1. Dispositions préliminaires, notions de base et abréviations utilisées

1. ------IND- 2016 0387 SK- FR- ------ 20160825 --- --- PROJET
Conditions techniques du gestionnaire du
système de distribution - société
Východoslovenská distribučná, a.s.
Applicables à compter du 1er août 2016
Nº de notification:
/SK
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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Sommaire
1. Dispositions préliminaires, notions de base et abréviations
utilisées ....................................................... 3
1.1
1.2
Notions de base ................................................... 3
Liste des abréviations utilisées dans le présent document ......... 4
2. Conditions techniques d'accès et de raccordement au système de
distribution .................................................... 5
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
Modalités de raccordement des utilisateurs au SD pour chaque niveau
de tension électrique ............................................. 5
Qualité de la tension dans le SD, exigences relatives aux
installations de l'utilisateur et effets inverses des installations
sur le SD ......................................................... 8
Exigences techniques pour le raccordement et l'exploitation des
installations de production d'électricité ........................ 11
Exigences techniques pour le raccordement des systèmes de
distribution locaux .............................................. 15
Point de raccordement, point de mesurage, méthode de mesure et type
d'instruments de mesure réglementés .............................. 15
3. Conditions techniques d'exploitation du système de
distribution ................................................... 16
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
Détails relatifs aux ensembles de mesure, aux schémas de mesurage et
aux instruments de mesure réglementés ............................ 16
Exigences relatives à l'équipement en appareils .................. 17
Garantie des paramètres de qualité de la livraison ............... 17
Détails relatifs au suivi des paramètres du point de livraison ... 17
Échange d'informations relatives à l'exploitation ................ 18
Conditions de gestion du dispatching du gestionnaire du système de
transport et des systèmes de distribution ........................ 22
4. Conditions techniques de mesurage du système de distribution 22
4.1
4.2
Mesurage du dispatching .......................................... 22
Conditions de mise en place du mesurage commercial ............... 23
5. Conditions techniques pour la prestation d'un service
universel ...................................................... 24
6. Conditions techniques relatives à l'interruption de la
distribution d'électricité ..................................... 24
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
Motifs justifiant l'interruption ou la limitation de la distribution
de l'électricité du point de vue technique ....................... 24
Motifs justifiant l'interruption ou la restriction de la production
de l'électricité par des sources du point de vue technique ....... 24
Procédure lors des réparations et des rénovations planifiées des
installations du système de distribution ......................... 25
Planification et préparation de l'exploitation du SD sur un
territoire délimité .............................................. 26
Procédure de notification de l'interruption ou de la restriction de
la distribution de l'énergie électrique .......................... 27
Procédure applicable lors des accidents et des avaries sur les
installations du système de distribution et mode d'élimination de
leurs conséquences ............................................... 27
7. Conditions techniques relatives à la déconnexion du système de
distribution ................................................... 28
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7.1
7.2
7.3
Motifs justifiant la déconnexion du système du point de vue
technique ........................................................ 28
Procédure en cas de non-respect des règles de sécurité et
d'exploitation ................................................... 28
Procédure technique lors de la déconnexion du système de
distribution ..................................................... 28
8. Conditions techniques de gestion du système de distribution 28
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
Gestion opérationnelle de l'exploitation du SD sur un territoire
délimité ......................................................... 29
Régulation de la tension et des puissances réactives dans le SE de
la République slovaque et dans le SD sur un territoire délimité .. 29
Modifications opérationnelles des schémas de connexion des systèmes
électriques ...................................................... 30
Procédure de manipulation lors de la mise hors circuit et de la
remise en service de l'installation de l'utilisateur du SD ....... 31
Travaux et registre des travaux réalisés sur l'installation de
l'utilisateur du SD .............................................. 33
Obligations du personnel au cours de son service et de la relève des
équipes .......................................................... 34
Principes régissant la tenue de la documentation de l'exploitation
opérationnelle de l'installation de l'utilisateur du SD .......... 35
Instructions d'exploitation, règles d'exploitation locales et autres
documents obligatoires pour la gestion du dispatching ............ 35
Principes d'archivage de la documentation du dispatching ......... 36
9. Conditions techniques du SCAD, détermination des exigences
pour la collecte et la transmission d'informations au dispatching
pour la gestion des installations des utilisateurs du SD ....... 37
9.1
Système de contrôle automatisé du dispatching du SE (SCAD) ....... 37
10. Conditions techniques pour la détermination des critères de
sécurité technique du SD ....................................... 38
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
10.7
10.8
Sécurité durant le travail sur les installations du système de
distribution .....................................................
Sécurité lors de la gestion du système de distribution ...........
Sécurité lors de la construction .................................
Plan de protection contre la propagation des avaries et plan de
rénovation à la suite de l'effondrement du système ...............
Restriction de la consommation en situation d'urgence ............
Conditions d'exploitation du système de distribution en situation
d'urgence ........................................................
Essais du système de distribution ................................
Développement et rénovation du système de distribution ...........
Annexe nº 1 Qualité de l'électricité dans le système de
distribution et méthode de son évaluation ......................
Annexe nº 2 Exigences relatives aux équipements ................
Annexe nº 3 Règles de raccordement des sources au SD ...........
Annexe nº 4 Conditions de mesurage de l'électricité ............
38
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40
40
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42
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47
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1. Dispositions préliminaires, notions de base et abréviations
utilisées
Les présentes conditions techniques du gestionnaire du système de
distribution (ci-après dénommées «CT GSD») de la société Východoslovenská
distribučná, a.s. sont établies par cette dernière en vertu de la loi
nº 251/2012 du Recueil des lois relative aux énergies et portant
modification de certaines lois et en vertu de la loi nº 250/2012 du Recueil
des lois sur la réglementation dans les industries de réseau, telle que
modifiée, et visent à apporter des solutions à certaines difficultés
techniques concernant la gestion, l'exploitation et le développement du
système de distribution.
Les modalités relatives au contenu des Conditions techniques d'accès et de
raccordement au système de distribution et les règles d'exploitation du
système de distribution sont prévues à l'arrêté du ministère de l'Économie
de la République slovaque nº 271/2012 du Recueil des lois. Les présentes
conditions techniques du gestionnaire du système de distribution (CT GDS)
sont un document obligatoire pour tous les utilisateurs du système de
distribution
et
établissent
les
exigences
minimales
techniques,
de
construction et d'exploitation pour le raccordement d'une installation
électroénergétique au système de distribution (SD) en vertu de l'article 2,
paragraphe 1, de l'arrêté nº 271/2012. Lorsque les présentes CT GSD se
réfèrent à des valeurs fixes (exprimées en chiffres), à des performances
techniques ou à des normes techniques spécifiques relatives à la
compatibilité électromagnétique, chaque référence est de nature indicative
ou informative et découle des recommandations de bonne pratique.
Les notions des présentes CT GSD ont la même signification que les notions
du secteur électroénergétique définies à la loi nº 251/2012 du Recueil des
lois sur les énergies et portant modification et complément de certaines
lois, telle que modifiée (ci-après dénommée «loi sur les énergies»), à la
loi nº 309/2009 du Recueil des lois sur la promotion des sources d'énergie
renouvelables et la production combinée à haut rendement et portant
modification et complément de certaines lois, telle que modifiée (ci-après
dénommée «loi nº 309/2009 du RL), à l'arrêté nº 24/2003 du Recueil des lois
établissant
les
règles
de
fonctionnement
du
marché
intérieur
de
l'électricité et du gaz, telle que modifiée (ci-après dénommé «Règles du
marché»).
1.1 Notions de base
Aux fins des présentes CT GSD, installation électroénergétique désigne à la
fois une installation de consommation d'électricité du demandeur ou de
l'utilisateur du système de distribution (SD) et une installation de
production d'électricité.
Dispatching du gestionnaire du SD (DGSD), désigne la gestion centralisée de
l'exploitation du système de distribution au moyen de dispositifs de
commande, de mesure et de télécommunications.
Source d'électricité de secours (ci-après dénommée «SES»), désigne un
dispositif de production d'électricité qui fait partie de l'installation
électrique de l'utilisateur et qui ne peut pas fonctionner en parallèle avec
le système de distribution. La SES est conçue exclusivement pour alimenter
l'installation électrique de consommation lorsque le système de distribution
est mis hors tension.
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Règles d'exploitation pour le système de distribution - contiennent les
différentes données opérationnelles qui peuvent affecter l'utilisateur et
qui exigent sa coopération. Par exemple, les dispositions relatives à
l'estimation de la demande, la planification des arrêts des sources, la
notification des changements d'exploitation et des incidents, la garantie de
la sécurité au travail, de l'exploitation et des procédures lors
d'événements exceptionnels.
Conditions techniques d'accès et de raccordement au SD - définissent les
éléments techniques des relations opérationnelles entre le gestionnaire du
DS et tous les utilisateurs raccordés au DS afin de garantir un accès, un
raccordement
et
une
exploitation
du
système
non
discriminatoires,
transparents et sûrs.
1.2 Liste des abréviations utilisées dans le présent document
SCAD
DC
DCR
RD
DGSD
DGST
SD
SE
IE
EF
CPV
PPD
REL
CRM
TMT
TMC
BT
SES
IEC
GSD
IEx
RE GSD
GST
ST
TE
PD
IT
CTR
CT GSD
ORIR
PCT
HT
THT
DO
EHT
DdR
Système de contrôle automatisé du dispatching
Dispatching central
Dispatching central redondant
Règles du dispatching
Dispatching du gestionnaire du système de distribution
Dispatching du gestionnaire du système de transport
Système de distribution
Système électrique
Installation électrique
Essai fonctionnel
Centrale photovoltaïque (centrale de production d'électricité
utilisant l'énergie solaire)
Point principal de déconnexion
Règles d'exploitation locales
Capacité réservée maximale
Transformateur de mesure de la tension
Transformateur de mesure du courant
Basse tension
Source d'électricité de secours
Installation électrique de consommation
Gestionnaire du système de distribution
Instructions d'exploitation
Règles d'exploitation du GSD
Gestionnaire du système de transport
Système de transport
Tableau de distribution électrique du compteur
Point de déconnexion
Inspection technique
Conditions techniques de raccordement
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Office de régulation des industries de réseau
Planification et calendrier des tâches
Haute tension
Très haute tension
Documentation obligatoire
Extra-haute tension
Demande de raccordement d'une installation électroénergétique
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2. Conditions techniques d'accès et de raccordement au système de
distribution
Le raccordement, l'accès, l'utilisation des installations du SD et de leurs
composants par les utilisateurs du SD, les opérateurs des installations
électroénergétiques ou des tiers sont soumis à l'autorisation écrite du GSD
et à la satisfaction subséquente à toutes les conditions techniques et
commerciales du GSD.
2.1 Modalités de raccordement des utilisateurs au SD pour chaque niveau
de tension électrique
Le demandeur de raccordement de l'installation électroénergétique est tenu
de solliciter le GSD en vue de l'établissement des conditions techniques de
raccordement (CTR) sur le formulaire prévu à cet effet. Le projet de CTR est
défini par le gestionnaire du SD et fait partie du contrat de raccordement
de l'installation électroénergétique du demandeur. Le projet de CTR d'une
installation électrique de consommation ou d'une installation de production
de
l'électricité
(dénommées
conjointement
ci-après
«installation
électroénergétique du demandeur ou de l'utilisateur») au SD doit en outre
être conforme aux conditions techniques du GSD et aux règles d'exploitation
du GSD.
Seule une installation électroénergétique dotée d'un contrat de raccordement
en bonne et due forme peut être raccordée au SD.
Branchement électrique, s'entend d'une dérivation du SD jusqu'au premier
élément de protection (BT) ou jusqu'à l'élément de commutation (THT, HT) qui
font partie du SD. Le branchement électrique est mis en place par le GSD qui
en reste propriétaire. Le mode de raccordement standard d'un point de
livraison est donné par la tension nominale de la partie du SD à laquelle le
point de livraison est raccordé.
L'installation électroénergétique qui se trouve en aval de l'élément de
protection/commutation est la ligne d'alimentation construite par le GSD ou
toute autre personne habilitée d'un commun accord avec le demandeur de
raccordement en fonction des besoins de l'utilisateur du SD et conformément
aux conditions techniques et commerciales du GSD. Les coûts de la ligne
d'alimentation sont toujours à la charge du demandeur et la ligne
d'alimentation est la propriété de ce dernier.
Le présent chapitre décrit les modalités standard de la mise en place d'un
branchement électrique et les modifications opérées sur le SD à la suite
d'une demande de raccordement d'un nouveau point de livraison ou d'une
demande d'augmentation de la capacité réservée maximale (CRM). Le demandeur
participe à ces modifications moyennant le versement de frais de
raccordement dont le montant est fixé par la législation applicable.
Le propriétaire d'une ligne d'alimentation est
fonctionnement, sa maintenance et ses réparations de
ligne d'alimentation ne présente pas de risque pour la
biens des personnes ou ne cause pas de perturbations au
tenu d'assurer son
manière à ce que la
vie, la santé et les
SD.
En principe, le demandeur de raccordement se voit attribuer un point de
raccordement au système de distribution. Le lieu et le mode de raccordement
du demandeur sont décidés par le GSD.
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
Raccordement au réseau BT
Pour les lignes aériennes, le raccordement se fait par dérivation à partir
de la ligne de distribution aérienne ou du coffret de protection. Le
branchement se termine par un élément de protection qui fait partie du SD.
Pour les lignes souterraines, le raccordement se fait par dérivation à
partir de la ligne de distribution par câble ou du coffret de protection. Le
branchement se termine par un élément de protection qui fait partie du SD.
Par défaut, un branchement électrique se fait par un câble suspendu ou un
conducteur isolé. La section mathématique minimale des conducteurs d'un
branchement électrique BT est de 16 mm2.
Le mode de raccordement est déterminé par le GSD en fonction des
dispositions techniques au point de raccordement (nombre de nouveaux
raccordements, besoin en points de déconnexion, mode d'exploitation,
perspective de raccordement de nouveaux utilisateurs, etc.).

Raccordement au réseau HT
Le raccordement au réseau HT n'est possible que si la localité donnée ne
dispose pas d'une capacité suffisante au niveau BT et que celle-ci ne peut
être obtenue même en apportant des modifications au SD, ou si lesdites
modifications ne sont pas plus efficaces en matière de coûts ou de
faisabilité que le raccordement au réseau HT. Le raccordement au réseau HT
est possible également dans le cas où les effets inverses de l'installation
électroénergétique du demandeur de raccordement sur la qualité d'électricité
nécessitent de par leur nature ce type de raccordement.
Pour les lignes aériennes HT, le raccordement se fait par dérivation à
partir de la ligne de distribution et le branchement électrique dans ce cas
se termine par un élément de commutation HT qui fait partie du GDS.
Pour les lignes souterraines, le raccordement se fait par dérivation à
partir de la ligne de distribution ou par la dérivation du champ du tableau
de distribution lequel dans ce cas constitue le branchement électrique.
Par défaut, le branchement électrique est fait par le fil multibrins AL/ST
(AlFe), un câble ou un conducteur isolé. La section mathématique minimale
des conducteurs d'un branchement électrique HT (correspondant à la part Al)
est de 40 mm2.

Raccordement au réseau THT
Le raccordement au réseau THT n'est possible que si la localité donnée ne
dispose pas d'une capacité suffisante au niveau HT et que celle-ci ne peut
être obtenue même en apportant des modifications au SD, ou si lesdites
modifications ne sont pas plus efficaces en matière de coûts ou de fiabilité
que le raccordement au réseau THT. Le raccordement au réseau THT est
possible également dans le cas où les effets inverses de l'installation
électroénergétique du demandeur de raccordement sur la qualité d'électricité
nécessitent de par leur nature ce type de raccordement.
Pour les lignes souterraines et aériennes, le raccordement au point de
livraison se fait par raccordement au poste de distribution électrique ou
par bouclage des lignes de distribution.
Lors du choix du mode de raccordement d'une installation électrique
consommateur au niveau THT, il convient de tenir compte de l'importance
la puissance à raccorder, de la configuration du réseau au point
raccordement prévu et des exigences du consommateur visant le degré
du
de
de
de
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garantie pour la livraison en électricité. Le branchement électrique THT est
fait par défaut à partir des lignes électriques aériennes.
Par défaut, le branchement électrique d'un consommateur au niveau THT est
fait:
- par réalisation d'un branchement à partir du poste de distribution THT du
-
GSD qui commence par une dérivation du jeu de barres 110 kV et dont fait
partie le champ conducteur, y compris sa technologie. Le branchement
électrique se termine par des points d'ancrage, des conducteurs de phase
et des câbles de mise à la terre sur le portail de la centrale
électrique, ainsi que des points de connexion des circuits du courant de
la centrale électrique aux conducteurs de la ligne d'alimentation THT du
demandeur;
par bouclage de la ligne THT à la station de commutation THT/HT. Dans ce
cas, il n'y a pas de dispositif physique indépendant représentant le
branchement électrique, il s'agit d'un raccordement direct depuis le SD.
La limite entre l'installation de l'utilisateur et la ligne THT
appartenant au GSD est dans ce cas formée par les points d'ancrage des
conducteurs de phase et des câbles de mise à la terre sur le portail de
la centrale électrique, ainsi que par les points de connexion des
circuits du courant de l'installation de l'utilisateur aux conducteurs
THT de la ligne du GSD.

Raccordement premium
Le raccordement premium des utilisateurs du système avec des exigences
spécifiques sur la façon d'assurer la distribution de l'électricité peut
être réalisé au cas où l'utilisateur du SD a besoin d'une alimentation sans
interruption. Au cas où le demandeur de raccordement d'une installation
électroénergétique demande le raccordement à plus d'un point dans le système
de distribution, par exemple, par d'autres lignes de distribution ou
d'alimentation, ou si l'installation électroénergétique du demandeur est
déjà connectée et que le demandeur bénéficie déjà d'une distribution
d'électricité dans la quantité requise, mais demande un raccordement à un
niveau de tension différent ou à un autre point du même niveau de tension,
et si cette exigence n'est pas due à un changement de conditions techniques
de raccordement, il s'agit d'un raccordement premium. N'est pas considéré
comme raccordement premium, le raccordement de l'utilisateur du SD au réseau
de distribution THT et HT par bouclage, si un tel mode de raccordement est
prévu par le GSD.
Un raccordement premium au système de distribution est soumis à la
conclusion d'un contrat ou à la modification d'un tel contrat. Chaque
alimentation sans interruption automatique (c'est-à-dire, le changement
automatique du point d'alimentation en cas d'un raccordement premium) de
l'utilisateur SD doit être approuvée par le GSD avant le raccordement.

Cadre normatif
Les branchements électriques, leurs dimensionnement et protection doivent
être conformes aux réglementations applicables, notamment:
STN 33 2000: Réglementations électriques
STN 33 3320: Branchements électriques
STN 33 3051: 1992 Protections des machines électriques et des équipements
électriques de distribution

Règles d'exploitation locales (REL)
Le demandeur de raccordement, l'utilisateur ou l'opérateur:
- d'une installation électrique de consommation THT et HT;
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-
d'une installation de production d'électricité THT, HT et BT avec une
puissance installée supérieure à 10 kW;
d'un autre dispositif placé sur l'installation du SD ou sur une de ses
parties ((réseaux de communications et optiques, éclairage public, radio,
émetteurs, systèmes de surveillance, etc.)
est tenu, dans un délai de 30 jours avant l'inspection technique envisagée
de l'installation, de soumettre au GSD pour approbation les règles
d'exploitation locales (REL) de l'installation électroénergétique sous
format électronique à l'adresse courriel indiquée dans l'avis du GSD. Les
services de la société à contacter pour envoi des REL de part du demandeur
ou de l'utilisateur du SD sont en cas:
-
d'installations électroénergétiques THT: Stratégie et développement du
SD;
d'installations électroénergétiques HT, BT:
Gestion opérationnelle des
actifs (Asset management);
de dispositifs tiers mis en œuvre en tant que partie du SD: Opérateur de
la partie concernée du SD
Le GSD soumet les REL aux observations dans les 15 jours et envoie les
observations au demandeur de raccordement de l'installation. Toute
évaluation suivante des modifications des REL est assumée par le GSD dans
les 15 jours suivant la réception de la version modifiée des REL.
Au cas où le GSD approuve les REL de l'installation électroénergétique du
demandeur de raccordement, celui-ci peut alors dans un délai d'au moins cinq
jours ouvrés avant l'inspection technique prévue demander au GSD sa
convocation.
Les REL de l'installation électroénergétique ne sont applicables qu'après
leur approbation par toutes les parties intéressées, le demandeur de
raccordement de l'installation électroénergétique envoie un exemplaire
desdites REL imprimé, approuvé et signé par toutes les parties concernées
(auteur des REL, opérateur de l'installation et les services du GSD) au plus
tard au moment de l'inspection technique de l'installation.
Sans les REL approuvées, l'installation du demandeur de raccordement, de
l'utilisateur ou de l'opérateur ne peut pas être mise en service et prise en
charge par la gestion du dispatching du SD dans la compétence du GSD.
Les exigences complémentaires pour les installations
d'électricité figurent à l'annexe nº 3 des présentes CT GSD.
de
production
2.2 Qualité de la tension dans le SD, exigences relatives aux
installations de l'utilisateur et effets inverses des installations
sur le SD
Compte tenu du fait que tous les éléments et les installations du réseau
électrique du système de distribution sont mutuellement galvaniquement
interconnectés, ils doivent tous être mutuellement compatibles en matière
électromagnétique au sens de la directive 2004/108/CE du Parlement européen
et du Conseil et au sens des règlements du gouvernement de la République
slovaque nº 194/2005 et 318/2007 sur la compatibilité électromagnétique,
afin d'assurer leur bon fonctionnement. Les installations ou les appareils
ne doivent pas générer d'interférences électromagnétiques qui feraient
obstacle à l'utilisation fiable et sûre d'autres installations, et doivent
également avoir une immunité suffisante aux éventuelles interférences
prévisibles dans le réseau. L'utilisateur du système de distribution ne peut
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mettre en service qu'un équipement dont les effets inverses n'affectent pas
la qualité de la tension du système de distribution et de ses utilisateurs.
Lorsque le GSD constate le dépassement des limites admissibles des effets
inverses, l'utilisateur est tenu de mettre en œuvre les mesures nécessaires
pour y remédier. Dans le cas contraire, le GSD est en droit de restreindre
ou d'interrompre la livraison audit utilisateur.
Les effets inverses maximaux sur le SD générés
l'utilisateur sont généralement définis comme suit:
par
le
système
de
Variation relative de la valeur efficace de la tension:
Δumax ≤ 2 % Un pour les niveaux de tension THT et HT
Δumax ≤ 3 % Un pour le niveau de tension BT
Sévérité de papillotement (flicker) - contribution de l'utilisateur
Sévérité de papillotement de longue durée Plt ≤ 0,5 pour HT et BT
Sévérité de papillotement de courte durée Pst ≤ 0,8 pour HT et BT
Pour le niveau de tension THT, le niveau des effets inverses est déterminé
en fonction des caractéristiques du réseau au point de raccordement et de
l'installation de l'utilisateur, la valeur maximale admissible de la
contribution de l'utilisateur au Plt ≤ 0,6.
Déséquilibre de la tension - contribution de l'utilisateur
Son niveau maximal admissible de la part de l'utilisateur est de 0,7 % (=
niveau maximal des valeurs efficaces moyennées sur dix minutes de la
composante réactive par rapport à la composante correspondante de la
tension) pour les HT et BT. Le niveau de déséquilibre de la tension pour la
THT est défini en tenant compte de la nature du réseau et de l'installation
de l'utilisateur au point donné, sa valeur la plus élevée ne doit toutefois
pas dépasser 1,5 %.
Niveau des harmoniques de tension et de courant
La contribution de l'installation de l'utilisateur du SD au facteur de
distorsion harmonique total peut atteindre des valeurs maximales de 2,5 %.
Les niveaux des harmoniques de courant plus élevées provenant de
l'installation de l'utilisateur du réseau peuvent atteindre les valeurs
maximales exprimées par la relation:
Iharm ≤ IZ*kharm*√(Sk3“/SZ),
où Iharm est le courant de l'harmonique correspondante, Iz est le courant
total de l'installation, Sk3“ est la puissance de court-circuit triphasé au
point de raccordement de l'installation au SD et Sz est la puissance totale
de l'installation. Les valeurs maximales de la contribution de l'utilisateur
du système aux différentes harmoniques de tension et le paramètre k harm
figurent au tableau suivant:
Rang
Uharm. /
%/
kharm /-/
3
5
7
11
13
17
19
Total
1,25
1,5
1,25
0,9
0,75
0,5
0,45
2,5
0,006
0,015
0,010
0,005
0,004
0,002
0,0015
-
Pour certains types de redresseurs, onduleurs, etc. laissant prévoir des
effets inverses plus élevés ou des niveaux d'effets plus élevés déjà
enregistrés, le GSD a le droit de définir une fourchette de paramètres plus
large ou des limites plus strictes pour les harmoniques.
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Les installations raccordées au réseau HT ou BT doivent disposer du degré
d'immunité (de résistance) contre les creux et la coupure de la tension
d'alimentation défini par la norme STN EN 50160, de manière à ce que ces
installations ne présentent pas de défaillance fonctionnelle, voire ne
provoquent pas d'autres dommages subséquents à la fréquence attendue des
creux et des coupures visée à la norme STN EN 50160. Les processus de
commutation automatisés dans le SD, dans un contexte de défaillances
transitoires et de la prévention des avaries graves du SD, peuvent provoquer
des creux de la tension d'alimentation jusqu'à 40 % et des coupures de
celle-ci pendant une durée allant jusqu'à une seconde. Le GSD ne peut être
tenu pour responsable des éventuels dommages dus aux creux et aux coupures
de la tension d'alimentation lorsque les dispositions de la norme STN EN
50160 sont respectées. En même temps, conformément aux dispositions de la
norme CEI 61000-4-34, les installations concernées de l'utilisateur du SD
doivent avoir une immunité aux creux de tension de courte durée.
L'utilisateur
du
SD
doit
exploiter
la
technologie
et
les
autres
installations de consommation de façon à ce que leurs paramètres techniques
et opérationnels minimaux existants au point de raccordement au SD ne créent
pas d'effets négatifs sur celui-ci dont la valeur à l'interface de
l'utilisateur et du GSD dépasserait les limites fixées à l'annexe nº 1
(installations électriques de consommation) et nº 3 (installation de
production d'électricité) des présentes CT. En cas de dépassement desdites
limites,
l'utilisateur
du
SD
doit
mettre
en
œuvre
des
mesures
supplémentaires afin d'éliminer ces effets indésirables sur le SD et sur les
autres
utilisateurs
du
SD.
Le
SD
et
toutes
les
installations
électroénergétiques des utilisateurs doivent être conçus de manière à ce que
toutes les performances qualitatives de tension exigées aux points de
raccordement communs des consommateurs à tous les niveaux de tension soient
conformes aux exigences énoncées à l'annexe nº 1 des présentes CT.
Des variations momentanées des paramètres de qualité de la tension par
rapport aux valeurs définies au présent règlement peuvent survenir en cas de
défaillances, de modification temporaire de l'alimentation et lors des
interventions sur le ST, le SD et sur les installations raccordées au
système. Les valeurs indiquées aux présentes CT GSD ne s'appliquent pas à
ces états de défaillance.
Lorsque l'utilisateur du SD installe et utilise dans son installation
électroénergétique un dispositif pour la transmission de signaux superposés
sur la tension du réseau, ledit dispositif doit être conforme à la norme STN
EN 50065, y compris ces avenants. L'accord préalable du GSD est
indispensable lorsque l'utilisateur prévoit d'utiliser de tels dispositifs
pour les signaux superposés dans le cadre du SD. L'utilisation de tels
dispositifs de transmission d'informations par le biais du SD ne doit pas
avoir d'impact sur la qualité de l'électricité dans le SD. L'exploitation
d'un tel dispositif n'est possible qu'avec l'autorisation du GSD.
L'utilisateur dont l'impact négatif sur la qualité de la tension dans le SD
généré par son installation a pu être établi et qui dépasse les limites
fixées au présent chapitre est tenu d'y remédier ou de débrancher du SD
l'installation qui est à l'origine de cet impact, sans délai ou dans le
délai fixé d'un commun accord avec les GSD. L'utilisateur qui, dans le délai
imparti, ne remédie pas à l'impact négatif et si cet impact perdure, sera
déconnecté du SD ou sa livraison d'électricité du SD sera interrompue
conformément au contrat de raccordement.
page 11/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
2.3 Exigences techniques pour le raccordement et l'exploitation des
installations de production d'électricité
Au vu de leur collaboration avec le SD, les installations de production
d'électricité sont divisées en deux groupes:
- celles opérant en parallèle avec le SD – les systèmes dits «hybrides» en
font également partie (annexe nº 3);
- celles n'opérant pas en parallèle avec le SD - par exemple, sources
d'électricité de secours et systèmes fonctionnant en réseau séparé
Installations de production d'électricité opérant en parallèle avec le SD –
leur raccordement est soumis aux conditions techniques et commerciales du
GSD. Une des règles techniques fondamentales pour l'évaluation de la
possibilité de raccordement d'une source au SD est le niveau de ses effets
inverses sur le réseau en ce qui concerne la variation relative de la
tension. Les limites maximales admissibles de la variation relative de la
tension u dues au raccordement de la source sont fixées pour les différents
niveaux de tension au chapitre 2.2.
Des variations momentanées des paramètres au point de raccordement de la
source par rapport aux valeurs u définies plus haut avec une valeur
maximale de u de 5 % peuvent survenir en cas de défaillances, de
modification temporaire de l'alimentation et lors des interventions sur le
ST, le SD et sur les installations raccordées à la suite des états d'urgence
sur les systèmes concernés.
Les règles techniques détaillées pour le raccordement et l'exploitation des
installations de production d'électricité figurent, en plus du présent
chapitre, à l'annexe nº 3 des présentes CT GSD.
Avant la mise en service de l'installation de production d'électricité (ciaprès dénommée «source»), l'exploitant de la source doit également établir
des règles d'exploitation locales, qui devront, entre autres, définir les
obligations et les procédures de l'exploitant de la source et du GSD lors de
l'exploitation de l'installation énergétique et lors des états d'urgence.
Les règles d'exploitation locales doivent être soumises par l'exploitant au
GSD pour approbation conformément aux conditions énoncées au chapitre 2.1.
Les éléments suivants doivent être pris en compte lors de l'élaboration des
règles d'exploitation locales d'une source:
-
le type de source et ces capacités d'exploitation;
les exigences d'exploitation du SD;
les intérêts légitimes de l'opérateur de la source;
la conformité de l'exploitation de la source
énergétique de la République slovaque.
avec
la
politique
Sources électriques de secours (SES) - l'opérateur d'une SES est tenu
d'assurer une séparation technique et électrique fiable de l'installation de
consommation d'électricité (la partie redondante de l'installation) du SD
lors de sa mise hors tension, lorsqu'une telle source est en fonctionnement.
Au cours de l'exploitation d'une SES, il convient de prévenir le transfert
de la tension de celle-ci au SD. L'exploitation d'une SES en parallèle avec
le SD est interdite, et ce, même au cours de sa connexion/déconnexion de
l'installation électrique de consommation (IEC) de l'opérateur de la SES.
Les conditions de raccordement de la SES sont établies par le GSD.
L'opérateur de la SES a l'obligation d'effectuer un essai fonctionnel de
page 12/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
ladite source en présence des représentants du GSD. L'essai fonctionnel de
la SES a pour objectif de contrôler la satisfaction aux conditions
techniques de raccordement de la SES à l'installation électrique de
consommation (IEC), notamment de vérifier la performance du blocage du
fonctionnement parallèle de la SES avec le SD. Le résultat de l'essai
fonctionnel est consigné dans un procès-verbal spécifique qui est rendu
public par le GSD sur son site.
L'exploitation de la source électrique de secours est régie par les règles
d'exploitation
locales
de
l'installation
électrique
de
consommation
concernée. Toute modification des paramètres techniques de la SES, de son
mode d'exploitation, de son arrêt et du blocage du fonctionnement en
parallèle avec le SD est soumise à l'acceptation préalable de GSD.
L'approbation subséquente de la documentation technique pertinente de l'IEC
ou de la SES et des REL actualisées constitue une des conditions
indispensables. Lors de la modification des paramètres de la SES, le GSD
effectue un nouvel essai fonctionnel.
La responsabilité de la qualité de la tension dans l'IEC pendant son
exploitation, des dommages sur les dispositifs de l'IEC ou du SD dus à
l'exploitation de la SES incombe à l'exploitant de la SES.
Les systèmes de fonctionnement en réseau séparé ne doivent pas travailler en
parallèle avec le SD. Et l'installation concernée, y compris l'installation
électrique de consommation ou le dispositif de fonctionnement en îlotage du
système, doit être séparée, de façon permanente, mécaniquement et
électriquement du SD (sans raccord conducteur) non seulement en ce qui
concerne les conducteurs de phase, mais aussi les conducteurs neutres, de
protection et les circuits auxiliaires. La seule isolation galvanique de ces
systèmes du SD n'est pas suffisante. Pour de tels systèmes, le GSD ne
détermine pas les conditions de raccordement, n'effectue pas d'inspection
technique ni d'essai fonctionnel, ni ne requiert de notification de
raccordement ou de mise en service.

