des exigences concernant des équipements supplémentaires permettant de commander à distance la production de puissance active.

a)

eu égard à la tenue aux creux de tension des unités de production d'électricité:

v)

à la demande du propriétaire d'une installation de production d'électricité, le gestionnaire de réseau compétent communique les conditions avant et après défaut à considérer pour la tenue aux creux de tension, sur la base des calculs au point de raccordement, conformément au point iv), en ce qui concerne: — la puissance minimale de court-circuit avant défaut à chaque point de raccordement, exprimée en MVA, — les puissances active et réactive avant défaut de l'unité de production d'électricité au point de raccordement, et la tension au point de raccordement, et — la puissance minimale de court-circuit après défaut à chaque point de raccordement, exprimée en MVA; ou bien, le gestionnaire de réseau compétent peut fournir des valeurs génériques tirées de cas typiques. Figure 3 Gabarit de tenue aux creux de tension d'une unité de production d'électricité Le graphique représente la limite inférieure d'un gabarit de creux de tension au point de raccordement, exprimé sous forme du rapport de sa valeur réelle et de sa valeur de référence 1 pu avant, pendant et après un défaut. Uret est la tension résiduelle au point de raccordement pendant un défaut; tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, trec1, trec2 et trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut. Tableau 3.1 Paramètres aux fins de la figure 3 pour la tenue aux creux de tension des unités de production d'électricité synchrones Paramètres de tension (pu) Paramètres de temps (secondes) Uret: 0,05 – 0,3 tclear: 0,14 – 0,15 (ou 0,14 – 0,25 si la protection et la sûreté de fonctionnement du réseau l'imposent) Uclear: 0,7 – 0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 – 0,7 Urec2: 0,85 – 0,9 et ≥ Uclear trec3: trec2 – 1,5 Tableau 3.2 Paramètres aux fins de la figure 3 pour la tenue aux creux de tension des parcs non synchrones de générateurs Paramètres de tension (pu) Paramètres de temps (secondes) Uret: 0,05 – 0,15 tclear: 0,14 – 0,15 (ou 0,14 – 0,25 si la protection et la sûreté de fonctionnement du réseau l'imposent) Uclear: Uret – 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 – 3,0

b)

les tenues aux creux de tension en cas de défauts dissymétriques sont spécifiées par chaque GRT.

a)

le GRT compétent fixe les conditions dans lesquelles une unité de production d'électricité est capable de se reconnecter au réseau après une déconnexion fortuite provoquée par une perturbation sur le réseau; et

b)

l'installation de systèmes de reconnexion automatique est soumise à l'autorisation préalable du gestionnaire de réseau compétent et au respect des conditions de reconnexion fixées par le GRT compétent.

a)

en ce qui concerne les systèmes de contrôle-commande et les réglages y afférents:

b)

en ce qui concerne les systèmes de protection électrique et les réglages y afférents:

c)

le propriétaire de l'installation de production d'électricité organise ses dispositifs de protection et de contrôle-commande conformément à l'ordre de priorité (décroissant) suivant:

d)

en ce qui concerne les échanges d'informations:

a)

en ce qui concerne la capacité de réglage et la plage de réglage de la puissance active, le système de contrôle-commande de l'unité de production d'électricité est capable d'ajuster une consigne de puissance active selon les instructions données au propriétaire de l'installation de production d'électricité par le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent.

Le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent fixe le délai dans lequel la consigne ajustée de puissance active doit être atteinte. Le GRT compétent spécifie une tolérance (liée à la disponibilité de l'énergie primaire) applicable à la nouvelle consigne et au délai pour l'atteindre;

b)

des actions manuelles locales sont autorisées lorsque les dispositifs automatiques de commande à distance sont hors service.

Le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent communique à l'autorité de régulation le délai fixé pour atteindre la valeur de consigne de la puissance active, ainsi que la tolérance applicable à cette dernière;

c)

outre l'article 13, paragraphe 2, les exigences suivantes s'appliquent aux unités de production d'électricité de type C en ce qui concerne le mode LFSM-U:

v)

le fonctionnement stable de l'unité de production d'électricité en mode LFSM-U est assuré. Figure 4 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode LFSM-U Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée et peut être spécifiée différemment pour les unités de production d'électricité synchrones et les parcs non synchrones de générateurs. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau. En cas de sous-fréquences avec Δf inférieur à Δf1, l'unité de production d'électricité augmente sa puissance active conformément au statisme S2;

d)

outre le paragraphe 2, point c), les dispositions suivantes s'appliquent de façon cumulative en mode de sensibilité à la fréquence (mode FSM):

i)

l'unité de production d'électricité est capable de fournir une réponse en puissance active aux variations de fréquence en conformité avec les paramètres fixés par chaque GRT compétent dans les plages figurant au tableau 4. Aux fins de la fixation de ces paramètres, le GRT compétent tient compte des éléments factuels suivants: — en cas de surfréquence, la réponse en puissance active aux variations de fréquence est limitée par le niveau de régulation minimal, — en cas de sous-fréquence, la réponse en puissance active aux variations de fréquence est limitée par la puissance maximale, — la fourniture effective de la réponse en puissance active aux variations de fréquence dépend des conditions ambiantes et d'exploitation de l'unité de production d'électricité au moment de l'activation de cette réponse, en particulier des restrictions d'exploitation au voisinage de la puissance maximale en situation de basses fréquences conformément à l'article 13, paragraphes 4 et 5, ainsi que de la disponibilité des sources d'énergie primaire. Tableau 4 Paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode FSM (explication pour la figure 5) Paramètres Plages Plage de puissance active par rapport à la puissance maximale 1,5 – 10 % Insensibilité de la réponse à une variation de fréquence 10 – 30 mHz 0,02 – 0,06 % Bande morte de la réponse à une variation de fréquence 0 – 500 mHz Statisme s 1 2 – 12 % Figure 5 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode FSM, dans le cas d'une bande morte et d'une insensibilité nulles Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau;

