Dé f dé a a é é éx a f d c dé RfG B a dé a C a P b é - Bilan de... · présentée au...

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*mù Instance de concertation sur le code de raccordement applicable aux installations de production Définition dés paramétrés non éxhaustifs du codé RfG Bilan dé la Consultation Publiqué Mai 2018

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  • *m

    Instance de concertation sur le code de raccordement applicable

    aux installations de production

    D finition ds param trs non xhaustifs du cod RfG

    Bilan d la Consultation Publiqu

    Mai 2018

  • Sommaire 1. INTRODUCTION .............................................................................................................................................. 4

    2. REPONSES A LA CONSULTATION PUBLIQUE ................................................................................................... 5

    2.1. Rpondants ............................................................................................................................. 5

    2.2. Primtre de la consultation publique .................................................................................... 5

    3. PROPOSITIONS RELATIVES AUX EXIGENCES TECHNIQUES : ANALYSE DES REPONSES REUES ..................... 6

    3.1. Dfinitions ............................................................................................................................... 7

    3.2. Exigences gnrales ................................................................................................................. 9

    3.3. Exigences pour les units synchrones ................................................................................... 28

    3.4. Exigences pour les parcs non synchrones de gnrateurs .................................................... 31

    3.5. Exigences complmentaires nationales ................................................................................ 37

    4. PROJET DE SYNTHESE MODIFICATIONS SUBSTANTIELLES : ANALYSE DES REPONSES REUES .................... 39

    4.1. SER, ENERPLAN, FHE ..................................................................................................................................... 39

    4.2. FEE ................................................................................................................................................................ 39

    4.3. NORDEX ........................................................................................................................................................ 41

    4.4. EDF................................................................................................................................................................ 41

    4.5. GE ................................................................................................................................................................. 41

    4.6. GE WIND ....................................................................................................................................................... 41

    4.7. GIGREL .......................................................................................................................................................... 41

    5. PROJET DE SYNTHESE NOTIFICATION OPERATIONNELLE : ANALYSE DES REPONSES REUES ..................... 41

    5.1. SER, ENERPLAN, FHE ..................................................................................................................................... 41

    5.2. FEE ................................................................................................................................................................ 42

    5.3. NORDEX ........................................................................................................................................................ 43

    5.4. EDF................................................................................................................................................................ 43

    5.5. GE ................................................................................................................................................................. 44

    5.6. GE WIND ....................................................................................................................................................... 45

    5.7. GIGREL .......................................................................................................................................................... 45

    6. REMARQUES COMPLEMENTAIRES DES ACTEURS ........................................................................................ 45

    6.1. SER ................................................................................................................................................................ 45

    6.2. EDF................................................................................................................................................................ 46

    7. PROPOSITIONS FINALES RELATIVES DES GESTIONNAIRES DE RESEAU......................................................... 48

    7.1. Dfinitions ............................................................................................................................. 48

    7.2. Exigences gnrales ............................................................................................................... 50

    7.3. Exigences pour les units synchrones ................................................................................... 60

    7.4. Exigences pour les parcs non synchrones de gnrateurs .................................................... 62

    7.5. Exigences complmentaires nationales ................................................................................ 64

    7.6. Elments non traits par le code RfG issus des arrts techniques existants Arrt 2008

    RPT 66

  • 7.7. Elments non traits par le code RfG issus des arrts techniques existants Arrt 2008

    RPD 68

    8. ANNEXES....................................................................................................................................................... 69

    8.1. Annexe 1 : Synthse des rponses la consultation publique sur les exigences techniques70

    8.2. Annexe 2 : Projet de synthse concertation exigences techniques ...................................... 70

    8.3. Annexe 4 : Projet de synthse concertation modifications substantielles ........................... 70

    8.4. Annexe 5 : Projet de synthse concertation procdure de notification oprationnelle ...... 70

  • 1. Introduction Du 14 mars 2018 au 04 Avril 2018, RTE et lADEeF ont organis une consultation publique relative aux

    propositions de dfinition des exigences techniques non-exhaustives du rglement (UE) 2016/631

    tablissant un code de rseau sur les exigences applicables au raccordement au rseau des

    installations de production dlectricit (NC RfG).

    RTE et lADEeF tablissent un bilan de consultation publique afin danalyser les rponses reues. Ce

    bilan sera prsent aux parties prenantes en sance plnire de la concertation RfG le 3 mai 2018,

    publi et transmis lautorit comptente pour lapprobation des propositions relatives aux exigences

    non-exhaustives et non obligatoires du code RfG. Comme dcrit dans le document de consultation

    publique (lien) au paragraphe 2.1, les parties prenantes ont dj eu loccasion de travailler avec les

    gestionnaires de rseau sur la dfinition des exigences techniques non-exhaustives du code RfG lors

    de plusieurs runions, organises dans le cadre de linstance de concertation RfG, mene par RTE et

    lAssociation des Distributeurs dElectricit en France (ADEeF). Un projet de synthse de la

    concertation rassemblant les propositions et avis des parties prenantes sur ces propositions a t

    rdig. Ce document est disponible sur la plateforme de partage https://www.codesreseau-adeef.fr1.

    Le bilan de consultation publique, objet de ce document, prsente au chapitre 2 les rponses reues,

    analyse ces rponses aux chapitres 3, 4 et 5. Une synthse des propositions finales relatives aux

    exigences techniques du code prenant en compte les remarques transmises par les acteurs est

    prsente au chapitre 6.

    Les documents de synthse ont galement t mis jour.

    1 Des codes daccs la plateforme de partage pourront tre fournis sur simple demande par mail

    ladresse : [email protected]).

    https://www.codesreseau-adeef.fr/dl/zrZSysbXYFhttps://www.codesreseau-adeef.fr/mailto:[email protected]

  • 2. Rponses la consultation publique

    2.1. Rpondants Les parties prenantes ayant rpondu la consultation sont les suivantes :

    - Le Gigrel-Gimelec, Groupement des Industries du Groupe Electrogne

    - Le SER, Syndicat des Energies Renouvelables, Enerplan et FHE, France Hydrolectricit dans

    une rponse conjointe (avec la contribution dEngie et de la CNR, adhrents du SER)

    - La FEE, France Energie Eolienne

    - Nordex Online,

    - GE,

    - GE Wind,

    - EDF

    Ces rpondants ont indiqu que leurs rponses avaient un caractre non confidentiel et sont donc

    prsentes en annexe 1.

    Un rpondant, dont lidentit est confidentielle a galement transmis une rponse caractre

    confidentiel. Cette rponse nest donc pas dcrite dans ce bilan de consultation publique mais sera

    transmise aux autorits comptentes loccasion de lenvoi du bilan de consultation.

    2.2. Primtre de la consultation publique Lors de la consultation publique, RTE et lADEeF ont invit les parties prenantes rpondre aux questions suivantes :

    1. Pour chaque exigence technique dcrite dans le projet de synthse de concertation sur les exigences techniques :

    a. Etes-vous daccord avec les valeurs proposes pour limplmentation nationale du code RfG (prenant en considration les seuils de puissance pour les units de production de type B, C, D proposs en parallle par linstance de concertation, ainsi que le traitement propos en cas de modification substantielle dune unit existante ?

    b. Si vous tes en dsaccord avec cette proposition, quels points considrez-vous comme bloquants et pourquoi ?

    2. Par rapport au projet de synthse sur les modifications substantielles (cf annexe 4) :

    a. Etes-vous daccord avec les propositions formules dans le projet de synthse de concertation sur les modifications substantielles ?

    b. Si vous tes en dsaccord avec cette proposition, quels points considrez-vous comme bloquants et pourquoi ?

    3. Par rapport au projet de synthse sur la procdure de notification oprationnelle (cf annexe

    5) : a. Etes-vous daccord avec les propositions formules dans le projet de synthse de

    concertation sur la procdure de notification oprationnelle ? b. Si vous tes en dsaccord avec cette proposition, quels points considrez-vous comme

    bloquants et pourquoi ? Une synthse des rponses est rsume dans les paragraphes ci-aprs.

  • 3. Propositions relatives aux exigences techniques : analyse des

    rponses reues Les acteurs ayant rpondu la consultation publique ont fait part de leur accord ou dsaccord avec les

    propositions des GRx et le cas chant les points bloquants sur la proposition. Pour lensemble des

    propositions, une synthse des rponses reues est prsente ainsi que les commentaires des GRx. Le

    dtail des rponses est disponible en annexe 1..