Conditions relatives aux paramètres d'exploitation de la source
Les sources gérées par le dispatching du gestionnaire du système de
transport (DGST) appliquent les conditions relatives aux paramètres de
l'électricité, prévues par les conditions techniques du gestionnaire du
système de transport (GST). Pour les autres producteurs, situés hors du SD,
les exigences relatives aux paramètres de l'électricité, mesurés sur les
bornes du groupe électrogène sont définies selon le mode de raccordement et
spécifiées par le GSD lors de la procédure d'autorisation de raccordement.
En principe, la source raccordée doit satisfaire, comme toute autre
installation, aux conditions fixées par les règlements du gouvernement de la
République slovaque nº 194/2005 et 318/2007.
Lors des rénovations, des réparations, des maintenances et des révisions
planifiées d'une certaine partie du SD, l'exploitant de la source est tenu
dans les cas justifiés et à la demande du GSD, de déconnecter celle-ci du
SD. L'avis à l'exploitant de la source doit être adressé par le GSD
conformément aux dispositions applicables de la loi sur les énergies.
Le GSD doit préciser par écrit, si la gestion de la tension de la source
exige la mise en service d'un système d'excitation, fonctionnant en continu
et produisant une réponse rapide sans provoquer d'instabilité sur l'ensemble
de la bande exploitée. Ceci est fonction de l'importance et du type de la
source et des parties du SD voisines, auxquelles la source est raccordée. Le
GSD détermine par écrit les exigences éventuelles relatives à la
coordination de la gestion de la tension dans le nœud du SD.
page 13/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016

Coordination avec les protections existantes
Lors de la protection de la source, il est nécessaire
coordination avec les protections du SD comme suit:
de
prévoir
la
- pour les sources raccordées au SD, le producteur de l'énergie électrique
-
-
doit respecter les temps de coupure du courant de défaut alimentant le
SD, afin que les conséquences des défaillances touchant l'installation du
producteur affectent le moins possible le SD. Le GSD veille à ce que les
paramètres de protection dans la production tiennent compte des temps de
coupure propres au SD. Les temps de coupure exigés sont mesurés à partir
de l'apparition du courant de défaut, jusqu'à l'extinction de l'arc et
sont spécifiés par le GSD, de façon à satisfaire aux exigences de la
partie pertinente du SD;
les paramètres de protections commandant les coupe-circuits ou les
paramètres du dispositif de commutation automatique (pour alimentation
sans interruption) à tout point du raccordement au SD doivent être
convenus par écrit entre le GSD et l'utilisateur lors des consultations
faites avant le raccordement. Ces valeurs ne peuvent pas être modifiées
sans accord préalable du GSD;
lors de la mise œuvre des protections de la source, la coordination avec
d'éventuels dispositifs automatiques de remise en tension spécifiés par
le GSD doit être garantie;
les protections des sources ne doivent pas réagir à un déséquilibre de
courte durée dû aux opérations d'élimination des défaillances par une
protection redondante;
la grandeur d'un déséquilibre de tension possible dans le réseau est
communiquée par le GSD au futur producteur d'énergie électrique lors des
discussions concernant les conditions de raccordement.

Exigences relatives à la coopération avec les systèmes de gestion et
d'information
Les sources raccordées au SD dont la puissance totale installée est égale ou
supérieure à 100 kW doivent satisfaire aux exigences normalisées suivantes,
visant les systèmes de gestion et d'information des dispatchings et des
sites énergétiques des opérateurs:
- tous les éléments de commutation se trouvant le long de l'acheminement
-
des THT, HT et BT du SD à chaque générateur doivent être signalés sur
deux bits et commandés. Dans les postes de transformation, les mises à la
terre doivent être signalées et leur commande peut rester manuelle avec
des blocages de sécurité contre les erreurs de manipulation;
si
un
dispositif
automatique
redondant
est
installé,
l'état
(actif/inactif) de celui-ci, l'alimentation sans interruption automatique
et son contrôle (marche/arrêt) doivent être signalés;
la présence de tension sur les différentes sorties doit être signalée;
les passages du courant de court-circuit et du défaut à la terre doivent
être signalisés. Les valeurs limites des courants pour permettre
l'évaluation de la défaillance doivent être réglables;
la valeur des courants sur les différentes sorties doit être mesurée;
l'état des éléments de commutation du côté primaire et secondaire des
transformateurs HT/BT doit être signalé;
l'alimentation de tous les éléments de la commande à distance et des
dispositifs
de
transmission
doit
être
procurée
par
une
source
d'alimentation sans interruption (le temps de l'alimentation de secours
doit être au minimum de 10 heures et la capacité doit correspondre au
page 14/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
-
-
-
-
-
-
-
minimum
à
10 cycles
de
commutation:
désactivation/activation/désactivation);
tous les dispositifs commandés à distance doivent être pourvus d'une
possibilité de passage en commande locale en cas de défaillance de la
communication;
dans les infrastructures énergétiques, il convient de prévoir les
blocages de la commande de chaque élément, en fonction des exigences
technologiques
et
des
régimes.
Lesdits
blocages
comprennent
essentiellement le blocage en mode local de la commande à distance et
inversement, le blocage de la commutation de la mise à la terre des
câbles sortants, le blocage de l'alimentation sans interruption
automatique au moment de l'apparition d'un défaut sur la sortie
redondante ou au moment de sa mise à la terre, le blocage de la commande
à distance et du contrôle du système de commande au moment de la
manipulation manuelle de l'élément de commutation;
l'infrastructure doit être pourvue d'un point principal de déconnexion
(PPD) qui puisse isoler la partie de production d'électricité de la
centrale
électrique
de
manière
à
ce
que
l'alimentation
de
l'autoconsommation nécessaire au démarrage des générateurs reste assurée.
Le PPD doit être dimensionné pour la valeur nominale de la puissance
sectionnée. Le PPD doit être commandé à distance par la commande «arrêt»
et «blocage» et à la suite de sa désactivation (par une commande, une
protection, etc.) sa réactivation doit être bloquée. Le déblocage et
l'autorisation d'activation doivent être exécutés par la commande
«déblocage». L'activation du PPD ou le raccordement des générateurs au
réseau doit être impossible jusqu'à ce que cette commande soit activée.
Le blocage du PPD provoqué par l'action d'une protection de réseau expire
automatiquement après la satisfaction aux conditions de fiabilité dans un
délai imparti.
l'action des protections doit être signalée par une annonce sommaire
(désactivant le PPD, respectivement les générateurs);
le raccordement de chaque générateur doit être signalé (annonce sommaire
émanant de la chaîne des éléments de commutation entre le générateur et
le PPD). Le schéma doit comprendre les générateurs et les blocs de
transformateurs;
pour chaque infrastructure productrice, les valeurs suivantes doivent
être mesurées au PPD: ±P, ±Q, 3xUphase, 3xUcumulée, 3xIphase, fréquence,
cosPhi. S'il existe plusieurs chemins d'alimentation, la mesure doit être
prise sur chacun de ces chemins;
en outre, les valeurs ±P, ±Q, 3xUphase, 3xUcumulée, 3xIphase, fréquence,
cosPhi doivent être mesurées aux bornes de chaque générateur rotatif.
les parcs éoliens devront avoir une signalisation, un mesurage et une
commande dans la partie du système comme pour une station de
transformation. Si seuls des générateurs asynchrones sont installés,
alors la signalisation de la commutation de chaque générateur et leur
mesurage ne sont pas requis. Seul le PPD ou la partie du réseau HT est
mesuré et commandé;
les dispositifs du système de commande pour les infrastructures
mentionnées doivent être pourvus d'une synchronisation temporelle ou, au
minimum, ils doivent être synchronisés avec un télégramme de norme CEI
envoyé par le dispatching du niveau supérieur;
le mesurage du travail pour les besoins du dispatching est obtenu en
calculant l'intégrale du travail à partir des valeurs efficaces P.
Pour les sources d'une puissance maximale installée jusqu'à 100 kW et pour
les installations électroénergétiques de consommation, le GSD établit une
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
évaluation individuelle des besoins de raccordement de la source au système
de dispatching du GSD.
2.4 Exigences techniques pour le raccordement des systèmes de
distribution locaux
Lors du raccordement du SD local au SD régional, les règles pour le
raccordement
des
installations
électriques
de
consommation
et
des
installations de production d'électricité (sources) sont appliquées dans
l'étendue et suivant les spécifications du SD raccordé.
Le demandeur de raccordement du SD local ne peut se connecter au SD qu'après
avoir satisfait aux conditions techniques et commerciales du GSD (règles
d'exploitation du GSD, CT GDS, etc.), et il a l'obligation:
-
de demander le raccordement de l'installation électrique de consommation
et de la source sur le formulaire prévu à cet effet;
de soumettre au GSD pour approbation la documentation de projet de
l'installation
électroénergétique
concernée
de
toutes
les
étapes
pertinentes;
de soumettre au GSD pour approbation les règles d'exploitation locales
(REL) du SD local.
Le GSD se réserve le droit de vérifier la conformité avec les règles
techniques de raccordement définies pour le SD local et pour cette raison,
il se réserve le droit de convoquer l'inspection technique de l'installation
électrique de consommation, ou d'initier l'inspection technique et l'essai
fonctionnel des sources d'une puissance installée supérieure à 10 kW.
2.5 Point de raccordement, point de mesurage, méthode de mesure et type
d'instruments de mesure réglementés
La description détaillée des exigences relatives au mesurage est visée au
règlement du GSD «Conditions de mesurage de l'électricité» disponible sur le
site
internet
du
GSD
(https://www.vsds.sk/edso/domov/technickeinfo/technicke-podmienky).
Avant le raccordement au SD, le consommateur est tenu d'installer, à ses
frais, un poste de mesurage qui comporte tous les circuits et tous les
constituants de l'appareillage de mesure, à l'exception du compteur
électrique et du dispositif de communication qui sont fournis par le GSD. Le
poste de mesurage est généralement installé à la limite des propriétés du
consommateur et du SD afin de mesurer les flux d'énergie électrique
(livraison ou consommation). Le compteur électrique qui sert d'instrument de
mesure réglementé aux fins de la facturation reste la propriété du GSD. Les
autres dispositifs du poste de mesurage, y compris les transformateurs de
mesure, sont la propriété du consommateur, sauf accord contraire.
Lors de l'installation du mesurage, l'entité impliquée doit opérer selon les
instructions du gestionnaire du réseau auquel elle sera raccordée et selon
les consignes du gestionnaire du comptage commercial.
Le mesurage et les divers services rattachés au mesurage commercial sont
assurés par le GSD qui a l'obligation de se conformer à toutes les
dispositions législatives applicables au mesurage. Le mesurage est réalisé
au moyen d'un ensemble de dispositifs techniques opéré par du personnel
qualifié et le système est désigné comme «mesurage commercial».
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Le dispositif constituant le mesurage commercial doit être conforme au
règlement en vigueur du GSD définissant les «Conditions de mesurage de
l'électricité» consultable sur le site internet du GSD. Le type et la
méthode de mesurage sont en premier lieu déterminés par le niveau de tension
au poste de mesurage et par la valeur de la capacité réservée maximale (CRM)
convenue de manière contractuelle.
La décision relative à la réalisation technique du mesurage, à la collecte,
à la transmission et à l'enregistrement des données appartient au
gestionnaire du SD. Le GSD est responsable des relevés du mesurage
commercial.
Conformément à la législation applicable, le mesurage commercial ne peut
être réalisé qu'au moyen d'un instrument de mesure réglementé utilisé
conformément aux dispositions de la loi sur la métrologie, aux arrêtés et
aux normes techniques slovaques en vigueur. En fonction du type et de la
méthode, le mesurage commercial peut être réalisé au moyen d'une combinaison
adéquate des instruments de mesure réglementés: compteur électrique,
transformateurs de mesure du courant et de la tension.
3. Conditions techniques d'exploitation du système de
distribution
L'opérateur de l'installation électroénergétique reliée au SD doit, sur
demande du GSD, présenter les documents attestant le bon état technique de
ladite installation et les rapports des inspections et des essais techniques
de celle-ci ou de ses parties.
3.1 Détails relatifs aux ensembles de mesure, aux schémas de mesurage et
aux instruments de mesure réglementés
Est considéré comme point de livraison, toute installation électrique
constituant un ensemble indépendant, raccordé en permanence et clos dans un
espace ou sur un lieu donné, au sein duquel le flux d'énergie électrique est
mesuré par un ou plusieurs instruments de mesure réglementés. Lorsque cet
ensemble raccordé électriquement en permanence est divisé, il doit par
ailleurs satisfaire à la condition de continuité technologique directe.
L'entité concernée est tenue d'assurer au sein de ses infrastructures une
voie de communication suffisamment dimensionnée pour l'accès à l'ensemble de
mesurage pour toutes les parties intéressées.
Le mesurage doit être transparent et toute partie impliquée doit avoir accès
aux valeurs mesurées. Les modalités de l'accès doivent être convenues avec
les GSD.
D'autres détails (précision des ensembles de mesurage, etc.) sont indiqués
dans le document intitulé «Conditions de mesurage de l'électricité»
accessible sur le site internet du GSD.
Afin de garantir une installation du dispositif de mesure en temps voulu,
l'entité concernée doit conclure avec le GSD, au plus tard lors de
l'élaboration du projet, l'emplacement et le type d'instrument et de
transformateurs de mesure.
L'entité concernée doit permettre au GSD un accès
l'ensemble de mesurage et aux appareils associés.
sans
contraintes
à
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Le GSD est autorisé à contrôler les installations de l'entité concernée
jusqu'au niveau du dispositif de mesurage.
Sur demande écrite et aux conditions convenues au préalable, le GSD autorise
l'entité habilitée à surveiller les données communiquées par les dispositifs
de mesurage.
3.2 Exigences relatives à l'équipement en appareils
Les détails visant les exigences pour l'équipement en appareils sont énoncés
à l'annexe nº 2 des présentes CT GSD et dans le document intitulé
«Conditions de mesurage de l'électricité» consultable sur le site internet
du GSD.
3.3 Garantie des paramètres de qualité de la livraison
La
qualité
de
l'électricité
caractéristiques sélectionnées de
distribution dans des conditions
valeurs limites ou indicatives
Lesdites
caractéristiques
ne
exceptionnelles d'exploitation, y
-
-
-
est
définie
comme
un
ensemble
de
la tension à un point donné du système de
normales d'exploitation, comparées à des
des paramètres techniques de référence.
s'appliquent
pas
dans
des
conditions
compris:
les conditions d'alimentation provisoires pour maintenir la continuité
d'alimentation des utilisateurs du réseau dans une situation faisant
suite à une avarie, pendant les travaux d'entretien ou de construction
sur le réseau ou pour limiter l'étendue et la durée d'une coupure
d'alimentation;
la non-conformité de l'installation ou des équipements de l'utilisateur
du réseau avec les normes applicables ou les prescriptions techniques de
raccordement établies par le GSD incluant les valeurs limites des
perturbations provenant des lignes;
les situations exceptionnelles (conditions climatiques exceptionnelles,
catastrophes naturelles, faits provenant de tiers, décisions des
instances d'administration publique, force majeure, insuffisance de
puissance due à des circonstances extérieures).
Les caractéristiques requises relatives à la tension de l'électricité
fournie pour chaque niveau de tension sont indiquées à l'annexe nº 1.
3.4 Détails relatifs au suivi des paramètres du point de livraison
Le GSD est habilité à suivre l'effet sur le SD produit par l'utilisateur. En
règle générale, ce suivi concerne le volume et l'évolution de la puissance
active et réactive transmise par le point de livraison et le niveau des
effets inverses des installations de l'utilisateur sur la qualité de
l'électricité dans le SD.
Au cas où l'utilisateur livre au SD ou consomme du
ou réactive supérieure aux valeurs convenues pour
si
l'exploitation
de
ses
installations
considérablement les paramètres de qualité de
raccordement, le GSD en informe l'utilisateur et,
également les résultats dudit suivi.
SD de la puissance active
le point de livraison ou
énergétiques
détériore
la tension au point de
le cas échéant, transmet
L'utilisateur peut demander toute information technique relative à la
méthode de surveillance utilisée. Lorsque l'utilisateur dépasse les valeurs
convenues, il est tenu de réduire sans délai la consommation ou la livraison
(le transport) de la puissance active ou réactive à la hauteur des valeurs
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
convenues et de mettre en œuvre des mesures correctrices afin de diminuer
les effets négatifs de son installation sur la qualité de la tension dans le
SD.
Même en cas où l'utilisateur demande une augmentation de la puissance active
et réactive qui ne dépasse pas les possibilités techniques du point de
livraison, il est tenu de respecter la valeur maximale de la capacité
réservée (de la puissance consommée) conformément au contrat en vigueur,
s'il n'a pas demandé au GSD la modification dudit contrat et que cette
modification n'a pas été techniquement réalisée.
3.5 Échange d'informations relatives à l'exploitation
Il est nécessaire de garantir l'échange d'informations relatives à
l'exploitation de sorte que les conséquences de toute intervention ou de
tout incident puissent être enregistrées et que les risques prévisibles
susceptibles de compromettre son bon fonctionnement puissent être pris en
considération et évalués, tout en privilégiant la garantie du bon
fonctionnement du SD et du système de l'utilisateur.
La présente partie des CT GSD est applicable au GSD et aux utilisateurs du
SD suivants:
- tous les autres GSD raccordés à ce SD;
- les consommateurs raccordés au niveau de 110 kV ou de HT;
- les producteurs d'énergie électrique raccordés au SD au niveau de 110 kV
ou de HT.

Communications
Le GSD convient avec l'utilisateur du SD des voies de communication afin de
garantir un échange d'informations efficace.
Dans la mesure du possible, la communication entre l'utilisateur et le
gestionnaire du réseau auquel l'utilisateur est raccordé doit être directe.

Exigences relatives à l'information sur les interventions
Au cas où un utilisateur raccordé au SD réalise une intervention pouvant
produire un effet sur l'exploitation du SD, il est tenu d'en informer le
GSD, conformément aux conditions de raccordement au SD.
L'utilisateur est informé par le GSD de l'intervention prévue sur le SD ou
même sur le ST qui pourrait avoir un effet sur le fonctionnement du système
de l'utilisateur raccordé au SD.
Certaines interventions peuvent être déclenchées par d'autres opérations ou
par un incident se produisant dans un autre système. Dans ce cas,
l'information transmise est différente de celle visant une opération
indépendante.
Sans pour autant limiter l'exigence générale relative à la nécessité de
communiquer des informations au préalable, différentes situations évoquées
ci-dessous ont ou pourraient avoir un impact sur les interventions au sein
du SD ou dans un autre système.
Pour cette raison, il convient de communiquer les informations suivantes les
concernant:
- la mise en œuvre d'un arrêt planifié de l'installation ou des appareils;
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
- le
-
fonctionnement du coupe-circuit ou du sectionneur ou de leur
enchaînement ou combinaison possible, une surcharge passagère, le
raccordement des systèmes ou la connexion de la source;
la gestion de la tension.

Format de l'information
L'information sur les opérations doit décrire l'intervention de manière
suffisamment détaillée, sans pour autant en citer la cause, elle doit
cependant permettre au destinataire d'examiner et d'évaluer les implications
et les risques découlant de l'intervention. La notification doit également
contenir le nom de l'agent transmettant l'information. Le destinataire peut
avoir des questions liées à la clarification du contenu de la communication.
L'information communiquée par le GSD sur une intervention effectuée dans le
SD induite par une autre intervention (l'intervention initiale) ou un
incident
survenu
dans
le
système
de
l'utilisateur
doit
décrire
l'intervention et contenir les informations que le GSD a reçues de
l'utilisateur en rapport avec l'intervention initiale ou avec l'incident
survenu dans son système.
Une telle information doit
son destinataire d'estimer
risques qui découlent de
ensuite contenir le nom de
l'intervention.
être suffisamment détaillée afin de permettre à
et d'évaluer raisonnablement les impacts et les
l'intervention effectuée sur le SD. Elle doit
l'agent du GSD qui a transmis l'information sur
Le destinataire peut avoir des questions liées à la clarification du contenu
de la communication.
Lorsque l'utilisateur transmet un rapport sur une intervention ou sur un
incident survenu dans son système causé par un fait fortuit, par une
opération projetée ou planifiée dans un autre système, il communique au GSD
les informations qu'il a reçues concernant ladite opération. Le GSD peut
transmettre ces informations à d'autres personnes.
Le GSD communique les informations reçues sur l'intervention dans le ST
concernant une opération ou un incident dans le ST et décrit l'opération
subséquente réalisée dans le SD. Cette information doit être suffisamment
détaillée afin de permettre au destinataire de la communication d'estimer et
d'évaluer raisonnablement les impacts et les risques découlant de
l'intervention effectuée dans le SD et doit mentionner le nom de l'agent du
GSD qui communique l'information. Le destinataire peut avoir des questions
liées à la clarification du contenu de la communication.
L'utilisateur peut transmettre l'information contenue dans la communication
du GSD au producteur d'énergie électrique dont la source est raccordée à son
système ou à un autre GSD auquel il est raccordé au cas où les conditions
contractuelles de raccordement l'exigent.
L'utilisateur ne peut transmettre d'une autre manière que celle précitée
aucune information contenue dans la communication du GSD ou dans la
communication d'un autre utilisateur qui l'aurait reçue de la part du GSD,
et ce à personne de ceux qui sont raccordés à son système. Il ne peut
qu'indiquer qu'un certain incident s'est produit dans le SD ou le ST (s'il
est connu et si la livraison de l'électricité en a été affectée) et
d'informer du délai estimé pour la remise en service du système. Chaque
utilisateur doit s'assurer que tous les autres utilisateurs aient obtenu les
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
informations contenues dans ladite communication du GSD, mais il ne doit pas
faire suivre d'autres informations que celles mentionnées plus haut.

Délais de transmission d'informations
Les informations relatives aux interventions prévues sont transmises
suffisamment à l'avance de manière à permettre au destinataire d'envisager
et d'évaluer raisonnablement les conséquences et les risques qui en
découlent.
La communication est dictée au destinataire, celui-ci en prend note et la
répète à l'émetteur qui pourra alors contrôler si la communication a été
correctement enregistrée.

Exigences visant les informations relatives aux incidents
L'utilisateur informe le GSD des incidents survenus dans son installation
raccordée au SD qui pouvaient ou pourraient se répercuter sur le
fonctionnement du SD ou du ST.
Le GSD informe l'utilisateur des incidents survenus dans le SD ou à la suite
de la réception d'une communication sur des incidents survenus dans le SD
qui pourraient avoir, de l'avis du GSD, une répercussion sur le
fonctionnement du système de l'utilisateur raccordé au SD. Ceci n'empêche
aucun des utilisateurs de demander au GSD la communication d'informations
sur des incidents répercutés sur le système de l'utilisateur.
Un certain incident peut être induit ou aggravé par un autre événement ou
par une intervention effectuée dans un autre système. Dans ce cas,
l'information transmise est différente de celle concernant l'incident
survenu à la suite d'un autre incident ou d'une autre intervention.
Sans porter préjudice aux exigences générales visant la nécessité de
communiquer des informations au préalable, d'autres exemples mentionnés cidessous exigent la communication immédiate d'informations au cas où elles
ont une répercussion sur l'exploitation:
- le déclenchement d'un signal d'alerte ou d'une signalisation d'un état
d'exploitation exceptionnel;
- l'apparition de conditions météorologiques défavorables;
- une avarie ou une défaillance ou une restriction
-
temporelle
fonctionnement de l'installation, y compris de ses protections;
un risque accru d'une situation d'urgence.
du

Format de l'information
La description de chaque incident survenu indépendamment d'un autre incident
ou d'une intervention doit être suffisamment détaillée (sans pour autant en
indiquer la cause), de manière à permettre au destinataire de la
communication d'estimer et d'évaluer les conséquences et les risques qui
découlent de cet incident. Le destinataire peut avoir des questions visant à
clarifier le contenu de la communication.
L'information communiquée par le GSD concernant un incident induit par un
autre incident (l'incident initial) ou par une intervention dans le système
de l'utilisateur doit décrire l'incident et contenir des informations que le
GSD a reçues de l'utilisateur en rapport avec l'incident ou initial ou
l'intervention. Cette information doit être suffisamment détaillée afin de
permettre au destinataire de la communication d'examiner et d'évaluer
raisonnablement les conséquences et les risques qui découlent de l'incident
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
survenu dans le
l'information.
SD
et
doit
indiquer
le
nom
de
l'agent
notifiant
Lorsque l'utilisateur transmet un rapport sur l'incident ou l'intervention
effectuée dans son système induite par une opération fortuite, projetée ou
planifiée dans un autre système, sa communication destinée au GSD contient
les informations sur ladite opération reçues par l'utilisateur. Le GSD est
autorisé à faire suivre cette information à d'autres services intéressés.
L'utilisateur peut transmettre l'information contenue dans la communication
du GSD à une autre entité raccordée à son système ou au système d'un autre
GSD, et ce uniquement dans le cas où les conditions contractuelles de
raccordement concernant un incident équivalent dans son système l'exigent
(induit ou aggravé par l'incident dans le SD). Dans d'autres cas,
l'utilisateur ne doit faire suivre aucune autre information contenue dans la
communication du GSD ou dans la communication d'un autre utilisateur qui l'a
obtenue du GSD, et ne doit la divulguer à quiconque raccordé à son système.
Il ne peut qu'indiquer qu'un certain incident s'est produit dans le SD ou le
ST (s'il est connu et si la livraison de l'électricité en a été affectée) et
informer du délai estimé pour la remise en service du système.
À l'exception d'une situation d'urgence, la communication est dictée au
destinataire, celui-ci la note et la répète à l'émetteur. Ce dernier
contrôle si la communication a été enregistrée correctement.
Dans les cas où le producteur d'énergie électrique a communiqué au GSD un
incident en relation avec la source et s'il a besoin d'évaluer précisément
l'impact dudit incident à son système, il peut demander au GSD de lui
fournir des informations précises sur les paramètres de la défaillance au
point de livraison entre le SD et la source au moment dudit incident. Le GSD
communique au producteur d'énergie électrique cette information le plus tôt
possible, à condition qu'il la détienne.

Délais de transmission d'informations
Les informations relatives aux incidents sont communiquées le plus tôt
possible après l'apparition de ceux-ci ou au moment où un tel incident est
connu ou attendu par celui qui communique l'information.