iv)

le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence requise n'est pas indûment retardé. Si le retard dans le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence est supérieur à 2 secondes, le propriétaire de l'installation de production d'électricité communique des éléments techniques justifiant la nécessité d'un délai plus long. Pour les unités de production d'électricité sans inertie, le GRT compétent peut spécifier une durée inférieure à 2 secondes. Si le propriétaire de l'installation de production d'électricité ne peut satisfaire à cette exigence, il communique les éléments techniques probants justifiant la nécessité d'un délai plus long pour le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence. Figure 6 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence Pmax est la puissance maximale à laquelle ΔΡ est liée. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. L'unité de production d'électricité fournit la production de puissance active ΔΡ jusqu'au point ΔΡ1 conformément aux temps t1 et t2, les valeurs de ΔΡ1, t1 et t2 étant spécifiées par le GRT compétent conformément au tableau 5; t1 est le retard initial; t2 est la durée nécessaire à l'activation complète.

e)

En ce qui concerne la restauration de la fréquence, l'unité de production d'électricité présente des fonctionnalités conformes aux spécifications du GRT compétent, en vue de restaurer la fréquence à sa valeur nominale ou de maintenir les flux d'échange d'électricité entre les zones de contrôle à leurs valeurs programmées;

f)

en ce qui concerne les déconnexions dues à des sous-fréquences, les installations de production d'électricité capables de fonctionner comme une charge, notamment les installations des unités de pompage-turbinage, sont capables de déconnecter leur consommation en cas de sous-fréquence. L'exigence visée dans le présent point ne couvre pas l'alimentation des auxiliaires;

g)

en ce qui concerne le suivi en temps réel du mode FSM:

a)

en cas d'oscillations de puissance, les unités de production d'électricité restent stables en régime permanent en tout point de fonctionnement du diagramme de capacité P-Q;

b)

sans préjudice de l'article 13, paragraphes 4 et 5, les unités de production d'électricité sont capables de rester connectées au réseau et de fonctionner sans réduction de puissance tant que la tension et la fréquence demeurent dans les limites fixées en application du présent règlement;

c)

les unités de production d'électricité sont capables de rester connectées au réseau pendant les réenclenchements automatiques monophasés ou triphasés sur des lignes du réseau maillé, si ces réenclenchements sont pratiqués sur le réseau auquel lesdites unités sont connectées. Les détails de cette aptitude font l'objet d'une coordination et d'accords sur les systèmes et réglages de protection visés à l'article 14, paragraphe 5, point b).

a)

en ce qui concerne la capacité de démarrage autonome (black-start):

b)

en ce qui concerne la capacité à participer à un réseau séparé:

c)

en ce qui concerne la capacité de resynchronisation rapide:

a)

en ce qui concerne la perte de stabilité angulaire ou la perte des régulateurs, une unité de production d'électricité est capable de se déconnecter automatiquement du réseau afin de contribuer au maintien de la sûreté du système électrique ou d'éviter d'endommager l'unité de production d'électricité. Le propriétaire de l'installation de production d'électricité et le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, conviennent des critères pour la détection de la perte de stabilité angulaire ou de la perte des régulateurs;

b)

en ce qui concerne l'instrumentation:

c)

en ce qui concerne les modèles de simulation:

d)

en ce qui concerne l'installation de dispositifs pour le fonctionnement du réseau ou pour la sûreté du réseau, si le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent considère qu'il est nécessaire d'installer des dispositifs supplémentaires dans une installation de production d'électricité afin de préserver ou de restaurer le fonctionnement ou la sûreté du réseau, le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité examinent cette question et conviennent d'une solution appropriée;

e)

le gestionnaire de réseau compétent fixe, en coordination avec le GRT compétent, les limites minimale et maximale du taux de variation de la puissance active (limites de rampe), aussi bien dans le sens d'une hausse que d'une baisse de la production de puissance active pour une unité de production d'électricité, compte tenu des spécificités de la source d'énergie primaire;

f)

les dispositifs de mise à la terre du point neutre du côté réseau des transformateurs élévateurs sont conformes aux spécifications du gestionnaire de réseau compétent.

a)

en ce qui concerne les plages de tension:

b)

des plages de tension plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues peuvent être convenues entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité, en coordination avec le GRT compétent. Si des plages de tension plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues sont économiquement et techniquement faisables, le propriétaire de l'installation de production d'électricité ne rejette pas l'accord sans raison;

c)

sans préjudice du point a), le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, a le droit de spécifier des tensions au point de raccordement auxquelles une unité de production d'électricité est capable de se déconnecter automatiquement. Les modalités et réglages pour la déconnexion automatique sont convenus entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité.

a)

en ce qui concerne la tenue aux creux de tension:

b)

À la demande d'un propriétaire d'installation de production d'électricité, le gestionnaire de réseau compétent communique les conditions avant et après défaut à prendre en compte pour la tenue aux creux de tension en tant que résultat des calculs au point de raccordement, comme spécifié à l'article 14, paragraphe 3, point a) iv), en ce qui concerne:

c)

les tenues aux creux de tension en cas de défauts dissymétriques sont spécifiées par chaque GRT.