  • 3.1. Dfinitions

    Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Dfinitions (3)

    Les contributeurs demandent ce que les dfinitions du point de raccordement relatives aux parcs de production en mer raccords en courant alternatif ou en courant continu soient prcises. Les contributeurs demandent ce que soient dtailles les conditions d'application du code lorsque plusieurs units sont raccordes derrire le mme point de raccordement (un PPM et une ou plusieurs units synchrones). Des schmas sont demands pour dcrire ces situations. Les contributeurs souhaitent que dans le cadre des units synchrones hydrauliques la puissance laquelle les essais pour le contrle de conformit sont raliss soit prcise de sorte prendre en compte les caractristiques particulires de la filire. Les contributeurs demandent que la notion de disponibilit de l'nergie primaire qui prcise la dfinition de la Pmax puisse prendre en compte les contraintes associes la surabondance de vent dans le cadre de l'olien. Les contributeurs souhaitent que des schmas supplmentaires viennent prciser les diffrentes possibilits d'agencement des units de production (avec ou sans transformateur de tte). Les contributeurs souhaiteraient que la dfinition de la Pmin (ou niveau de rgulation minimum) puisse tre prcise de sorte prendre en compte le fait que pour la technologie olienne cette puissance dpend des conditions de vent. Les contributeurs souhaitent que leur comprhension de la dfinition

    Partiellement Les GRx partagent l'avis des producteurs pour dfinir le point de raccordement en mer de sorte viter la fragmentation des parcs offshore. Cependant, la mise en uvre de cette dfinition n'est pas du ressort des gestionnaires de rseau et doit faire l'objet d'une prcision rglementaire. A ce jour, ce sujet est trait au cas par cas dans le cahier de charges des appels d'offre qui est lui-mme tabli en concertation avec les pouvoirs publics. Un schma t vers dans la synthse concernant le raccordement en courant alternatif. S'agissant du raccordement en courant continu, une description du point de raccordement est propose dans le projet de DTR relatif l'implmentation du code HVDC disponible sur la plateforme ADEeF (titre 1 article 2). La remarque concernant l'ajout d'une nouvelle unit a t prise en compte dans la synthse. Les conditions de recevabilit de l'essai (niveau de puissance acceptable) seront prcises dans les fiches d'essai. La proposition de nota ("cette Pmax est dlivre sans limitation de dure sous rserve de disponibilit de lnergie primaire, ce qui inclut aussi, dans le cas particulier de lolien, une surabondance de lnergie primaire qui contraint une modulation spcifique de la puissance") sur la disponibilit d'nergie primaire est intgre dans la synthse. Les schmas typiques proposs par les contributeurs ont t verss aux lments de synthse de sorte aider la comprhension de la dfinition du point de raccordement. Il a galement t prcis que, dans le cas d'un point de raccordement partag par un PPM et une (des) unit(s) synchrone(s), les capacits constructives dfinies par le code RfG de chacune de ces deux catgories d'units seront values de manire indpendante. Concernant la dfinition de la Pmin en fonction des conditions mtorologiques, les GRx comprennent l'inquitude des contributeurs mais considrent nanmoins que le code intgre dj cette contrainte (cf article 15.2.c.ii et 15.2.d.i). Concernant la dfinition du minimum technique, les gestionnaires de rseau confirment la comprhension des contributeurs : le minimum technique d'une olienne est bien 0. Concernant l'observabilit ncessaire au contrle de performance lorsque plusieurs units sont raccordes derrire le mme point de raccordement, les GRx partagent la remarque des contributeurs et mettront en place un groupe

    Dfinitions (3)

    OK OK mais NOK No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    du minimum technique leur soit confirme ou dfaut qu'elle soit prcise. Les contributeurs souhaitent que les conditions de mise en uvre du contrle de performance soient prcises dans le cas o il existe plusieurs units raccordes derrire un point de raccordement. Les contributeurs souhaitent que l'utilisation des terminologies point de connexion/livraison/raccordement soit rationalise dans les documents des gestionnaires de rseau.

    de travail dans les instances nationales (CURTE/CURDE) si cela s'avre ncessaire. Concernant la terminologie point de connexion/livraison/ raccordement, le cahier des charges et fiches du GRT s'appuient sur le seul terme point de raccordement, l'harmonisation de la terminologie dans la DTR sera tudie. S'agissant de la DTR des GRD, les terminologies seront unifies. Une prcision a t ajoute sur la plage de fonctionnement du rglage la hausse/ la baisse entre Pmin et Pmax.

  • 3.2. Exigences gnrales

    Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Plages de frquence (art. 13.1.a.) (5.1)

    Stabilit en frquence

    X X X X

    Les rserves voques n'avaient pas trait l'exigence voque et taient relatives la rgulation de puissance active en-de de la puissance minimale. Cette remarque est traite par ailleurs.

    Sans objet Aucun

    Capacit supporter des vitesses de variation de frquence ROCOF (art.13.1.b) (5.2)

    Stabilit en frquence

    X X X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Plages de frquence (art. 13.1.a.) (5.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Capacit supporter des vitesses de variation de frquence ROCOF (art.13.1.b) (5.2)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Paramtres LFSM-O (article 13.2.b, c, d, e, f) (5.3.1)

    Stabilit en frquence

    X X X X

    Les commentaires des contributeurs taient relatifs la valeur du seuil de d'activation du LFSM-O, au caractre obligatoire de la proposition du seuil de statisme 5% ou du temps de rponse ainsi qu'au comportement de l'unit lors du retour la frquence nominale. Les contributeurs indiquent que la proposition de temps de rponse est contraignante pour certaines technologies oliennes, et demandent ce qu'un critre de tolrance pour juger de la conformit du respect du temps d'tablissement soit tabli. Par ailleurs les contributeurs ont soulign la ncessit de prciser l'exemption de mise en oeuvre de cette exigence dans le cas de certaines units hydrauliques.

    Partiellement

    La valeur du seuil d'activation du LFSM-O 50,2Hz relve d'une analyse de risque systmique qui justifie que la valeur propose dans les IGD soit la valeur propose par les gestionnaires. Cette valeur est celle propose par les pays voisins, notamment l'Allemagne, l'Espagne, la Belgique, l'Italie... La valeur par dfaut du seuil propos pour le statisme 5% est issue des IGD afin de garantir une raction homogne l'chelle europenne. Pour les units synchrones participant au FSM, le statisme du LFSM-O peut tre le mme que celui du FSM (cf cahier de charges capacits constructives units synchrones). La dynamique temporelle de rponse n'est effectivement pas prcise dans le code RfG. Cependant, dans la rglementation existante, une fonctionnalit similaire (article 18 et 19 de l'arrt 2008) existe et prcise la dynamique temporelle ainsi que le comportement lors du retour de la frquence vers 50 Hz. Les GRx franais prconisent dont de suivre la dynamique temporelle propose dans les IGD comme dans les autres pays europens. Compte tenu des perspectives d'volution du mix europen moyen terme, les capacits techniques des units synchrones en matire de temps de rponse ne permettent pas de garantir une exploitation sure du systme lectrique. A ce jour les GRT europens aprs concertation avec les constructeurs n'ont pas d'information remettant en cause la valeur de 2s propose dans les IGD pour les PPM. Les GRx franais ne prvoient pas de modification unilatrale de cette exigence mais restent ouverts la discussion en cas d'volution de la position d'ENTSO-E. La formulation propose par les contributeurs qui vise traiter l'implmentation de cette fonctionnalit pour les units hydrauliques a t prise en compte.

    Paramtres LFSM-O (article 13.2.b, c, d, e, f) (5.3.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Rduction admissible de puissance active (art.13.4 et 13.5) (5.4)

    Stabilit en frquence

    X X X X

    Les commentaires des contributeurs demandent ce que les mmes exigences psent sur les groupes synchrones et les PPM d'une part, et d'autre part que les exigences proposes par les gestionnaires soient relches de sorte prendre en compte les caractristiques intrinsques des machines synchrones telles que dcrites dans les courbes fournies par les constructeurs. Les contributeurs soulignent aussi que le temps de retour la puissance active lors de la priode transitoire doit tre dcrit en cohrence avec le fonctionnement en FSM (dlai > 2s possible si justifi).

    Partiellement

    Lors des discussions approfondies de l'instance de concertation sur cette thmatique, aucune incapacit technique n'a t souleve par les participants pour les technologies PPM. Les gestionnaires de rseau ne souhaitent pas faire voluer leur proposition sans justification technique fournie par les acteurs. Pour le rgime transitoire, le temps de retour la puissance de consigne doit tre infrieur au dlai d'activation du LFSM/FSM (cf. projet de cahier de charges capacits constructives units synchrones). Ce dlai peut tre donc suprieur 2s si justifi.

    Rduction admissible de puissance active (art.13.4 et 13.5) (5.4)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Interface logique (art. 13.6 - type A et B uniquement) (5.5)

    Stabilit en frquence

    X X

    Les contributions demandent ce que la dfinition de l'interface logique soit complte par la prcision, au demeurant prsente dans le code, "port d'entre". Par ailleurs les contributeurs souhaitent que la frquence d'utilisation de cette manuvre d'arrt d'urgence soit explicite par les gestionnaires. De plus il est demand qu'une exemption de la ncessit de rpondre des ordres de modulation de puissance soit mise en uvre pour les units souffrant de contraintes lies la scurit des biens et des personnes, requte qui est relative l'exigence 14.2.

    Partiellement

    La prcision demande relative la dfinition de l'interface logique a t apporte aux documents en reprenant le terme "port d'entre" cit dans le code. La frquence d'utilisation des manuvres d'arrts d'urgence n'a pas de raison d'voluer et n'voluera pas par rapport la pratique actuelle. Pour autant aucun engagement de la part des gestionnaires de rseau ne peut porter sur une frquence d'incidents amenant une manuvre d'urgence. Aucune information complmentaire ne peut donc tre fournie par les gestionnaires sur ce point. Concernant l'exemption de la capacit de mise en uvre d'une modulation de la puissance lectrique au bnfice des units pour lesquelles cela reprsente un risque pour les biens et les personnes tait dj prise en compte dans le cadre de l'exigence 14.2.

    Condition de connexion automatique au rseau (article 13.7 - type A, B, C) (5.6)

    Stabilit en frquence

    X X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Interface logique (art. 13.6 - type A et B uniquement) (5.5)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Condition de connexion automatique au rseau (article 13.7 - type A, B, C)

    (5.6)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Equipements permettant la rgulation de puissance active (art 14.2 type B uniquement) (6.1)

    Stabilit en frquence

    X

    Les contributeurs demandent ce que la description de l'exemption de mise en oeuvre d'ordre de modulation de la puissance pour les units pour lesquelles cela implique un risque pour la scurit des biens et des personnes soient amliore. De plus les contributeurs ont demand ce que soit ouverte la possibilit de ne pas installer de dispositif d'change d'informations d'exploitation et de donner un accs direct au gestionnaire au SCADA des units de production.