Incidents graves
Au cas où un incident survenu dans le SD ou dans le système de l'utilisateur
avait ou pourrait avoir d'importantes conséquences sur le système d'une
quelconque partie intéressée, cet incident est communiqué par écrit au
gestionnaire du système concerné. Un tel incident est désigné comme étant un
«incident grave».
Sans préjudice porté à la description générale précitée, sont classés parmi
les incidents graves les incidents qui ont ou pourront avoir les
conséquences suivantes:
- l'exploitation d'urgence de l'installation, soit en mode manuel ou
-
automatique;
une tension située hors de la gamme autorisée;
une fréquence du réseau située hors de la gamme autorisée ou une rupture
de la stabilité du système.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
3.6 Conditions de gestion du dispatching du gestionnaire du système de
transport et des systèmes de distribution
Le dispatching du gestionnaire du SD (DGSD), en collaboration avec le
dispatching du gestionnaire du système de transport (DGST), le GST et le GSD
doit assurer dans le cadre de sa gestion opérationnelle toutes ses fonctions
et opérations avec la plus haute fiabilité qui puisse être atteinte. Afin de
garantir sa performance et sa fiabilité, le DGSD utilise les informations
fournies par le GST, le système de contrôle automatisé du dispatching SCAD
du DGST, les systèmes d'information et de gestion des centrales électriques
(SIG), les terminaux de production du SCAD, les terminaux des limites, les
terminaux des centrales électriques.
Le SCAD porte davantage l'accent sur les mécanismes de résistance lors d'une
défaillance. Il est essentiel de tirer pleinement parti de la fiabilité du
soutien:
- la commutation en ligne du régime des ordinateurs «hot — stand by»;
- la mise en réseau des ordinateurs par l'intermédiaire des matrices de
-
disques avec leurs contenus mis en miroir;
le doublage du réseau LAN des ordinateurs avec commutation automatique
vers le second réseau lorsqu'une détection de défaut ou lors d'un faible
débit binaire.
Les nouveaux dispositifs du SCAD et les dispositifs associés doivent
utiliser les protocoles de transmission normalisés STN EN 60870-5-101, STN
EN 60870-5-104 et STN EN 61 850 afin de réduire au maximum l'utilisation des
protocoles de transmission internes plus anciens. Les exigences en matière
des voies de transmission sont établies par le GST et le GSD conformément à
la législation applicable aux télécommunications.
Le système d'information et de gestion des centrales électriques (SIGCE)
doit satisfaire aux exigences du système local d'information, de commande et
de gestion d'une centrale électrique et aux exigences relatives au SIGCE
établies par la gestion du dispatching.
L'installation du SIGCE est requise pour toutes les nouvelles centrales
électriques (nouvellement construites).
Le SIGCE constitue le noyau de la technique de la commande intégrée de la
centrale électrique et sa conception est caractérisée par une structure
décentralisée.
Les connexions entre les systèmes de contrôle des dispatchings et les
centrales électriques utilisent de préférence les moyens techniques
indépendants du système de télécommunications du secteur des énergies
(SCADA, SIGCE, ADR, fibre optique, SDH, PDH, RRL, ...) appartenant aux
entités qui fournissent des services. Les systèmes de commande et les
dispositifs de télécommunication doivent être protégés contre toute
intrusion non autorisée et les mesures de sécurité sont fondées sur le
matériel informatique et les logiciels.
4. Conditions techniques de mesurage du système de distribution
4.1 Mesurage du dispatching
Pour garantir une gestion fiable du dispatching du SD (en liaison avec
gestion du ST et de la CE dans son ensemble), il est indispensable
déterminer les conditions techniques pour les mesurages du dispatching
pour la signalisation. Les conditions techniques sont considérées comme
la
de
et
un
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
requis minimum et doivent être acceptées et appliquées par tous les
utilisateurs du SD. Le mesurage de la tension doit être effectué sur les
trois phases avec une précision totale minimale de 2 %, et chaque élément de
la chaîne de mesurage doit présenter une précision d'au moins 0,5 %.
Le mesurage du courant doit être effectué sur les trois phases avec une
précision totale minimale de 1 %, et chaque élément de la chaîne de mesurage
doit présenter une précision d'au moins 0,5 %. Le mesurage de la puissance
active et réactive doit être réalisé avec une précision minimale de 0,5 %.
Les gammes des convertisseurs de mesurage doivent être consultées avec le
GSD.
La signalisation des états des éléments de commutation (disjoncteur,
sectionneur, interrupteur de mise à la terre) doit fonctionner à deux bits
(c'est-à-dire à quatre critères). La signalisation des avaries, des
protections, du blocage des éléments de commutation et la signalisation
d'exploitation est à un seul bit (deux critères).
La signalisation des états des coupe-circuit doit être réalisée sur chaque
sortie. L'horodatage est essentiel pour la signalisation du coupe-circuit,
la signalisation des avaries et l'activation du mesurage des protections.
Les autres exigences visant la précision de mesurage et les calculs
éventuels sur le réseau peuvent être établies par le GSD dans un règlement
particulier.
Les transformateurs de mesure sont installés aux sorties des lignes ou des
transformateurs de manière à ce que la fonction de mesurage ne soit pas
affectée par le fonctionnement de la ligne ou du transformateur par le biais
du commutateur des jeux de barres.
Les instruments de mesure pour les mesurages locaux et à distance doivent
être connectés à des enroulements indépendants des transformateurs de mesure
du courant (TMC).
Dans le circuit du côté secondaire du transformateur de mesure de la tension
(TMT), il faut contrôler la perte de tension admissible. La charge
d'exploitation des TTM doit se situer dans l'intervalle de la charge pour
laquelle la classe de précision est garantie par le fabricant.
La qualité des signaux d'entrée et de sortie des transducteurs de mesure et
de la transmission des variables de contrôle doit correspondre à la qualité
prévue pour les circuits de commande en ligne. La précision et les temps des
cycles peuvent passagèrement s'aggraver en cas d'installations existantes,
mais les exigences doivent être respectées en cas de nouvelles installations
ou lors de la rénovation des anciennes installations.
4.2 Conditions de mise en place du mesurage commercial
Le mesurage commercial est réalisé aux fins de la facturation de l'énergie
électrique livrée, consommée ou transportée, de la comptabilité quotidienne
et de la facturation des services de distribution. Le cadre législatif et
son contenu sont donnés par la réglementation applicable. Les conditions
pour la mise en place d'un mesurage commercial sont établies par les règles
d'exploitation.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
5. Conditions techniques pour la prestation d'un service
universel
Les conditions techniques relatives au service universel complet
service de mesurage sont établies par les règles d'exploitation.
et
au
6. Conditions techniques relatives à l'interruption de la
distribution d'électricité
6.1 Motifs justifiant l'interruption ou la limitation de la distribution
de l'électricité du point de vue technique
Le GSD peut restreindre ou interrompre la distribution de l'énergie
électrique sans ouvrir le droit à indemnisation du point de vue technique
notamment dans les cas suivants:
- danger imminent pour la vie, la santé ou les biens des personnes et au
cours d'interventions visant à l'éliminer;
- situation d'urgence ou prévention d'une situation d'urgence;
- consommation illégale de l'électricité;
- empêchement de l'accès au dispositif de mesurage ou au
-
-
-
point de
déconnexion (PD) par le consommateur ou le producteur d'électricité;
travaux planifiés sur les installations du système ou dans la zone de
protection;
défaillances sur les installations du système et pendant l'élimination de
ces défaillances;
livraison d'énergie électrique au moyen d'un équipement présentant un
risque pour la vie, la santé ou les biens des personnes;
consommation d'énergie électrique par des installations qui influencent
la qualité et la fiabilité de la livraison de l'énergie électrique, au
cas où le consommateur n'aurait pas mis en œuvre les mesures correctives
au moyen des techniques disponibles dans le délai demandé après en avoir
été averti par le GSD;
livraison d'énergie électrique par des installations qui influencent la
qualité et la fiabilité de la livraison de l'énergie électrique, au cas
où le producteur n'aurait pas mis en œuvre les mesures correctives au
moyen des techniques disponibles dans le délai demandé après en avoir été
averti par le GSD;
si le propriétaire d'une installation raccordée au SD, même après
notification écrite réitérée ne présente pas les documents valides
prouvant la sécurité, la fiabilité et l'aptitude au fonctionnement de
l'installation raccordée au SD, par exemple, les rapports d'inspection et
d'essai techniques, l'essai officiel de l'installation ou les règles
d'exploitation locales (REL).
6.2 Motifs justifiant l'interruption ou la restriction de la production
de l'électricité par des sources du point de vue technique
Le GSD peut interrompre ou restreindre la production d'énergie électrique
par des sources, notamment dans les cas suivants:
- danger imminent pour la vie, la santé ou les biens des personnes et au
cours d'interventions visant à l'éliminer;
- situation d'urgence ou prévention d'une situation d'urgence;
- consommation illégale de l'électricité;
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
- empêchement de l'accès au dispositif de mesurage par le producteur
d'électricité;
- travaux planifiés sur les installations du système ou dans la zone de
-
-
protection;
défaillances sur les installations du système et pendant l'élimination de
ces défaillances;
livraison d'énergie électrique au moyen d'un équipement présentant un
risque pour la vie, la santé ou les biens des personnes;
livraison d'énergie électrique par des installations qui influencent la
qualité et la fiabilité de la livraison de l'énergie électrique, au cas
où le producteur n'aurait pas mis en œuvre les mesures correctives au
moyen des techniques disponibles dans le délai demandé après en avoir été
averti par le GSD;
si le propriétaire d'une installation raccordée au SD, même après
notification écrite réitérée ne présente pas les documents valides
prouvant la sécurité, la fiabilité et l'aptitude au fonctionnement de
l'installation raccordée au SD, par exemple, les rapports d'inspection et
d'essai techniques, l'essai officiel de l'installation ou les règles
d'exploitation locales (REL).
Pendant la durée des travaux planifiés sur les installations du système ou
dans la zone de protection, durant les avaries survenues sur les
installations du système et durant leur liquidation, de même que pendant les
modifications du raccordement initial au SD, le GSD est autorisé à
restreindre la production de l'électricité des deux manières suivantes:
- en mettant la partie concernée du SD hors tension;
- en bloquant l'activation du point principal de déconnexion en cas de
source de production d'électricité munie d'une commande à distance par
DDE.
Le producteur ne doit en aucun cas passer outre le blocage de la centrale
électrique et relancer la production d'électricité durant le blocage par
DDE. Dans le cas contraire, le GSD conclut à une violation grave des
conditions contractuelles convenues entre le GSD et le producteur
d'électricité.
6.3 Procédure lors des réparations et des rénovations planifiées des
installations du système de distribution
La planification des réparations et de la maintenance constitue un ensemble
d'opérations, de mesures techniques et organisationnelles visant à assurer
la fiabilité du fonctionnement du SD. Le propriétaire de l'installation
concernée est responsable de la maintenance et des réparations. Les travaux
de maintenance sont divisés en entretien préventif et ponctuel (suppression
des avaries et des défaillances).
L'objectif de la planification des réparations et des maintenances est de
définir les règles de base, d'élaborer les procédures pour garantir un
fonctionnement sans défaillance des installations du SD et de définir la
compétence et les responsabilités des services d'entretien.
Un plan annuel des réparations et de maintenance est élaboré sur la base des
inspections et des défaillances constatées sur les installations, en tenant
compte de l'arrêt de l'installation prévu.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Les travaux non planifiés sont autorisés par le dispatching du
uniquement dans des cas exceptionnels, tels que l'élimination
défaillances, le péril imminent ou le risque pour la santé ou la vie.
La maintenance des installations du DS est effectuée conformément à
procédure d'entretien des installations électriques définie par le GSD.
GSD
des
la
Le procès-verbal de l'inspection spécifique effectuée après l'élimination
des défaillances détectées est conservé jusqu'à la prochaine inspection,
conformément au règlement intérieur du SD.
Conformément au plan de maintenance préventive, le GSD peut modifier le mode
d'exploitation de la partie concernée de l'installation durant la
réalisation des travaux nécessitant la mise à l'arrêt de ladite partie.
Durant la réalisation des travaux prévus, la distribution de l'énergie
électrique peut être restreinte ou interrompue dans une localité donnée
conformément à la loi nº 251/2012 du Recueil des lois sur les énergies et
portant modification de certaines lois.
Lors de la modification du mode d'exploitation de la partie pertinente du SD
pendant les travaux prévus de rénovation et de réparation au niveau de
tension BT, un tel raccordement est considéré comme justifiant une
déconnexion automatique de l'alimentation dans les réseaux de distribution
TN au sens de la définition visée à la norme STN 33 2000-4-41.
Les intervalles des différentes inspections nécessaires sont établis en
fonction du type d'installation et du type d'inspection et les délais sont
indiqués dans le règlement pour la mise en œuvre des inspections et de la
maintenance. En cas de nouvelles installations, le règlement pour la mise en
œuvre des inspections et de la maintenance devra être complété conformément
aux exigences et aux recommandations du fabricant concerné.
6.4 Planification et préparation de l'exploitation du SD sur un
territoire délimité
Les conditions et les règles d'organisation pour la préparation de
l'exploitation
du
système
de
distribution
sont
fixées
de
manière
contraignante par le règlement du dispatching pour la gestion du système
électrique de la République slovaque, par les conditions techniques du GSD
et
par
les
instructions
opérationnelles
pour
la
préparation
de
l'exploitation établies par le GSD.
La préparation de l'exploitation du SD vise à créer les bases d'un
fonctionnement fiable et économique du réseau de distribution en continuité
du système électrique slovaque. À chaque étape de préparation de
l'exploitation du SD, il convient de rechercher, conformément aux lois
applicables, les solutions opérationnelles optimales et de prévoir la marge
nécessaire pour l'entretien, la rénovation et le développement des
installations électroénergétiques.
La procédure, les délais et le mode d'application des exigences pour les
travaux planifiés sur les installations du SD sont mis en œuvre conformément
aux instructions d'exploitation établies par le GSD qui sont contraignantes
pour tous les gestionnaires d'installations électroénergétiques et les
acteurs du marché de l'électricité raccordés au système de distribution et
qui sont publiées sur le site internet de la société, rubrique Legislatíva
(https://www.vsds.sk/edso/domov/technicke-info/dokumenty).
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
En vertu de la loi nº 251/2012 du Recueil des lois sur les énergies et
portant modification de certaines lois, le GSD est autorisé à demander aux
acteurs du marché de l'électricité toute donnée nécessaire à chaque étape de
la préparation et de la gestion de l'exploitation du système, avec une
fréquence annuelle, mensuelle, hebdomadaire ou quotidienne, ainsi que pour
l'évaluation du fonctionnement du système.
Chaque année avant le 31 mars ou sur demande au cours de l'année, les
exploitants des installations électroénergétiques raccordées au SD ont
l'obligation de fournir au GSD par écrit à l'attention du service de gestion
du SD ou par voie électronique à l'adresse: [email protected], la
liste des coordonnées actualisées de tout le personnel habilité à soumettre
des demandes d'arrêt d'exploitation des installations, ainsi que les
coordonnées
des
personnes
effectuant
des
manipulations
auxdites
installations en vertu des autorisations applicables.
6.5 Procédure de notification de l'interruption ou de la restriction de
la distribution de l'énergie électrique
Le GSD notifie le début de la restriction ou de l'interruption planifiée de
la distribution de l'énergie électrique, y compris sa durée, conformément
aux règlements en vigueur.
6.6 Procédure applicable lors des accidents et des avaries sur les
installations du système de distribution et mode d'élimination de
leurs conséquences
En cas d'incidents graves ou d'accidents sur les installations du système de
distribution,
les
personnels
responsables
habilités
du
GSD
et
de
l'utilisateur du SD sont tenus de procéder conformément au règlement du
dispatching (RD). Les séquences de priorité d'exécution des ordres et des
différentes étapes sont déterminées par le service de dispatching
hiérarchiquement
le
plus
élevé
chargé
de
la
gestion
directe
des
installations touchées par une avarie, comme prévu par le règlement et les
consignes écrites du dispatching. En cas de risque d'importants dégâts
matériels, de danger pour la santé et de la vie ou de péril imminent, les
opérateurs procèdent selon les règles d'exploitation locales (REL, ou selon
les instructions pertinentes écrites.
Toute intervention non planifiée sur les installations du système de
distribution est autorisée par le DGSD uniquement aux fins de l'élimination
les défaillances ou les avaries, en cas d'avarie ou d'accident imminent, ou
en cas d'interruption imprévue de la distribution en raison de mauvais état
technique de l'installation.
Au cours de l'élimination des conséquences d'avaries, le GSD peut modifier
le mode d'exploitation de la partie touchée du DS. Pendant l'élimination des
conséquences d'accidents ou d'avaries, la distribution de l'énergie
électrique peut être restreinte ou interrompue dans la localité donnée,
conformément à la loi nº 251/2012 du Recueil des lois sur les énergies et
portant modification de certaines lois.
Lors de la modification du mode d'exploitation de la partie pertinente du SD
en conséquence des accidents ou des avaries au niveau de tension BT, un tel
raccordement est considéré comme justifiant une déconnexion d'alimentation
automatique du réseau de distribution TN au sens de la définition prévue par
la norme STN 33 2000-4-41.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
7. Conditions techniques relatives à la déconnexion du système de
distribution
7.1 Motifs justifiant la déconnexion du système du point de vue technique
L'utilisateur auquel le GSD a notifié un dépassement persistant des
paramètres techniques fixés pour l'exploitation des installations raccordées
au SD ou l'utilisateur auquel le GSD a démontré l'impact négatif de ses
installations sur la qualité de la tension dans le SD dépassant les limites
fixées au chapitre 2.2 du présent document est tenu soit de mettre en œuvre
des mesures correctives soit de déconnecter du SD les installations qui sont
à l'origine dudit état, et ce sans délai ou dans le délai fixé en accord
avec le GSD.
L'utilisateur auquel le GSD a démontré le risque pour la sécurité de
l'exploitation du système de distribution ou pour la fiabilité de la
livraison de l'électricité est tenu soit de mettre en œuvre des mesures
correctives soit de déconnecter du SD les installations qui sont à l'origine
dudit état, et ce sans délai ou dans le délai fixé en accord avec le GSD.
Lorsqu'une mesure corrective n'est pas mise en œuvre dans le délai convenu
et que l'installation de l'utilisateur persiste à générer des effets
rétroactifs sur le système, à mettre en danger la sécurité ou la fiabilité
des livraisons d'électricité, celle-ci sera déconnectée du SD sans ouvrir
droit à la compensation des éventuels dommages.
7.2 Procédure en cas de non-respect des règles de sécurité et
d'exploitation
Lorsqu'un manquement aux règles de sécurité et d'exploitation est constaté,
il est nécessaire de mettre immédiatement en œuvre des mesures correctives
de la part du GSD et des entités concernées visant à remédier promptement à
la situation.
Les opérations à exécuter et les responsabilités qui incombent aux parties
concernées sont fixées par la réglementation relative à la sécurité et à la
protection de la santé au travail applicable.
7.3 Procédure technique lors de la déconnexion du système de distribution
La procédure de déconnexion des différentes entités du système de
distribution est établie par le GSD pour chaque cas séparément, en tenant
compte des éléments suivants:
- le niveau de tension à laquelle la déconnexion est réalisée;
- les possibilités de la partie concernée du système;
-
le type de compteur intelligent installé et ses fonctionnalités;
- le mode d'exploitation des installations raccordées;
- la sécurité et la protection de la santé;
- la prévention d'éventuels dommages matériels.
8. Conditions techniques de gestion du système de distribution
Les conditions et les règles de gestion du système de distribution sont
stipulées d'une manière contraignante par le règlement du dispatching pour
la gestion du système électrique de la République slovaque.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Elles
sont
traitées
sous
le
chapitre
«gestion
opérationnelle
de
l'exploitation
par
le
gestionnaire
du
système
de
distribution»
à
l'article 7, paragraphe 2, du règlement du dispatching. Les dispositions de
ce chapitre sont applicables aux installations des utilisateurs du SD et
définissent leurs obligations vis-à-vis du GSD.
8.1 Gestion opérationnelle de l'exploitation du SD sur un territoire
délimité
La
gestion
opérationnelle
garantit
une
gestion
ininterrompue
de
l'exploitation du SD sur un territoire délimité et sur les niveaux de
tension THT, HT et BT gérés par le dispatching. Elle apporte une solution
aux états instantanés de l'exploitation, tant sur l'ensemble du SD géré, que
pour chacune de ses parties, dans le but de mettre en œuvre les objectifs
déterminés par la préparation à l'exploitation du système, tout en résolvant
en parallèle les effets des événements inopinés. La gestion opérationnelle
du SD s'appuie sur les informations provenant des installations de
production et de distribution, des installations de l'utilisateur du SD, du
système de gestion du dispatching opérant en temps réel, des plans de
protections établis et de la préparation quotidienne de l'installation de
l'utilisateur du SD.
Les variantes suivantes peuvent survenir en exploitation:
- l'exploitation de base du SE de la République slovaque est synchrone,
-
parallèle avec d'autres systèmes électriques et la régulation de la
fréquence et des puissances livrées entre les différents systèmes
énergétiques est régie par les recommandations applicables dans le cadre
de la coopération internationale;
une exploitation exceptionnelle du SE de la République slovaque est un
fonctionnement isolé des autres systèmes énergétiques. Dans ce cas, le
dispatching du GST régule la fréquence à la valeur fixée et garantit le
renouvellement de la coopération parallèle selon les recommandations
applicables dans le cadre de la coopération internationale.
8.2 Régulation de la tension et des puissances réactives dans le SE de la
République slovaque et dans le SD sur un territoire délimité
Répartition
tension:
des
responsabilités
dans
le
processus
de
régulation
de
la
- la responsabilité du niveau de tension dans les systèmes 400 et 220 kV
incombe au DGST;
- la responsabilité du niveau de tension dans le réseau THT incombe au DGSD
en collaboration avec le DGST;
- la responsabilité du niveau de tension dans les réseaux HT et BT incombe
au DGSD;
- le niveau de tension est garanti par le dispatching concerné:
o par l'intermédiaire du service opérationnel de l'installation
-
énergétique gérée directement ou indirectement,
o par une gestion à distance de la tension;
le DGST assure les calculs nécessaires afin de déterminer les paramètres
pour un ensemble de mesures optimal dans le domaine de la régulation de
la tension des systèmes de 400 kV et 220 kV selon les critères suivants:
o la fiabilité et la sécurité de l'exploitation du SE de la
République slovaque,
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
o la
-
-
-
réduction au minimum des pertes opérationnelles dans les
systèmes de 400 kV et 220 kV dans le respect des règles de
coopération internationale lors de la gestion de la tension et des
puissances réactives,
o les accords passés avec les consommateurs d'énergie électrique;
le DGSD propose le niveau de tension aux points d'alimentation de 110 kV
et HT, de manière à ce que la tension chez le consommateur soit la plus
proche possible de la tension nominale et ne dépasse pas la variation
admissible selon la norme applicable;
le niveau de tension HT est garanti par le DGSD:
o par une régulation automatique des dérivations des transformateurs
THT/HT,
o par une régulation à distance par l'intermédiaire du service
opérationnel de l'installation énergétique gérée;
le niveau de tension BT est garanti par le DGSD:
o par l'intermédiaire du service concerné du GSD. est réalisé
manuellement par commutation des dérivations des transformateurs de
HT/BT sur la base des valeurs mesurées et calculées, de manière à
ce que la tension nominale ne dépasse pas la variation admissible
selon la norme applicable.
8.3 Modifications opérationnelles des schémas de connexion des systèmes
électriques
Le schéma prescrit par le plan quotidien est le schéma de connexion
obligatoire du système de distribution pour tous les niveaux de services
opérationnels.
Les modifications opérationnelles des schémas de connexion s'écartant des
schémas approuvés dans le plan quotidien sont réalisées par le service
opérationnel
du
dispatching
concerné
et
uniquement
dans
les
cas
indispensables. La coordination nécessaire en vue de réaliser les
modifications opérationnelles du SD est assurée par le service opérationnel
du dispatching concerné.
Le GST et le GSD s'informent mutuellement au niveau des services
opérationnels des dispatchings concernant les modifications de connexion des
systèmes nodaux. La compétence des services opérationnels des installations
des utilisateurs raccordés au SD doit être déterminée pour chaque site
opérationnel par les instructions d'exploitation (IEx) ou les règles
d'exploitation locales (REL).
Procédure applicable lors de la mise hors circuit et de la remise en service
planifiées de l'installation de l'utilisateur du SD:
- les arrêts de l'installation doivent être adéquatement préparés, dans
-
toutes les étapes de préparation de l'exploitation. Dans des cas
exceptionnels et dans le cadre de sa compétence opérationnelle, le DGSD
peut autoriser l'arrêt d'une installation sans préparation préalable, et
ce pour les travaux et les réparations lors de la liquidation des
avaries, de même que pour travaux exceptionnels en cas de péril imminent
ou de risque pour la santé;
avant toute mise à l'arrêt planifiée d'une installation de production ou
avant la déconnexion de l'installation en vue des travaux, l'utilisateur
du SD qui est responsable de l'exploitation de l'installation doit
demander
au
DGSD
l'autorisation
de
la
mise
hors
service
de
l'installation. La manipulation relative à la mise hors circuit de
page 31/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
-
-
l'installation de distribution ne peut commencer qu'après l'autorisation
délivrée par le service du dispatching compétent;
la mise en service de toutes les installations électriques nouvelles ou
rénovées de l'utilisateur du SD raccordées au SD est réalisée selon le
programme et les essais fonctionnels établis par le maître d'ouvrage, en
collaboration avec le fournisseur et le gestionnaire. Le programme doit
être approuvé par le service compétent du GSD;
la responsabilité du respect du programme et de la mise en service
proprement dite de l'installation incombe à la personne désignée dans le
programme des essais du côté de l'utilisateur du SD.
Les installations de l'utilisateur du SD mises en service ne sont réputées
confiées à la gestion du dispatching qu'après:
- la satisfaction aux conditions techniques de raccordement au SD;
- l'achèvement de tous les essais fonctionnels prescrits et approuvés;
- l'approbation des RLE par le dispatching compétent et par l'exploitant du
-
SD;
la remise de tous les documents indispensables à la gestion de
l'infrastructure par le dispatching;
la vérification fonctionnelle des télécommunications et des systèmes
d'information et de commande, le cas échéant;
la déclaration du gestionnaire concernant l'aptitude à l'exploitation de
l'installation.
8.4 Procédure de manipulation lors de la mise hors circuit et de la
remise en service de l'installation de l'utilisateur du SD
Est considérée comme une manipulation d'exploitation, toute opération
modifiant immédiatement l'état de raccordement de l'installation énergétique
ou le réglage de celle-ci.
Les consignes du service opérationnel concernant la manipulation doivent
être appliquées par le personnel de service sans délai et conformément aux
règles de sécurité, aux CT GSD, aux instructions d'exploitation et aux
règles d'exploitation locales. L'ordre du service opérationnel n'est pas
exécuté lorsqu'il n'est pas clair ou est manifestement erroné et que sa mise
en œuvre pourrait mettre en danger la santé ou la vie humaine ou entraîner
des dégâts matériels importants. Dans ce cas, le personnel de service doit
avertir de cette situation le service opérationnel et demander des
explications. Toutefois, si la personne qui émet l'ordre insiste, malgré
l'avertissement, pour qu'il soit mis en œuvre, l'ordre doit être exécuté,
après avoir été dûment enregistré dans le journal d'exploitation et sur le
dispositif d'enregistrement. Ceci ne s'applique pas aux cas de risque pour
la santé et la vie humaine. La personne qui insiste pour faire exécuter
l'ordre assume l'entière responsabilité des conséquences.
Les agents exécutant des interventions sur l'installation de l'utilisateur
du SD sans autorisation du service opérationnel du dispatching compétent ne
doivent pas effectuer d'essais, de modifications du raccordement ou des
paramètres des protections et des automatismes, de modifications dans les
bases de données des systèmes d'information et de gestion et les autres
installations soumises à la gestion du dispatching. Les situations
particulières présentant un risque d'importants dégâts matériels, une mise
en danger de la santé ou de la vie humaine ou un péril imminent constituent
une exception. Les agents des installations de production et des centrales
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
électriques doivent informer immédiatement le dispatching compétent de toute
intervention réalisée dans ces cas exceptionnels.
Les agents exécutant des interventions sur l'installation de l'utilisateur
du SD sont tenus de répéter les consignes de l'agent du dispatching avant de
réaliser l'intervention.
En cas d'interventions opérationnelles complexes, une procédure écrite dite
«M-consigne» relative à l'intervention doit être élaborée au préalable. La
«M-consigne» n'est pas à élaborer dans les cas suivants:
- lors de l'exécution des interventions dont la procédure est fixée par les
-
règles d'exploitation locales;
lors de l'exécution des interventions dont le processus est dirigé ou
contrôlé par le système d'information et de gestion;
lors des interventions relatives à la résolution des défaillances en cas
de péril imminent.
Les interventions dans les centrales électriques de l'utilisateur du SD sont
exécutées, à titre principal, par une commande «à distance» à partir du
dispatching compétent ou à partir d'une armoire de commande du poste de
distribution (bornier) sans déblocage. Une intervention commandée en «mode
local», avec déblocage direct à partir de l'armoire de commande n'est
possible qu'avec l'accord de l'agent du dispatching et avec une «M-consigne»
correspondante ou en cas d'intervention prévue dans le cadre du plan
quotidien avec une «M-consigne» délivrée et approuvée par l'agent
responsable et compétent de la centrale concernée et par le dispatching. Une
procédure différente n'est autorisée qu'en cas de danger pour la santé ou la
vie humaine ou en cas de risque d'importants dommages matériels.
Les interventions qui ne sont réalisables que lors d'un «déblocage» doivent
être exécutées conformément aux règles d'exploitation locales (REL) et
doivent être approuvées par le dispatching compétent. En cas de consigne du
dispatching d'exécuter une intervention, l'opérateur de la centrale
électrique avertit l'agent du dispatching de sa mise en œuvre et lui
confirme la conformité à toutes les conditions garantissant le respect des
REL.
Pour toutes les interventions exceptionnelles qui sont réalisées en mode de
«déblocage», les plannings d'intervention doivent être préparés à l'avance
et doivent mentionner les mesures exceptionnelles à mettre en œuvre afin de
garantir la sécurité.
Au cas où, en raison d'une défaillance touchant le système de blocage,
l'intervention ne peut être réalisée qu'en mode local, par déblocage ou
directement par la vanne d'air, le service opérationnel du dispatching
compétent, après avoir considéré tous les risques inhérents à la situation
et les risques propres à la manipulation avec le déblocage, décide:
- s'il est opportun de continuer ladite intervention seulement après
-
élimination de la défaillance survenue dans le système de blocage;
s'il est opportun de continuer ladite intervention avec la mise hors
circuit du système de blocage (par déblocage).
Dans cette situation tout à fait exceptionnelle, touchant une centrale
électrique donnée, une telle intervention doit être exécutée par deux
personnes, dont l'une est chargée de diriger l'autre. Les dispositions
visées au présent point ne sont pas applicables en cas de risque pour la
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
santé et la vie humaine ou en cas de risque d'importants dommages matériels
sur l'installation.
Lorsqu'une intervention dans une centrale électrique est exécutée par
plusieurs personnes à la fois, l'une d'elles doit être chargée de diriger
les autres. Dans ce cas, la personne chargée de la direction donne les
consignes successives nécessaires à l'exécution de l'intervention aux
exécutants, tout en contrôlant l'exactitude de la procédure appliquée avant
l'exécution de l'intervention.
Avant d'accomplir les opérations d'exploitation, la personne effectuant
l'intervention a l'obligation de répéter la consigne à l'émetteur de celleci, puis de procéder à l'exécution de la consigne et de l'enregistrer comme
prescrit. Cette consignation peut être remplacée par un dispositif
d'enregistrement
automatique
si
cela
est
prévu
dans
les
règles
d'exploitation locales.
Les services des dispatchings coordonnent les interventions pour chaque
centrale électrique dans le respect de la sécurité des agents et des besoins
de l'exploitation du SE de la République slovaque.
Les procédures types de la gestion opérationnelle des interventions par le
dispatching sont énoncées dans les instructions d'exploitations et sont
applicables aux installations THT et HT.
Le service de dispatching qui est à l'origine de la consigne d'exécuter une
intervention donnée considère celle-ci comme ayant été accomplie dans les
cas suivants:
- après la notification de l'exécution de l'intervention requise par la
-
personne qui a confirmé la réception de cette consigne;
après la transmission à distance de l'information par le système de
contrôle automatisé du dispatching (SCAD) portant sur l'exécution de la
consigne. Dans ce cas cependant, cette possibilité doit être prévue dans
les règles d'exploitation locales.