a)

en ce qui concerne la synchronisation, lors du démarrage d'une unité de production d'électricité, la synchronisation est assurée par le propriétaire de l'installation de production d'électricité uniquement sur autorisation du gestionnaire de réseau compétent;

b)

l'unité de production d'électricité est équipée des dispositifs de synchronisation nécessaires;

c)

la synchronisation des unités de production d'électricité est possible aux fréquences comprises dans les plages figurant dans le tableau 2;

d)

le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité conviennent des réglages des dispositifs de synchronisation à réaliser avant la mise en service de l'unité de production d'électricité. L'accord concerne:

a)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive, le gestionnaire de réseau compétent a le droit de spécifier la capacité d'une unité de production d'électricité synchrone à fournir/à absorber de la puissance réactive;

b)

en ce qui concerne le système de réglage de la tension, une unité de production d'électricité synchrone est équipée d'une régulation automatique permanente du système d'excitation qui peut délivrer une tension constante aux bornes de l'alternateur égale à une valeur de consigne sélectionnable, sans instabilité, sur toute la plage de fonctionnement de l'unité de production d'électricité synchrone.

a)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive, le gestionnaire de réseau compétent peut spécifier une puissance réactive supplémentaire à échanger si le point de raccordement d'une unité de production d'électricité synchrone ne se trouve ni aux bornes haute tension du transformateur élévateur situé au niveau de tension du point de raccordement, ni, en cas d'absence de transformateur élévateur, aux bornes de l'alternateur. Cette puissance réactive supplémentaire compense la puissance réactive échangée via la ligne ou le câble à haute tension entre les bornes à haute tension du transformateur élévateur de l'unité de production d'électricité synchrone ou, en l'absence de transformateur élévateur, les bornes de son alternateur, et le point de raccordement, et elle est mise à disposition par le propriétaire responsable de cette ligne ou de ce câble;

b)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive à la puissance maximale:

ii)

le diagramme U-Q/Pmax est spécifié par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent, conformément aux principes suivants: — le diagramme U-Q/Pmax ne dépasse pas l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles, représentée par l'enveloppe intérieure sur la figure 7; — les dimensions de l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles (plage Q/Pmax et plage de tension) se situent dans la plage fixée pour chaque zone synchrone figurant dans le tableau 8; et — la position de l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles se situe dans les limites de l'enveloppe extérieure fixe représentée sur la figure 7. Figure 7 Diagramme U-Q/Pmax d'une unité de production d'électricité synchrone Le schéma représente les limites d'un diagramme U-Q/Pmax par la tension au point de raccordement, exprimé par le rapport entre sa valeur réelle et la valeur de référence 1 pu, et par le rapport entre la puissance réactive (Q) et la puissance maximale (Pmax). La position, la taille et la forme de l'enveloppe intérieure sont indicatives. Tableau 8 Paramètres de l'enveloppe intérieure aux fins de la figure 7 Zone synchrone Plage maximale de Q/Pmax Plage maximale de la de tension en régime permanent (pu) Europe continentale 0,95 0,225 Pays nordiques 0,95 0,150 Grande-Bretagne 0,95 0,225 Irlande et Irlande du Nord 1,08 0,218 Baltique 1,0 0,220

c)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive inférieure à la puissance maximale, les unités de production d'électricité synchrones, lorsqu'elles fonctionnent à un niveau de puissance active inférieur à la puissance maximale (P < Pmax), sont capables de fonctionner en tout point de fonctionnement possible du diagramme de capacité P-Q de leur alternateur, au moins jusqu'au niveau minimal de fonctionnement en régime permanent. Même à un niveau de production de puissance active réduite, la fourniture de puissance réactive au point de raccordement correspond entièrement au diagramme de capacité P-Q de l'alternateur de l'unité de production d'électricité synchrone, compte tenu, le cas échéant, de la puissance d'alimentation des auxiliaires et des pertes de puissance active et réactive du transformateur élévateur.

a)

les paramètres et les réglages des composants du système de réglage de la tension sont convenus entre le propriétaire de l'installation de production d'électricité et le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent;

b)

l'accord visé au point a) couvre les spécifications et les performances d'un AVR en ce qui concerne le réglage de la tension en régime permanent et transitoire, ainsi que les spécifications et les performances de la régulation du système d'excitation. Ce dernier comprend:

a)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive, le gestionnaire de réseau compétent a le droit de spécifier la capacité d'un parc non synchrone de générateurs à fournir/absorber de la puissance réactive;

b)

le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, a le droit de spécifier qu'un parc non synchrone de générateurs doit être capable d'injecter rapidement un courant de défaut au point de raccordement en cas de défauts symétriques (triphasés), dans les conditions suivantes:

c)

en ce qui concerne l'injection rapide de courant de défaut en cas de défauts dissymétriques (monophasés ou biphasés), le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, a le droit de spécifier une exigence concernant l'injection de courant asymétrique.

a)

le GRT compétent spécifie le rétablissement de la puissance active après défaut que le parc non synchrone de générateurs est capable de fournir et précise:

b)

les spécifications sont conformes aux principes suivants:

a)

le GRT compétent a le droit de spécifier que des parcs non synchrones de générateurs sont capables de fournir une inertie synthétique lors de variations de fréquence très rapides;

b)

le principe de fonctionnement du contrôle-commande installé pour fournir une inertie synthétique et les paramètres de performance associés sont spécifiés par le GRT compétent.