    Partiellement

    La remarque faite par les contributeurs sur la modulation de puissance pour les units hydrauliques a t prise en compte. Concernant la requte relative la mise en relation directe des centres de conduite du GRD et des SCADA des producteurs, Enedis indique que les contraintes de cyberscurit auxquelles il est soumis impliquent ncessairement qu'un boitier physique soit install au niveau du point de raccordement. Par ailleurs Enedis souhaite rappeler que les dveloppements en cours permettront de disposer d'un matriel communiquant travers un protocole respectant un standard international souvent implment directement dans les SCADA.

    Equipements permettant la rgulation de puissance active (art 14.2 type B uniquement) (6.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Tenue au creux de tension (art 14.3 type B et C uniquement) (6.2)

    Robustesse

    X X

    Les contributeurs demandent que le temps de retour un niveau de tension nominal aprs un creux de tension soit prcis dans la DTR des gestionnaires. Ils demandent aussi ce que les exigences en termes de tenues des units des creux successifs soient explicites dans les mmes documents. Les contributeurs souhaitent qu'une exemption de tenue au creux successifs soit applique lorsque les creux successifs mettent en pril la tenue de l'unit aux contraintes thermiques et mcaniques engendres par ces creux successifs. Les contributeurs souhaitent que les dures de fonctionnement associes aux plages de tension de fonctionnement soient explicites. Oui

    Les prcisions demandes par les contributeurs en lien avec la description des limites temporelles du creux de tension et de la tenue aux creux successifs ont d'ores et dj t portes dans les projets de rdaction de DTR discuts dans l'instance de concertation. La description des plages de tension restera pour les units raccordes au RPD celle qui est actuellement en vigueur (article 12 de l'arrt du 23 avril 2008 HTA-BT). Pour les units de production raccordes au RPT en dessous de 110kV, la reconduction de l'existant est galement prvue. La description dtaille est dj disponible dans le projet de cahier de charges (conditions gnrales) mis disposition des acteurs.

    Reconnexion aprs ala rseau (art 14.4) (6.3)

    RECONSTITUTION

    X X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Tenue au creux de tension (art 14.3 type B et C uniquement) (6.2)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Reconnexion aprs ala rseau (art 14.4) (6.3)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Systme de contrle-commande, protection et changes dinformations (art. 14.5) (6.4)

    GESTION GENERALE RESEAU

    X X X

    Les contributeurs manifestent leur accord avec la proposition mais demandent ce que la norme C15-400 soit adapte pour tenir compte des volutions.

    Sans objet Aucun

    Rglage de la puissance active (art 15.2. a et b) (7.1)

    Stabilit en frquence

    X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Systme de contrle-commande, protection et changes dinformations

    (art. 14.5) (6.4)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Rglage de la puissance active (art 15.2. a et b) (7.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Paramtres LFSM-U (article 15.2.c) (7.2)

    Stabilit en frquence

    X X

    Les contributeurs indiquent qu'ils sont en dsaccord avec la proposition de retenir la valeur de seuil de dclenchement du mode LFSM-U propose dans les IGD, savoir 49,8Hz. Les contributeurs souhaitent que soit propose une valeur de 49,5Hz sauf si les autres pays europens choisissent 49,8Hz. Les contributeurs souhaitent que soit explicite la possibilit de ne pas mettre en uvre de cette exigence dans le cas de certaines units hydrauliques. Les contributeurs souhaitent rappeler que la valeur du statisme n'est pas impose par le code, comme les conditions de la dynamique de rponse. Les contributeurs souhaitent ainsi amnager la description de cet aspect de l'exigence. Les contributeurs souhaitent aussi qu'une tolrance soit dfinie pour le contrle de conformit de cet aspect de l'exigence. Les contributeurs signalent leur dsaccord avec le traitement diffrentiel des technologies vis vis des exigences relatives la dynamique de rponse. Les contributeurs souhaitent qu'il ne soit pas ncessaire de justifier l'impossibilit de fournir en moins de 5s DP/Pref=20% si P

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires

    Prise en compte Commentaires des GRx

    Paramtres FSM (article 15.2.d) (7.3)

    Stabilit en frquence

    X X

    Les contributeurs soulignent que le dlai t1 est dfini des seuils trop faibles pour certaines technologies. Les contributeurs contestent l'utilit d'une bande morte 0mHz et demandent ce que la fixation de ce critre soit faite en cohrence avec les autres pays europens. Les contributeurs indiquent que le temps de rponse propos est trop faible pour certaines technologies et qu'en tout tat de cause il devrait tre fix en cohrence avec les autres pays europens. Les contributeurs souhaitent que la rdaction de l'exigence dfinisse clairement les notions d'insensibilit et de bande morte, ainsi que leur potentielle articulation. Non

    Le dlai t1 dfini permet d'obtenir la prcision ncessaire la mesure de frquence (cf. publication rcente ENTSO-E :https://www.entsoe.eu/Documents/SOC%20documents/Regional_Groups_Continental_Europe/2018/TF_Freq_Meas_v7.pdf), les gestionnaires de rseau proposent donc de suivre la valeur propose dans les IGD comme dans les autres pays europens. A ce jour les GRT europens aprs concertation avec les constructeurs n'ont pas d'information remettant en cause la valeur de 500ms propose dans les IGD pour les PPM au-del de laquelle une justification est demande. Les GRx franais ne prvoient pas de modification unilatrale de cette exigence mais restent ouverts la discussion en cas d'volution de la position d'ENTSO-E. En matire de capacit constructive, les pays voisins ont indiqu que la bande morte devait tre rglable et que la valeur de 0 devait pouvoir tre atteinte. Il en est de mme pour la proposition faite par les gestionnaires de rseau (cf. cahier des charges capacits constructives). Les dfinitions dinsensibilit et de bande morte ont t fournies par RTE en concertation nationale et par ENTSO-E dans les IGDs frquence. Elles pourront tre rappeles dans la DTR si ncessaire. RTE ne partage pas lavis des contributeurs au sujet de la bande morte : A lintrieur dune bande morte, cest labsence de raction de toutes les units que lon va constater. La frquence, en labsence de rglage primaire, sortira rapidement de cette bande morte et les units devront nouveau rgler. Le gain en travail de rglage , cest--dire le Chemin Parcouru par le terme DP = K.DF sera nul. La bande morte nest donc intressante pour une unit que dans le cas o elle est la seule lutiliser. En rponse la consultation sur les IGD frquence, leffet bnfique de la suppression de la bande morte sur le stress mcanique des groupes a galement t signal par un acteur : https://www.entsoe.eu/Documents/Network%20codes%20documents/NC%20RfG/ENTSO-E_IGD_consultation_response.pdf?Web=1 (page 12) De plus, des mesures faites sur le rseau franais montrent que le foisonnement de la mesure de frquence est ngligeable. Des publications internationales sur le sujet sont disponibles (par exemple : Impacts of Reduced Rotational Inertia on Frequency Stability in the European Transmission System, Cigre 2017), et montrent plutt un retard de propagation, ainsi les units proches du lieu de lincident seront sollicites les premires (sauf si elles ont une bande morte plus grande que les units situes un peu plus loin). Enfin, les gestionnaires de rseau rappellent qu'actuellement la bande morte est interdite dans la rglementation franaise. L'harmonisation demande ici, relative aux paramtres t1, bande morte et somme insensibilit + bande morte, ne relve pas de la problmatique des capacits constructives,

    Paramtres FSM (article 15.2.d) (7.3)

    OK

    OK mais

    NOK

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  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

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    Prise en compte Commentaires des GRx

    mais de l'utilisation en exploitation. Comme dj indiqu lors de la concertation RfG, les gestionnaires de rseau partagent la vision des producteurs quant l'harmonisation des paramtres utiliss en exploitation dans le cadre d'un march global europen. Cette vision ne relve cependant pas de la concertation RfG, elle devra tre porte dans les instances ad-hoc au niveau europen relatives aux rgles d'exploitation du rseau et de fonctionnement des marchs.

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

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    Prise en compte Commentaires des GRx

    Paramtres du rglage secondaire de frquence (article 15.2.e) (7.4)

    Stabilit en frquence

    X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Dconnexion de la consommation en cas de sous-frquence (article 15.2.f) (7.5)

    Stabilit en frquence

    X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Paramtres du rglage secondaire de frquence (article 15.2.e) (7.4)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Dconnexion de la consommation en cas de sous-frquence (article 15.2.f)

    (7.5)

    OK

    OK mais

    NOK

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  • Titre de lExigence

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    Prise en compte Commentaires des GRx

    Suivi du mode FSM (article 15.2.g) (7.6)

    Stabilit en frquence

    X X

    Les contributeurs manifestent leur accord mais demandent ce qu'un dlai d'implmentation soit prcis si de nouvelles informations devaient tre transmises au titre de cette exigence.

    Sans objet

    Si l'avenir de nouvelles informations sont fournir (pas de besoin actuellement), les rgles services systme frquence l'indiqueront et prciseront le dlai applicable pour la mise en conformit des installations existantes.