Reconnexion au SD après la défaillance d'un dispositif technique
réglementé de l'utilisateur du SD
Lors de la demande de l'exploitant d'un dispositif technique réglementé, de
raccorder à nouveau celui-ci au SD, après sa déconnexion du SD due à une
défaillance ayant entraîné un endommagement du dispositif, la présentation
au GSD d'un document attestant la satisfaction aux exigences techniques à la
suite du diagnostic (mesurages et essais) du dispositif réparé, réalisé par
une personne habilitée certifiant l'aptitude du dispositif pour le
raccordement au SD sans effets sur la qualité de la distribution
d'électricité, est réputé satisfaire aux obligations visées à l'article 35,
paragraphe 2, point g, de la loi nº 251/2012 sur les énergies.
8.5 Travaux et registre des travaux réalisés sur l'installation de
l'utilisateur du SD
Sont considérés comme des travaux sur les installations, tous les actes
exécutés conformément aux normes applicables. Les règlements relatifs à la
sécurité lors du service et l'exécution des travaux sur les installations
électriques sont applicables à la réalisation de ces travaux.
La responsabilité du registre de tous les travaux réalisés sur les
installations THT et HT incombe aux titulaires de licence qui gèrent ou
exploitent lesdites installations sur la base d'une convention de délégation
ou au dispatching compétent. En ce qui concerne les autres gestionnaires des
page 34/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
installations énergétiques, cette responsabilité incombe au personnel
d'exploitation
desdites
installations
(ci-après
dénommé
«poste
de
distribution compétent»). Les autres cas de figure doivent être spécifiés
dans les règles d'exploitation locales (REL).
L'autorisation des travaux à effectuer sur une installation hors circuit est
délivrée par le service du dispatching compétent ou par l'agent habilité à
cet effet pour le poste de distribution compétent, et ce sur la base des
informations obtenues concernant l'arrêt, la déconnexion et la mise à la
terre de l'installation à toutes ses extrémités, y compris l'enregistrement
de la consigne «B» au registre d'exploitation dans l'étendue prescrite par
les CT GSD et les instructions d'exploitation.
Les enregistrements d'exploitation identifiés par les numéros de consigne
«B» doivent être répertoriés sur les sites des dispatchings compétents et
sur les autres sites de manière à éviter des erreurs d'enregistrement.
Travaux sur les installations sous tension. Ces travaux sont réalisés sous
régime spécial et sont soumis à l'approbation du niveau de dispatching
compétent prévu dans les instructions d'exploitation.
8.6 Obligations du personnel au cours de son service et de la relève des
équipes
Le planning du roulement des équipes pour tous les dispatchings et les
salles de contrôle des installations énergétiques est établi conformément à
la grille des horaires approuvée. La grille des horaires est établie selon
les principes convenus et est approuvée par les chefs de service. Seul le
chef de service est habilité à ordonner les modifications nécessaires du
personnel des équipes.
Chaque année, au plus tard le 31 mars et par la suite toujours en cas de
modification, les responsables de tous les dispatchings et des installations
énergétiques sont tenus d'échanger mutuellement les listes nominatives des
agents qui entrent en contact avec la gestion du dispatching du SE de la
République slovaque, en indiquant leurs fonctions et l'étendue de leur
compétence. L'obligation d'échanger mutuellement les informations s'applique
aux sites qui sont amenés à collaborer.
Le document de référence pour la transmission et la prise du service est
l'enregistrement dans le journal d'exploitation (journal de bord) où, hormis
les données sur les horaires et les noms des agents des équipes en
roulement, doivent être consignées toutes les situations exceptionnelles
relevant des opérations du site donné. En outre, toutes les modifications
d'exploitation et les interventions au cours du service doivent être
enregistrées dans le journal d'exploitation.
Les modalités de la tenue des journaux d'exploitation sont détaillées dans
les instructions d'exploitation locales (REL). Sur les sites dont la gestion
d'exploitation est informatisée, le responsable du service concerné définit
dans les REL les données qui sont remplacées par des documents imprimés à
partir de l'ordinateur et détermine leur mode d'utilisation et les modalités
de leur archivage.
La transmission lors
situations suivantes:
de
la
relève
des
équipes
est
interdite
dans
les
- lorsque la relève pourrait mettre en danger la vie, la santé ou la
sécurité des personnes;
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
- en cas de catastrophe naturelle ou autre menace directe du site ou des
installations;
- en cas d'informations insuffisantes de l'équipe de relève sur l'état de
-
l'installation et des problèmes encourus, surtout lors de la résolution
des avaries ou au cours d'une intervention impliquant la gestion de
tâches compliquées;
pour toute autre raison grave et urgente, à la suite d'une interdiction
directe émise par le responsable compétent du site.
Lorsque les motifs de l'interdiction de la relève des équipes persistent, le
responsable du site concerné ou un autre agent habilité à cet effet décide
du changement des équipes d'exploitation.
L'équipe en service est tenue d'enregistrer pendant toute la durée de son
service
les
interventions
sur
l'exploitation,
le
déclenchement
des
protections et des automatismes, les avaries et leur résolution.
La transmission et la prise de service par l'équipe descendante et montante
sont confirmées par leur signature, l'indication de l'heure de la prise du
service, et par la connexion et la déconnexion du système d'information et
de gestion (SIG).
8.7 Principes régissant la tenue de la documentation de l'exploitation
opérationnelle de l'installation de l'utilisateur du SD
Les journaux d'exploitation, classés par date, avec les pages numérotées,
utilisés par tous les niveaux de gestion des dispatchings et par le
personnel
de
service
des
installations
énergétiques
constituent
la
documentation d'exploitation opérationnelle de référence pour tout le SE de
la République slovaque. Les ressources du SCAD peuvent être utilisées pour
l'élaboration du journal d'exploitation.
Le journal présent sur tous les sites précités sert à enregistrer les
transmissions et les relèves des équipes, les consignes reçues et délivrées
et tous les événements d'exploitation.
Le journal
suivantes:
-
d'exploitation
doit
obligatoirement
contenir
les
indications
la date et l'heure exacte du message ou de la consigne;
le lieu d'incident;
une description succincte de l'incident;
le nom de la personne transmettant et recevant le message.
Les supports de préparation quotidienne de l'exploitation font partie de la
documentation opérationnelle du service du dispatching à tous les niveaux.
8.8 Instructions d'exploitation, règles d'exploitation locales et autres
documents obligatoires pour la gestion du dispatching
 Instructions d'exploitation (IEx)
Elles sont une partie indissociable du règlement du dispatching (RD) dont
elles
traduisent
les
dispositions
en
procédures
techniques
et
opérationnelles précises. Elles visent avant tout les opérations qui
changent à des intervalles plus courts. Les IEx sont élaborées et approuvées
en fonction des compétences professionnelles. Les IEx sont publiées après
approbation par le responsable du dispatching supérieur. Cela permet
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
d'assurer la coordination et la coopération des dispatchings
domaines qui ne sont pas couverts par le règlement du dispatching.
dans
les
 Règles d'exploitation locales (REL):
Elles précisent et complètent les instructions d'exploitation, contiennent
les consignes destinées au personnel d'exploitation des différentes
installations énergétiques (définies au sens du chapitre 2.1) et détaillent
les procédures de travail et la description technique de chaque site
énergétique donné. Elles abordent des questions ne concernant qu'un nombre
de sites restreint. Les REL ne doivent pas être en contradiction avec le
règlement du dispatching et les CT GSD.
Le processus d'approbation, l'identification et l'archivage sont fixés par
la
direction
d'exploitation
et
du
dispatching,
à
l'exception
des
dispositions du règlement du dispatching ou des IEx qui prévoient
expressément une procédure différente.
La documentation obligatoire (DO) pour la gestion du dispatching du SD de la
République slovaque fournit aux différents services du dispatching les
informations nécessaires sur la fonction et le schéma de raccordement de
chaque installation énergétique, y compris les dispositifs du SCAD. La DO
nécessaire à la gestion opérationnelle doit être disponible dans la salle de
dispatching.
Les règles d'exploitation locales (REL) précisant la portée de
site donné doivent être disponibles dans les locaux
opérationnels
du
dispatching.
Les
gestionnaires
des
énergétiques sont tenus de fournir aux dispatchings concernés
de référence permettant de compléter la DO, dans la portée,
dans le délai imparti.
la DO pour le
des services
installations
les documents
la qualité et
Les consignes et les opérations concernant la gestion du dispatching doivent
être publiées sous forme d'IEx ou de REL approuvées par le dispatching
compétent.
8.9 Principes d'archivage de la documentation du dispatching
Les documents relatifs à
conservés pendant 3 ans.
la
préparation
de
l'exploitation
doivent
être
Le journal d'exploitation du service opérationnel et les autres registres et
évaluations de l'exploitation du dispatching, y compris les analyses des
avaries, doivent être conservés pendant 5 ans.
Les documents qui sont importants en vue de leur traitement ultérieur (par
exemple, l'historique et l'évolution du dispatching) sont conservés par le
dispatching concerné. Il s'agit notamment des documents suivants:
- les schémas élémentaires du SE de la République slovaque ou de ses
parties;
- les analyses annuelles (évaluations de la gestion du dispatching, y
compris les dates de mise en service de nouvelles
énergétiques et de nouvelles fonctions du SCAD)
infrastructures
Si les documents précités concernent une affaire qui demande un suivi d'une
durée plus longue que les délais donnés, ils sont à conserver jusqu'à la
clôture totale et l'achèvement de ladite affaire.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Les délais d'archivage précités sont des délais minimaux.
9. Conditions techniques du SCAD, détermination des exigences
pour la collecte et la transmission d'informations au
dispatching pour la gestion des installations des utilisateurs
du SD
9.1 Système de contrôle automatisé du dispatching du SE (SCAD)
La gestion de l'exploitation du SD de la République slovaque est réalisée à
l'aide des moyens techniques du système de contrôle automatisé du
dispatching. Il s'agit d'une procédure continue de gestion de l'exploitation
des différentes parties de l'infrastructure du SD de la République slovaque
à partir des sites de dispatching concernés.
Sur tous les sites de dispatching et d'installations énergétiques, le SCAD
doit être mis en place en tant qu'un ensemble, tant du côté de l'entité
gérante, que du côté de l'entité gérée. Le SCAD est construit sur la base de
moyens techniques et de logiciels mutuellement compatibles. La compatibilité
des bases de données entre les différents niveaux du dispatching est
convenue d'un commun accord.
Toute intervention dans les fonctions du SCAD pouvant affecter les
informations et les documents concernant l'exploitation de tout ou d'une
partie du SD de la République slovaque est interdite en l'absence d'une
consultation préalable des responsables et des agents du service du
dispatching concerné.
Les sites de dispatchings de tout niveau et les centres de commande choisis
des installations énergétiques (salles de commande) doivent disposer d'un
enregistrement en continu de toutes les consignes téléphoniques ou
radiophoniques et de toutes les communications opérationnelles du service de
dispatching. Cet enregistrement doit être sécurisé contre sa destruction et
doit être doté d'horodatage.
Le délai de conservation des enregistrements est le suivant:
- 1 mois au minimum lorsqu'aucune défaillance ou tout autre incident grave
de fonctionnement n'est enregistré;
- 3 mois au minimum lorsqu'une défaillance ou tout autre incident grave de
fonctionnement est enregistré. Lorsque l'analyse d'une défaillance ou
d'un incident n'est pas terminée, l'enregistrement est conservé jusqu'à
la clôture définitive.
Les agents du service du dispatching et les opérateurs des installations
énergétiques
sont
tenus
de
réaliser
toutes
les
communications
opérationnelles par les téléphones sur leurs sites pourvus de la fonction
d'enregistrements des appels.
L'alimentation du SCAD ne doit pas être coupée et doit exclure la mise hors
tension.
Les nouvelles installations énergétiques mises en service doivent être
dotées du SCAD aux conditions définies par les services compétents du GSD.
L'exploitation, la maintenance et le contrôle du SCAD sont régis par les
instructions d'exploitation applicables. Les opérations d'entretien doivent
faire partie du plan annuel de maintenance qui doit être mis à jour et
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
précisé lors de toutes les étapes de préparation de l'exploitation en
relation avec le plan annuel de maintenance des installations à haute
tension du SE de la République slovaque.
Le plan de maintenance doit prévoir une coordination avec la maintenance des
installations des autres secteurs qui font partie ou qui sont liées aux
installations du SCAD du SD de la République slovaque.
Toute baisse éventuelle de la fiabilité due à l'exécution des opérations
précitées doit être approuvée par les services de dispatching concernés par
ladite baisse de fiabilité.
10. Conditions techniques pour la détermination des critères de
sécurité technique du SD
10.1 Sécurité durant le travail sur les installations du système de
distribution
Les règles de sécurité au travail sur les installations du SD sont prévues
pour garantir la sécurité du système et doivent être mises en œuvre par le
GSD de manière à satisfaire aux exigences visées à la loi sur les énergies
et à d'autres réglementations, et aux conditions fixées dans le cadre de
l'autorisation délivrée par l'Office de régulation des industries de réseau
(ORIR) pour la distribution de l'énergie électrique.
Les utilisateurs du SD sont tenus de respecter les mêmes règles et normes de
sécurité au travail lors de la réalisation des travaux et des essais au
point de livraison situé entre le GSD et l'utilisateur.
Les règles garantissant la sécurité au travail doivent être respectées par
le GSD et tous les utilisateurs du SD, y compris par ceux qui sont en
relation avec eux, y compris:
-
les producteurs d'énergie électrique;
les autres GSD qui sont raccordés à ce SD;
les consommateurs du niveau de tension THT et HT;
toutes les autres personnes désignées à la discrétion du GSD.

Systèmes approuvés de garantie de la sécurité
Le système de sécurité au travail précise les principes et les procédures
également en cas de besoin d'une documentation utilisée pour garantir la
protection, la santé et la sécurité de toutes les personnes qui
interviennent sur les installations du SD ou les installations raccordées à
celui-ci, et définit les responsabilités des agents qui préparent et
dirigent les interventions. Le système est défini par le GSD et les autres
utilisateurs mentionnés par le règlement d'exploitation du SD (RESD).
D'une manière générale, la sécurité au travail est régie par la législation
pertinente, surtout:
-
-
par la loi nº 124/2006 du Recueil des lois sur la sécurité et la santé au
travail, portant modification et complément de certaines lois;
par l'arrêté du ministère du travail, des affaires sociales et de la
famille de la République slovaque nº 508/2009 du Recueil des lois
précisant les modalités en matière de sécurité et de protection de la
santé au travail avec des équipements sous pression, de levage,
électriques et à gaz, et définissant les installations technologiques
considérées comme des installations réglementées;
par l'arrêté du ministère du travail, des affaires sociales et de la
famille de la République slovaque nº 46/2010 du Recueil des lois
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
précisant les modalités en matière de sécurité et de protection de la
santé au travail lors des travaux forestiers, et définissant les
compétences professionnelles requises pour exécution de certaines
opérations et pour service de certains dispositifs techniques.

Interfaces et principes d'exploitation
Les points d'interface d'exploitation que le système de gestion de la
sécurité doit prendre en compte sont déterminés par un accord mutuel.
L'accord doit également identifier les personnes habilitées à mettre en
œuvre le système de sécurité au travail.
La documentation pertinente visant la garantie de la sécurité au travail est
conservée par le GSD et par l'utilisateur.
Cette documentation
notamment lors:
enregistre
les
mesures
de
sécurité
mises
en
œuvre,
- des travaux ou des essais effectués sur les installations THT et HT du SD
et aux points de livraison situés entre le SD et les utilisateurs;
- de la déconnexion ou de la mise à la terre ou d'un autre système;
- le cas échéant, le GSD et l'utilisateur échangent mutuellement les
règlements concernant chaque point de livraison en vue d'assurer
sécurité du travail, ainsi que la documentation s'y rapportant.
la

Personnel habilité
Le système visant à assurer la sécurité doit inclure des dispositions
relatives à l'habilitation écrite des agents qui sont en contact avec la
gestion, l'exploitation, le travail ou les essais des installations et des
appareils qui font partie du SD et qui y sont raccordés.
Chaque habilitation individuelle doit préciser le type de travail auquel
elle s'applique et doit délimiter avec précision les parties du système
auxquelles elle s'applique.
10.2 Sécurité lors de la gestion du système de distribution
La responsabilité de la gestion de la partie du système est déterminée d'un
commun accord entre le GSD et l'utilisateur, conformément au règlement du
dispatching pour la gestion du système électrique de la République slovaque
et aux instructions d'exploitation (IEx).
Cela permet d'assurer qu'une seule des parties contractuelles sera toujours
responsable d'une certaine partie des installations ou des équipements.

Documentation
Le GSD et les utilisateurs documentent, suivant une méthodologie approuvée
par le GSD, tous les incidents opérationnels survenus dans le SD, dans tout
système qui y est raccordé, ainsi que la mise en œuvre des règles de
sécurité associées.
Tous les documents relatifs au SD ou au système de l'utilisateur, aux
mesures de sécurité exécutées ou aux essais sont à conserver par le GSD et
l'utilisateur concerné pendant la durée prévue par les dispositions
pertinentes applicables, en tout cas pendant au moins un an.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016

Schémas du système
Le GSD et l'utilisateur s'échangent mutuellement les schémas qui contiennent
des informations suffisantes afin que le personnel de gestion puisse remplir
ses obligations.

Communications
Lorsque le GSD en précise suffisamment la nécessité, les systèmes de
communication sont construits entre le GSD et les utilisateurs afin
d'assurer les opérations, la fiabilité et la sécurité du système de gestion.
Au cas où le GSD décide que l'exploitation sûre et fiable nécessite la mise
en place de systèmes de communication redondants ou alternatifs, il convient
avec des utilisateurs les moyens retenus et de leur sécurisation.
Afin de garantir une coordination efficace des opérations, le GSD et les
utilisateurs échangent réciproquement les listes des numéros de téléphone et
des indicatifs d'appel.
Le GSD et les utilisateurs concernés en assurent l'accessibilité au
personnel disposant d'une habilitation adéquate à cet effet, partout où les
besoins opérationnels l'exigent.
10.3 Sécurité lors de la construction
Conformément aux dispositions légales et à l'autorisation de l'ORIR, il
convient de prendre des mesures pour assurer la sécurité et la protection du
chantier.
Toutes les parties au contrat doivent prendre des mesures visant à alerter
le personnel de manière appropriée des risques spécifiques du chantier avant
d'entrer sur le site. Les mises en garde couvrent les risques temporaires et
permanents liés au chantier. En cas de risque de contamination ou d'autre
risque équivalent, il convient de fournir au personnel des équipements de
protection appropriés et d'établir une procédure visant à en éliminer les
conséquences possibles.
Les chantiers avec un dispositif installé appartenant au GSD font l'objet
d'inspections de contrôle par la direction et le service de sécurité au
travail du GSD.
10.4 Plan de protection contre la propagation des avaries et plan de
rénovation à la suite de l'effondrement du système
Le plan de protection contre la propagation des avaries et le plan de
rénovation à la suite de l'effondrement du système font l'objet d'un accord
entre le GSD et le GST et d'instructions d'exploitation distinctes.
10.5 Restriction de la consommation en situation d'urgence
Les règles d'exploitation pour le réseau de distribution concernent les
mesures de gestion de la consommation dans les situations d'urgence ou lors
des opérations directement liées à la prévention desdites situations
assurées par le GSD ou par l'utilisateur avec son propre système raccordé au
SD, en vertu de la loi nº 179/2011 sur la mobilisation économique et portant
modification et complément de la loi nº 287/2022 du Recueil des lois sur la
gestion de l'État en situation de crise hors guerre, telle que modifiée, et
de l'arrêté du ministère de l'économie de la République slovaque nº 459/2008
du Recueil des lois fixant les modalités de la procédure de déclaration
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
d'état d'urgence, des mesures restrictives dans des situations d'urgence et
des mesures visant à éliminer la situation d'urgence.
Cette partie s'applique:
- à la restriction de la consommation:
o en réduisant les tensions,
o en réduisant la puissance fournie à certains consommateurs retenus,
en fonction du degré de restriction déclenché;
- en interrompant la distribution de l'électricité conformément au plan des
coupures, indépendamment de la fréquence du système;
- coupure automatique de la fréquence selon le plan pertinent, en fonction
de la diminution de la fréquence du réseau.
La notion de gestion de la consommation comprend l'ensemble de ces méthodes
utilisées pour atteindre un nouvel équilibre entre les sources et la
consommation.
L'objectif est de fixer les modalités permettant au GSD de réduire la
consommation afin de prévenir une avarie ou une surcharge d'une quelconque
partie du système électrique sans pour autant causer une discrimination
indue d'un seul ou d'un groupe de consommateurs. Le GSD opère en appliquant
l'arrêté sur les situations d'urgence, les règles d'exploitation du ST et
d'autres règlements.
Cette partie s'applique au GSD et aux utilisateurs du SD. Elle ne s'applique
pas aux livraisons du SD destinées aux sources nucléaires. La gestion de la
consommation effectuée par le GSD peut affecter le gestionnaire d'un système
de distribution local raccordé à ce SD et ses consommateurs.

Procédure lors de mesures d'urgence
Mesures visant à restreindre la consommation dans le cadre du SD:
- en vue d'empêcher une surcharge ou une défaillance du système, le GSD
-
peut utiliser les moyens destinés à réduire la consommation. Le GSD est
responsable de la mise en œuvre de cette mesure;
le GSD élabore le plan de restriction de la consommation, conformément à
l'arrêté du ministère de l'économie de la République slovaque nº 416/2012
du Recueil des lois établissant les détails relatifs à la procédure à
suivre lors de mise en œuvre de mesures restrictives en cas de situation
d'urgence et aux mesures visant à éliminer la situation d'urgence dans le
domaine de l'énergie électrique et conformément aux instructions données
par le dispatching du gestionnaire du système de transport.
La mise en œuvre du degré correspondant du plan de restriction de la
consommation est décrétée ou révoquée par le dispatching du gestionnaire du
système de transport, le dispatching du GSD en assure la régulation au sens
de l'arrêté.

Coupure automatique de la fréquence en fonction du plan de fréquences
Le GSD veille à ce qu'aux points retenus du SD, des moyens techniques soient
disponibles pour la commande automatique de la coupure de fréquence lors
d'une baisse de la fréquence du réseau en dessous de la valeur prescrite par
le plan de fréquences.
Le plan de fréquences est établi par le dispatching du gestionnaire du
système de transport en collaboration avec le service du GSD compétent pour
la préparation d'exploitation.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
La coupure automatique de la charge est exécutée lors d'une baisse de la
fréquence en dessous de 49,0 Hz. Le nombre de degrés, leurs paramètres et
l'importance de la charge provoquant la coupure sont déterminés par le
dispatching du GST sur la base de calculs. Dans la bande de 49,0 à 48,1 Hz,
la coupure de fréquence est utilisée pour résoudre les défaillances de
nature systémique. Pour résoudre les défaillances locales, il est possible
d'appliquer une coupure à des degrés situés en dessous de 48,1 Hz.
Lors du choix de la charge de déconnexion, le GSD tient compte de la
sécurité d'exploitation de l'installation et du risque des dommages causés
aux consommateurs affectés.

Information des utilisateurs
Lorsque le GSD met en œuvre la gestion de la consommation selon les
instructions ou les exigences du dispatching du gestionnaire du système de
transport ou du GST dans le but de protéger le ST, il doit réagir rapidement
et
divulgue
seulement
ensuite,
et
sur
demande,
l'information
aux
utilisateurs de manière appropriée.
Si le GSD met en œuvre la gestion de la consommation afin de protéger le SD,
il en informe par la suite et de manière adéquate les utilisateurs selon les
besoins et sur demande.
10.6 Conditions d'exploitation du système de distribution en situation
d'urgence
Cette partie des CT GSD détermine les procédures à utiliser après arrêt
total ou partiel du SD. Le GSD a confirmé lesdites procédures et a informé
qu'il les utiliserait après notification.
Le GSD est tenu de mettre en œuvre les mesures et les procédures découlant
de la situation d'urgence concernant son SD. Cette obligation est prévue par
la loi nº 251/2012 du Recueil des lois sur les énergies et portant
modification de certaines lois. Les détails sont fixés par l'arrêté du
ministère de l'économie de la République slovaque nº 416/2012 précisant la
procédure à suivre lors de la mise en œuvre de mesures restrictives en
situation d'urgence et les mesures à prendre pour éliminer une situation
d'urgence dans le domaine de l'énergie électrique.
La mise à jour des plans d'urgence est réalisée conformément à l'arrêté
nº 416/2012 précisant la procédure à suivre lors de la mise en œuvre de
mesures restrictives en situation d'urgence et les mesures à prendre pour
éliminer une situation d'urgence dans le domaine de l'énergie électrique.
Les mesures mises en œuvre en situation d'urgence sont coordonnées avec les
plans du gestionnaire du ST, des SD voisins et d'autres paramètres
importants. Les mesures de restriction en énergie électrique sont mises en
œuvre en tant que:
- plan de restriction de la consommation;
- plan de coupure d'urgence;
- plan de coupure de fréquence.
10.7 Essais du système de distribution
La présente partie des CT GSD établit les obligations et les procédures en
vue de l'organisation et de la réalisation des essais du SD qui ont ou
devraient avoir un impact significatif sur le SD ou sur les systèmes des
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
utilisateurs. Ces essais visent à simuler ou à induire de manière contrôlée
des conditions anormales, inhabituelles, voire extrêmes, dans son propre SD,
dans une de ses parties, dans les SD voisins et dans le ST. Les essais
réalisés lors de la mise en service de l'installation ou les essais réitérés
ne font pas partie de ce type d'essais.
L'objectif de la présente partie est de garantir que les procédures
appliquées lors de l'organisation et de la réalisation des essais sur le SD
ne présentent pas de risque pour la sécurité des agents ou du public,
affectent le moins possible la distribution de l'électricité, la source ou
l'installation et n'induisent pas d'effets négatifs sur le GSD et les
utilisateurs. La présente partie établit la procédure de préparation et de
notification des essais dans le SD.
La présente partie concerne le GSD, les consommateurs des réseaux THT et HT,
les utilisateurs des producteurs d'énergie électrique et les gestionnaires
des SD locaux.
En règle générale, l'essai du SD proposé par le GSD ou par l'utilisateur
raccordé au SD et pouvant également avoir un effet sur le ST doit être
conforme aux conditions techniques de fonctionnement du système de transport
et aux conditions techniques d'exploitation du système de distribution.
Les variations de tension, de fréquence et de forme de l'onde sinusoïdale ne
dépassant pas les tolérances spécifiées dans les documents pertinents du GST
sont considérées comme des effets minimes sur le ST.
Les essais des installations dans le SD sont prévus par les instructions
d'exploitation concernant la planification et le calendrier des tâches
établi par le GSD et publié sur le site internet de l'entreprise.

Information sur la proposition des essais
Si le GSD ou l'utilisateur a l'intention d'effectuer un essai de son système
qui aura ou pourrait avoir une incidence sur les autres réseaux, il en
informe les entités susceptibles d'être exposées aux effets de l'essai.
La notification est faite par écrit (imprimée ou par voie électronique) et
contient les données sur la nature et l'objet de l'essai prévu sur le SD,
ainsi que les informations sur la performance et l'emplacement de la source
ou de l'installation concernée.
Si le destinataire de la notification considère ces informations comme
insuffisantes,
il
demande,
également
par
écrit,
des
renseignements
supplémentaires à l'initiateur des essais.