a)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive, le gestionnaire de réseau compétent peut spécifier une puissance réactive supplémentaire à échanger si le point de raccordement d'un parc non synchrone de générateurs ne se trouve ni aux bornes à haute tension du transformateur élévateur situé au niveau de tension du point de raccordement ni, en cas d'absence de transformateur élévateur, aux bornes du convertisseur. Cette puissance réactive supplémentaire compense la puissance réactive absorbée ou produite par la ligne ou le câble à haute tension entre les bornes haute tension du transformateur élévateur du parc non synchrone de générateurs ou, en l'absence de transformateur élévateur, les bornes de son convertisseur, et le point de raccordement, et elle est mise à disposition par le propriétaire responsable de cette ligne ou de ce câble;

b)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive à la puissance maximale:

ii)

le diagramme U-Q/Pmax est spécifié par chaque gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent, conformément aux principes suivants: — le diagramme U-Q/Pmax ne dépasse pas l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles, représentée par l'enveloppe intérieure sur la figure 8, — les dimensions de l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles (plage Q/Pmax et plage de tension) se situent dans la plage fixée pour chaque zone synchrone dans le tableau 9, — la position de l'enveloppe des diagrammes U-Q/Pmax possibles se situe dans les limites de l'enveloppe extérieure fixe représentée sur la figure 8, — le diagramme U-Q/Pmax spécifié peut prendre n'importe quelle forme, compte tenu des coûts potentiels de la mise à disposition de la capacité de fourniture de puissance réactive aux tensions hautes et d'absorption de puissance réactive aux tensions basses. Figure 8 Diagrammes U-Q/Pmax possibles d'un parc non synchrone de générateurs Le schéma représente les limites d'un diagramme U-Q/Pmax par la tension au point de raccordement, exprimé par le rapport entre sa valeur réelle et sa valeur de référence 1 pu, en comparaison avec le rapport entre la puissance réactive (Q) et la puissance maximale (Pmax). La position, la taille et la forme de l'enveloppe intérieure sont indicatives. Tableau 9 Paramètres pour l'enveloppe intérieure représentée sur la figure 8 Zone synchrone Plage maximale de Q/Pmax Plage maximale du niveau de tension en régime permanent (pu) Europe continentale 0,75 0,225 Pays nordiques 0,95 0,150 Grande-Bretagne 0,66 0,225 Irlande et Irlande du Nord 0,66 0,218 Baltique 0,80 0,220

c)

en ce qui concerne la capacité en puissance réactive en dessous de la puissance maximale:

iii)

lorsqu'il fonctionne à un niveau de production de puissance active inférieur à la puissance maximale (P < Pmax), le parc non synchrone de générateurs est capable de fournir de la puissance réactive à n'importe quel point de fonctionnement compris dans son diagramme P-Q/Pmax, si tous les générateurs de puissance de ce parc non synchrone de générateurs sont techniquement disponibles, c'est-à-dire qu'ils ne sont pas hors service en raison d'une maintenance ou d'une défaillance, auquel cas la capacité en puissance réactive peut être moindre, compte tenu des disponibilités techniques. Figure 9 Diagrammes P-Q/Pmax possibles d'un parc non synchrone de générateurs Le schéma représente les limites d'un diagramme P-Q/Pmax au point de raccordement imposées par la puissance active, exprimée par le rapport entre sa valeur réelle et la puissance maximale en pu, et par le rapport entre la puissance réactive (Q) et la puissance maximale (Pmax). La position, la taille et la forme de l'enveloppe intérieure sont indicatives;

d)

en ce qui concerne les modes de réglage de la puissance réactive:

e)

en ce qui concerne la priorité à donner à la contribution en puissance active ou réactive, le GRT compétent spécifie si c'est la contribution en puissance active ou celle en puissance réactive qui est prioritaire dans le cas des défauts pour lesquels une tenue aux creux de tension est requise. Si la priorité est donnée à la contribution en puissance active, cette fourniture est établie au plus tard 150 millisecondes à compter de l'apparition du défaut;

f)

en ce qui concerne le contrôle de l'amortissement des oscillations de puissance, si le GRT compétent l'a spécifié, le parc non synchrone de générateurs est capable de contribuer à l'amortissement des oscillations de puissance. Les caractéristiques du réglage de la tension et de la puissance réactive des parcs non synchrones de générateurs ne perturbent pas l'amortissement des oscillations de puissance.

a)

configuration 1: raccordement en courant alternatif à un point d'interface unique avec le réseau terrestre, par lequel un ou plusieurs parcs non synchrones de générateurs en mer interconnectés en mer pour former un réseau en courant alternatif en mer sont raccordés au réseau terrestre;

b)

configuration 2: raccordements maillés en courant alternatif, par lesquels plusieurs parcs non synchrones de générateurs en mer sont interconnectés en mer pour former un réseau en courant alternatif en mer qui est raccordé au réseau terrestre à deux ou plusieurs points d'interface avec le réseau terrestre.

a)

l'emplacement du raccordement;

b)

la date du raccordement;

c)

la puissance maximale de l'installation en kW;

d)

le type de la source d'énergie primaire;

e)

la classification de l'unité de production d'électricité comme technologie émergente conformément au titre VI du présent règlement;

f)

la référence aux attestations de conformité délivrées par un organisme certificateur agréé et utilisées pour des équipements présents dans l'installation;

g)

pour les équipements utilisés n'ayant pas reçu d'attestation de conformité, les informations à fournir selon les instructions données par le gestionnaire de réseau compétent; et

h)

les coordonnées du propriétaire de l'installation de production d'électricité et de l'installateur et leurs signatures.