    Dconnexion automatique en tension (article 15.3) (7.7)

    Stabilit en TENSION

    X X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Suivi du mode FSM (article 15.2.g) (7.6)

    OK

    OK mais

    NOK

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    Dconnexion automatique en tension (article 15.3) (7.7)

    OK

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    Oscillations de puissance, plages de fonctionnement en tension, renclenchements (article 15.4) (7.8)

    ROBUSTESSE

    X X

    Les contributeurs indiquent que de leur point de vue les fonctionnalits permettant d'amortir les oscillations de puissance sont diffrentes selon que celles-ci soient d'origine locale ou globale. Non

    La fonctionnalit d'amortissement des oscillations est un paramtrage du contrle-commande. C'est la mme fonctionnalit, qu'il faille amortir des oscillations locales ou globales.

    Oscillations de puissance, plages de fonctionnement en tension,

    renclenchements (article 15.4) (7.8)

    OK

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    Black-start (15.5.a) (7.9.1)

    RECONSTITUTION

    X X

    Les contributeurs demandent ce que la notion de capacit de blackstart soit clarifie en s'appuyant notamment sur la notion de capacit de dmarrage autonome actuellement en vigueur de sorte ne pas crer de confusion au sujet des exigences attendues. Les contributeurs souhaitent que le caractre non obligatoire de la capacit de dmarrage autonome soit correctement explicit et que les formulations utilises ne puissent pas engendrer que la participation au plan de reconstitution du rseau induise une obligation de disposer d'une capacit de dmarrage autonome. Les contributeurs souhaiteraient que le cadre conomique associ aux capacits de black start soit clair.

    Partiellement

    La proposition de rdaction (rglementation existante + rfrence aux units RfG au lieu d'installation) du gestionnaire de rseau a pour but de reconduire l'existant. Cette formulation ne rend pas la capacit de dmarrage autonome obligatoire, les conditions spciales d'exploitation sont prcises dans le texte et ne mentionnent pas le dmarrage autonome en tant que tel. Comme indiqu en concertation E&R, Rte nidentifie pas de besoin de capacits de dmarrage autonome dans le cadre de la stratgie ascendante de reconstitution du rseau actuelle. Les experts RTE vont travailler sur les perspectives moyen/long terme autour du plan de reconstitution du rseau. RTE souhaite donc conserver la rdaction de la rglementation existante dans le cadre de la premire implmentation du code RfG. Les GRx proposent de modifier cette rdaction pour remplacer "lorsqu'elle est susceptible de fonctionner sans alimentation lectrique extrieure" par "lorsqu'elle dispose d'une capacit de dmarrage autonome" pour faire rfrence la dfinition du code RfG.

    Black-start (15.5.a) (7.9.1)

    OK

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    Rseau spar (15.5.b) (7.9.2)

    RECONSTITUTION

    X X

    Les contributeurs souhaitent que la formulation de l'exigence permette d'exclure les units de puissance infrieure 18MW qui sont raccordes au-dessus de 110kV. Les contributeurs souhaitent rappeler que les units de production oliennes sont capables de mettre en oeuvre un fonctionnement en rseau spar mais incapables d'imposer la source de tension ("grid forming"). Les contributeurs font valoir leur opposition la proposition des gestionnaires de rseaux au motif que celle-ci fait porter des exigences plus importantes que celles actuellement demandes dans la rglementation. Les contributeurs souhaitent que l'exigence ne porte que sur les units de type D ou les units de type C disposant d'une capacit de dmarrage autonome et participant au plan de reconstitution, considrant que les units concernes par l'exigence sont responsables du maintien du rseau spar par leurs actions de rglages.

    Non

    Tout d'abord, RTE prcise que la fonctionnalit de maintien en rseau spar de la rglementation existante ne s'applique pas uniquement aux groupes participant la reconstitution de rseau, mais s'applique bien tous les groupes disposant des capacits de rglage de frquence - c'est dire toutes les installations de plus de 40 MW - (cf DTR RTE). RTE invite les acteurs consulter les projets de cahier des charges (conditions gnrales) mis leur disposition qui dcrivent en dtail les diffrentes exigences : - comportement en rseau spar - participation la reconstitution du rseau L'exigence relative au comportement en rseau spar s'appuie sur les capacits dont disposent dj les units de type C et D, il n'est donc pas ncessaire d'exclure certaines d'entre elles. La fonction de "pilote de frquence" ne sera demande qu' certaines units synchrones de type D, il s'agit de la modification de la puissance de consigne pour restaurer la frquence sa valeur nominale, cette action peut tre manuelle, elle peut galement tre ralise par un oprateur suite l'appel du gestionnaire de rseau. Une unit de type C ou D doit disposer des capacits de rglage de frquence (FSM, LFSM-O et U) sauf faire l'objet d'une drogation. Si tel est le cas, la drogation devra tre demande pour le comportement en rseau spar galement (puisque cela s'appuie sur les mmes capacits).

    Rseau spar (15.5.b) (7.9.2)

    OK

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    Resynchronisation rapide (15.5.c) (7.9.3)

    RECONSTITUTION

    X X

    Les contributeurs souhaitent rappeler que l'exigence ne porte pas sur le fait de recouvrir une puissance maximale au bout de 15 minute mais d'avoir recoupl son installation en vue de produire de l'nergie en moins de 15 minutes. Oui

    Cette prcision est dj indique dans la fiche d'essai relative cette exigence et mise disposition sur la plateforme ADEeF (fiche F 13)

    Perte de stabilit angulaire ou perte des rgulateurs (15.6.A) et instrumentation (15.6.b) (7.10.1)

    GESTION GENERALE RESEAU

    X X

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    Sans objet Aucun

    Resynchronisation rapide (15.5.c) (7.9.3)

    OK

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    Perte de stabilit angulaire ou perte des rgulateurs (15.6.A) et instrumentation

    (15.6.b) (7.10.1)

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    Modlisations (15.6.c) (7.10.2)

    GESTION GENERALE RESEAU

    X X

    Les contributeurs souhaitent qu'il soit prcis que la modlisation EMT n'est ncessaire que pour les units raccordes travers une interface d'lectronique de puissance. Non

    La modlisation EMT est ncessaire pour faire des tudes relatives l'insertion sur le rseau d'quipements base d'lectronique de puissance. Cette modlisation peut galement tre ncessaire pour une unit synchrone (dont le raccordement serait prvu proximit d'un quipement base d'lectroniques de puissance par exemple) afin de faire ces tudes d'interaction.

    Mise la terre du point neutre (15.6.f) (7.10.3)

    GESTION GENERALE RESEAU

    X X

    Les contributeurs souhaiteraient que les prcisions prvues dans la DTR des gestionnaires de rseaux soient explicites. Oui

    Les informations sont disponibles dans l'article 4.6 de la DTR : Systme de protection contre les dfauts d'isolement au paragraphe 3.2 Rgime de neutre.

    Modlisations (15.6.c) (7.10.2)

    OK

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    Mise la terre du point neutre (15.6.f) (7.10.3)

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    Plages de tension et carts combins tension/frquence (article 16.2) (8.1)

    STABILITE EN TENSION

    X

    Les contributeurs indiquent que les onduleurs sont incapables de maintenir leur fonctionnement en de de 0,87pu. Les contributeurs souhaitent que les exigences portant sur les surtensions acceptables par les matriels soient explicites. Les contributeurs souhaitent que les valeurs en pu pour chacun des niveaux de tension soient explicites. Les contributeurs considrent que dans le document de synthse certaines rfrences la rglementation future manquent. Les contributeurs souhaitent que soit introduite une loi permettant de calculer la valeur de la dure exige pendant laquelle l'unit doit supporter des carts combins lorsque le seuil de surinduction est infrieur 1,13.

    Partiellement

    Cet article s'applique aux units de type D, la dure minimale de fonctionnement 0,85 pu est de 60 min, le comportement des onduleurs prsent ici n'est pas tolr (il n'est de plus pas tolr dans la rglementation actuelle). ENTSO-E a effectivement prvu de contacter les instances de normalisation pour les sensibiliser la problmatique de tenue des matriels pour des dures limites tension haute, les GRx tiennent prciser ici que le choix du matriel install dans son installation relve d'une dcision du producteur, et non d'une dcision ENTSO-E. Les valeurs en pu sont prcises pour tous les niveaux de tension dans le Cahier des charges (chapitre 3.4.2 : Rgimes exceptionnels en tension). La phrase de la synthse devra faire rfrence aux articles relatifs la tenue en frquence (implmentation de l'article 13.1.a.i RfG) et la tenue en tension (implmentation de l'article 16.2.a). Elle ne peut tre modifie pour le moment car les rfrences rglementaires relatives au nouvel arrt ne sont pas encore connues. En ce qui concerne le seuil de 1.13, les discussions approfondies sur le sujet n'ont jamais dbouch sur un compromis. RTE a transmis un certain nombre d'lments lors de ces discussions, et a notamment mis disposition des acteurs une note d'interprtation du code RfG sur le dimensionnement des transformateurs de raccordement des units de production, rpondu aux questions des acteurs sur la rglementation co-design, le gabarit de transport. Les gestionnaires considrent que les arguments apports par les contributeurs sont insuffisants pour remettre en cause la proposition, d'autant qu'elle correspond la demande des producteurs de conserver le seuil de la rglementation actuelle et que l'ENTSO-E n'a pas tabli de besoin en ce sens dans l'IGD relatif aux plages de frquence.