Programme de l'essai
Au plus tard un mois avant la date de l'essai, son initiateur fournit aux
autres parties intéressées les informations relatives au programme finalisé
de l'essai sur le SD. Le programme comprend l'ordre des actes à réaliser, la
durée estimée de la coupure, le personnel exécutant l'essai, y compris les
responsables de la sécurité au travail et d'autres faits estimés
nécessaires.
Tous les problèmes liés à l'essai sur le SD qui peuvent éventuellement se
produire ou qui sont attendus pendant le délai entre la publication du
programme et son exécution doivent être notifiés le plus tôt possible et par
écrit à l'initiateur des tests.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Si, le jour de l'essai, les conditions d'exploitation du SD sont telles que
l'une des parties intéressées souhaite reporter ou annuler le lancement ou
la continuation de l'essai, celle-ci informe immédiatement l'initiateur de
sa décision et des raisons la motivant. En fonction des circonstances,
l'initiateur, annule ou reporte l'essai et, si possible, convient d'une
nouvelle date avec les parties concernées.

Rapport final
À la fin de l'essai sur le SD, son initiateur est responsable de
l'élaboration d'un rapport écrit (final) de l'essai qu'il présente à toutes
les parties concernées.
Ledit rapport final doit inclure une description de l'installation ou de
l'appareil testé et une description des essais effectués, ainsi que les
résultats obtenus, les conclusions et les recommandations formulées.
10.8 Développement et rénovation du système de distribution
Conformément à la loi nº 251/2012 du Recueil des lois sur les énergies et
portant modification de certaines lois, le GSD est responsable du maintien
d'une exploitation du SD fiable et sûre. Aux fins de réaliser ces tâches, le
GSD doit, entre autres, prévoir les réparations et l'entretien des
installations et leur mise en œuvre, élaborer un plan de protection contre
l'enchaînement des défaillances et planifier le développement du SD en
fonction des prévisions de charge et de production. L'évaluation des besoins
en investissements en vue de la rénovation des installations existantes du
système de distribution constitue également une tâche importante dans le
cadre de la planification du développement du SD. De ce fait, le
développement du SD est directement lié à la rénovation du système de
distribution aux fins de garantir la sécurité et la fiabilité de son
exploitation à l'avenir.
L'obligation d'assurer l'entretien et la rénovation de l'installation
s'applique également aux utilisateurs du système - les propriétaires et les
exploitants d'installations électroénergétiques qui ont une incidence
directe sur la fiabilité et la sécurité du SD. Les utilisateurs du SD sont
également tenus de planifier et de notifier au service compétent du GSD
(planification de l'exploitation du SD) les exigences en matière de mise à
l'arrêt des installations et doivent fournir toutes les informations
nécessaires à la planification du développement du SD.
La planification du développement du SD est une activité permanente dont le
résultat est la garantie de son fonctionnement fiable. La planification du
développement du SD est divisée comme suit:
- le développement à long terme - à l'horizon de 5 à 10 ans et davantage;
- le développement à moyen terme - à l'horizon de 3 à 5 ans;
- le développement à court terme - à l'horizon de 2 ans.
Le développement à long terme vise à corroborer la pertinence de la
conception adoptée pour le développement et la rénovation du SD à chaque
niveau des différentes classes d'installations. De manière générale, il
détermine le cadre de la réaffectation des fonds pour le développement et la
rénovation du DS sur les différents niveaux de tension.
Le développement du système à moyen terme découle des projets de
développement à long terme et représente la mise en œuvre des objectifs
d'investissement spécifiques au niveau de tension THT.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Le développement à court terme poursuit les objectifs de la planification à
long terme et à moyen terme et met en œuvre les projets d'investissement
concrets aux niveaux de tension HT et BT.

Documents de référence pour la planification du développement du système
de distribution
L'étude du développement du système représente le document de référence du
processus d'évolution du SD. Elle développe les intentions et les objectifs
du GSD et fixe les mesures et les moyens pour les atteindre. Elle sert
d'introduction au programme de développement du système de transport.
L'étude traite des domaines suivants:
- l'évolution de la configuration du SD aux fins de correspondre à la
croissance de la consommation prévue d'énergie électrique, en tenant
compte des projets de développement du ST, des producteurs d'électricité,
des exigences en alimentation des consommateurs directs et des exigences
en matière de coopération internationale;
- la rénovation de l'installation en fin de vie due à l'accroissement des
paramètres d'exploitation, à la croissance des courants de court-circuit,
à la durée de vie technique et l'obsolescence des installations;
- la prestation des services de distribution selon les critères de
fiabilité, de stabilité des paramètres d'exploitation, de rationalisation
et de modernisation de la technologie et des activités de gestion.
L'outil du développement du SD et de l'analyse des différents régimes du
réseau est constitué par un modèle mathématique du SD calculé pour un
horizon à long terme.
La prévision de la charge des transformations du SD vers le ST et vers
d'autres SD au niveau de chaque nœud pour un développement sur 10 ans et en
présence d'un raccordement de base dans le domaine de la consommation est
déterminée sur la base des documents fournis par les services de
développement de chaque SD. Ils peuvent être corrigés sur la base d'études
macroéconomiques du développement de l'économie nationale en tenant compte
du développement des régions et des secteurs économiques, de leurs besoins
en énergie et des indicateurs démographiques. Les bilans sont dressés à
partir des mesures des valeurs maximales hivernales de l'année en question.
Le niveau prévu du développement de la charge du DS tient en règle générale
compte de la croissance annuelle moyenne de la consommation d'électricité en
République slovaque énoncée dans le plan décennal de développement du ST.

Liens entre le système de distribution et les utilisateurs
Une coopération étroite entre le GSD et ses utilisateurs est nécessaire lors
de la planification du développement et surtout des transformations du SD
vers les réseaux de distribution des tensions inférieures, lors de
l'évaluation de la puissance des nouvelles sources d'énergie électrique,
ainsi que lors de la résolution des problèmes à caractère local. La
coopération étroite doit être maintenue avant tout avec les titulaires de
l'autorisation de l'ORIR pour la production et la distribution de
l'électricité qui sont les plus touchées par les calculs des réseaux.

Liens entre le système de distribution et le système de transport
Avec le développement du SD, il convient de coordonner également le
développement des SD raccordés et du ST. L'étude vise à définir le
développement optimal et la rénovation du système de distribution de manière
à assurer la conformité avec les exigences législatives et réglementaires.
L'étude prend en compte le développement et la rénovation du ST.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016

Données d'entrée pour l'étude de développement du système de distribution
Le développement des lignes du SD doit s'appuyer sur les résultats de
l'analyse des rapports actuels, mais surtout prévisionnels, du SD. Les
données sur la charge réelle et les données sur l'évolution prévisionnelle
de la charge et de la consommation, les données sur les installations
existantes dans la zone et les données relatives aux éléments statiques et
prospectifs du ST et les systèmes coopérants en constituent le fondement.
Les données nécessaires aux calculs de réseau du fonctionnement stabilisé du
réseau, les calculs de court-circuit et les calculs de comportement
dynamique du système font l'objet d'échanges mutuels entre le GSD et le GST
pour les horizons de 5 à 10 ans.
Le modèle de bilan du réseau pour le calcul de la charge maximale est fondé
sur les résultats du mesurage systémique du SD (en tenant compte de la
charge maximale et des écarts différentiels avec la charge moyenne, voire
minimale). L'évaluation des ratios de courant et de tension en condition de
charge minimale du système est basée sur les résultats du mesurage estival.
En vue du projet de développement des transformations entre le ST et le SD,
les services responsables s'échangent mutuellement les bilans prévisionnels
de la puissance des sources et de la consommation dans les différents nœuds.
En cas de sources, les informations concernent la localité et la puissance
disponible des centrales électriques fonctionnant vers le SD. En cas de
consommation, les informations concernent la charge des transformateurs du
ST vers le SD (en MW et MVAr) dans les différents nœuds. Le partage mutuel
des données est effectué annuellement dans un délai fixé et dans la forme
convenue mutuellement.
Les données transmises mutuellement ne peuvent pas être utilisées sans le
consentement de leur fournisseur à d'autres fins que pour les travaux de
conception et ne peuvent être cédées à une tierce partie.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Annexe nº 1 Qualité de l'électricité dans le système de
distribution et méthode de son évaluation
Sommaire
1. Généralités ................................................
2. Caractéristiques de la tension de l'électricité dans le
système de distribution ........................................
3. Caractéristiques de la tension de l'électricité livrée au SD
par les sources ................................................
4. Méthodes d'évaluation des paramètres de qualité de
l'électricité ..................................................
48
48
49
49
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
1. Généralités
La qualité de l'électricité est une des normes de qualité de la distribution
de l'électricité. Elle est définie comme un ensemble des caractéristiques de
la tension sélectionnées à un point donné du SD dans des conditions normales
d'exploitation, par rapport aux valeurs limites ou aux valeurs informatives
des paramètres techniques de référence. Lesdites caractéristiques ne
s'appliquent pas dans des conditions exceptionnelles d'exploitation, y
compris:
-
-
-
les conditions d'alimentation provisoires pour maintenir la continuité
d'alimentation des utilisateurs du réseau dans une situation faisant
suite à une avarie, pendant les travaux d'entretien ou de construction
sur le réseau ou pour limiter l'étendue et la durée d'une coupure
d'alimentation;
la non-conformité de l'installation ou des équipements de l'utilisateur
du réseau aux normes applicables ou aux prescriptions techniques de
raccordement établies par le GSD incluant les valeurs limites des
perturbations provenant des lignes;
les situations exceptionnelles (conditions climatiques exceptionnelles,
catastrophes naturelles, faits provenant de tiers, décisions des
instances d'administration publique, force majeure, insuffisance de
puissance due à des circonstances extérieures).
Les caractéristiques de la tension visées par les valeurs limites sont
déterminées par des phénomènes continus, c'est-à-dire des écarts par rapport
à la valeur nominale se produisant de manière continue dans le temps. De
tels phénomènes se produisent principalement à cause du type de charge, des
variations de la charge ou des charges non linéaires.
Les caractéristiques de la tension visées exclusivement par les valeurs
informatives sont déterminées par les événements de tension, c'est-à-dire
des écarts brusques et significatifs par rapport à la forme d'onde normale
ou souhaitée. Les événements de tension sont généralement dus à des
événements imprévisibles (par exemple, des défaillances) ou des causes
extérieures (comme les conditions climatiques, les actions de tiers). Pour
les événements de tension, seules des valeurs indicatives sont fournies.
2. Caractéristiques de la tension de l'électricité dans le
système de distribution
Le niveau de tension dans le réseau THT est donné par la tension
d'alimentation déclarée Uc. Si la valeur de la tension n'est pas définie
contractuellement, généralement, la tension nominale convenue pour le réseau
triphasé THT est Un = 110 kV entre les conducteurs de phase.
La tension nominale du réseau HT à trois conducteurs est Un = 22kV et Un =
10kV entre les conducteurs de phase.
La tension nominale normalisée d'un réseau public BT triphasée à quatre
conducteurs est Un = 230 V entre le conducteur de phase et le conducteur
neutre.
Les différentes caractéristiques de la tension décrivant la qualité de
l'électricité fournie pour ces niveaux de tension sont définies par la norme
technique STN EN 50160, telle que modifiée.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Pour les phénomènes
garanties suivantes:
-
continus,
la
norme
définit
les
caractéristiques
fréquence du réseau;
variations de la tension d'alimentation;
variations rapides de la tension (variation rapide de tension unique,
sévérité du papillotement);
déséquilibre de la tension d'alimentation;
tensions harmoniques;
tensions interharmoniques;
tensions des signaux dans le réseau.
Les caractéristiques avec des valeurs exclusivement informatives:
-
interruption de la tension d'alimentation;
creux de la tension d'alimentation;
augmentation de la tension d'alimentation;
surtensions transitoires (généralement dues
manœuvres de commutation sur le réseau).
à
la
foudre
ou
à
des
Les valeurs requises des différents paramètres pour les consommateurs dans
les réseaux BT sont définies pour l'interface des installations du SD et
celles de l'utilisateur. Toutes les caractéristiques garanties de la tension
doivent satisfaire aux exigences de la norme STN EN 50160.
Les événements de tension (creux de tension, augmentation de tension et
interruptions d'alimentation) sont, par nature, très imprévisibles en
matière d'emplacement et de période auxquels elles se produisent. La norme
STN
EN
50160
ne
prévoit
que
les
valeurs
indicatives
pour
ces
caractéristiques.
3. Caractéristiques de la tension de l'électricité livrée au SD
par les sources
L'électricité fournie au point d'alimentation commun du SD par les
installations de production de l'électricité est assujettie aux mêmes
critères de qualité que la consommation d'électricité – définis en détail au
chapitre 2.2 du document principal.
4. Méthodes d'évaluation des paramètres de qualité de
l'électricité
Les mesures et les évaluations des caractéristiques de la tension sont
effectuées sur la base des procédures définies par les normes STN EN 610004-30, STN EN 61000-4-7, STN EN 61000-4-15 et STN EN 50160 qui établissent
également les exigences relatives aux propriétés des instruments de mesure
garantissant la reproductibilité des mesurages.
Lors du mesurage des caractéristiques de la tension, il est nécessaire de
mesurer et d'évaluer les tensions sur lesquelles les consommations et les
sources sont connectées, à savoir, les tensions entre les phases et le
conducteur neutre dans les réseaux BT à quatre conducteurs. Dans les réseaux
HT et THT à trois conducteurs, il est nécessaire d'évaluer les tensions
entre les phases.
Les caractéristiques de la tension avec les valeurs indicatives sont suivies
et évaluées conformément aux valeurs attendues définies par la norme.
page 50/95
Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Annexe nº 2 Exigences relatives aux équipements
Sommaire
1.
2.
3.
4.
Transformateurs de mesure ..................................
Transducteurs de mesure des grandeurs alternatives .........
Entrées de mesurage analogique des canaux informatiques ....
Signalisation ..............................................
51
51
51
52
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
1. Transformateurs de mesure
Classe de
tension:
-
précision
des
transformateurs
de
mesure
du
courant
et
de
la
0,2s pour les transformateurs de mesure du courant utilisés pour
mesurage commercial, au niveau THT;
0,5s pour les transformateurs de mesure du courant utilisés pour
mesurage commercial, au niveau HT et BT;
0,2s pour les transformateurs de mesure de la tension utilisés pour
mesurage commercial, au niveau THT;
0,5s pour les transformateurs de mesure de la tension utilisés pour
mesurage commercial, au niveau HT;
0,5 % pour la gestion du système;
0,5 % pour le mesurage à titre d'information;
5P10 pour les transformateurs de courant utilisés pour les fonctions
protection électrique;
3P pour les transformateurs de tension utilisés pour les fonctions
protection électrique.
le
le
le
le
de
de
Sorties secondaires:
-
transformateur de mesure du courant – 1 (5) A;
transformateur de mesure de la tension – 100, 100/√3 , 100/3 V.
2. Transducteurs de mesure des grandeurs alternatives
Transducteurs P, Q, U, I, f à sortie analogique:
précision de base
entrée
(par exemple les
compteurs)
sortie
charge max.
alimentation
0,5 %
3 x 100 V cumulée
imp./courant
(de
phase),
3
x
1
A
(5
5 mA, 4-20 mA ou 20 mA
3 à 5 kΩ selon le type
51,5 Hz
Transducteurs associés P, Q, U, I ,f:
précision de base
entrée
sortie
0,5 %
3 x 100 V cumulée ou phase, 3 x 1 A (5 A)
communication de série, protocoles normalisés IEC
3. Entrées de mesurage analogique des canaux informatiques
précision de base
résolution
suppression des parasites
< 0,2 %
> 12 bits
60dB/50Hz
A),
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
4. Signalisation
La transmission et le traitement de signal dans un sens ou de la commande
dans le sens inverse de la chaîne, technologie - système d'information et de
gestion (SIG) du site géré - transmission - SCAD du dispatching du GSD
(temps entre l'enclenchement du contact dans le système jusqu'à l'affichage
du signal à l'écran) <5 s
Temps de réaction SIG du site géré (temps entre l'enclenchement du contact
dans le système jusqu'à l'envoi d'un télégramme sur la ligne de
communication) << 1 s
Temps de réaction analogique SCAD du dispatching du GSD (temps entre l'envoi
de la commande à l'écran jusqu'à l'envoi d'un télégramme sur la ligne de
communication) << 1 s
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Annexe nº 3 Règles de raccordement des sources au SD
Sommaire
1. OBJET ...................................................... 54
2. NOTIONS DE BASE ET ABRÉVIATIONS ............................ 54
3. CONCEPTIONS DE RACCORDEMENT ................................ 56
3.2.1
3.2.2
3.2.3
Mode de raccordement standard au réseau BT ....................... 57
Mode de raccordement standard au réseau HT ....................... 61
Mode de raccordement standard au réseau THT ...................... 63
4. EXIGENCES POUR LES INSTALLATIONS DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ 67
4.5.1
4.5.2
4.6.1
4.6.2
4.7.1
4.7.2
Point de déconnexion (commutateur accessible en permanence): ..... 68
Point principal de déconnexion (commutateur de couplage): ........ 68
Remise en marche de la source .................................... 73
Exigences relatives aux protections et aux automatismes des sources
de plus de 5 MVA ................................................. 73
Installations avec régulation de la puissance réactive ........... 75
Installations avec la puissance réactive non réglable/non ajustable
................................................................. 76
5. COMPTEURS ÉLECTRIQUES, DISPOSITIFS DE MESURE ET DE COMMANDE 78
5.2.1
5.2.2
6.
7.
8.
9.
Connexion fixe ................................................... 80
Connexion via le réseau GPRS ..................................... 81
CONDITIONS DE RACCORDEMENT .................................
EFFETS INVERSES SUR LE SYSTÈME DE DISTRIBUTION .............
MISE EN SERVICE DE LA SOURCE ...............................
EXPLOITATION DE LA SOURCE: .................................
82
86
86
92
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
1. OBJET
Les conditions techniques figurant dans la présente annexe s'appliquent à
toutes les sources de production d'électricité destinées à être raccordées
au système de distribution et à fonctionner en parallèle avec ce dernier
dans la zone d'approvisionnement de la société Východoslovenská distribučná
a.s.. Les présentes conditions sont applicables à toutes les nouvelles
constructions, aux rénovations, aux augmentations ou aux réductions de la
puissance
installée
ou
disponible
des
installations
de
production
d'électricité existantes.
2. NOTIONS DE BASE ET ABRÉVIATIONS
2.1 Notions de base et définitions
Installation de production d'électricité (ci-après dénommée la «source»),
s'entend au sens de la loi sur les énergies, d'une centrale de production
d'électricité utilisée pour transformer différentes sources d'énergie en
électricité; y compris sa partie bâtiment et son dispositif technologique.
La source représente la partie de l'installation d'un client qui contient un
ou plusieurs générateurs, y compris tous les équipements nécessaires à leur
fonctionnement. Les formules ou les relations mathématiques mentionnées cidessous relatives à la source comportent l'indice «A».
Source, aux fins du raccordement au SD, s'entend également du site (terrain,
zone ou surface sur lesquels sont situés la partie bâtiment et le dispositif
technologique de la source) d'un demandeur de raccordement de la source,
délimité dans l'espace ou clos, connecté électriquement de manière
permanente et pourvu d'un instrument de mesure réglementé.
Point de raccordement, s'entend de l'endroit de contact entre le SD et
l'installation de l'utilisateur du SD où l'électricité entre dans le SD ou
en sort. Le point de raccordement constitue en règle générale la limite
entre la propriété du GSD et l'installation de l'utilisateur.
Point d'alimentation commun ou point de raccordement commun, s'entend du
point le plus proche du système de distribution prévu pour la sortie de la
puissance provenant de la source à laquelle sont connectés, ou peuvent être
reliés d'autres consommateurs ou d'autres sources.
Bloc de production, s'entend de la partie de la source comprenant un
générateur,
y
compris
tous
les
équipements
nécessaires
pour
son
fonctionnement. La limite d'un bloc de production se trouve à l'endroit où
celui-ci est connecté avec d'autres blocs ou raccordé au SD. Les formules ou
les relations mathématiques mentionnées ci-dessous relatives à un bloc
comportent l'indice «E».
Générateur, s'entend de la partie du bloc de production, y compris
l'onduleur (par exemple en cas de centrales photovoltaïques), mais sans les
condensateurs si ces derniers sont utilisés pour la compensation du facteur
de puissance. Un transformateur qui adapte la tension du générateur à la
tension du réseau public n'est pas considéré comme faisant partie du
générateur. Les formules ou les relations mathématiques mentionnées cidessous relatives à un générateur comportent l'indice «G».
Papillotement (flicker), s'entend d'une perception subjective du changement
du flot de lumière.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Harmoniques, s'entend des oscillations sinusoïdales dont la fréquence est un
multiple entier de la fréquence fondamentale (50 Hz).
Interharmoniques, s'entend des oscillations sinusoïdales dont la fréquence
n'est pas un multiple entier de la fréquence fondamentale (50 Hz). Remarque:
Les interharmoniques peuvent se produire également dans la gamme de
fréquences entre 0 et 50 Hz.
Remise en marche (ci-après dénommée «RM»), s'entend de l'activation du
circuit du commutateur relié à la partie du réseau présentant une
défaillance, par un dispositif automatique après un certain intervalle de
temps, permettant d'éliminer ladite défaillance transitoire de cette partie
du réseau.
Onduleurs gérés sur fréquence propre n'ont aucun besoin de tension
extérieure pour la commutation, mais, pour un fonctionnement en parallèle
avec le réseau, ils ont besoin de dériver la gestion des impulsions
d'allumage de la fréquence du réseau. Ils sont capables de fonctionner en
îlotage, s'ils ont une fréquence de référence interne et un contrôle
supplémentaire pour le fonctionnement permanent en îlotage, qui est mis en
service en cas de coupure d'alimentation du réseau par une commutation, soit
automatique, soit manuelle.
Onduleurs gérés par le réseau, nécessitent pour leur fonctionnement une
tension externe qui ne provient pas de la source de l'onduleur. Au sens de
la présente directive, ces onduleurs ne sont pas aptes à fonctionner en
îlotage.
Puissance installée de la source, s'entend du rendement d'énergie électrique
que le générateur est capable de produire dans des conditions normales
d'exploitation, pour lequel il est dimensionné et dont la valeur est
indiquée sur l'étiquette ou dans la documentation fournie par le fabricant
du générateur (puissance nominale du générateur). La puissance installée
d'une centrale photovoltaïque est la somme des rendements des panneaux
photovoltaïques indiquée en Wp. La puissance installée d'une centrale avec
des générateurs rotatifs est la somme des puissances installées de son/ses
générateur(s). Puissance disponible de la source, s'entend de la valeur
maximale du rendement électrique que la source est capable de produire dans
les conditions limitées par les paramètres opérationnels spécifiques de la
conception technologique.
2.2 Abréviations utilisées
SkV
kV
Un
Plt, Alt
U
puissance de court-circuit au point d'alimentation commun
angle de phase de l'impédance de court-circuit
tension nominale du réseau
sévérité du papillotement à long terme; facteur de perturbation de
flicker à long terme; sévérité du papillotement Plt par période de
2 h (lt = long time). Note: Plt=0.46 est la valeur maximale de
perturbation définie pour une source. La valeur de Plt peut être
mesurée et évaluée au moyen d'un appareil de mesure de flicker. En
plus de la sévérité de papillotement Plt, le facteur de perturbation
de flicker est également utilisé, Alt,, entre lesquels s'applique la
relation Alt = Plt3 .
variation de la tension, s'entend de la différence entre la valeur
efficace au début de la variation de tension et les valeurs
efficaces suivantes. Note: À la variation relative u s'applique la
variation de la tension couplée U par rapport à la tension
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c
SA
SAmax
SnE
SnG
i
cos 
λ
k
Ia
Ir
kk1
d'alimentation du réseau Un. Si la variation de la tension U
signifie la baisse de tension de la phase, alors sur la variation
relative de tension on applique u = U/Un/3.
facteur de flicker de l'installation, grandeur sans dimension
spécifique
à
l'installation,
qui,
conjointement
avec
deux
paramètres, à savoir la puissance de l'installation et la puissance
de
court-circuit
au
point
d'alimentation
commun,
détermine
l'ampleur
de
flicker
induite
par
l'installation
au
point
d'alimentation commun. La norme différencie le facteur de flicker
pour la marche régulière (centrales éoliennes) qui dépend de
l'angle interne de l'impédance de court-circuit du réseau et le
facteur de flicker induit par la commutation lors de la connexion
et la déconnexion.
la puissance apparente nominale de la source
la puissance apparente maximale de la source
puissance apparente nominale du bloc de production
puissance apparente nominale du générateur
angle de phase du courant de la propre source d'alimentation
cosinus de l'angle de phase entre les harmoniques fondamentales de
la tension et du courant
facteur de puissance - le ratio de la puissance active et apparente
rapport entre le courant de démarrage ou de commutation et le
courant nominal du générateur
courant de démarrage
courant pour lequel la source est dimensionnée (généralement
courant nominal) In)
ratio de court-circuit, le ratio entre SkV et la puissance apparente
maximale de la source SrAmax
3. CONCEPTIONS DE RACCORDEMENT
Les solutions standard de raccordement des sources au SD et les définitions
des termes pour les branchements électriques des sources (son début et son
aboutissement)
sont
analogues
aux
définitions
des
installations
de
consommation d'électricité énoncées dans la loi sur les énergies, telle que
modifiée, sauf dispositions contraires dans le présent document.
3.1 Limites de propriété
Les limites de propriété sont indiquées dans les parties relatives au mode
de raccordement standard en fonction du niveau de tension correspondant.
3.2 Modes de raccordement standards au SD
L'objectif du raccordement au SD est sa réalisation au coût minimal et la
prise en compte de toutes les conditions à respecter au cours de
l'exploitation ultérieure du SD. Lors de la proposition du lieu et de la
conception du raccordement de la source, il convient de respecter le type et
le mode d'exploitation de la source elle-même, ainsi que les conditions de
réseau dans la zone de SD concernée. Les informations définissent la
puissance minimale de la source prévue pour le raccordement au réseau HT ou
au réseau THT, ainsi que la puissance maximale pour le raccordement au
réseau BT ou HT.
Tout raccordement de la source au SD est mis en œuvre au moyen d'un
dispositif de commutation qui remplit également la fonction de séparation
entre les installations de la source et le système. Ledit dispositif de
commutation doit être placé le plus près possible du point de dérivation et
doit être accessible en permanence au personnel du SD.
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Le mode de raccordement de la source au SD est décidé par le gestionnaire du
système de distribution (GSD). Le raccordement standard d'une source au SD
est le raccordement à un point du SD. Le point de livraison indépendant pour
alimenter l'autoconsommation de la source n'est pas une solution standard
pour les sources de la puissance installée jusqu'à 1 MW.
3.2.1 Mode de raccordement standard au réseau BT
Le mode de raccordement au réseau BT est sélectionné essentiellement en
fonction des critères suivants:
- le mode d'exploitation de la source (toute la production au SD/surplus de
production au SD);
- la faisabilité technique et les impératifs économiques du raccordement.
Si la source doit fournir au SD le surplus d'électricité produite, il
convient de choisir le raccordement A1 (cette solution ne peut être utilisée
pour les ménages que si l'autoconsommation de la source n'est pas alimentée
par l'électricité provenant du SD).
Raccordement
BT
PS
Limite de propriété
RE
Raccordement
BT
PS
RE
HRM
Conso
Source
A1.
HRM
Source
A2.
Limite de propriété
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Raccordement
Raccordement
BT
BT
PS
Limite de propriété
PS
Limite de propriété
RE
RE1
RE2
RE1
HRM
HRM
Conso
Source
A3A.
RE2
Conso
Source
A3B.
Figure 1: Raccordement de la source de production d'électricité au réseau BT –
raccordement aux lignes BT
Si la source doit fournir au SD toute sa production, il convient de
privilégier
le
raccordement
A2
prévoyant
un
branchement
électrique
individuel pour la source, ou, en cas de puissance installée de la source ≤
30 kW/point de raccordement avec une connexion au réseau BT déjà existante
(branchement d'une maison, etc.), il est possible d'utiliser le raccordement
A3A
ou
A3B
(par
exemple
les
exigences
techniques
et
financières
considérables de la solution A2 par rapport à A3). Les solutions A3A et A3B
sont équivalentes, il est nécessaire de prendre en considération les besoins
du demandeur et l'efficacité énergétique du réseau. Dans la solution A3B, il
convient d'utiliser un coffret de raccordement avec deux séries de fusibles.
Si un tel point de raccordement n'est pas techniquement envisageable ou en
cas de puissance de l'installation ≥ 30 kW/point de raccordement, il est
nécessaire de créer le branchement (autre point de raccordement – A2),
éventuellement d'adapter le branchement électrique du site du côté de
l'utilisateur.
La limite de propriété des installations électriques de l'opérateur de la
source est la terminaison du conducteur BT (ligne d'alimentation) connecté
au coffret de raccordement ou à l'armoire de distribution (réseau câblé) qui
est la propriété du GSD.
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HT
TS
Raccordement
Limite de
propriété
BT
RM
RE
Bornes
HRM
Source
A4.
Figure 2: Raccordement de la source de production d'électricité au réseau BT –
borne individuelle dans le poste de transformateur
où:
PS – coffret de raccordement/armoire de distribution (habituellement
fonctionnant comme point de déconnexion);
RE – tableau de distribution électrique du compteur;
RM – point de déconnexion (point de commutation accessible publiquement,
ayant une fonction de déconnexion);
HRM – point principal de déconnexion (commutateur de couplage);
TS - poste de transformateur.
Si, en fonction du type de la source et des conditions du réseau, le GSD
définit comme point de raccordement le plus proche possible le tableau de
distribution BT du poste de transformateur HT/BT (TS), il convient de
sélectionner le raccordement A4 où la source est reliée aux bornes de
commutation et de protection du tableau de distribution BT. La limite de
propriété des installations électriques de l'opérateur de la source est la
terminaison du câble BT relié au tableau de distribution BT du poste de
transformateur (par exemple, fixé par les clips en U). Dans ce cas, le
raccordement choisi est en principe un raccordement de la source triphasé.
Les sources photovoltaïques peuvent être connectées au réseau BT en
monophasé jusqu'à la puissance maximale de 4,6 kVA (ou 20 A sur une phase).
Ladite puissance est en rapport avec la puissance totale installée des
panneaux photovoltaïques. En déterminant le point de raccordement (par
exemple, la phase spécifique pour une connexion monophasée et biphasée de la
source), il convient de prendre en compte les effets des sources déjà
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connectées ou les sources avec une capacité réservée pour le raccordement
sur une borne BT spécifique et sur une phase de la borne spécifique.
En outre, dans le cas d'un raccordement déjà existant au SD (branchement BT
existant):
- les limites de propriété initiales ne changent pas, si la dérivation du
SD, le coffret de raccordement et les câbles d'interconnexion entre le
coffret de raccordement et le tableau de distribution électrique du
compteur ou depuis le tableau coupe-circuit automatique restent ceux
d'origine, sous réserve des indications contraires dans les principes de
planification, de construction et de rénovation des réseaux BT et HT du
GSD en vigueur ou dans le règlement applicable à l'entretien des
équipements de distribution électrique;
- le GSD a le droit d'exiger l'emplacement du mesurage sur un lieu
accessible au public (au sens du mode de raccordement standard au réseau
BT) si le raccordement de la source nécessite une rénovation du
branchement électrique ou de la ligne d'alimentation ou le cas échéant,
du tableau coupe-circuit automatique, du disjoncteur ou du tableau de
distribution électrique du compteur.
A5.
Figure 3: Raccordement de la source au réseau BT dans les parties communes d'un
immeuble résidentiel
Bytový rozvádzač
Zdroj
Istič
Tableau de distribution du logement
Source
Disjoncteur
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Istič/HRM
Vývodový istič/RM/
Elektromer
Hlavný istič
Stúpacie vedenie bytového domu/HDV/
RIS
Hranica majetku
Disjoncteur/HRM
Disjoncteur de borne/RM/
Compteur
Coupe-circuit principal
Colonne électrique de l'immeuble/LPI
Système d'information et de gestion
(SIG)
Limite de propriété
Le raccordement d'une petite source dans un immeuble résidentiel doit
satisfaire aux exigences générales pour le mesurage. Le disjoncteur de borne
dans l'armoire de la ligne principale de l'immeuble (LPI) doit être placé à
proximité du compteur. Le point de déconnexion est dans ce cas le
disjoncteur de borne après le compteur et le point principal de déconnexion
est un disjoncteur distinct pour la protection de la source dans le tableau
de distribution du logement (A5 Figure 3). Le point principal de déconnexion
peut être également placé hors du tableau de distribution d'entrée du
logement, uniquement en cas d'une seule source après le compteur.
La connexion du bornier de la ligne principale de l'immeuble avec le
disjoncteur principal, du disjoncteur principal avec le compteur et le
compteur avec le disjoncteur à borne, y compris le conducteur PEN, doit être
faite en fil de cuivre à âme pleine avec isolation PVC ou en fil de cuivre
multibrins avec isolation PVC et terminé par des connecteurs Crimp.
L'espace intérieur minimal pour recevoir le compteur et l'unité de
communication prévoyant une place suffisante pour la manipulation est
spécifié dans les «Conditions de mesurage de l'électricité» disponibles sur
le site internet du GSD. Les logements des parties non isolées non mesurées
doivent être prévus pour être scellés. Les disjoncteurs, principal (avant le
compteur) et à borne (après le compteur) doivent être marqués de manière
visible et pérenne.
3.2.2 Mode de raccordement standard au réseau HT
Le raccordement au réseau HT peut être réalisé comme suit:

par le raccordement de la source à la ligne de distribution HT
En cas de raccordement de la source à la ligne de distribution HT,
l'opérateur de la source met en place à proximité de la ligne HT, en accord
avec le GSD, son propre poste de transformateur. Le poste de transformateur
est connecté au SD:
- soit par dérivation d'une ligne HT aérienne à partir du point de
disjonction - branchement en T externe comme illustré à la figure B1. La
longueur du branchement doit être réduite au minimum. Pour la dérivation
sur le tracé d'une ligne HT existante, le GSD privilégie l'utilisation de
son propre sectionneur de puissance sectoriel vertical, ayant également
la fonction de point de déconnexion. La construction du sectionneur de
puissance de secteur doit permettre la pose d'un équipement de mise en
court-circuit pour le branchement HT de la source;
- ou par câble HT où l'on privilégie la connexion du câble à une borne HT
libre dans le transformateur de distribution proche appartenant au GSD
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(figure B2) ou le raccordement par l'insertion
de distribution externe HT avec un sectionneur
appartenant au GSD qui sera construit au-dessus
remplira la fonction de point de déconnexion de
du câble dans le tableau
après la dérivation en T
de la ligne de câblage et
la source du SD.
Le raccordement de la source par câblage en boucle au transformateur qui
n'est pas détenu par le GSD n'est pas une connexion standard.
Raccordement
RM
TS
HRM
HT
HT
Limite de
propriété
Altern. 1
TS
GSD
Limite de
propriété
RE
Limite de
propriété
TS
RM
HT
RM
TS
HRM
HRM
Altern. 1
HRM
Altern. 2
Altern. 1
BT
HRM
Altern. 2
BT
SD
Source
Source
B1.
B2.
HRM
Altern. 2
Source
B3.
Figure 4: Raccordement de la source de production d'électricité au réseau HT

Par la connexion de la source au poste de distribution de la centrale
électrique THT/HT
Si le type et l'exploitation de la source, ainsi que les conditions du
réseau dans la partie du SD concernée déterminent la sortie de la puissance
de la source directement au poste de distribution HT de la centrale
électrique THT/HT ou au poste de commutation HT, il convient de privilégier
la solution B3. Le demandeur de raccordement de la source met en place un
point de livraison sur le lieu convenu avec le GSD. À partir du point de
livraison, il construit une ligne HT connectée à la centrale électrique et
la branche sur le champ conducteur existant. Le point de commutation pour
la sortie de la puissance est déterminé sur la base d'hypothèses
spécifiques du réseau existant et de la technologie de l'installation
(point de distribution mono ou multisystème), de sorte que l'exploitation
future soit simple et synoptique. Pour une source, il convient de réserver
un champ au poste de distribution HT de la centrale électrique ou au point
de commutation HT (si les conditions du réseau le permettent).
Dans le raccordement B1 (branchement externe), la limite de propriété des
installations électriques de l'opérateur de la source est matérialisée par
l'ancrage sur l'élément de commutation en direction de la source sur la
ligne HT aérienne ou par les extrémités du câble du branchement sur le
pilier sur lequel est installé l'élément de commutation - sectionneur
sectoriel (voir chapitre 4.1). Pour le raccordement par l'ancrage du câble
au tableau de distribution HT externe avec sectionneur après la dérivation
en T qui sera construit au-dessus du câble de la ligne et remplira la
fonction de point de déconnexion de la centrale avec le SD, un tableau de
distribution HT détenu par le GSD sera mis en place et les limites de
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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propriété seront matérialisées par les extrémités du câble du poste de
transformateur prévu se terminant dans ledit tableau de distribution HT.
Dans les raccordements B2 et B3, les limites de propriété des installations
électriques de l'opérateur de la source sont matérialisées par les
extrémités du câble HT entrant dans un poste de transformateur HT/BT, THT/
HT ou au poste de commutation.
3.2.3 Mode de raccordement standard au réseau THT
L'opérateur de la source établit un poste de transformateur 110kV/HT sur le
lieu convenu avec le GSD. Le mode de raccordement de la centrale électrique
au réseau THT peut être mis en œuvre comme suit:
- par la connexion de la source au champ THT du poste de distribution de la
centrale électrique THT/HT.
L'opérateur de la source construit une ligne THT connectée à sa propre
centrale électrique (CE) et la branche sur le champ conducteur existant de
la centrale électrique du GSD, selon C1. Le champ conducteur pour la sortie
de la puissance est déterminé sur la base d'hypothèses spécifiques du réseau
existant et des technologies de l'installation (point de distribution mono
ou multisystème) de sorte que l'exploitation future soit simple et
synoptique.
- par bouclage de la ligne THT existante à la centrale électrique de
l'opérateur de la source.
En cas de raccordement visé à la figure C2, la construction de la centrale
électrique (type H ou type H incomplet) est conditionnée par la distance la
plus courte possible depuis la ligne THT existante. La localisation des
dispositifs de mesurage dans les raccordements C1 et C2 (comme B2 et B3) est
déterminée au cas par cas en fonction du point de raccordement, des
circonstances particulières et de la taille de la source.
CE GSD
THT
THT
Limite de
propriété
Livraison
Source
C1.
C2.
Figure 5: Raccordement de la source de production d'électricité au réseau THT
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Sur la figure 5, les limites de propriété sont indiquées par un trait
discontinu. Au cas où le champ conducteur THT n'existe pas et il est
nécessaire de le construire pour le raccordement de la source à la centrale
existante (figure C1), le GSD sera le propriétaire du champ conducteur
correspondant dans la centrale électrique GSD. Le mode de raccordement de la
centrale électrique au réseau THT, ainsi que le type de la centrale
électrique, peuvent, dans des cas motivés, être également mis en œuvre d'une
autre façon. Toutefois, ce n'est possible qu'après l'accord du GSD.
3.3 Raccordement de la source aux installations électriques d'un tiers
Le raccordement de la source aux installations qui ne sont pas la propriété
du GSD (installation électrique d'un tiers) est conditionné par l'accord
écrit
du
propriétaire
de
l'installation
électrique
concernant
le
raccordement de la source à son installation. Dans un tel cas, les limites
de propriété existantes et la responsabilité qui en résulte pour
l'exploitation de ladite installation ne changent pas. Avant le raccordement
de la source à l'installation électrique, le propriétaire de cette dernière
doit présenter par écrit tous les justificatifs prévus par la législation
applicable attestant une exploitation sûre et fiable de l'installation
électrique raccordée au SD.
Le raccordement de la source à une installation électrique d'un tiers ne
doit pas générer le mesurage de transit de l'électricité. Par mesurage de
transit, on entend le cas où les dispositifs de mesurage en vue de
facturation sont ordonnés en série à la suite. Le raccordement de la source
à une installation électrique d'un tiers n'induit pas de changement de la
localisation du mesurage de l'électricité existante, si le GSD n'en décide
pas autrement.
Le raccordement de plusieurs sources dans une installation électrique d'un
tiers selon la figure D2, sans produire le «certificat de conformité de
l'investissement avec la politique énergétique à long terme» (ci-après
dénommé le «certificat») n'est possible que si la puissance installée de la
source (des sources du même type) est inférieure à la valeur prévue par la
loi sur les énergies applicable. Le critère pour déterminer la puissance
installée de la source est la valeur de la somme des puissances du
générateur (des générateurs) du même type. Dans le cas contraire, il est
nécessaire de produire le certificat.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Raccordement
RM
HT
HRM
TS
d'un
tiers
Raccordement
Limite de
propriété
Altern. 1
HT
Limite de
propriété
RM
TS d'un
tiers
RE
RE
RE
HRM
HRM
Source
Source
BT
HRM
Altern. 2
Source
Source
D1.
D2.
Figure 6: Raccordement de la source aux installations électriques d'un
tiers
3.4 Systèmes hybrides BT
Les systèmes hybrides sont des installations de production d'électricité
aptes à fonctionner soit en parallèle avec le SD, soit en réseau séparé
(fonctionnement dit en «off-grid»), s'ils disposent de leur propre fréquence
et d'une régulation supplémentaire, ou d'une séparation appropriée de la
production/consommation pour un fonctionnement permanent en îlotage qui est
enclenché lors de la mise hors tension du SD par commutation automatique ou
manuelle. Pour fonctionner en îlotage, ils utilisent soit l'énergie
provenant du générateur soit l'énergie accumulée sous différentes formes qui
permet son utilisation à tout moment. Lors de la transition vers le
fonctionnement en îlotage, le système hybride doit déconnecter du SD
l'installation concernée dans toutes les phases selon la procédure de
raccordement.
Seuls les systèmes hybrides approuvés par la société et dont le mode de
connexion et les éléments utilisés (matériel et logiciels) satisfont aux
exigences de raccordement et d'exploitation du SD peuvent être raccordés au
SD.

Exigences fondamentales pour les systèmes hybrides BT:
Générateur – sa capacité réservée maximale doit être approuvée pour toute la
puissance installée (en cas de centrale photovoltaïque, c'est la somme des
puissances des panneaux photovoltaïques).
Point principal de déconnexion – déconnecte du SD tout le point de livraison
ou une de ses parties, de sorte qu'en cas de fonctionnement en îlotage,
l'installation électroénergétique ne peut pas au point principal de
déconnexion consommer/livrer de l'électricité du/au DS, les contacts du
point principal de déconnexion doivent donc être débouclés. La mise en place
des dispositifs régulant la puissance, par exemple protections dites de
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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puissance inverse ou wattrouteurs ou dispositifs similaires qui indiquent
une consommation «nulle» sur le compteur commercial, n'est pas une solution
technique suffisante. Diviser l'installation électrique de consommation en
deux parties dont une seule est protégée par le système hybride n'est
possible que dans le segment de l'installation se trouvant entre la source
et le point principal de déconnexion. Le point principal de déconnexion ne
peut faire partie d'autres dispositifs (par exemple de l'onduleur) que s'il
satisfait aux spécifications requises par le GSD lors des essais de type
réalisés par le GSD.
Protection du réseau – commande au point principal de déconnexion la remise
sous tension (enclenchement des contacts du PPD) de la source exploitée en
parallèle avec le SD uniquement au cas où les paramètres du système de
distribution (U et f) se trouvent dans la bande prescrite pendant un délai
défini que le GSD impose dans son avis à l'exploitant de la source. Hormis
le cas précité, la reconnexion au SD est interdite!
Le point principal de déconnexion est muni d'une protection de réseau, ce
qui permet un réglage conforme aux exigences du GSD. Les types approuvés de
systèmes hybrides sont répertoriés sur le site internet du GSD, dans la
rubrique 'Technické informácie a dokumenty' (Informations et documents
techniques). Outre les exigences précitées, le système hybride doit
également satisfaire à toutes les exigences prévues pour les systèmes sans
possibilité de fonctionnement en îlotage.
Figure 7: Représentation schématique d'un système hybride
FV panel
Panneau photovoltaïque
Striedač
Onduleur
DC
Courant continu
AC
Courant alternatif
Akumulátor
Accumulateur
Hlavný domový rozvádzač
Tableau de distribution principal de
l'habitation
vývod FV systém
borne système photovoltaïque
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vývody spotreba domácnost’
Sieťová ochrana
HRM
Distribučná sústava
PS
RM – hranica majetku
Vývodový istič
Elektromer
Hlavný istič
Elektromerový rozvádzač
bornes consommation du ménage
Protections de réseau
HRM
Système de distribution
PS
Limite de propriété
Disjoncteur de borne
Compteur
Coupe-circuit principal
Tableau de distribution électrique du
compteur
4. EXIGENCES POUR LES INSTALLATIONS DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ
Les seules installations qui peuvent être connectées au SD sont celles dont
les effets inverses n'affectent pas le SD et ses utilisateurs par les
dépassements des valeurs admissibles des paramètres de l'énergie électrique
visés au chapitre 6 de la présente annexe. Le mode et le lieu de
raccordement sont déterminés par le GSD en prenant en considération les
conditions du réseau données, le type, la puissance et le mode
d'exploitation de la source, ainsi que les intérêts légitimes de l'opérateur
de la source. Ces dispositions visent à garantir que la source sera
exploitée sans effets perturbants et ne mettra pas en péril les autres
installations raccordées au SD.
La condition essentielle du raccordement de la source au SD est de prévenir
l'introduction de la tension inverse au réseau et d'assurer la déconnexion
de la source du SD en cas de tension dans le SD inférieure à la valeur de
démarrage de la protection de sous-tension (déjà lors d'une défaillance
d'une phase). Le raccordement peut être réalisé soit au moyen d'un
commutateur de couplage reliant l'ensemble de l'installation (par exemple,
la consommation et la production) au SD, soit par un commutateur reliant le
générateur ou plusieurs générateurs parallèles avec d'autres installations
connectées au même point de raccordement (avec consommation). L'activation
du commutateur de couplage doit être bloquée jusqu'à ce que la tension de
chaque phase atteigne au minimum la valeur de démarrage de la protection de
sous-tension. En principe, le décalage de quelques dizaines de secondes,
voire minutes, entre la remise de la tension dans le SD et la connexion de
la source sert à la protection de la source elle-même.
Lors de la construction, la rénovation et l'exploitation de la source, il
est nécessaire d'appliquer les prescriptions et les règlements en vigueur,
notamment en ce qui concerne l'exploitation en parallèle avec le SD afin
d'empêcher les effets inverses perturbants sur le SD ou sur les
installations d'autres clients.
Lors de la construction, la rénovation et l'exploitation des installations
électriques, il convient de respecter:
- la législation en vigueur et les règlements d'application;
- les normes applicables EN, STN, PNE, éventuellement
-
les propres
prescriptions du GSD;
la réglementation pour la protection des travailleurs et la sécurité au
travail;
les conditions techniques du GSD, les règles d'exploitation du GSD, les
règlements et les directives du GSD;
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
- le règlement du dispatching.
Aux fins d'assurer un dimensionnement adéquat des installations, dans tous
les cas il convient de calculer les conditions de court-circuit au point de
raccordement en prenant en compte la contribution de court-circuit de la
source elle-même. L'immunité au court-circuit des installations doit être
supérieure ou au moins égale au courant total de court-circuit maximal
calculé.
4.5 Dispositifs de commutation
Dans l'intérêt du GSD et d'une exploitation du SD fiable et sûre, chaque
source doit contenir avant tout les dispositifs de commutation suivants:
4.5.1 Point de déconnexion (commutateur accessible en permanence)
Il s'agit d'un point de commutation accessible au public avec déconnexion
(disjonction)
aux
fins
d'un
découplage
visible
de
l'installation
électroénergétique de l'utilisateur du SD:
- dans le réseau BT, la fonction du dispositif de commutation visible peut
-
-
-
être remplie par le coffret de branchement ou l'armoire du tableau de
coupe-circuit automatique accessible en permanence sans restriction (voir
Figure 1);
dans le réseau BT, il est possible de considérer comme dispositif de
commutation accessible en permanence (voir Figure 2) l'élément de
commutation de borne BT dans le tableau de distribution du poste de
transformation HT/BT (fusible ou sectionneur à fusibles), si une seule
source est connectée à cette borne. Le disjoncteur BT ne satisfait pas
aux exigences d'une déconnexion visible et donc ne peut être considéré
comme point de déconnexion, de ce fait le raccordement de la source
requiert une rénovation;
dans le réseau HT, il est possible de considérer comme dispositif de
commutation accessible en permanence (voir Figure 4) le sectionneur de
puissance sectoriel ou un disjoncteur appartenant ou non au GSD (point de
livraison existant), à condition qu'il soit accessible en permanence au
personnel du GSD avec la possibilité de manipulation. L'élément de
commutation sera transféré à la propriété du GSD, ou en cas de son
mauvais état technique, il sera remplacé par un élément de commutation
appartenant au GSD;
les sources avec plusieurs générateurs doivent utiliser un dispositif de
commutation commun accessible en permanence;
en cas de connexion de la source dans un immeuble résidentiel, il est
possible de considérer comme point de déconnexion le disjoncteur de borne
après le compteur (voir figure 3).
Le commutateur pour la connexion de la source au SD sert de point de
commutation accessible en permanence. La disposition des commutateurs dépend
du raccordement, du régime de la propriété et des conditions d'exploitation
du point de livraison. Des informations complémentaires figurent dans les
prescriptions techniques et les conditions commerciales établies par le GSD.
Le point de déconnexion doit être la propriété du GSD.
4.5.2 Point principal de déconnexion (commutateur de couplage)
Le raccordement d'une source au SD nécessite l'utilisation d'un commutateur
de couplage ayant au minimum la capacité de couper la charge (interrupteur),
et qui est placé en amont de la protection de court-circuit. Ce commutateur
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de couplage - le point principal de déconnexion peut être situé du côté de
la BT, HT, voire THT. Si une exploitation en îlotage n'est pas envisagée, il
est possible de considérer cet élément comme le dispositif de commutation du
générateur. Le dispositif de commutation doit être muni d'une isolation
galvanique sur les trois phases. Au cas où le GSD en fait la demande, le
point principal de déconnexion ou un autre point de déconnexion doit être
commandé à distance. Le GSD a le droit de déterminer quels éléments de
commutation sont scellés. En cas de plusieurs générateurs d'une source, il
convient d'utiliser un point principal de déconnexion commun.
Note: En cas de raccordement simple, une des conséquences relativement
graves de la fusion des fonctions d'isolement de la source du réseau en cas
de panne dans le SD, de travaux sur la ligne de raccordement ou de
circonscription
de
défaillances,
est
la
perte
de
tension
pour
autoconsommation et les répercussions négatives qui y sont associées lors de
la remise en service. Pour cette raison, il est plus avantageux pour les
sources ainsi raccordées qu'en cas d'avarie du SD le générateur soit arrêté
en priorité et que l'alimentation pour autoconsommation soit maintenue après
la fin d'un creux de tension ou après un cycle réussi de remise en marche.
Dans le cas d'une installation apte à fonctionner en îlotage, l'interrupteur
destiné à la synchronisation (représenté en général, par le point principal
de déconnexion de la source ou par un dispositif indépendant situé entre le
point de déconnexion et le point principal de déconnexion de la source ou
éventuellement entre le point principal de déconnexion et la source) sert
pour la déconnexion pouvant être déclenchée par les protections lors des
phénomènes engendrés dans le réseau du GSD. Les fonctions de commutateur de
couplage et du coupe-circuit destiné à la synchronisation doivent être
précisées dans le cadre des conditions techniques du raccordement de la
source.
La défaillance de la tension auxiliaire pour les dispositifs de protection
et de commutation doit automatiquement entraîner l'arrêt de la source. Pour
les sources utilisant l'onduleur, il est nécessaire de placer un dispositif
de commutation sur le côté AC de l'onduleur. En cas d'emplacement commun du
dispositif de commutation dans l'armoire de l'onduleur, ledit dispositif ne
peut pas être mis hors service par un court-circuit dans l'onduleur.
Dans les installations photovoltaïques avec une capacité installée totale
inférieure à 10 kW (petites sources d'électricité) équipées d'un seul
onduleur qui permet également de régler les protections de la tension et de
la fréquence selon les exigences du GSD, il est possible de considérer le
point principal de déconnexion comme élément de commutation placé sur le
côté AC de l'onduleur sur lequel agit la protection intégrée de l'onduleur.
En cas de systèmes hybrides (dits systèmes hors réseau - «off-grid»),
l'utilisation de la sécurité de réseau intégrée et de l'élément de
commutation n'est possible que si la satisfaction aux conditions techniques
du GSD est clairement démontrée lors des essais matériels de type du
système.
Si des fusibles sont utilisés aux fins de prévenir le court-circuit des
générateurs BT, le dispositif de commutation doit être dimensionné au
minimum en fonction de la plage de déclenchement des fusibles en amont.
Le GSD fournit à l'opérateur de la source la contribution de court-circuit
entre le réseau et le point de raccordement. Si la source augmente la
contribution de court-circuit au SD au-dessus des valeurs du dimensionnement
de l'équipement du réseau, l'opérateur de la source doit prendre des mesures
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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limitant convenablement la quantité ou l'impact du courant de court-circuit,
sauf accord contraire avec le GSD.
L'échelonnement dans le temps de la connexion de plusieurs générateurs dans
un point de livraison commun (point de raccordement commun) doit être
convenu avec le GSD. La désactivation du point principal de déconnexion ne
devrait pas limiter l'autoconsommation de la source, à l'exception des
sources aptes à fonctionner en îlotage.
4.6 Protections du réseau
Pour assurer une exploitation fiable et sûre du SD, le GSD et l'opérateur de
la source conviennent du système de protection, de la durée des
interruptions, de la sélectivité et la sensibilité des protections. Pour les
sources capables de fonctionner en îlotage, il est nécessaire d'assurer la
protection même lors de l'exploitation en îlotage. Les mesures de protection
de la source (par exemple protection contre les courts-circuits, contre les
surcharges, contre les contacts accidentels) doivent être mises en place
conformément à la norme STN 33 3051. Pour les installations capables de
fonctionner en îlotage, il est nécessaire d'assurer la protection même lors
de l'exploitation en îlotage.
En règle générale, il est nécessaire d'utiliser une protection avec les
caractéristiques suivantes, les temps de fonctionnement de la protection
indiqués étant des maxima:
A. Paramètres de protection des sources avec surveillance de la
tension du côté HT
Fonction
Surtension 1er degré
Indication
U>
Valeur max.
110 %Un (cumulée)
t (s)
0.5
Surtension 2e degré
U>>
120 %Un (cumulée)
0.1
Sous-tension
1er
degré
U<
90 %Un (cumulée)
0.5
Sous-tension
2e
degré
U<<
70 %Un (cumulée)
0.1
Surfréquence
f>
51,5 Hz (voir tab. nº 3)
0.1
Sous-fréquence
f<
47,5 Hz
0.1
B. Paramètres de protection des sources avec surveillance de la
tension du côté BT, puissance installée inférieure à 100 kW
Fonction
Surtension
Indication
U>
Valeur max.
110 %Uf (phase)
t (s)
0.1
Sous-tension
U<
85 %Uf (phase)
0.1
Surfréquence
f>
51,5 Hz (voir tab. nº 2)
0.1
Sous-fréquence
f<
47,5 Hz
0.1
C. Paramètres de protection des sources avec surveillance de la
tension du côté BT, puissance installée supérieure à 100 kW
Fonction
Surtension 1er degré
Indication
U>
Valeur max.
110 %Uf (phase)
t (s)
0.5
Surtension 2e degré
U>>
120 %Uf (phase)
0.1
U<
90 %Uf (phase)
0.5
Sous-tension
1er
degré
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Sous-tension 2e degré
U<<
Surfréquence
Sous-fréquence
70 %Uf (phase)
0.1
f>
51,5 Hz (voir tab. nº 2)
0.1
f<
47,5 Hz
0.1
Tableau nº 1: Protections nécessaires des sources

Exigence relative à la stabilité de fréquence des sources
Le maintien en exploitation des sources raccordées au SD est requis en
fonction de f [Hz] comme suit:
Bande de fréquence
Durée de fonctionnement requise [s]
49 Hz÷51
[Hz] Hz
Fonctionnement illimité dans le temps
47,5÷49 Hz
Minimum 30 minutes (fonctionnement limité
Tableau
nº Hz
2: Stabilité de fréquence
requise
et
51÷51,5
dans le
temps)des sources
Le GSD a le droit d'imposer à l'opérateur de la source d'autres paramètres
de protection, si l'exploitation du SD ou de la source le requiert. Le GSD a
également le droit de demander à l'opérateur de l'installation de production
d'électricité à partir de petites sources de répercuter promptement les
modifications de la puissance active sur la fréquence, conformément à la
norme STN EN 50438 ou aux instructions d'exploitation applicables du GSD.

Exigences relatives au raccordement automatique
Après une déconnexion des sources en raison d'une fréquence anormale, la
reconnexion est autorisée lorsque la fréquence dans la bande correspondante
au fonctionnement illimité dans le temps, soit 49 – 51 Hz, est homogène
pendant 15 minutes pour les sources raccordées au réseau HT (supérieures à
100 kW) et pendant au moins 30 secondes pour les sources raccordées au
réseau BT (inférieures à 100 kW).
Dans les réseaux BT à quatre conducteurs, le réglage de la tension est mis
en rapport avec la tension entre les phases et le conducteur neutre (la
tension de phase). Dans les réseaux HT et THT à trois conducteurs, le
réglage de la tension est en rapport avec la tension entre les phases.
Dans certains cas, compte tenu des conditions du réseau, différents
paramètres de protection peuvent être requis. Il est nécessaire que leur
réglage soit toujours approuvé par le GSD. Ces réglages peuvent être fondés
également sur des études de faisabilité du raccordement (effets inverses,
comportement dynamique des sources dans le système donné, etc.).
La protection contre les sous-tensions et les surtensions doit respecter le
nombre de phases de la source, pour les systèmes triphasés, elle doit être
triphasée. Le contrôle de la tension triphasée est nécessaire aux fins de
détecter avec certitude même des creux unipolaires de tension.
En fonction de l'emplacement du mesurage commercial, la protection du réseau
surveille la tension du côté BT pour les sources avec une puissance
installée totale inférieure à 100 kW et du côté HT pour les sources
supérieures à 100 kW.
La temporisation du coupe-circuit par la protection contre les sous-tensions
et les surtensions doit être courte (de l'ordre de 100 ms) afin d'éviter les
endommagements des installations d'autres clients ou de la source, même lors
des variations rapides de tension. Dans le cas d'un générateur à
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déclenchement automatique asynchrone, la tension de court-circuit peut, au
cours de plusieurs périodes, atteindre une valeur si élevée qu'il ne soit
plus possible d'éviter des dommages aux installations utilisées.
Une disjonction non temporisée de la source lors de la remise sous tension
protège les générateurs synchrones contre l'activation dans l'anti-phase à
la suite d'une reconnexion automatique après la coupure de tension.
L'efficacité d'une remise sous tension n'est assurée que si le réseau n'est
pas alimenté pendant la coupure de tension. Par conséquent, la somme du
temps de déconnexion de la protection et du temps de transition du
commutateur doit être choisie de manière à ce que la durée de coupure de
tension ne soit pas considérablement réduite lors d'une remise sous tension.
Les protections pour la déconnexion non temporisée lors d'une remise sous
tension (relais pour échelon de tension du vecteur et de la puissance ou
protection de surintensité directionnelle) ne se substituent pas aux
protections de tension et de fréquence requises. Lors de leur réglage, il
convient de prendre en considération la réaction à la fluctuation de charge
de la source et à des phénomènes transitoires dans le SD. Dans les
installations capables de fonctionner en îlotage, la principale fonction
desdites protections est de détecter le fonctionnement en réseau séparé
(avec la partie du SD), de désactiver le commutateur de couplage afin
d'éviter ainsi un enclenchement asynchrone du réseau séparé et du SD. Les
temps de commutation de ces protections doivent être alignés avec les temps
correspondants des relais de tension et de fréquence.
La délimitation d'une partie de l'installation avec un raccordement par le
sol peut nécessiter un relais directionnel terre. Ces relais ne doivent être
connectés que sur signalisation.
Après le raccordement des sources au SD fonctionnant avec des remises sous
tension pouvant être menacées par les sources, le retard de commutation
n'est admis que si une protection spéciale pour une déconnexion immédiate de
la source est disponible.
Pour mettre en œuvre des essais fonctionnels des protections, il est
nécessaire d'établir une interface (par exemple un bornier à prise
longitudinale et des bornes d'essai).
L'opérateur de la source est tenu de s'assurer lui-même que la commutation,
les fluctuations de tension, les coupures brèves du type de remise sous
tension ou d'autres phénomènes transitoires dans le SD n'endommagent pas ses
installations. Le GSD a le droit de déterminer quelles protections sont
scellées. En cas de sources raccordées dans le passé avec les bandes de
réglage de tension et de fréquence plus étroites, il est possible de
modifier les paramètres de protection de réseau de la source selon les
données figurant au tableau nº 2 de la présente annexe, sur demande de
l'opérateur de la source. Les coûts occasionnés au GSD lors de cette
modification sont à la charge du demandeur.
Dans les installations photovoltaïques équipées d'un seul onduleur qui
permet également d'ajuster les protections de la tension et de la fréquence
selon les exigences du GSD, la protection du réseau indépendante n'est pas
requise.