a)

la preuve que les réglages de protection et de contrôle-commande applicables au point de raccordement ont fait l'objet d'un accord entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité;

b)

une déclaration de conformité détaillée;

c)

les données techniques détaillées concernant l'unité de production d'électricité pertinentes pour le raccordement au réseau comme spécifié par le gestionnaire de réseau compétent;

d)

les attestations de conformité délivrées par un organisme certificateur agréé pour les unités de production d'électricité, lorsqu'elles constituent un élément attestant la conformité;

e)

pour les unités de production d'électricité de type C, les modèles de simulation conformément à l'article 15, paragraphe 6, point c);

f)

les rapports des essais de conformité démontrant les performances en régime permanent et en régime dynamique, conformément aux chapitres 2, 3 et 4 du titre IV, incluant l'utilisation des valeurs réelles mesurées durant les essais, selon le niveau de détail requis par le gestionnaire de réseau compétent;

g)

des études démontrant les performances en régime permanent et dynamique, conformément aux chapitres 5, 6 ou 7 du titre IV, selon le niveau de détail requis par le gestionnaire de réseau compétent.

a)

la notification opérationnelle de mise sous tension;

b)

la notification opérationnelle provisoire;

c)

la notification opérationnelle finale.

a)

une déclaration de conformité détaillée;

b)

les données techniques détaillées concernant l'unité de production d'électricité utiles pour les ouvrages de raccordement au réseau comme spécifié par le gestionnaire de réseau compétent;

c)

les attestations de conformité délivrées par un organisme certificateur agréé pour les unités de production d'électricité, lorsqu'elles constituent un élément attestant la conformité;

d)

les modèles de simulation, tels que spécifiés à l'article 15, paragraphe 6, point c), demandés par le gestionnaire de réseau compétent;

e)

les études démontrant les performances en régime permanent et dynamique, comme prévu aux chapitres 5, 6 ou 7 du titre IV; et

f)

les détails des essais de conformité envisagés, conformément aux chapitres 2, 3 et 4 du titre IV.

a)

une déclaration de conformité détaillée; et

b)

une mise à jour des données techniques applicables, des modèles de simulation et des études visés à l'article 35, paragraphe 3, points b), d) et e), y compris l'utilisation des valeurs réelles mesurées durant les essais.

a)

l'installation subit temporairement une modification ou une perte de capacité significatives dégradant ses performances;

b)

la défaillance d'un équipement entraîne une non-conformité avec certaines exigences applicables.

a)

les questions en suspens qui justifient l'octroi de la notification opérationnelle restreinte;

b)

les responsabilités et les échéances concernant la solution escomptée;

c)

la durée maximale de validité, qui est de douze mois maximum. La période initiale accordée peut être plus courte, avec possibilité de prolongation, s'il peut être démontré, à la satisfaction du gestionnaire de réseau compétent, que des progrès substantiels ont été accomplis vers la pleine satisfaction des exigences.

a)

comporte l'analyse des coûts et bénéfices et une recommandation sur la manière de procéder;

b)

formule une proposition relative à une période transitoire pour l'application de l'exigence à des unités de production d'électricité existantes. Cette période transitoire n'excède pas deux ans à compter de la date de la décision de l'autorité de régulation ou, le cas échéant, de l'État membre, concernant l'applicabilité de l'exigence;

c)

est soumis à consultation publique conformément à l'article 10.

a)

une procédure de notification opérationnelle pour la démonstration de la mise en œuvre des exigences par le propriétaire de l'installation de production d'électricité existante;

b)

une période transitoire pour la mise en œuvre des exigences, qui tienne compte de la catégorie de l'unité de production d'électricité telle que spécifiée à l'article 5, paragraphe 2, et à l'article 23, paragraphe 3, et de tout obstacle sous-jacent à la mise en œuvre efficace de la modification/remise en état des équipements.

a)

le GRT compétent, le gestionnaire de réseau compétent ou le propriétaire ou propriétaire potentiel de l'installation de production d'électricité fonde son analyse des coûts et bénéfices sur un ou plusieurs des principes de calcul suivants:

b)

le GRT compétent, le gestionnaire de réseau compétent ou le propriétaire ou propriétaire potentiel de l'installation de production d'électricité quantifie également les avantages socio-économiques en termes d'amélioration de la sécurité d'approvisionnement et inclut au minimum les éléments suivants:

c)

le GRT compétent, le gestionnaire de réseau compétent ou le propriétaire ou propriétaire potentiel de l'installation de production d'électricité quantifie les avantages pour le marché intérieur de l'électricité, les échanges transfrontaliers et l'intégration des énergies renouvelables, en incluant au minimum les éléments suivants:

d)

le GRT compétent quantifie le coût de l'application des règles requises aux unités de production d'électricité existantes, en incluant au minimum:

a)

tous les documents et attestations à fournir par le propriétaire de l'installation de production d'électricité;

b)

les détails des données techniques relatives à l'unité de production d'électricité pertinents pour le raccordement au réseau;

c)

les exigences applicables aux modèles utilisés dans les études de réseau en régime permanent et en régime dynamique;

d)

le calendrier pour la fourniture des données relatives au réseau nécessaires à la réalisation des études;

e)

les études réalisées par le propriétaire de l'installation de production d'électricité pour démontrer les performances en régime permanent et en régime dynamique attendues conformément aux exigences établies aux chapitres 5 et 6 du titre IV;

f)

les conditions et les procédures, y compris le champ d'application, pour l'enregistrement des attestations de conformité; et

g)

les conditions et les procédures pour l'utilisation, par le propriétaire de l'installation de production d'électricité, des attestations de conformité pertinentes délivrées par un organisme certificateur agréé.