    Plages de tension et carts combins tension/frquence (article 16.2) (8.1)

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    Tenue au creux de tension (article 16.3) (8.2)

    ROBUSTESSE

    X

    Les contributeurs demandent que le temps de retour un niveau de tension nominal aprs un creux de tension soit prcis dans la DTR des gestionnaires. Ils demandent aussi que les exigences en termes de tenue des units des creux successifs soient explicites dans les mmes documents. Les contributeurs souhaitent qu'une exemption de tenue au creux successifs soit applique lorsque les creux successifs mettent en pril la tenue de l'unit aux contraintes thermiques et mcaniques engendres par ces creux successifs. Oui

    Les prcisions demandes par les contributeurs en lien avec la description des limites temporelles du creux de tension et de la tenue aux creux successifs ont d'ores et dj t portes dans les projets de rdaction de DTR discuts dans l'instance de concertation (projet de cahier des charges Conditions Gnrales et fiche I6 disponibles sur la plateforme) .

    Gestion gnrale du rseau (article 16.4) (8.3)

    GESTION GENERALE RESEAU

    X

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    Tenue au creux de tension (article 16.3) (8.2)

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    Gestion gnrale du rseau (article 16.4) (8.3)

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  • 3.3. Exigences pour les units synchrones

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    Capacits en ractif et loi de rgulation synchrone (article 17.2) (6.5.2)

    STABILITE EN TENSION

    X

    Les contributeurs font remarquer que dans le cadre des units synchrones, certaines zones du diagramme (P,Q) sont inaccessibles sur des longues dures pour des raisons techniques et souhaitent que cela soit prcis dans les modalits de rgulation de la puissance ractive. Non

    Pour le RPD, le contrle de conformit relatif la rgulation de la puissance ractive fournie par l'unit de production ne dfinit pas de dure de fonctionnement, mais vise seulement vrifier la stabilit de l'unit aux points de fonctionnement compris dans le diagramme P,Q. Une unit qui souffre de contraintes techniques lors de la mise en uvre d'un ordre de modulation de la puissance (TVC) active ou ractive est autorise se dcoupler. Pour le raccordement au RPT, le contrle de conformit est dfini dans les fiches d'essai et de simulation du cahier de charges. Les dures d'essais sont dfinies dans la fiche (F7). En ce qui concerne les capacits en ractif, RTE demande ce que le diagramme de l'unit permette d'atteindre les points identifis dans le cahier des charges (voir conditions gnrales et fiche I1).

    Rtablissement de puissance active aprs dfaut (article 17.3) (9.1.1)

    ROBUSTESSE

    X

    Les contributeurs demandent que le critre de prcision permettant d'tablir la conformit de l'unit cette exigence, qui sera utilis dans la norme de test, soit explicit par les gestionnaires de rseau. Oui

    Les documents de la DTR relatifs au contrle de conformit intgrent cette prcision. Les critres de conformit utilisent bien les termes normatifs notamment temps d'tablissement +-x% (cf. fiches I3 SPGM) de la valeur finale. Le cahier de charges des capacits constructives RPT intgre galement en annexe 2 ces dfinitions.

    Capacits en ractif et loi de rgulation synchrone (article 17.2) (6.5.2)

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    Rtablissement de puissance active aprs dfaut (article 17.3) (9.1.1)

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    Stabilit en tension : compensation de puissance ractive (18.2.a) (9.2.1)

    STABILITE EN TENSION

    X X

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    Stabilit en tension : Capacit en ractif (diagramme U/Q) (9.2.2)

    STABILITE EN TENSION

    X X

    Les contributeurs souhaitent que les diagrammes U-Q relatifs aux units raccordes en HTB1 et 2 soient explicits. Non

    Le diagramme intgr la synthse a t donn titre d'exemple. Les capacits en ractif sont dfinies dans le cahier des charges Capacits constructives, elles sont valables pour tous les niveaux de tension (dfinition par rapport Udim). L'article 4.2.1 de la DTR prcise galement comment tracer le diagramme en rfrence Udim ( 5.1.3 Diagramme [U, Q] de linstallation). Les capacits constructives sont tablies par le producteur dans la fiche I1 (RTE spcifie en critre de conformit les points qui doivent pouvoir tre atteints). Les essais sont raliss l'aide de la fiche F7.

    Stabilit en tension : compensation de puissance ractive (18.2.a) (9.2.1)

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    Stabilit en tension : Capacit en ractif (diagramme U/Q) (9.2.2)

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  • Titre de lExigence

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    Stabilit en tension (9.3.1)

    STABILITE EN TENSION

    X

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    Stabilit angulaire (9.3.2)

    ROBUSTESSE

    X

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    Stabilit en tension (9.3.1)

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    Stabilit angulaire (9.3.2)

    OK

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  • 3.4. Exigences pour les parcs non synchrones de gnrateurs

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    Capacits en ractif et loi de rgulation PPM (article 20.2) (6.5.1)

    STABILITE EN TENSION

    X

    Les contributeurs demandent ce que la drogation prvue par l'arrt du 23 avril 2008 en son article 10 b), qui permet de ne pas installer l'ensemble des capacits de production ou d'absorption d'nergie ractive, soit amnage afin de permettre que les units puissent choisir de dgrader leur production de puissance active pour librer de la capacit de production de puissance ractive d'une part lorsque la loi de rgulation est en tan(phi), et d'autre part lorsqu'elle est locale selon le principe Q(U). Par ailleurs les contributeurs rappellent que la synthse des exigences prsentes ne comprend pas de diagramme U-Q qui est pourtant demand dans les documents du contrle de conformit de la DTR qui ont t discuts en instance. De plus les contributeurs souhaitent que soit prcise la description des lois de rgulation prvues sur le RPT et notamment la notion d'cart statique qui est associe.

    Partiellement

    Concernant les requtes relatives l'amnagement de la drogation permettant de diffrer la mise en uvre de l'ensemble des capacits en ractif exigibles au titre de la rglementation relative au raccordement sur le RPD, il faut distinguer le cas o la rgulation de tension est en tan(phi) du cas o il existe une loi de rgulation locale type Q(U). Dans le cas o la loi de rgulation est du type tan(phi), l'unit doit, lorsque la drogation, dans son criture actuelle est mise en uvre, installer les capacits ncessaires au respect de la tan(phi) contractuelle dfinie lors des tudes de raccordement. L'engagement du producteur porte sur le respect de la tan(phi) et prvoit que la puissance ractive produire est lie la puissance active produite. Ainsi, pour respecter l'engagement contractuel, l'unit a tout loisir de dgrader la production de puissance active pour respecter la tan(phi) comme le demandent les contributeurs. Dans le cas o la rgulation est du type Q(U) la DTR actuelle prvoit que l'unit de production ne puisse bnficier d'aucune drogation. A ce jour Enedis ne prvoit pas de faire voluer la rdaction de la DTR mais s'accorde pour que cette question soit traite ultrieurement dans le cadre de l'instance de concertation nationale puisque la satisfaction de cette requte ne demande pas de leviers ou de modifications rglementaires supplmentaires, mais seulement une volution de la DTR (Enedis-NOI-RES_60E). Les exigences sur le diagramme U-Q sont dtailles dans les documents relatifs au contrle de conformit. Les lois de rgulation sur le RPT sont dcrites dans le cahier de charges des capacits constructives (conditions gnrales). Concernant l'cart statique de la rgulation de tension, les lments sont dans les documents relatifs au contrle de conformit (cahier de charges et fiche I2), RTE prcise que pour ces deux point l'implmentation est une reconduction de l'existant.

    Capacits en ractif et loi de rgulation PPM (article 20.2) (6.5.1)

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    Injection de courant ractif sur dfaut (article 20.2) (10.1.1)

    STABILITE EN TENSION

    X X X

    Les contributeurs indiquent que cette exigence est contraignante pour la technologie olienne et souhaitent que l'application de cette exigence aux types B soit remise en question. Les contributeurs font un lien entre cette exigence et l'absence de besoin sur le RPD. Les contributeurs rappellent leur volont de voir mentionn le fait que l'exigence attendue l'est au niveau BT des units. Les contributeurs soulvent des inquitudes vis vis du gabarit de surtension associ cette exigence, et notamment de l'impact sur les units existantes. Les contributeurs souhaitent que soit clarifi quelle version de la norme EN50549 est utilise comme rfrence. Les contributeurs souhaitent que soient dfinie la bande de tolrance utilise pour l'atteinte du temps d'tablissement T2, de sorte ce que toutes les technologies puissent satisfaire l'exigence. La tolrance ou le dlai T2 devraient tre ajusts selon les contributeurs, du moins pour la technologie olienne. Les contributeurs mentionnent le fait que l'injection de courant ractif inverse sur dfaut asymtrique

    Partiellement

    La contribution des units de type B, y compris celles raccordes sur le RPD, est ncessaire pour rpondre au besoin systme compte tenu de la rpartition attendue du parc de production entre rseau de distribution et de transport moyen terme. L'application de cette exigence uniquement aux units de type C et D n'est pas suffisante pour assurer le soutien au rseau ncessaire. Concernant les difficults voques par certaines technologies oliennes, il faut rappeler que cette exigence est dj en vigueur dans d'autres pays depuis 2015 (MV et HV en Allemagne). Les remarques des constructeurs faites en instance ont t prises en compte. L'exigence reprise par les GRx correspond celle dfinie dans la version de norme en projet actuellement (prEN50549-1 and prEN50549-2). Cette dernire prend en compte les particularits de la technologie DFIG pour la fourniture de courant inverse, il n'y a donc pas de besoin d'installer des moyens complmentaires (type STATCOM) pour respecter l'exigence. La bande de tolrance actuellement demande (5%) pour le temps d'tablissement n'est effectivement pas mentionne dans la norme. RTE propose de diffrencier les cas des type 3 et type 4 sur cet aspect et de continuer travailler avec les constructeurs pour dfinir la formulation, ainsi que le contrle de conformit pour cette exigence. Lien avec le gabarit de surtension : en cas de modification substantielle, le paramtre K sera fix pour les nouveaux gnrateurs, en tenant compte de la capacit de tenue la surtension des gnrateurs existants. En cas de raccordement sur le mme jeu de barre quune unit existante, le paramtre K sera fix en tenant compte de la capacit de tenue la surtension de lunit existante.