Fonctionnement en îlotage
Le fonctionnement en réseau séparé d'une partie du SD n'est pas admis. En
cas de systèmes en îlotage, il convient de limiter le fonctionnement
supplémentaire des sources aptes à être exploitées en réseau séparé aux
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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livraisons à l'opérateur de la source elle-même; l'alimentation du SD n'est
pas dans ce cas admise. Pour éviter une exploitation en réseau séparé
indésirable de la partie publique locale du SD, la protection contre la
chute de la fréquence dans la source peut être réglée à une fréquence
supérieure de +0,3 Hz à la fréquence d'allégement de la charge. Les
conditions et les principes du fonctionnement en îlotage de la source dans
le cadre de l'exploitation de la source doivent être expressément convenus
avant le raccordement de la source au SD.
4.6.1 Remise en marche de la source
Les sources d'une puissance totale installée inférieure ou égale à 100 kW:
Avant le raccordement au SD, l'installation de la source mesure si la
tension du réseau et la fréquence du réseau se situent pendant les 30
secondes dans la plage de tolérance indiquée dans le tableau nº 1. Après la
déconnexion, la remise en marche de la source est effectuée de la même
façon.
Pour les sources d'une puissance totale installée supérieure à 100 kW, la
remise en marche de la source n'est possible que si la tension et la
fréquence du réseau se situent pendant une durée de 15 minutes dans la
fourchette spécifiée dans les conditions techniques de raccordement du GSD.
En ce qui concerne les sources raccordées au réseau THT, les dispositions
convenues avec le GSD sont applicables. Les sources connectées de manière
autonome à la borne HT de la centrale électrique feront l'objet d'une
prescription spécifique concernant la temporisation pour la reconnexion de
la source au SD.
Le critère complémentaire pour la sélection d'une constante de temps lors de
la remise en marche de la source:
-
30 secondes pour les sources d'une puissance totale installée inférieure
ou égale à 100 kW;
15 minutes pour les sources d'une puissance totale installée supérieure à
100 kW.
Lors d'une déconnexion réitérée (arrêt temporaire), l'opérateur de la source
a l'obligation de signaler ce fait au GSD.
4.6.2 Exigences relatives aux protections et aux automatismes des
sources de plus de 5 MVA
Les groupes de générateurs de 5 MVA et plus tournent normalement dans un
bloc avec le transformateur, le transformateur d'autoconsommation et
l'excitateur. Une telle configuration doit disposer des protections figurant
au tableau nº 3:
Protection
Différentiel de
court-circuit
Court-circuit de
distance
Court-circuit de
surintensité
Perte d'excitation
Contre le
fonctionnement
Générateu
r
Installation électrique
Transformateur de
Transformateur à
bloc
prises
Excit
ateur
N,3
N
N
N
N
-
N
N
N
-
-
-
N
-
-
-
D
-
-
-
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
asynchrone
Déséquilibre
N
Surcharge
N
N,4
N
Puissance inverse
N
Terre du stator
N
N
D'enroulement
N,1
Tension
N,2
Courants de palier
N
Fréquence
N
Carcasse
N
Relais à gaz
N
N
Terre du rotor
N
N
Tableau nº 3: Exigences relatives aux protections des sources de plus de 5
MVA
Légende du tableau:
N – protection obligatoire;
D – protection recommandée;
1 – en cas de branchements parallèles du stator de l'alternateur;
2 – deux protections (redondance réciproque);
3 – deux protections du bloc et du générateur (redondance réciproque);
4 – en amont et en aval du transformateur.
En vue d'assurer la stabilité dans le GSD, chaque source de plus de 5 MVA
doit avoir installé les automatismes:
-
de remise en marche;
de défaillance du disjoncteur;
de coupure à distance du disjoncteur;
de commutation des voies de liaison des protections;
de commutation du réglage de puissance à partir de la variation
fréquence;
de réglage à distance de la puissance;
de réglage à distance de la tension;
de passage au fonctionnement en îlotage lors des fréquences d'avarie.
de
4.7 Régulation de la puissance réactive
Les exigences de qualité concernant la tension, notamment la conformité de
la bande de tension admissible, représentent un facteur critique lors du
raccordement des sources au SD. Cependant, les sources elles-mêmes peuvent
également, dans une certaine mesure, contribuer à la stabilisation de la
tension par la régulation de la puissance réactive.
Le mode de contrôle de la puissance réactive est déterminé par le GSD après
consultation avec l'opérateur de la source et dépend toujours de l'endroit
particulier du SD. Aux fins du contrôle de la puissance réactive au point du
raccordement de la source, le GSD définit une valeur fixe de réglage ou une
valeur requise réglable via un dispositif de commande à distance.
La valeur requise peut être:
-
le maintien d'une valeur fixe de facteur de puissance cos  (suffisante
pour les sources jusqu'à la puissance installée Pins < 1 MW);
le maintien d'une valeur fixe de facteur de puissance cos  = f (P);
valeur définie de la puissance réactive (consommation/livraison) dans le
diagramme de capacité P-Q du générateur;
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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-
le maintien d'une tension normalisée au point de raccordement, sur la
sortie du générateur, après le transformateur de bloc ou au nœud de
pilote en respectant les limites du diagramme de capacité P-Q.
En cas de non-respect des conditions de régulation de la puissance réactive,
de non-conformité du facteur prescrit de puissance cos φ de la source, la
procédure en vigueur est appliquée et ce fait est considéré comme un
manquement aux conditions techniques du GSD.
4.7.1 Installations avec régulation de la puissance réactive

Les sources raccordées au réseau BT inférieures ou égales à 16A/phase
Le facteur de puissance cos  de la source dans des conditions normales
d'exploitation avec une plage de tolérance admissible de la tension nominale
doit, selon la norme STN EN 50438, être compris entre 0,95 capacitif et 0,95
inductif, à condition que la partie active de la puissance soit supérieure à
20 % de la puissance nominale de la source.
Note: Le facteur de puissance capacitif représente l'énergie réactive
consommée par la source.
En général, la compensation du facteur de puissance n'est pas exigée pour
les sources photovoltaïques jusqu'à la puissance de 4,6 kVA/phase.

Autres sources
Le facteur de puissance cos  de la source dans des conditions normales et
habituelles d'exploitation avec une plage de tolérance admissible de la
tension nominale doit être compris entre 0,95 capacitif et 0,95 inductif, à
condition que la partie active de la puissance soit supérieure à 3 % de la
puissance nominale de la source.

Sources raccordées au réseau HT
La livraison de la puissance réactive de la source doit pouvoir être fixée
pour chaque source raccordée au réseau HT. Le générateur doit être capable
de fournir une puissance active nominale entre le facteur de puissance
inductif cos  = 0,85 à 1 (livraison de la puissance réactive de type
inductif) et le facteur de puissance capacitif cos  = 1 à 0,95
(fonctionnement du générateur en état de sous-excitation) avec la tension
autorisée sur les bornes du générateur de ±5 % Un et avec la bande de
fréquence de 48,5 à 50,5 Hz. Avec les valeurs de puissance active
inférieures, la puissance réactive admissible est déterminée par les
«Schémas opérationnels des générateurs» (diagrammes de capacité P-Q ) qui
doivent faire partie de la documentation de projet du bloc. Si la
technologie de l'autoconsommation et l'alimentation de l'autoconsommation ne
permettent pas l'utilisation des limites autorisées ci-dessus (la tension
d'autoconsommation dépasserait les limites permises), il est possible
d'augmenter la plage de régulation du générateur, par exemple en utilisant
un transformateur à prises pour alimenter l'autoconsommation avec un réglage
en dessous de la charge. Ladite plage de régulation de base requise de la
puissance réactive peut être modifiée, c'est-à-dire rétrécie ou élargie. Une
telle modification pourrait être motivée, par exemple, par un besoin
différent (supérieur/inférieur) de la puissance réactive de réglage dans un
secteur donné du SD ou par des raisons techniques spécifiques (générateurs
asynchrones).
Ladite
modification
implique
un
accord
spécial
entre
l'opérateur de la source et le GSD.
En sélectionnant un dispositif de compensation, il convient de prendre en
compte le mode d'exploitation de la source et les effets inverses sur le
réseau qui en résultent. En cas de puissance fortement fluctuante (par
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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exemple certains types de centrales éoliennes), la compensation de puissance
réactive doit être régulée automatiquement et suffisamment rapidement.
Les condensateurs de compensation ne peuvent pas être connectés avant la
mise en marche du générateur et doivent être déconnectés simultanément lors
de l'arrêt du générateur.
L'exploitation des sources peut nécessiter des mesures pour limiter les
harmoniques de tension et limiter toute interférence du système de
télécontrôle intégral. Le GSD doit approuver la puissance, le raccordement
et le mode de régulation du dispositif de compensation, voire même de la
compensation des harmoniques ou de la fréquence du système de télécontrôle
intégral avec des inductances appropriées (éléments de compensation).

Facteur de puissance cos à réglage fixe 
Le GSD convient avec l'opérateur de la source du facteur de puissance cos 
permettant à la source de livrer la puissance active requise. Les valeurs de
réglage recommandées:
-
en BT jusqu'au total de 30 kW/conducteur de phase: cos  = 1;
pour les puissances plus élevées, une valeur différente peut être
éventuellement spécifiée à partir du calcul du réseau, à condition que la
valeur choisie soit comprise dans les limites spécifiées au chapitre
4.7.2
4.7.2 Installations avec la puissance réactive non réglable/non
ajustable
Si la puissance réactive ne peut pas être réglée ou ajustée (autorisée
uniquement pour les sources du réseau BT), le facteur de puissance cos 
doit se situer dans la plage suivante:
-
-
État Production: 2e et 3e quadrants: 0,95 ÷ 1,0 [l'installation est une
source, fournit une puissance active, mais fournit une puissance réactive
inductive (2e quadrant) ou consomme une puissance réactive capacitive (3e
quadrant)];
État Consommateur: 1er et 4e quadrant: 0,95 ÷ 1,0 [l'installation est un
consommateur d'énergie, consomme une puissance active, consomme une
puissance réactive inductive (4e quadrant) ou livre une puissance
réactive capacitive (1er quadrant)].

Compensation de la puissance réactive
Pour éviter de fortes pertes de puissance active, il est nécessaire de
tendre vers un facteur de puissance cos  de 0,95 ÷ 1. Dans un SD avec une
grande proportion de câbles et avec des condensateurs des dispositifs de
compensation existants, le facteur de puissance global peut se situer au
niveau capacitif. Ensuite, il peut être souhaitable d'empêcher la croissance
de la puissance capacitive sous influence du dispositif de compensation. Par
conséquent, le GSD peut, dans des cas particuliers, par exemple pour les
petits générateurs asynchrones, renoncer à l'exigence d'un dispositif de
compensation. En fonction des conditions dans le SD et de l'installation de
l'utilisateur, le GSD peut demander une compensation individuelle, de groupe
ou centrale.
Lors de l'utilisation d'un condensateur de compensation, il est nécessaire
de réduire au minimum le risque de résonance. À une fréquence supérieure à
50 Hz dans le réseau, il se produit une résonance parallèle entre la
réactance de dispersion du transformateur d'alimentation et la somme de
toutes les capacités du réseau qui peut, surtout au moment de faible charge,
augmenter l'impédance du réseau. Par le raccordement des condensateurs de
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
compensation, ladite fréquence de résonance évolue vers des fréquences
inférieures. Dans certains réseaux HT, cela peut entraîner une augmentation
des harmoniques de tension. Pour éviter cette situation, il est possible de
remplacer les compensateurs par une inductance en amont (ce n'est pas
toujours suffisant, car la tension sur les condensateurs augmente).
Lors de la déconnexion, une charge peut demeurer dans les condensateurs,
qui, sans les résistances de décharge, peut engendrer une tension de contact
supérieure à celle autorisée par les normes applicables. La remise sous
tension d'un condensateur encore chargé peut l'endommager. Par conséquent,
notamment en cas de puissance plus élevée, les résistances de décharge sont
nécessaires, éventuellement, pour décharger, il est possible d'utiliser des
transformateurs de tension convenablement connectés.

Besoin en puissance réactive des générateurs asynchrones
La puissance réactive requise du générateur asynchrone représente environ 60
% de la puissance apparente fournie. Si cette puissance réactive ne doit pas
être livrée à partir du SD, il est nécessaire, aux fins de la compensation,
de connecter en parallèle les condensateurs correspondants au générateur.
Étant donné que le générateur asynchrone ne peut être couplé au réseau que
lorsqu'il est hors tension, les condensateurs correspondants ne peuvent pas
être connectés avant de brancher le générateur. À cet effet, la commande de
mise en marche peut être dérivée par exemple du contact auxiliaire du
commutateur de couplage. Lors de l'arrêt du générateur, il est nécessaire de
déconnecter les condensateurs afin de protéger le générateur de l'autoexcitation et de la tension inverse.

Besoin en puissance réactive des générateurs synchrones
En cas de générateurs synchrones, le cos  peut être réglé par l'excitation.
En fonction du type et de la puissance du moteur, une excitation constante
peut être suffisante, ou alors un régulateur de tension ou un cos  est
nécessaire.
Une assignation claire des bandes du facteur de puissance cos  peut être
mise en place selon le tableau suivant.
Exemple
Orientation de la
source
Consommation
P > 0 et Q > 0
P < 0 et Q < 0
0° <  < 90°
180° <  < 270°
P > 0 et Q < 0
P < 0 et Q > 0
270° <  < 360°
90° <  < 180°
P < 0 et Q > 0
P > 0 et Q < 0
90° <  < 180°
270° <  < 360°
P < 0 et Q < 0
P > 0 et Q > 0
180° < < 270°
0° <  < 90°
Générateur synchrone excité
Générateur asynchrone
Moteur synchrone excité
Moteur asynchrone
Tableau 4: Assignation des bandes du facteur de puissance
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016

Besoin en puissance réactive des onduleurs
Les sources équipées d'onduleurs gérés par la fréquence de réseau ont une
consommation de puissance réactive correspondant approximativement à celle
d'un générateur asynchrone. De ce fait, les conditions requises pour
compenser ces onduleurs sont les mêmes que pour les générateurs asynchrones.
Les sources avec les onduleurs avec synchronisation propre ont une
consommation minimale de la puissance réactive, donc la compensation de
cette dernière n'est généralement pas requise.
5. COMPTEURS ÉLECTRIQUES, DISPOSITIFS DE MESURE ET DE COMMANDE
Aux fins de la présente annexe, on entend par mesurage commercial, le
mesurage en vue de facturation au moyen d'un compteur électrique ou d'une
autre manière approuvée par le GSD.
Le type et le nombre de compteurs et d'éléments de dispositifs de mesure,
leur configuration et les paramètres techniques sont définis dans le
document du GSD intitulé «Conditions de mesurage de l'électricité»
disponible sur le site internet du GSD, qui s'applique par analogie
également aux sources, sauf indication contraire dans les présentes CT GSD.
L'emplacement des dispositifs de mesure doit être convenu avec le GSD, au
plus tard lors de l'approbation du projet en vue d'obtention du permis de
construire.
D'une manière générale, le mesurage de chaque nouvelle source est effectué
par un compteur électrique intelligent muni d'une fonctionnalité spécifique
en vertu de l'arrêté nº 358/2013 du Recueil des lois. Les dispositifs de
mesure sont livrés et installés par le GSD. Les transformateurs de mesure du
courant et de la tension font partie de l'installation de la source. Les
transformateurs de mesure sont obligatoirement des instruments de mesure
réglementés ayant les paramètres techniques requis et munis du certificat
officiel pour l'utilisation sur le territoire de la République slovaque.
En ce qui concerne la livraison au niveau THT et HT, le type et le mode de
mesurage sont définis sur la base de la capacité réservée maximale qui est
une valeur contractuelle. La livraison au niveau BT est déterminée sur la
base de la valeur du courant du disjoncteur principal convenue dans le
processus d'approbation des conditions du raccordement de la source au
système de distribution ou sur la base de la valeur contractuelle de la
capacité réservée.
En vertu de la législation applicable, l'opérateur de la source a le droit
de placer son propre dispositif de mesure sur les bornes du générateur.
L'emplacement et le mode de branchement du dispositif de mesure et de ses
accessoires sont décidés par le GSD. En général, cette décision est
également influencée par la demande de l'opérateur de la source relative au
mode d'exploitation de celle-ci selon la segmentation suivante:
-
toute la production au SD;
surplus de production au SD.
Tous les coûts associés à la mise en place du poste de mesurage (sauf le
coût du compteur) et à son fonctionnement sont supportés par le producteur
ou l'opérateur de la source. Les règles d'exploitation du GSD définissent le
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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mode, les conditions et les délais de remise des données effectivement
mesurées applicables au producteur éligible au régime d'aides prévu par une
réglementation spécifique.
Le raccordement de la source à une installation électrique d'un tiers ne
doit pas générer le mesurage de transit de l'électricité. Par mesure de
transit, on entend la connexion en série des compteurs électriques pour la
facturation (le mesurage aux bornes du générateur aux fins du régime des
aides à la production d'électricité par le biais d'un supplément n'est pas
considéré comme le mesurage commercial). Le raccordement de la source à une
installation électrique d'un tiers n'appartenant pas au GSD n'induit pas de
changements de l'emplacement du poste de mesurage de l'électricité existant,
si le GSD n'en décide pas autrement.
5.1 Emplacement des dispositifs de mesure
Il convient de choisir des dispositifs de mesure conformément au document
«Conditions de mesurage de l'électricité» disponible sur le site internet du
GSD.
L'emplacement des dispositifs de mesure en fonction de la puissance, du mode
d'exploitation et du niveau de tension du raccordement de la source est
indiqué sur les figures 1 à 6.
En cas de point de livraison déjà existant au même point de raccordement au
réseau, il convient de choisir l'emplacement des dispositifs de mesure de
sorte que la quantité de l'électricité fournie et livrée soit clairement
établie.
Le point de mesurage des sources raccordées au réseau HT doit être situé
dans un endroit accessible au public (si ledit point de mesurage est
installé dans un poste de transformateur qui n'est pas la propriété du GSD).
Dans un site clôturé, cette exigence peut être satisfaite en situant le
poste de transformateur à accès externe aux dispositifs de mesure sur la
limite du site (par exemple sur la clôture). Si cette solution technique est
manifestement trop onéreuse, un accord écrit doit être conclu entre le GSD
et l'opérateur de la source concernant les conditions d'accès du personnel
du GSD aux dispositifs de mesure.
5.2 Conditions relatives à la coopération avec les systèmes d'information
et de gestion
Les sources raccordées au SD avec une puissance totale installée égale ou
supérieure à 100 kW doivent être gérées à distance, signalées et mesurées à
partir du dispatching du GSD correspondant, conformément aux conditions
techniques du GSD et aux exigences de normalisation des systèmes
d'information et de gestion des dispatchings et des installations
énergétiques des exploitants. Pour les sources d'une puissance totale
installée jusqu'à 100 kW, le GSD établit une évaluation individuelle des
besoins de raccordement de la source au système de gestion du dispatching du
GSD et de la satisfaction aux exigences de coopération avec le système
d'information et de gestion.
L'élément de commutation commandé depuis le dispatching du GSD ne doit pas
être dans tous les cas le point principal de déconnexion (ce peut être un
autre élément). Les exigences de connexion des systèmes de gestion de la
source à la gestion du dispatching sont mises en œuvre conformément aux
principes du GSD.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Volume minimal des données transmises pour la gestion par le dispatching:
-
P, Q, fréquence, cos φ, I1, I2, I3 et U1, U2, U3 au niveau de la tension
à laquelle il est raccordé;
état des éléments de commutation de la source en direction du SD, état
des actions de protection, état du blocage de la source;
commande de déconnexion de la source, commande de blocage du raccordement
de la source.
La connexion des bases de données peut être réalisée
élémentaires indiquées dans les deux chapitres suivants.
de
deux
manières
5.2.1 Connexion fixe
Cette connexion est préférable en cas de sources avec une puissance
installée supérieure ou qui sont raccordées au SD par une ligne distincte
reliée à la centrale électrique THT/HT. La connexion fixe selon le protocole
IEC60870-5-101 par deux lignes fixes indépendantes au dispatching central
(DC) du GSD et au dispatching central de réserve (DCR) du GSD. Ces
connexions fixes sont réalisées comme deux lignes optiques indépendantes
combinées avec l'infrastructure TWAN du GSD ou comme des lignes fournies
dans le cadre des prestations par une tierce partie.

Principe de mise en œuvre et de fonctionnement
Du côté de l'opérateur de la source, deux interfaces indépendantes
communication en série selon le protocole IEC60870-5-101 sont mises
place, avec les paramètres définis par le GSD.
de
en
Le volume et la forme des données fournies auxdites interfaces, identiques
du point de vue des données, sont définis à l'avance par le GSD en
conformité avec les conditions techniques du GSD applicables à chaque cas
concret en tant qu'un ensemble complet, notamment en fonction du type, de la
taille, du point de raccordement de la source et de ses sous-systèmes, et
sur la base des exigences du dispatching du GSD pour la source spécifique.
Du côté de l'opérateur de la source, deux lignes indépendantes de
communication en série sont mises en place, entre le site de la source vers
le dispatching central et vers le dispatching central de réserve du GSD. Si
la source est directement raccordée au SD par une ligne indépendante à la
centrale électrique, il est nécessaire dans le cadre du raccordement de
puissance de prévoir un câble en fibre optique (connexion) entre le site de
la source et la centrale électrique du GSD concernée. Dans ce cas, une voie
supplémentaire (entre la centrale électrique concernée et le dispatching
central ou le dispatching central de réserve) est mise en place dans
l'infrastructure de communication existante du GSD. Dans ce cas, il est
possible d'exploiter les capacités inutilisées de l'interconnexion optique
en ajoutant éventuellement un analyseur de qualité de la tension dans le
réseau ou d'autres appareils nécessitant un lien de communication entre la
source et les installations du GSD.
Les ordinateurs des dispatchings du GSD (central et de réserve) sont
complétés par un port série de communication à chaque dispatching avec un
paramétrage approprié.
Les logiciels des dispatchings du GSD sont complétés par les données
définies dont le volume et le format satisfont aux exigences correspondantes
à une source spécifique à tous les niveaux.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Chaque dispatching du GSD établit les connexions de communication jusqu'au
niveau d'application du protocole IEC60870-5-101 et effectue les essais
fonctionnels de transmission des données concrètes définies dans le modèle
des bases de données.
Le fonctionnement des communications des données jusqu'aux interfaces de
série des dispatchings du GSD est entièrement à la charge et sous la
responsabilité de l'opérateur de la source (sauf si les communications
utilisent l'infrastructure de communication du GSD, cette partie est alors
dans la compétence et sous la responsabilité du GSD).
5.2.2 Connexion via le réseau GPRS
Cette connexion est privilégiée pour les sources d'une puissance installée
inférieure à 1MW. Elle peut être employée pour les sources avec une
puissance plus élevée si à l'issue d'une évaluation individuelle ce mode de
connexion apparaît comme économiquement et techniquement plus avantageux. La
connexion via le standard GPRS est réalisée au moyen d'un sous-système de
communication sécurisé existant du dispatching central et du dispatching de
réserve du GSD du réseau privé virtuel dans le réseau de l'opérateur de
téléphonie mobile prévu à cet effet (par exemple pour la gestion des
éléments de commutation commandés à distance, etc.).