a)

permettre au propriétaire de l'installation de production d'électricité d'effectuer une série d'essais différents, pour autant que ces essais soient efficaces et suffisants pour démontrer qu'une unité de production d'électricité est conforme aux exigences du présent règlement;

b)

exiger du propriétaire de l'installation de production d'électricité qu'il effectue des séries d'essais supplémentaires ou différents dans les cas où les informations fournies au gestionnaire de réseau compétent en lien avec les essais de conformité en application des chapitres 2, 3 ou 4 du titre IV ne suffisent pas à démontrer la conformité avec les exigences du présent règlement; et

c)

exiger du propriétaire de l'installation de production d'électricité qu'il effectue les essais appropriés pour démontrer la performance d'une unité de production d'électricité lorsqu'elle fonctionne avec des combustibles de substitution ou des mélanges de combustibles. Le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité s'accordent sur les types de combustible à soumettre à essai.

a)

permettre au propriétaire de l'installation de production d'électricité d'effectuer une série de simulations différentes, pour autant que ces simulations soient efficaces et suffisantes pour démontrer qu'une unité de production d'électricité est conforme aux exigences du présent règlement ou à la législation nationale; et

b)

exiger du propriétaire de l'installation de production d'électricité qu'il effectue des séries de simulations supplémentaires ou différentes dans les cas où les informations fournies au gestionnaire de réseau compétent en lien avec les simulations visant à démontrer la conformité en application des dispositions des chapitres 5, 6 ou 7 du titre IV ne suffisent pas à démontrer la conformité avec les exigences du présent règlement.

a)

la capacité technique de l'unité de production d'électricité à moduler en permanence la puissance active afin de contribuer au réglage de la fréquence dans chaque cas de forte augmentation de la fréquence du réseau est démontrée. Les paramètres des régulations affectant le régime permanent, tels que le statisme et la bande morte, et les paramètres dynamiques, notamment la réponse à un échelon de fréquence, sont vérifiés;

b)

l'essai est réalisé en simulant des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour provoquer une variation de la puissance active d'au moins 10 % de la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte. Le cas échéant, des signaux fictifs simulant la déviation de fréquence sont injectés simultanément à la fois au niveau du régulateur de vitesse et du régulateur de puissance active des systèmes de contrôle-commande, compte tenu de la configuration desdits systèmes;

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont satisfaites:

a)

la capacité technique de l'unité de production d'électricité à moduler en permanence la puissance active pour des points de fonctionnement inférieurs à la puissance maximale afin de contribuer au réglage la fréquence en cas de forte baisse de la fréquence du réseau est démontrée;

b)

l'essai est effectué en simulant des points de fonctionnement en puissance active appropriés, avec des échelons et des rampes de fréquence basse suffisamment importants pour provoquer une variation de puissance active d'au moins 10 % de la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte. Le cas échéant, des signaux fictifs simulant la déviation de fréquence sont injectés simultanément à la fois au niveau des consignes du régulateur de vitesse et du régulateur de puissance active;

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont satisfaites:

a)

la capacité technique de l'unité de production d'électricité à moduler en permanence la puissance active sur toute la plage de fonctionnement comprise entre la puissance maximale et le niveau de régulation minimal afin de contribuer au réglage de la fréquence est démontrée; les paramètres des régulations affectant le régime permanent, tels que statisme et bande morte, et les paramètres dynamiques, notamment la robustesse associée à la réponse aux échelons de fréquence et aux variations importantes et rapides de fréquence, sont vérifiés;

b)

l'essai est réalisé en simulant des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour parcourir toute la plage de réponse en puissance active aux variations de fréquence, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte, ainsi que de la capacité d'augmentation ou de baisse effective de la production de puissance active à partir de chaque point de fonctionnement considéré. Le cas échéant, des signaux fictifs simulant la déviation de fréquence sont injectés simultanément à la fois au niveau des consignes du régulateur de vitesse et du régulateur de puissance active du système de contrôle-commande de l'unité ou de l'installation;

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité technique de l'unité de production d'électricité à participer à la restauration de la fréquence est démontrée, et le fonctionnement conjoint du mode FSM et de la restauration de la fréquence est vérifié;

b)

l'essai est réputé réussi si les résultats, à la fois pour les paramètres dynamiques et statiques, satisfont aux exigences de l'article 15, paragraphe 2, point e).

a)

la capacité technique des unités de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome à démarrer sans alimentation électrique externe alors qu'ils sont à l'arrêt est démontrée;

b)

l'essai est réputé réussi si le temps de démarrage est conforme au délai visé à l'article 15, paragraphe 5, point a) iii).

a)

la capacité technique des unités de production d'électricité à basculer vers un fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires et à fonctionner en îlotage sur leurs auxiliaires de manière stable est démontrée;

b)

l'essai est effectué à la puissance maximale et à la puissance réactive nominale de l'unité de production d'électricité avant l'îlotage;

c)

le gestionnaire de réseau compétent a le droit de fixer des conditions supplémentaires, compte tenu de l'article 15, paragraphe 5, point c);

d)

l'essai est réputé réussi si le basculement vers un fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires est réussi, si le fonctionnement stable en îlotage sur les auxiliaires pendant la durée fixée à l'article 15, paragraphe 5, point c), est démontré et si le recouplage au réseau a été effectué avec succès.

a)

la capacité technique de l'unité de production d'électricité à fournir et à absorber de la puissance réactive conformément à l'article 18, paragraphe 2, points b) et c), est démontrée;

b)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à moduler en permanence la puissance active afin de contribuer au réglage de la fréquence en cas d'augmentation de la fréquence du réseau est démontrée. Les paramètres des régulations affectant le régime permanent, tels que le statisme et la bande morte, et les paramètres en régime dynamique sont vérifiés;

b)

l'essai est réalisé en simulant des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour provoquer une variation de la puissance active d'au moins 10 % de la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte. Pour réaliser cet essai, des signaux fictifs simulant la déviation de fréquence sont injectés simultanément au niveau des consignes du système de contrôle-commande;

c)

l'essai est réputé réussi si les résultats, à la fois pour les paramètres dynamiques et statiques, satisfont aux exigences de l'article 13, paragraphe 2.