    Injection de courant ractif sur dfaut (article 20.2) (10.1.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    ncessite des dveloppements chez certains constructeurs ou reste difficilement ralisable pour certaines technologies oliennes.

    Rtablissement de puissance active aprs dfaut (article 20.3) (10.1.2)

    ROBUSTESSE

    X X X

    Les contributeurs rappellent que cette exigence s'apprcie en considrant que la Pmax s'entend comme la puissance maximale injectable en fonction des conditions : Pref=Pinst

    Sans objet Cette prcision a dj t intgre.

    Rtablissement de puissance active aprs dfaut (article 20.3) (10.1.2)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Inertie synthtique (article 21.2) (10.2.1)

    STABILITE EN FREQUENCE

    X X

    Les contributeurs rappellent que cette fonctionnalit est disponible seulement chez certains constructeurs. Les contributeurs souhaiteraient que soit dtaill le mcanisme de rmunration associ la mise en uvre de cette exigence.

    Sans objet L'exigence n'est pas demande.

    Compensation de puissance ractive (21.3.a) (10.2.2)

    STABILITE EN TENSION

    X X

    Pas de commentaires Sans objet Aucun

    Inertie synthtique (article 21.2) (10.2.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Compensation de puissance ractive (21.3.a) (10.2.2)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Capacits en ractif (article 21.3.b) et rglage de tension (21.3.d) (10.2.3)

    STABILITE EN TENSION

    X X

    Pas de commentaires Sans objet Aucun

    PRIORITE AU REACTIF EN CAS DE DEFAUT (21.3.E) (10.2.4)

    STABILITE EN TENSION

    x x

    Pas de commentaires Sans objet Aucun

    Capacits en ractif (article 21.3.b) et rglage de tension (21.3.d) (10.2.3)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    PRIORITE AU REACTIF EN CAS DE DEFAUT (21.3.E) (10.2.4)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Amortissement des OSCILLATIONS DE PUISSANCE (21.3.F) (10.2.5)

    STABILITE EN TENSION

    x x

    Les contributeurs soulignent le manque d'change sur cette exigence au sein de l'instance de concertation et souhaitent rappeler que la technologie olienne est capable d'amortir les oscillations d'origine locale mais pas celles d'origine globale. Non

    La fonctionnalit d'amortissement des oscillations est un paramtrage du contrle-commande. C'est la mme fonctionnalit, qu'il faille amortir des oscillations locales ou globales.

    Exigences complmentaires applicables aux PPM offshore (11)

    STABILITE EN TENSION

    Pas de commentaires Sans objet Aucun

    Amortissement des OSCILLATIONS DE PUISSANCE (21.3.F) (10.2.5)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Exigences complmentaires applicables aux PPM offshore (11)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • 3.5. Exigences complmentaires nationales

    Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Capacits en ractif pour les units de type A (12.1)

    Stabilit en tension

    X

    Pas de commentaires

    Sans objet Aucun

    Compensation du ractif du rseau interne du parc non synchrone de gnrateurs (12.2) pour le raccordement au RPT

    Stabilit en tension

    X X X

    Les contributeurs souhaitent que les capacits constructives permettant de satisfaire cette exigence ne soient installes que lors de l'apparition du besoin. Les units disposeraient alors d'un dlai d'un ou deux ans pour se mettre niveau. Les contributeurs souhaitent que les critres d'application de l'exigence discuts en instance soient clairement rappels. Oui

    Comme prcis dans le projet de CdC, la capacit compenser le ractif est demande. L'utilisation (pour que le parc ait un effet neutre sur le rseau) dpendra des besoins en exploitation. Les lments de la trame de cahier des charges permettent au producteur de faire un premier calcul en amont de son projet. La PCC relle peut tre fournie lors de la transmission du Cahier des Charges protgeabilit. Le GRT tudiera la possibilit de prciser la Pcc relle au stade de la PTF et ventuellement de l'tude exploratoire pour permettre au producteur de faire un calcul plus prcis (sur sa demande). Comme prcis dans le projet de CdC, la mise en service pourra tre effectue sans installation de moyens complmentaires sil ny a pas de besoin identifi par le GRT, et linstallation de ces capacits supplmentaires devra tre ralise dans un dlai d' 1 an suite la demande du GRT.

    Capacits en ractif pour les units de type A (12.1)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

    Compensation du ractif du rseau interne du parc non synchrone de gnrateurs (12.2) pour le raccordement au RPT

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • Titre de lExigence

    Thme Exigence

    Type Synthse

    A B C D Synthse des commentaires Prise en compte

    Commentaires des GRx

    Gabarit de surtension pour le raccordement au RPT (12.3)

    Stabilit en tension

    X X X Les contributeurs considrent que cette exigence soulve un risque non ngligeable pour le matriel existant. Les contributeurs comprennent que des valeurs moins contraignantes ont t implmentes dans d'autres pays europens. Les contributeurs rappellent que selon leur comprhension cette exigence complmentaire est lie l'exigence d'injection de courant ractif sur dfaut. A ce titre les contributeurs demandent ce que l'implmentation de cette exigence d'injection de courant ractif sur dfaut soit tudie la baisse lorsque son activation entrane des problmatiques de surtension. Les contributeurs s'inquitent de l'effet de surtension sur les units existantes et souhaiteraient tre informs des occurrences associes ces phnomnes.

    Partiellement

    RTE rappelle tout d'abord que cette exigence est applicable aux nouvelles units seulement et qu'il est prvu d'adapter le paramtrage de l'injection de courant ractif pour viter l'effet surtension dans les cas suivants : - modification substantielle d'un parc - raccordement sur le mme jeu de barre qu'une unit existante. RTE prcise galement qu'un gabarit de surtension est dj en vigueur dans de nombreux pays o le dveloppement de la production dcentralise a t rapide et important, et qu'il a notamment t mis en uvre la suite d'un incident gnralis en Allemagne ( cf. "RELEVANCE OF HIGH-VOLTAGE-RIDE-THROUGH CAPABILITY AND TESTING"). Du fait du dlai long de l'criture et de la validation du code RfG, cette exigence n'en fait pas partie car elle n'avait pas t identifie comme impactant la stabilit du systme interconnect au dmarrage des travaux sur le code RfG. Cette exigence fait partie de projets d'amendements proposs par certains pays. Les contributeurs prsentent l'exemple de l'Espagne ayant propos un gabarit moins contraignant : 1,2 pu - 50 ms. RTE prcise qu'en Espagne la fonction d'injection de courant ractif est borne par des limites, ce que les acteurs franais n'ont pas souhait implmenter (car impactant certaines technologies). RTE remercie les constructeurs ayant fourni des informations prcises de rglage de protection dans le cadre de la rponse cette consultation. En prenant en compte les lments transmis, RTE rappelle que le gabarit est propos au point de raccordement et propose la modification du gabarit suivante qui doit rpondre aux contraintes des acteurs tout en permettant de garantir la sret du systme : 1,3 pu pendant 50 ms : risque surtension li linjection de ractif sur dfaut. 1,25 pu pendant 2,5 s : risque surtension suite court-circuit cause du mouvement des rotors des machines synchrones. 1,15 pu pendant 30s : pour laisser le temps aux diffrents dispositifs de rglage de la tension dagir (ACMC et SMACC en particulier). Ce dernier seuil ne doit pas tre dimensionnant pour les installations de production. La fiche de simulation permettant d'tablir la conformit est en cours de prparation, elle contiendra notamment la dfinition des conditions initiales (P,Q,U). RTE invite les acteurs participer au dveloppement de cette fiche.

    Gabarit de surtension pour le raccordement au RPT (12.3)

    OK

    OK mais

    NOK

    No Comment

  • 4. Projet de synthse modifications substantielles : analyse des

    rponses reues Les acteurs ayant rpondu la consultation publique ont fait part de leur adhsion aux principes dfinis

    dans le projet de synthse sur les modifications substantielles et valident lensemble des propositions

    formules dans ce document.

    4.1. SER, Enerplan, FHE Le projet de synthse sur les modifications substantielles est satisfaisant, en particulier pour ce qui est de la proposition de rdaction de larrt 4.1 et de la DTR 4.2. Nous tenons faire remarquer que les principes quil contient (pas de retrofit des units existantes) doivent tre prservs lavenir pour lapplication des autres codes rseaux (et pour les mises jour venir du RfG). Les projets de PPM sont fortement capitalistiques et la remise en cause a posteriori des rgles de conformit des units seraient de nature mettre en pril leurs quilibres conomiques. Nous tenons prciser que la date qui doit faire foi pour juger de la qualit d installation existante dune unit, doit tre la date de signature de la PTF ou de la PEFA pour un projet raccord sur le rseau de transport, ou bien la date du T0 de la demande complte de raccordement pour le rseau de distribution, dates qui doivent donc tre antrieures la date dentre en vigueur du code en France, soit mai 2019 (ces dispositions avaient t voques dans un compte-rendu de linstance de concertation en date du 30 juin 2016). Cette dfinition devrait tre incluse dans le projet de synthse afin de dfinir prcisment ce quest une installation existante. Nous attirons aussi votre attention sur le fait que le document sur les modifications substantielles doit tre modifi en fonction des remarques faites plus haut dans le tableau, en particulier sur les points suivants : 3.6.2 page 13, terme du nota changer suivant la remarque faite dans le tableau ci-avant Interface logique (art. 13.6 - type A et B uniquement) (5.5) nota bene sur lhydrolectrique 3.6.3.2 page 16, terme sur limplmentation des fonctionnalits LFSM-O et U changer suivant la remarque faite dans le tableau ci-avant Paramtres LFSM-O (article 13.2.b, c, d, e, f) (5.3.1) Paramtres LFSM-U (article 15.2.c) (7.2)

    Rponse RTE/ADEeF

    Les gestionnaires de rseau partagent la remarque des contributeurs relative au principe, pour

    lapplication de nouvelles exigences suite des modifications substantielles de sites existants, dviter

    au maximum le rtrofit. Il est ncessaire de travailler une bonne prise en compte en anticipation des

    besoins du rseau lectrique afin de pouvoir continuer appliquer ce principe.

    Le principe relatif la dfinition dunit existante est prcis dans le document de synthse au

    paragraphe 3.2. Les lments sont galement intgrs au dcret de rpartition des comptences pass

    en consultation au Conseil Suprieur de lEnergie le 27 fvrier 2018.

    4.2. FEE France Energie Eolienne valide dans son ensemble les propositions formules dans la synthse prsente sur les modifications substantielles qui ont t construites en parallle de la dfinition des exigences techniques en cohrence avec celles-ci. La concertation a permis, notamment pour lolien, de :

  • - Dfinir comme des sites existants les installations qui ne seraient pas encore entres en file dattente de raccordement dun gestionnaire de rseau au moment de lentre en vigueur du Code soit le 27 Avril 2019. Cette disposition dcide au niveau national, possibilit laisse par le Code RfG, est scurise par le dcret de rpartition des comptences pass en consultation au Conseil Suprieur de lEnergie le 27 fvrier 2018. - Conserver la dfinition des seuils applicables au moment de la demande de raccordement de linstallation en cas daugmentation de puissance amenant changer de catgorie - Clarifier les conditions dapplication de nouvelles exigences du Code RfG en cas de modifications substantielles au sein dun groupement multi-producteurs, savoir que laccord de toutes les parties engages dans un groupement multi-producteurs est requis pour pouvoir engager une augmentation de puissance au sein dun groupement - Ne pas appliquer aux sites existants modifis substantiellement les exigences de capacits constructives requises par le Code RfG concernant les gabarits de tenue au creux de tension et linjection de courant ractif sur dfaut, tant donn les cots trop importants de mise en conformit que cela aurait reprsent. Cependant il convient de souligner plusieurs points : Au 3.4 sur laugmentation de puissance amenant changer de catgorie il est indiqu que Ce critre est applicable uniquement pour les demandes de raccordement soumises aprs la date dentre en application du code Il convient plutt de citer la date dentre en vigueur du Code comme tant la date o une augmentation de puissance peut changer la catgorie dune installation, tant donn que le Code doit au moins tre en vigueur pour que cette disposition sapplique, les seuils ntant alors pas encore valids ce jour. Certaines exigences techniques ayant t dfinies aprs la rdaction du document de synthse sur les modifications substantielles, France Energie Eolienne souhaite faire une remarque en particulier sur la tenue du gabarit de surtension. En effet les sites existants modifis substantiellement doivent tre exempts de tenue plus importante concernant le gabarit de surtension tant donn que ce gabarit a t durci dans la proposition des gestionnaires de rseau du fait de limplmentation de nouvelles exigences sur linjection de courant ractif sur dfaut et tant donn que les producteurs ne valident pas cette exigence mme pour les nouveaux sites. Nous souhaiterions souligner que le principe qui doit perdurer dans le futur pour lapplication de nouvelles exigences suite des modifications substantielles de sites existants est dviter au maximum le rtrofit couteux qui naurait pas de justification proportionne au regard des besoins du rseau lectrique

    Rponse RTE/ADEeF

    Par rapport la remarque suivante "Au 3.4 sur laugmentation de puissance amenant changer de

    catgorie il est indiqu que Ce critre est applicable uniquement pour les demandes de

    raccordement soumises aprs la date dentre en application du code . Il convient plutt de citer la

    date dentre en vigueur du Code comme tant la date o une augmentation de puissance peut

    changer la catgorie dune installation, tant donn que le Code doit au moins tre en vigueur pour

    que cette disposition sapplique, les seuils ntant alors pas encore valids ce jour", les gestionnaires

    rappellent que le code est entr en vigueur le 17/05/2016, et que sa date d'entre en application est

    le 27/04/2019 (date laquelle les exigences du code entrent en application). La notion d'entre en

    application utilise dans la synthse semble donc mieux convenir.

    Pour les augmentations de puissance de plus de 50% des PPM, la tenue au gabarit de surtension ne

    sera pas demande pour les machines existantes. Le projet de synthse a t mis jour.

  • 4.3. Nordex Nordex na pas transmis de commentaire.

    4.4. EDF EDF accueille favorablement les propositions formules dans le projet de synthse modifications substantielles. En particulier, afin de ne pas remettre en cause la rentabilit des projets de modification substantielle, il tait trs important quune marge de manuvre soit conserve afin de sassurer : - Que les exigences en termes de rglage primaire et secondaire, et de capacit en ractif puissent faire lobjet dun maintien des performances de lunit avant modification substantielle - Que les exigences en termes de black-start, de tenue dun rseau spar et de maintien de la puissance active en cas de chute de frquence puissent faire lobjet dune mise en conformit larrt 2008

    4.5. GE GE na pas transmis de commentaire.

    4.6. GE Wind Nous voyons ladaptation des machines existantes au code RfG lors daugmentation de puissance menant un changement de seuil comme quelque chose de compliqu. Si nous prenons lexemple dune extension de parc, comment cela grer si les machines de lextension ne sont pas du mme fabricant que celles du parc existant ?

    Rponse RTE/ADEeF

    Le cas de l'extension de parc est trait dans le projet de synthse modification substantielle. En

    fonction de l'augmentation de puissance, les exigences RfG s'appliqueront aux parties neuves

    seulement ou la totalit du parc.

    4.7. GIGREL Le GIGREL est daccord avec la formulation des propositions.

    5. Projet de synthse notification oprationnelle : analyse des

    rponses reues Les acteurs ayant rpondu la consultation publique ont fait part de leur adhsion aux principes dfinis

    dans le projet de synthse sur la notification oprationnelle et valident lensemble des propositions

    formules dans ce document. Suite aux remarques transmises par les acteurs, le document de

    synthse a t mis jour pour intgrer les rfrences aux articles RfG, ainsi que les lments de DTR

    concerns par les modifications.

    5.1. SER, Enerplan, FHE Le projet de synthse sur la procdure de notification oprationnelle est satisfaisant. Cependant, comme pour les autres documents, linstance doit prciser les textes impacts par ces modifications (mettre un lien entre les articles RfG viss et les articles DTR concerns). Car selon nos recherches les textes de la DTR ne sont pas structurs de la mme manire, nous navons donc pas de visibilit sur

  • les impacts et les modifications de lapplication de la notification oprationnelle dans les textes actuels, notamment pour les adapter la notion dunit synchrone et de PPM. Nous comprenons par ailleurs que les textes modifis de la DTR seront concerts dans une instance ad-hoc afin que nous puissions exprimer notre positionnement quant aux formulations qui seront proposes.

    Rponse RTE/ADEeF

    Dans le titre III, le code RfG dcrit comment dmontrer le respect des exigences techniques pour

    permettre le raccordement au rseau d'une unit de production.

    Pour RTE, la partie de DTR impacte sera donc le chapitre 5 "Contrle de conformit des installations",

    puisquil s'agit des lments techniques fournir dans le cadre du contrle initial afin d'obtenir l'accs

    au rseau dfinitif. Les principes du contrle (chronologie) restent inchangs et les lments relatifs

    au dossier technique impacts par RfG (notamment le CdC capacits constructives, les fiches

    d'information, de simulation et d'essai) ont dj t mis disposition des acteurs de la concertation.

    Des modifications sont prvoir dans les autres chapitres de la DTR (notamment les chapitres 1 et 2)

    afin d'intgrer la notion d'unit de production (par exemple, dans les fiches D1 et D2 o la notion de

    Pmax unit devra tre ajoute) l o cela savre ncessaire.

    Pour Enedis, la procdure de notification oprationnelle ncessitera la modification des notes de DTR

    relatives au contrle de performances des installations et les fiches de collecte.

    Nota : La procdure de raccordement se droulera toujours la maille installation (la ralisation d'une

    liaison de raccordement peut tre effectue pour raccorder plusieurs units de production).

    La DTR modifie, intgrant les principes valids par l'instance, sera concerte avec les acteurs dans le

    cadre du CURTE/ CURDE.