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à fonctionner à un niveau de production inférieur au point de consigne fixé par le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent est démontrée;

b)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à moduler en permanence la puissance active afin de contribuer au réglage de la fréquence en cas de forte baisse de la fréquence du réseau est démontrée;

b)

l'essai est réalisé en simulant des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour provoquer une variation de la puissance active d'au moins 10 % de la puissance maximale, avec un point de départ à maximum 80 % de la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à moduler en permanence la puissance active sur toute la plage de fonctionnement comprise entre la puissance maximale et le niveau de régulation minimal afin de contribuer au réglage de la fréquence est démontrée; les paramètres des régulations affectant le régime permanent, tels que l'insensibilité, le statisme, la bande morte et la plage de réglage, ainsi que les paramètres dynamiques, y compris la réponse à un échelon de fréquence, sont vérifiés;

b)

l'essai est réalisé en simulant des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour parcourir toute la plage de réponse en puissance active aux variations de fréquence, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte. Des signaux fictifs simulant la déviation de fréquence sont injectés pour réaliser l'essai;

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à contribuer à la restauration de la fréquence est démontrée; le fonctionnement conjoint du mode FSM et de la restauration de la fréquence est vérifié;

b)

l'essai est réputé réussi si les résultats, à la fois pour les paramètres dynamiques et statiques, satisfont aux exigences de l'article 15, paragraphe 2, point e).

a)

la capacité technique du parc non synchrone de générateurs à fournir et à absorber de la puissance réactive conformément à l'article 21, paragraphe 3, points b) et c), est démontrée;

b)

l'essai est réalisé à la puissance réactive maximale, aussi bien en fourniture qu'en absorption, et respecte les paramètres suivants:

c)

l'essai est réputé réussi si les critères suivants sont satisfaits:

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à fonctionner dans le mode de réglage de la tension visé dans les conditions prévues à l'article 21, paragraphe 3, points d) ii) à iv), est démontrée;

b)

l'essai du mode de réglage de la tension porte sur les paramètres suivants:

c)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à fonctionner en mode de réglage de la puissance réactive, conformément à l'article 21, paragraphe 3, point d) v), est démontrée;

b)

l'essai du mode de réglage de la puissance réactive complète l'essai de capacité en puissance réactive;

c)

l'essai du mode de réglage de la puissance réactive confirme les paramètres suivants:

d)

l'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à fonctionner en mode de réglage du facteur de puissance, conformément à l'article 21, paragraphe 3, point d) vi), est démontrée;

b)

l'essai du mode de réglage du facteur de puissance porte sur les paramètres suivants:

c)

L'essai est réputé réussi si les conditions suivantes sont simultanément remplies:

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à moduler la puissance active en cas de fréquences hautes, conformément à l'article 13, paragraphe 2, est démontrée par une simulation;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence haute permettant d'atteindre le niveau de régulation minimal, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie lorsque:

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à tenir les creux de tension conformément aux conditions fixées à l'article 14, paragraphe 3, point a), est démontrée par une simulation;

b)

la simulation est réputée réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 14, paragraphe 3, point a), est démontrée.

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à assurer le rétablissement de la puissance active après défaut visé dans les conditions fixées à l'article 17, paragraphe 3, est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 17, paragraphe 3, est démontrée.

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à moduler la puissance active en fréquences basses conformément à l'article 15, paragraphe 2, point c), est démontrée;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence basse permettant d'atteindre la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie lorsque:

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à moduler la puissance active sur toute la plage de fréquence, conformément à l'article 15, paragraphe 2, point d), est démontrée;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour parcourir toute la plage de réponse en puissance active aux variations de fréquence, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie si:

a)

la performance de l'unité de production d'électricité lors d'un fonctionnement en réseau séparé conformément aux conditions fixées à l'article 15, paragraphe 5, point b), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si l'unité de production d'électricité réduit ou augmente sa production de puissance active entre son précédent point de fonctionnement et tout nouveau point de fonctionnement inclus dans le diagramme de capacité P-Q dans les limites de l'article 15, paragraphe 5, point b), sans que l'unité de production d'électricité se déconnecte du réseau séparé du fait d'une sur- ou d'une sous-fréquence.

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à fournir et à absorber de la puissance réactive, conformément aux conditions fixées à l'article 18, paragraphe 2, points b) et c), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si les conditions suivantes sont remplies:

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à amortir les oscillations de puissance active par son système stabilisateur (fonction «PSS»), conformément aux conditions prévues à l'article 19, paragraphe 2, est démontrée;

b)

le réglage du stabilisateur de puissance résulte en une amélioration de l'amortissement de la réponse en puissance active correspondante de l'AVR en combinaison avec la fonction PSS, par rapport à la réponse en puissance active de l'AVR seul;

c)

la simulation est réputée réussie si les conditions suivantes sont simultanément remplies:

a)

la capacité de l'unité de production d'électricité à tenir les creux de tension dans le respect des conditions fixées à l'article 16, paragraphe 3, point a), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 16, paragraphe 3, point a), est démontrée.