    5.2. FEE FEE est daccord avec les procdures de notification oprationnelle dcrite dans le document concert et dont les travaux vont se poursuivre encore et souhaite uniquement faire quelques remarques : - Article 3.2.3 FEE rinterroge le besoin pour lolien de fournir une tude de creux de tension associe pour les auxiliaires. Ce point est test par un organisme indpendant sur lensemble de lolienne qui fonctionne avec ses auxiliaires en permanence, ce point nest donc jamais problmatique. - Article 3.2.7 Quels sont les autres lments qui peuvent limiter la fourniture de ractif au point de raccordement ? - Diagramme au paragraphe 4 Quels sont les dlais admis pour les phases de complment au dossier technique intermdiaire et de finalisation du dossier technique ? (illustrs en jaune ci-dessous)

    Rponse RTE/ADEeF

    En ce qui concerne ltude de creux de tension associe pour les auxiliaires, elle peut savrer

    ncessaire lorsque linstallation comporte des auxiliaires (par exemple dans le cas dutilisation de

    moyens complmentaires du type STATCOM). Dans tous les cas, la fourniture dune attestation est

    possible.

  • En ce qui concerne linjection de courant ractif, il sagit surtout de vrifier que linstallation ne sera

    pas dcouple par laction dune protection lorsque les oliennes fourniront du courant ractif

    pendant le dfaut.

    En ce qui concerne les tapes de contrle avant laccs dfinitif au rseau :

    les complments au dossier technique intermdiaire doivent tre transmis au moins deux mois

    avant la date de premire injection de puissance de lunit de production,

    la finalisation du dossier technique (notamment la ralisation des essais selon un programme

    dessais convenu avec RTE et la transmission des comptes-rendus dessais) doit tre ralise

    avant laccs au rseau dfinitif.

    A chaque tape, RTE sengage fournir une rponse au producteur dans un dlai d1 mois suite la

    rception du dossier technique(le droulement du contrle de la conformit avant laccs au rseau

    dfinitif est dcrit de manire dtaille dans la DTR, chapitre 5, paragraphe 3.3.4, les dlais de

    fourniture des documents et la dure danalyse par RTE sont prciss dans la DTR, chapitre 8, article

    8.6.2 Trame-type de Convention dExploitation en priode dessais pour une installation de Production,

    paragraphe 3).

    5.3. Nordex Nordex agrees with Projet de synthese sur la notification operationnelle but has concerns about the certification process. The verification of fulfilling the requirements should be in line with acknowledged international harmonised standards e.g. IEC 61400-21, FGW technical guidelines. Its also necessary to allow transferability of test results (fault ride through tests and power quality tests) to different turbine variants in the same product platform as described in IEC 61400-21 (Annex F). Otherwise, the total number of tests will be exploding and this will have a negative economic impact (cost of energy).

    Rponse RTE/ADEeF

    Lutilisation dattestation ou la ralisation dune simulation sont possibles pour lexigence relative au

    creux de tension. Pour Enedis, il est possible dutiliser la rfrence une norme pour attester de la

    conformit lexigence. Sagissant de la transfrabilit des rsultats des tests sur une gamme de

    variante dun mme produit, celle-ci pourra sappuyer sur les normes en vigueur.

    Pour RTE, les essais raliss avant laccs au rseau dfinitif sont des essais la maille du parc complet

    pour valider le comportement du parc au point de raccordement. Il ne sagit pas de tests de

    certification de chaque turbine installe.

    5.4. EDF EDF suggre dindiquer la rfrence des articles RfG concerns et les parties de la DTR adapter. En effet : le titre du document semble faire rfrence au RfG/Titre III Notification oprationnelle pour le raccordement qui correspondrait plutt aux DTR/Chapitre 1 Instruction des demandes de raccordement et DTR/Chapitre 2 Etudes et schmas de raccordement mais son contenu porte surtout sur le contrle de conformit, soit RfG/Titre IV Conformit qui correspond davantage DTR/Chapitre 5 Contrles de conformit des installations et aux fiches annexes au Cahier des Charges Capacits Constructives. Un travail consquent de mise jour de la DTR reste mener, a minima pour remplacer la notion dinstallation par la notion dunit, sauf si le maintien de la notion dinstallation est indispensable. EDF sinterroge sur les modalits de cette mise jour : suivra-t-elle le mme processus dapprobation quen CURTE ou un processus spcifique ? quel moment les parties-prenantes seront-elles consultes ? (le

  • Cahier des Charges Capacits Constructives nest pas concern par cette question car il a t prsent, pour relecture, en GT RfG) Y aura-t-il une consultation publique ?

    Rponse RTE/ADEeF

    Dans le titre III, le code RfG dcrit comment dmontrer le respect des exigences techniques pour

    permettre le raccordement au rseau d'une unit de production.

    Pour RTE, la partie de DTR impacte sera donc le chapitre 5 "Contrle de conformit des installations",

    puisquil s'agit des lments techniques fournir dans le cadre du contrle initial afin d'obtenir l'accs

    au rseau dfinitif. Les principes du contrle (chronologie) restent inchangs et les lments relatifs

    au dossier technique impacts par RfG (notamment le CdC capacits constructives, les fiches

    d'information, de simulation et d'essai) ont dj t mis disposition des acteurs de la concertation.

    Des modifications sont prvoir dans les autres chapitres de la DTR (notamment les chapitres 1 et 2)

    afin d'intgrer la notion d'unit de production (par exemple, dans les fiches D1 et D2 o la notion de

    Pmax unit devra tre ajoute) l o cela savre ncessaire.

    Pour Enedis, la procdure de notification oprationnelle ncessitera la modification des notes de DTR

    relatives au contrle de performances des installations et les fiches de collecte.

    Nota : La procdure de raccordement se droulera toujours la maille installation (la ralisation d'une

    liaison de raccordement peut tre effectue pour raccorder plusieurs units de production).

    La DTR modifie, intgrant les principes valids par l'instance, sera concerte avec les acteurs dans le

    cadre du CURTE/ CURDE.

    5.5. GE Le constructeur ne voit pas davantage faire de lattestation de conformit dlivre par un organisme agr le passage oblig de la notification oprationnelle finale. Lefficience logistique et conomique de ce montage nest pas dmontre, et les atermoiements des projets qui ont pris ce chemin dans dautres pays illustrent clairement ce fait (retards, cots). Il y a de plus peu dentits certificatrices comptentes dans le monde synchrone, et du moins aucune identifie en France. De plus, le recul technologique ncessaire lapprciation des tenants et aboutissant des simulations ou essais demande une connaissance approfondie du matriel, qui ne peut dans certains cas ntre fournie que par le constructeur mme. Nous proposons de retenir le principe que le constructeur ou le producteur peuvent, en lieu et place de la tierce partie, soutenir par eux-mmes le dossier de conformit (par une attestation du producteur ou constructeur synonyme de dclaration de conformit). Ils sappuient dans ce dossier soit sur la norme, si elle existe, soit sur les cahiers dessais ou de simulation constructeur , en accord avec le GR comptent. Dans le cadre du contrle priodique ou continu, il est dautant plus difficile de justifier de faire intervenir une tierce partie accrdite, encore une fois si le constructeur, ou lexploitant, peuvent justifier de la conformit sur la base de de mthodes et critres dvaluation dj dfinis auparavant et clairs pour eux et le GR.

    Rponse RTE/ADEeF

  • Les gestionnaires de rseau sappuient pour le contrle de conformit sur les normes disponibles (pour

    RfG, lobjectif est de pouvoir sappuyer sur la norme EN50549). Pour faciliter le contrle de conformit

    des units du march de masse et garantir que les cots et dlais de raccordement ne soient pas

    impacts ngativement, Enedis sappuiera sur les normes en vigueur.

    Pour RTE, la procdure de notification oprationnelle sappuiera sur les fiches de simulation/essai

    dcrites dans le cahier des charges des capacits constructives, la prsence dun tiers certificateur nest

    pas impose.

    5.6. GE Wind GE Wind na pas transmis de commentaire.

    5.7. GIGREL Le GIGREL valide les propositions formules dans le projet de synthse pour les parties qui lintresse, savoir les chapitres suivants : 3.2 Procdure de notification oprationnelle type B raccord au RPD : exigences RfG.. 8 3.2.1 Capacit en production et consommation de puissance ractive. 8 3.2.2 Tenue en rgime exceptionnel de frquence et LFSM-O.. 8 3.2.3 Tenue au creux de tension. 9 3.2.4 Vitesse de couplage et de dcouplage. 9 3.2.5 Essais du DEIE. 9 3.2.6 Capacit rguler la puissance active. 9 5 Contrle de conformit : autres contrles. 17 6 ANNEXE 1 : Contrle de conformit dans le cadre de la procdure de notification oprationnelle pour un raccordement au RPD exigences hors RfG.. 18 6.1.1 Apport courant de court-circuit. 18 6.1.2 Compatibilit du systme de protection de linstallation avec celui du rseau de distribution. 18 6.1.3 Tenue en rgime exceptionnel de tension au PDL. 18 6.1.4 Fluctuation de tension (flicker) et harmoniques. 18 6.1.5 A-coups de tension gnrs. 18 6.1.6 Conformit et rglage de la protection NF C 13-100. 19 6.1.7 Rglage de la protection de dcouplage. 19 -------

    6. Remarques complmentaires des acteurs Certains acteurs ont fait part de remarques complmentaires lors de la consultation publique.

    6.1. SER Merci pour le retour dinformation sur le 5 article 8.6.1 mais la demande de prvoir directement dans les rgles et DTR une phrase indiquant de ne pas appliquer les exigences en cas de non adquation avec lexploitation sure dune unit de production (conformment lesprit du code Rfg et lien avec certain de ces alinas) nest pas que li un rgime dincident sur urgence comme dcrit dans votre proposition mais aussi dans le cadre de lexploitation courante afin de respecter ces rgles de s