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à moduler la puissance active en haute fréquence conformément à l'article 13, paragraphe 2, est démontrée;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence haute permettant d'atteindre le niveau de régulation minimal, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie si:

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à fournir une injection rapide de courant de défaut conformément aux conditions fixées à l'article 20, paragraphe 2, point b), est démontrée;

b)

la simulation est considérée comme réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 20, paragraphe 2, point b), est démontrée.

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à tenir les creux de tension dans le respect des conditions fixées à l'article 14, paragraphe 3, point a), est démontrée par une simulation;

b)

la simulation est réputée réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 14, paragraphe 3, point a), est démontrée.

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à assurer le rétablissement de la puissance active après défaut conformément aux conditions fixées à l'article 20, paragraphe 3, est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si la conformité avec l'exigence énoncée à l'article 20, paragraphe 3, est démontrée.

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à moduler la puissance active en fréquences basses, conformément à l'article 15, paragraphe 2, point c), est démontrée;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence basse permettant d'atteindre la puissance maximale, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie si:

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à moduler la puissance active sur toute la plage de fréquence, comme indiqué à l'article 15, paragraphe 2, point d), est démontrée;

b)

la simulation est réalisée avec des échelons et des rampes de fréquence suffisamment importants pour parcourir toute la plage de réponse en puissance active aux variations de fréquence, compte tenu des valeurs du statisme et de la bande morte;

c)

la simulation est réputée réussie si:

a)

la performance du parc non synchrone de générateurs lors d'un fonctionnement en réseau séparé dans le respect des conditions fixées à l'article 15, paragraphe 5, point b), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si le parc non synchrone de générateurs réduit ou augmente sa production de puissance active entre son précédent point de fonctionnement et tout nouveau point de fonctionnement inclus dans le diagramme de capacité P-Q et dans les limites fixées à l'article 15, paragraphe 5, point b), sans que ledit parc se déconnecte du réseau séparé du fait d'une sur- ou d'une sous-fréquence.

a)

la capacité du modèle de parc non synchrone de générateurs à fournir une inertie synthétique en cas de fréquence basse, comme prévu à l'article 21, paragraphe 2, point a), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie s'il est démontré que le modèle satisfait aux conditions fixées à l'article 21, paragraphe 2.

a)

la capacité du parc non synchrone de générateurs à fournir et à absorber de la puissance réactive, comme prévu à l'article 21, paragraphe 3, points b) et c), est démontrée;

b)

la simulation est réputée réussie si les conditions suivantes sont simultanément remplies:

a)

la capacité du modèle de parc non synchrone de générateurs à amortir les oscillations de puissance active conformément à l'article 21, paragraphe 3, point f), est démontrée;

b)

la simulation est considérée comme réussie s'il est démontré que le modèle est conforme aux conditions décrites à l'article 21, paragraphe 3, point f).

a)

recenser toute divergence dans la mise en œuvre du présent règlement au niveau national;

b)

évaluer si les valeurs et les plages fixées dans les exigences applicables aux unités de production d'électricité en vertu du présent règlement sont toujours valides.

a)

l'identification du propriétaire ou du propriétaire potentiel de l'installation de production d'électricité, et la personne de contact pour tous les échanges;

b)

une description de l'unité ou des unités de production d'électricité pour lesquelles une dérogation est demandée;

c)

une référence aux dispositions du présent règlement auxquelles une dérogation est demandée et une description détaillée de la dérogation demandée;

d)

une motivation détaillée, accompagnée des pièces justificatives pertinentes et d'une analyse des coûts et bénéfices conformément aux exigences de l'article 39;

e)

la démonstration que la dérogation demandée n'aurait aucune incidence négative sur les échanges transfrontaliers.

a)

l'autorité de régulation décide d'accorder une prolongation;

b)

le propriétaire ou propriétaire potentiel de l'installation de production d'électricité informe l'autorité de régulation, par une note argumentée, que la demande de dérogation est complète.

a)

l'identification du gestionnaire de réseau compétent ou du GRT compétent, et la personne de contact pour tous les échanges;

b)

une description des unités de production d'électricité pour lesquelles une dérogation est demandée, ainsi que la puissance totale installée et le nombre d'unités de production d'électricité;

c)

l'exigence ou les exigences du présent règlement auxquelles une dérogation est demandée, avec une description détaillée de la dérogation demandée;

d)

une motivation détaillée, accompagnée de toutes les pièces justificatives pertinentes;

e)

la démonstration que la dérogation demandée n'aurait aucune incidence négative sur les échanges transfrontaliers;

f)

une analyse des coûts et bénéfices conformément aux exigences de l'article 39. Le cas échéant, l'analyse des coûts et bénéfices est réalisée en coordination avec le GRT compétent et tous les GRD adjacents.

a)

l'autorité de régulation décide d'accorder une prolongation;

b)

le gestionnaire de réseau compétent informe l'autorité de régulation, par une note argumentée, que la demande de dérogation est complète.

a)

l'exigence ou les exigences pour lesquelles la dérogation est octroyée ou refusée;

b)

le contenu de la dérogation;

c)

les motifs de l'octroi ou du refus de la dérogation;

d)

les incidences de l'octroi de la dérogation.

a)

elle est de type A;

b)

elle met en œuvre une technologie pouvant être commercialisée; et

c)

au moment de la demande de classification comme technologie émergente, les ventes cumulées de sa technologie dans une zone synchrone ne dépassent pas 25 % du niveau maximal de la puissance maximale cumulée établie conformément à l'article 67, paragraphe 1.