Principe de mise en œuvre et de fonctionnement
Du côté de l'opérateur de la source, une interface de communication en série
selon le protocole IEC60870-5-101 est mise en place sur l'installation de la
source, avec les paramètres définis par le GSD.
Si le type d'équipement utilisé pour créer cette interface de communication
n'est pas connecté aux dispatchings du GSD, ce dernier se réserve le droit
de tester la communication avec ledit équipement dans des conditions de
laboratoire sur le site du GSD - l'essai d'acceptation.
Le volume et le format des données fournies par ladite interface (modèle de
données), sont définis à l'avance par le GSD en conformité avec les
conditions techniques du GSD applicables à chaque cas en tant qu'un
ensemble, notamment en fonction du type, de la taille, du point de
raccordement de la source et de ses sous-systèmes, et sur la base des
exigences du dispatching du GSD pour une source spécifique.
L'opérateur de la source réalise entièrement (conception et mise en œuvre)
la préparation du déploiement du modem de communication GPRS-GSM, dont le
type et les paramètres spécifiques sont déterminés par le GSD pour chaque
cas particulier. La préparation du déploiement signifie un placement et une
fixation sécurisés, un raccordement à la source d'alimentation redondante
(12 à 24VDC), une liaison de communication en série avec l'équipement
(protocole IEC60870-5-101) et un placement et une fixation sécurisés de
l'antenne de communication GSM. Le type d'antenne est également spécifié par
le GSD pour chaque cas concret (en tenant compte de la couverture du signal
dans la localité en question).
Le GSD fournit le modem GSM entièrement paramétré, y compris la carte SIM
avec accès au réseau privé virtuel du GSD. Le modem est doté d'un mot de
passe permettant l'accès aux paramètres du modem et à la carte SIM
uniquement au personnel du GSD. Le paramétrage prend en compte le modèle de
données prescrit. Le modem, y compris l'antenne et la carte SIM, est et
reste la propriété du GSD.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Il convient de privilégier le type de modem permettant de connecter à
l'avenir d'autres dispositifs (par exemple analyseur de la qualité de
tension dans le réseau) à l'infrastructure de communication du GSD.
Les logiciels des dispatchings du GSD sont complétés par les données
définies dont le volume et le format satisfont aux exigences correspondantes
à une source spécifique à tous les niveaux (y compris au sous-système de
gestion du système GPRS-GSM).
Par la suite, les connexions de communication sont établies et les essais
fonctionnels de la transmission des données concrètes définies dans le
modèle de données vers les dispatchings du GSD sont effectués.
Le fonctionnement de la communication des données au niveau de l'interface
de série (jusqu'au modem GSM) est entièrement à la charge et sous la
responsabilité de l'opérateur de la source. L'alimentation du modem et son
emplacement sécurisé (y compris l'antenne de communication) sont également à
la charge et sous la responsabilité de l'opérateur de la source.
6. CONDITIONS DE RACCORDEMENT
Le présent chapitre énonce les paramètres de l'électricité qui doivent être
conformes aux valeurs limites fixées pour déterminer l'emplacement et le
mode de raccordement de la source au SD en ce qui concerne l'évaluation des
effets inverses sur le SD.
Afin de prévenir l'introduction de la tension inverse au réseau du GSD, il
convient d'assurer par des mesures techniques que le raccordement de la
source au SD soit possible uniquement lorsque toutes les phases du réseau
sont sous tension. Le raccordement peut être effectué au moyen d'un
commutateur reliant toutes les installations du consommateur avec le SD,
mais aussi d'un commutateur reliant le générateur ou plusieurs générateurs
parallèles avec le reste de l'installation du consommateur. L'activation du
commutateur de couplage doit être bloquée jusqu'à ce que la tension de
chaque phase soit au minimum au-dessus de la valeur de démarrage de la
protection de sous-tension. Une temporisation adéquate entre la remise sous
tension dans le SD et la connexion de la source sert à protéger la source.
L'échelonnement dans le temps lors de la connexion de plusieurs générateurs
dans un point de raccordement commun doit être convenu avec le GSD.
À la suite d'une désactivation par une protection, la source ne peut être
activée qu'après élimination de la défaillance qui était à l'origine de la
désactivation. Après les interventions sur les installations de la source et
le conducteur au SD, il est nécessaire de tester avant tout l'ordre correct
des phases.
À la suite d'une désactivation de la source par le personnel du GSD, la
remise sous tension doit être convenue avec le service concerné du GSD.
L'activation doit être annoncée au préalable au dispatching concerné du GSD
(en application des règles d'exploitation locales), sauf accord contraire.
La temporisation avant la reconnexion du générateur et l'échelonnement dans
le temps lors de la connexion de plusieurs générateurs doivent être
suffisamment importants pour que toutes les actions de réglage et
transitoires soient entièrement terminées. Lors d'un démarrage à moteur, le
courant des machines asynchrones représente plusieurs multiples du courant
nominal. Compte tenu des courants élevés et des creux de tensions dans le
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
réseau (sévérité du papillotement Plt), le
générateurs n'est pas généralement recommandé.
démarrage
à
moteur
des
Pour
établir
les
conditions
de
synchronisation,
l'appareil
de
synchronisation doit avoir un dispositif de mesure comprenant un double
compteur de fréquence, un voltmètre et un appareil de mesure de tension
différentielle. La synchronisation automatique est privilégiée. Si la source
ne dispose pas en propre d'un réglage suffisamment fin et qu'une
synchronisation grossière est effectuée, il est nécessaire d'équiper la
source d'une bobine d'arrêt pour limiter les salves du courant. Pour les
installations avec onduleur, avant de connecter ce dernier, il est
nécessaire d'assurer avec des thyristors de contrôle, que l'onduleur soit
hors tension du côté du SD.
6.1 Augmentation de la tension
L'augmentation de la tension provoquée par l'exploitation des sources
raccordées ne doit pas, au niveau du raccordement, dans le pire des cas,
dépasser 2 % pour les sources raccordées au réseau HT et THT par rapport à
la valeur de la tension, lorsque les sources ne sont pas connectées:
Δu
ht, tht
≤ 2 %
pour la source avec le point de raccordement dans le réseau
l'augmentation de la tension ne peut pas dépasser 3 %, c'est-à-dire:
Δu
bt
BT,
≤ 3 %
Si le réseau BT ou HT ne comprend qu'un point de raccordement, il est
possible d'appliquer les conditions précitées et de définir la puissance
maximale de raccordement SAmax comme suit:
SAmax ≤ 2 %*SkV / (cos(ψkV-φ)) ≤ SkV / (50*(cos(ψkV-φ))) pour un raccordement THT
et HT
SAmax ≤ 3 %*SkV / (cos(ψkV-φ)) ≤ SkV / (33*(cos(ψkV-φ))) pour un raccordement BT
l'application de la puissance de court-circuit au point de raccordement SkV =
0,9 * S“kVmax, de l'angle de court-circuit d'impédance du réseau au point de
raccordement ψkV et de l'angle de phase  entre le courant et la tension de
la source lors de la puissance maximale apparente SAmax.
Pour définir le SAmax en cas de centrales éoliennes, il faut se baser sur les
puissances apparentes maximales de chaque équipement SEmax:
SEmax = SEmax
10min
= SnG * P1min = PnG / λ * P10min
où la valeur P10min (puissance maximale moyennée sur 10 minutes) doit être
prise du protocole d'essai de l'installation. En cas de source dotée d'un
dispositif spécifique de limitation de puissance, il convient d'utiliser les
valeurs de la puissance limitée.
S'il s'agit d'un seul point de raccordement au réseau, le critère
d'augmentation de la tension de 2 % ou 3 % sera respecté chaque fois que le
ratio de court-circuit des puissances kk1 pour les sources avec le point de
raccordement dans le réseau HT est:
kk1ht ≥ 50
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
par analogie pour les sources avec le point de raccordement au réseau BT:
kk1bt ≥ 33
En cas de sources qui fournissent au réseau la puissance réactive
(inductive) (par exemple les générateurs synchrones excités, onduleurs
d'impulsions), les règles suivantes s'appliquent: P > 0 a Q > 0, 0°  E 
90°. En cas de sources qui consomment la puissance réactive (inductive) du
réseau (par exemple les générateurs asynchrones, les générateurs synchrones
sous-excités, les onduleurs gérés par le réseau), les règles suivantes
s'appliquent: P > 0 a Q < 0, 270°  E  360° (-90°  E  0°). Si la valeur
du cos (kV – ) dans la formule est inférieure à 0, alors, compte tenu du
niveau d'incertitude du calcul, elle est fixée par estimation à 0,1.
En pratique, dans de nombreux cas, la puissance maximale disponible pour le
raccordement SAmax est donnée, il convient alors de déterminer l'augmentation
de la tension correspondante au point de raccordement. À cette fin, la
relation suivante s'applique:
Δu
AV =
SAmax
*
cos(ψkV-φ)/ SkV
La variation de
source peut être
de court-circuit
de court-circuit
Δu
max =
ki
max *
la tension dans le réseau lors de la commutation de la
estimée sur la base du ratio de la valeur de la puissance
dans le réseau du GSD Skv et la puissance apparente nominale
SnE selon la relation:
SnE / SkV
où le coefficient kimax, désigné comme «l'impact de commutation le plus fort»
indique le rapport du plus fort courant qui se produit au cours du processus
de commutation (par exemple l'impulsion de déclenchement Iet) du courant
nominal du générateur ou de l'installation:
ki
max =
Ia / InG
Les valeurs obtenues par ladite «impulsion de déclenchement la plus forte»
donnent une certitude du résultat dans la plage des valeurs correctes.
Pour le coefficient de l'impulsion de déclenchement, les valeurs indicatives
suivantes s'appliquent:
kimax = 1, générateurs synchrones avec synchronisation fine, onduleurs
kimax = 4, générateurs asynchrones raccordés avec une plage de 95 – 105 % de
régime synchrone, en l'absence des données plus précises relatives aux
possibilités et au mode de limitation du courant, compte tenu de la brièveté
du phénomène transitoire, il convient alors de respecter la condition
indiquée ci-après pour les creux de tensions très brefs
kimax = Ia/InG générateurs asynchrones démarrés par moteur à partir du réseau
kimax = 8 si Ia est inconnu
Les machines asynchrones raccordées approximativement au régime synchrone
peuvent, en conséquence de phénomènes internes transitoires, engendrer des
creux de tension très brefs. Les valeurs autorisées pour un tel creux sont
égales au double de la valeur par ailleurs admise, c'est-à-dire pour le
niveau HT - 4 %, pour le niveau BT 6 %, à condition que le creux ne dure pas
plus de 2 périodes et la variation de la tension suivante par rapport à la
valeur avant le creux ne dépasse pas la limite par ailleurs admise.
Pour
les
centrales
éoliennes,
«un
coefficient
spécifique
de
commutation
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
dépendant du réseau» s'applique et qui mesure leur commutation et en même
temps respecte les phénomènes transitoires très courts mentionnés. Le
coefficient respecte non seulement la grandeur, mais aussi l'évolution dans
le temps du courant lors du phénomène transitoire et est exprimé en fonction
de l'angle d'impédance du réseau . Le fabricant doit justifier ledit
coefficient dans le protocole d'essai de chaque installation. Ledit
coefficient permet de calculer une «équivalence de la variation de tension»
fictive.
Δu
ers
= kiψ
*
SNe / SkV
Cette modification (comme umax) ne doit pas dépasser 2 % pour les sources
avec le point de raccordement au niveau HT et 3 % pour les sources avec le
point de raccordement au niveau BT.
Afin de réduire au minimum les effets inverses des sources sur le SD, il est
nécessaire de veiller à éviter la commutation simultanée de plusieurs
générateurs dans un point de raccordement. La solution consiste à échelonner
les commutations dans le temps dépendant des variations de tension induites
lors de la puissance maximale admissible du générateur pendant au moins une
minute et demi. En cas de puissance apparente du générateur jusqu'à la
moitié de la valeur admissible, une temporisation de 12 secondes est
suffisante. Avec une fréquence très réduite de commutations, par exemple une
fois par jour, le GSD peut autoriser de plus grandes variations de la
tension lors de la commutation, si les conditions dans le réseau le
permettent.
6.2 Raccordement des générateurs synchrones
Lors du raccordement des générateurs synchrones, ces derniers doivent être
dotés d'un dispositif de synchronisation permettant de satisfaire aux
conditions de synchronisation suivantes:
-
différence de tension U < ± 10 % Un;
différence de fréquence f < ± 0,5 Hz;
différence de phase < ± 10°.
En fonction du rapport de l'impédance du réseau et la puissance du
générateur, des limites plus restreintes peuvent être fixées pour la
commutation,
s'il
est
nécessaire
de
prévenir
les
effets
inverses
inacceptables sur le réseau.
6.3 Raccordement des générateurs asynchrones
Les générateurs asynchrones démarrés par moteur doivent être connectés hors
tension à la vitesse dans les limites entre 95 – 105 % du régime synchrone.
Pour les générateurs asynchrones qui ne sont pas activés hors tension, il
est nécessaire de se conformer aux conditions de commutation des générateurs
synchrones.
6.4 Raccordement des sources avec convertisseurs, modulateurs de
fréquence
Les convertisseurs ne peuvent être activés que lorsque leur côté AC est hors
tension. Les sources avec les convertisseurs capables de fonctionner en
îlotage dont la commutation ne se fait pas hors tension, doivent respecter
les mêmes conditions que celles applicables aux générateurs synchrones.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
6.5 Raccordement des sources au réseau 110 kW
La conception des protections du réseau et des blocs et le réglage doivent
faire l'objet d'un accord spécifique avec l'opérateur de la source à
raccorder au réseau 110 kV. L'analyse du réseau doit évaluer notamment la
stabilité de la source. En cas de raccordement de la source au réseau 110
kV, il doit être satisfait aux exigences prévues dans les conditions
techniques de l'opérateur du système de transport.
6.6 Contrôle du raccordement lors d'une puissance cumulée
Avec une puissance installée cumulée des sources lors de la transformation
THT/HT, la capacité de réserve peut être définie selon la procédure suivante
en respectant les autres conditions techniques du GSD:
SMAX = (SINS * kTR + SBIL) * kE2
où:
SINS – puissance installée du plus petit transformateur de la centrale
électrique,
kTR – coefficient de réduction tenant compte de la charge optimale du
transformateur (la valeur 0,9 est utilisée en l'absence de valeur
justifiée),
SBIL – charge minimale dans la zone alimentée par la centrale électrique
envisagée, dont il faut en parallèle soustraire la puissance installée de
toutes les sources existantes raccordées dans la zone alimentée,
kE – coefficient de réduction prenant en compte une petite production
dispersée du côté BT dans la puissance installée définie.
7. EFFETS INVERSES SUR LE SYSTÈME DE DISTRIBUTION
Afin de ne pas perturber les installations d'autres consommateurs et celles
du GSD, il est nécessaire de limiter les effets inverses des sources sur le
SD. L'estimation est fondée sur les principes de l'évaluation des effets
inverses et leurs limites admissibles fixés au chapitre 2.2 des présentes
conditions techniques.
8. MISE EN SERVICE DE LA SOURCE
Le raccordement de la source au SD ne peut être réalisé que lorsque les
conditions techniques du GSD sont remplies. Afin de réaliser le contrôle de
conformité avec les conditions techniques, il est nécessaire d'effectuer une
«inspection technique» et par la suite des «essais fonctionnels» de la
source.
En cas de source opérant dans le secteur de l'énergie, l'inspection
technique et les essais fonctionnels sont effectués dans tous les cas. Pour
les sources qui n'opèrent pas dans le secteur de l'énergie (petites sources
d'électricité jusqu'à 10 kW ou 16A/phase), l'inspection technique et l'essai
fonctionnel ne sont réalisés que dans les cas visés aux dispositions de la
loi nº 309/2009 sur la promotion des sources d'énergie renouvelables et la
production combinée à haut rendement.
8.1 Règles d'exploitation locales, inspection technique
Au plus tard 30 jours avant l'inspection technique prévue, l'exploitant de
la source opérant dans le secteur de l'énergie est tenu de soumettre au GSD
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pour approbation (en format numérique à l'adresse indiquée dans l'avis du
GSD)
les
«règles
d'exploitation
locales
de
la
source
partie
électrotechnique» (REL).
Le GSD prévoit de formuler les observations des REL dans les 15 jours ouvrés
suivant leur réception, un délai identique est applicable en cas
d'observations
supplémentaires.
Les
règles
d'exploitation
locales
définissent, entre autres, les obligations et les procédures à suivre par
l'opérateur de la source et le GSD lors de l'exploitation de la source et en
régimes exceptionnels d'exploitation.
L'exploitant de la source opérant dans le secteur de l'énergie est tenu de
faire approuver et accepter les règles d'exploitation locales avant la date
de l'inspection technique.
Les éléments suivants doivent être pris en compte lors de l'élaboration des
règles d'exploitation locales (REL) d'une source:
- le type de source et ces capacités d'exploitation;
- les exigences d'exploitation du SD;
- les intérêts légitimes de l'opérateur de la source;
- la conformité de l'exploitation de la source avec la politique
énergétique de la République slovaque.
Les règles d'exploitations locales doivent contenir au minimum:
- introduction;
- description générale de la source;
- mode d'exploitation de la source, descriptions de tous les régimes
possibles d'exploitation;
- solutions techniques, schémas de connexion par pôle avec description des
éléments;
- sortie de la puissance de la source au système de distribution;
- spécifications techniques de la source;
- transmission des données relatives à l'exploitation de la source;
- manipulations de la source;
- procédure en cas de défaillance de la source;
- procédure en cas de défaillance du système de distribution;
- arrêts prévus de la source;
- mise à la terre;
- consignes de sécurité;
- premiers secours en cas de choc électrique;
- obligations de l'opérateur de la source;
- obligations du personnel en cas d'incendie sur l'installation électrique;
- personnels habilités et leur numéro de téléphone (opérateur de la source,
etc.);
- liste des numéros de téléphone les plus importants pour le dispatching;
- signatures;
- annexes.
Le modèle des REL pour les sources qui opèrent dans le secteur de l'énergie
et qui sont raccordées au niveau BT et HT est disponible sur le site
internet de la société.
La proposition de la date de l'inspection technique est transmise par le
demandeur de raccordement (par courriel ou courrier postal) au service du
GSD. Après accord des parties à l'inspection technique, le service du GSD
confirme la date de l'inspection technique proposée ou en suggère une autre.
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Au plus tard au moment de la proposition de la date de l'inspection
technique, le demandeur de raccordement de la source doit adresser au GSD
les documents suivants:
-
-
-
-
«Tableau des paramètres des générateurs_annexe obligatoire en vue de
l'inspection technique» (pour les générateurs rotatifs), dûment rempli;
documentation de projet complète de la version réalisée en format papier
et numérique (CD, DVD);
relevé post réalisation sous format numérique (fichiers sous format .dgn,
.dxf ou .dwg), si le GSD le demande;
certificat de vérification des transformateurs de mesure du courant et
des transformateurs de mesure de la tension valable pour la RS;
rapport
de
l'inspection
technique
et
de
l'essai
technique
des
installations électriques;
certificat d'essai officiel du dispositif technique réglementé établi par
le bureau de contrôle technique ou avis technique relatif à l'essai
officiel du dispositif technique réglementé émis par le département de
l'inspection technique. En cas de poste de transformateur, il est
possible de produire une déclaration sur l'état de l'équipement
électrique, approuvé par une personne habilitée en vertu de la
réglementation en vigueur. Après la mise en service du poste de
transformateur, il convient d'effectuer la première inspection technique
et le premier essai technique sur l'équipement en question, au plus tard
avant la date des essais fonctionnels;
avis technique relatif à la documentation de projet de la construction
émis par la personne morale habilitée, titulaire de la licence délivrée
par l'Inspection nationale du travail;
permis de construire pour l'ouvrage en question ou avis de réception des
travaux ou autorisation d'utilisation temporaire du bâtiment si l'ouvrage
de construction a été soumis à une procédure administrative en vue de
construction;
photocopies des rapports d'essai et des certificats de type émis par un
laboratoire accrédité (avec la traduction slovaque) et des données
techniques
des
équipements
(générateur,
transformateur,
onduleur,
dispositif de compensation, etc.). Ces documents doivent être également
fournis sur un CD ou sur un DVD;
mode d'exploitation de la source, protocoles d'essais et rapport d'essai
de type des onduleurs statiques avec le protocole relatif aux harmoniques
et interharmoniques prévues, si le GSD en fait la demande;
calendrier précis des opérations et des mesures effectuées au cours de
l'inspection technique, si le GSD en fait la demande;
règles d'exploitation locales de la source - partie électrotechnique
(REL) approuvées par le GSD (la page de couverture revêtue des signatures
de l'auteur des REL, de l'opérateur de la source et du personnel du
GSD.).
Au moment de l'inspection technique, la source n'est pas connectée au SD, ni
même à titre d'essai. Lors de l'inspection technique, il est nécessaire de
contrôler la conformité avec les conditions techniques et les spécifications
énoncées dans les avis du GSD.
Le procès-verbal de l'inspection technique effectuée est élaboré par écrit
par le représentant du GSD, dans les 3 jours ouvrés après sa réalisation.
«Tableau des paramètres des générateurs_annexe obligatoire en vue de
l'inspection technique» (pour les générateurs rotatifs), dûment rempli,
joint en annexe du procès-verbal de l'inspection technique. En outre, le
représentant du GSD communique à l'opérateur de la source le nom de la
personne de contact pour la réalisation des tests fonctionnels.
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Le mesurage commercial ne peut être mis en place qu'après une inspection
technique réussie (le procès-verbal de l'inspection technique réussie est
requis).
En cas d'installations de biogaz (BPS), l'autorisation de mise en service
temporaire de la source est utilisée pour les réglages de la technologie de
biogaz installée aux fins de préparation du processus d'utilisation de
biogaz. La demande de mise en service temporaire de la source doit être
faite par écrit au GSD au moins 5 jours ouvrés avant sa connexion.
L'autorisation de mise en service temporaire de la source peut être
appliquée en accord avec le GSD et sur la base des conditions énoncées au
paragraphe 8.1
8.2 Essais fonctionnels
Dans le cas d'une petite source d'électricité n'opérant pas dans le secteur
de l'énergie, l'essai fonctionnel est remplacé par la déclaration de mise en
service d'une petite source d'électricité dont le formulaire figure sur le
site internet du GSD. L'opérateur du système de distribution a le droit de
demander par écrit au producteur d'électricité à partir d'une petite source
d'effectuer un essai fonctionnel pour les motifs visés à la loi nº 309/2009
sur la promotion des sources d'énergie renouvelables et la production
combinée à haut rendement et portant modification et complément de certaines
lois.
La mise en service d'une source qui opère dans le secteur de l'énergie est
conditionnée par un essai fonctionnel réussi. La date des essais
fonctionnels peut être demandée après inspection technique réussie de la
source ou après élimination des lacunes identifiées lors de ladite
inspection. Au plus tard 30 jours avant la réalisation des essais
fonctionnels prévue, l'opérateur de la source est tenu de soumettre au GSD
pour approbation (sous format numérique à l'adresse indiquée dans l'avis du
GSD):
-
le programme chronologique précis des essais fonctionnels, si le GSD en
fait la demande;
la date de réalisation des essais fonctionnels de la connexion des
données (le cas échéant) qui doit être effectuée au plus tard le jour des
essais fonctionnels de la source (le procès-verbal de réalisation des
essais fonctionnels de la connexion des données est requis).
La date exacte des essais fonctionnels est fixée d'un commun accord,
suffisamment à l'avance afin que l'opérateur du réseau dispose d'au moins 4
jours ouvrés pour inclure l'essai dans le calendrier des activités du
dispatching.
Pour les essais fonctionnels, l'opérateur de la source doit fournir:
-
le «Protocole des paramètres de protection électrique et des essais
fonctionnels des protections», approuvé par la personne habilitée, selon
les exigences du GSD;
Le rapport des essais fonctionnels de la connexion des données réussie,
si la connexion des données a été demandée par le GSD (approuvé par le
personnel habilité du GSD).
Les représentants du GSD dirigent, mais ne réalisent pas les essais
fonctionnels. Pour la mise en œuvre des essais fonctionnels, l'opérateur de
la source doit prévoir le personnel habilité à travailler sur l'équipement
électrique.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
Une partie importante des contrôles avant le raccordement est l'exécution
des essais fonctionnels des protections. Elles sont contrôlées soit en
conditions réelles ou par simulation en utilisant les dispositifs de test
appropriés.
Il est nécessaire d'effectuer les essais de déclenchement des protections et
de vérifier le respect des temps de coupure prescrits pour les conditions
d'exploitation suivantes:
-
défaillance monophasée et triphasée du réseau;
reconnexion
de
l'installation
de
production
après
la
perte
l'alimentation du SD;
variations de la fréquence (simulation par les dispositifs de test).
de
Il convient également d'effectuer ces essais même dans les sources équipées
d'onduleurs. Le fonctionnement correct des dispositifs de mesure (composante
active et réactive) doit également être testé. Si la source est équipée d'un
contrôle, d'une signalisation et d'un mesurage à distance, il convient de
vérifier leur fonctionnement à partir de l'interface correspondante.
Il est nécessaire de vérifier la fonctionnalité du dispositif de
compensation, s'il est couplé ou coupé simultanément avec un générateur et
si la mise au point des dispositifs de réglage correspond à la gamme de
puissance. La conformité aux conditions énoncées au chapitre 6 de la
présente annexe, notamment le mesurage des effets inverses, doit être
vérifiée (si le GSD en fait la demande). La mise en service, les essais
fonctionnels, etc. doivent être documentés par des rapports d'essai
correspondants.
Portée estimée du contrôle lors des essais:
-
-
vérification de l'ordre des phases (lors de la connexion par exemple des
variateurs sous tension sans charge);
vérification de l'intensité, de la tension et du champ tournant (courant
de charge > 10 %);
contrôle de la direction par le courant de charge (courant de charge >
10 ;
contrôle de signes de mesures P et Q. (Si sur les terminaux de protection
où il n'est pas possible de régler le signe de mesures P et Q
indépendamment des fonctions de protection, un réglage «+» est fait pour
la puissance dirigée vers la ligne et «-» pour la puissance dirigée vers
le jeu de barres. La visualisation sur l'écran du schéma du champ
correspondant affiche le signe «+» pour la puissance dirigée vers le jeu
de barres et «-» pour la puissance dirigée vers la ligne).
vérification de la coopération avec l'automatisme de la remise sous
tension, du coupe-circuit et de la signalisation de défaillance.
o contrôler l'affichage du commutateur «OZ-BEZ OZ» sur le PC,
o contrôler le basculement du commutateur de remise sous tension
(OZ) par le biais du PC,
o basculer le commutateur OZ dans la position «1 pól OZ» – tester
les défaillances d'un pôle,
o basculer le commutateur OZ dans la position «3 pól OZ» – tester
les défaillances d'un, 2, 3 pôles,
o basculer le commutateur OZ dans la position «1+3 pól OZ» –
tester toutes les variantes,
o basculer le commutateur OZ dans la position «bez OZ» (sans
remise sous tension) – tester toutes les variantes,
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Applicables à compter du 1er août 2016
o
o
mesurer la pause sans tension sur le commutateur de puissance (1
et 3 pôle OZ),
contrôler l'opposition des pôles.
Avant d'effectuer les essais fonctionnels et de démarrage de la source en
fonctionnement d'essai, l'opérateur de la source doit confirmer que celle-ci
a été construite conformément à la réglementation, aux normes et aux
principes, tels que:
-
la législation en vigueur et les règlements d'application;
les normes applicables EN, STN, PNE, éventuellement les conditions
techniques GSD;
la réglementation pour la protection des travailleurs et la sécurité au
travail;
les règlements et les directives du GSD.
À la suite des essais fonctionnels, la source est en général déconnectée du
SD. La source ne peut demeurer en exploitation continue que si elle a
satisfait à toutes les conditions techniques et commerciales de raccordement
de la source visées au chapitre 8.3.
8.3 Approbation de l'exploitation continue de source
Le GSD décide si, pendant ou après les essais fonctionnels il doit effectuer
d'autres tests et mesures nécessaires. À partir de ces contrôles, le GSD
complète le procès-verbal sur les essais fonctionnels de la source.
Le procès-verbal des «essais fonctionnels» réussis de la source est un
document essentiel pour conclure l'accord de livraison de l'électricité à
partir de la source. Ce n'est qu'après la signature dudit accord, qu'il est
possible de raccorder la source au SD, en vertu des règles d'exploitation
locales (REL) approuvées.
Sur demande du GDS, la mise en service de toutes les installations
électriques nouvelles ou rénovées raccordées au SD est réalisée selon le
programme et les essais fonctionnels établis par le maître d'ouvrage, en
collaboration avec le fournisseur et le gestionnaire. Le programme doit être
approuvé par le GSD.
La demande de mise en service, d'approbation d'exploitation continue de la
source doit tenir compte des étapes de préparation de l'exploitation du GSD.
Les délais et les modalités de la demande concernant la préparation de
l'exploitation du GSD sont définis dans les instructions d'exploitation du
GSD disponibles sur le site internet de la société.
L'installation mise en service n'est réputée couverte par la gestion du
dispatching qu'après:
-
la satisfaction aux exigences de raccordement au système de transport
visées au Codex ST de la RS;
l'achèvement de tous les essais fonctionnels prescrits et approuvés;
l'approbation des règles d'exploitation locales par le GSD;
la remise de tous les documents nécessaires à la gestion du site par le
dispatching (systèmes d'information);
la vérification du fonctionnement des liaisons de télécommunications, de
gestion et de l'information;
les déclarations de l'opérateur relatives à l'aptitude de l'installation
à l'exploitation.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
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L'ordre de manipulation émanant du service opérationnel de la source doit
être exécuté par le personnel en service sans délai, conformément à la
réglementation en matière de sécurité, le Codex ST de la RS et les REL.
L'ordre du service opérationnel n'est pas exécuté lorsqu'il n'est pas clair
ou est manifestement erroné et que sa mise en œuvre pourrait mettre en
danger la santé ou la vie humaine ou entraîner des dégâts matériels
importants. Dans ce cas, le personnel d'exploitation doit en avertir le
service opérationnel et exiger des explications. Toutefois, si la personne
qui émet l'ordre insiste, malgré l'avertissement, pour qu'il soit mis en
œuvre, l'ordre doit être exécuté, après avoir été dûment enregistré dans le
journal d'exploitation et sur le dispositif d'enregistrement. Ceci ne
s'applique pas aux cas de risque pour la santé et la vie humaine. La
personne qui insiste pour faire exécuter l'ordre assume l'entière
responsabilité des conséquences.
Sans autorisation du dispatching pertinent du DSD, les personnels des
sources et des centrales électriques ne sont pas autorisés à apporter des
modifications au raccordement, à effectuer des essais ou à modifier les
paramètres des protections et des automatismes, des bases de données et des
systèmes d'information et de gestion et d'autres dispositifs dont la gestion
relève de la compétence du dispatching. Les situations particulières
présentant un risque de dégâts matériels importants, une mise en danger de
la santé ou de la vie des personnes constituent une exception. Le personnel
des sources ou des centrales électriques informe immédiatement le
dispatching
compétent
de
ses
activités
dans
ces
circonstances
exceptionnelles.
Avant d'accomplir les opérations d'exploitation, la personne effectuant
l'intervention a l'obligation de répéter la consigne à l'émetteur de celleci, puis de procéder à l'exécution de la consigne et de l'enregistrer comme
prescrit. Cette consignation peut être remplacée par un dispositif
d'enregistrement
automatique
si
cela
est
prévu
dans
les
règles
d'exploitation locales.
9. EXPLOITATION DE LA SOURCE:
L'opérateur d'une installation fonctionnant en parallèle
l'obligation de la maintenir en bon état mécanique.
avec
le
SD
a
En vertu de l'arrêté MPSRV nº 508/2009 du Recueil des lois, les dispositifs
de commutation et de protection doivent être régulièrement testés par le
personnel qualifié et le résultat doit être consigné dans le document
pertinent. Ce dernier complète le calendrier des essais prescrits et est
conservé à proximité des dispositifs de la source. Il sert également de
preuve de gestion correcte de l'exploitation.
Les procès-verbaux des essais fonctionnels effectués, les rapports de
l'inspection technique et des essais des installations (éléments de
commutation, protections, etc.) et autres documents pertinents doivent être
présentés par l'exploitant de la source au GSD à la demande de celui-ci.
Le GSD peut, le cas échéant, exiger de vérifier les protections de la
déconnexion du réseau et les protections du commutateur de couplage. Si
l'exploitation du SD le requiert, le GSD est en droit de demander à
l'opérateur de la source de modifier les paramètres des protections.
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
L'opérateur de la source doit soumettre à la demande du GSD, à l'opérateur
compétent de l'installation électroénergétique de la partie GSD à laquelle
la source est connectée, des documents relatifs à l'entretien de
l'installation électrique raccordée dans un état techniquement satisfaisant
et des rapports sur les inspections et les essais des équipements utilisés
pour la sortie de la puissance de la source, en particulier sur l'efficacité
des protections et du point principal de déconnexion.
L'opérateur de la source doit permettre l'accès aux éléments de commutation
et de protection électrique de la source.
En cas d'impératif technique et à la demande du GSD, l'opérateur de la
source est tenu de déconnecter la source du SD.
En situation d'urgence ou de défaillance, le GSD est en droit de déconnecter
immédiatement la source du SD.
La source ne peut pas être reconnectée (notamment après une défaillance) au
réseau du GSD avant de satisfaire aux exigences de commutation énoncées dans
le présent document.
Le personnel autorisé GSD doit avoir accès, après accord avec l'opérateur de
la source, aux dispositifs de commutation, de mesurage et de protection.
L'opérateur de la source doit convenir avec le GSD et suffisamment à
l'avance, des modifications prévues qui peuvent avoir une incidence directe
sur le fonctionnement en parallèle avec le réseau (par exemple, changement
de la puissance de la source, remplacement des protections, changements des
dispositifs de compensation, etc.). Le GSD avise l'opérateur de la source
des modifications substantielles de son réseau pouvant affecter directement
l'exploitation parallèle, par exemple augmentation de la puissance de courtcircuit.
Si la connexion de la source au SD nécessite l'accord du dispatching du SD,
alors le GSD et l'opérateur de la source conviennent de consigner dans un
chapitre des règles d'exploitation locales (REL) la liste des personnes
habilitées à la commutation. Ledit chapitre doit également inclure les
dispositions pour la signalisation des défaillances et de la déconnexion,
ainsi que les horaires de connexion des installations de la source.
Les
les
des
par
arrêts de l'installation doivent être adéquatement préparés, dans toutes
étapes de préparation de l'exploitation. La procédure de mise en œuvre
travaux planifiés figure dans les instructions d'exploitation établies
le GSD et disponibles sur le site internet de la société.
Dans des cas exceptionnels relevant de leur compétence opérationnelle, le
dispatching opérationnel du GSD peut autoriser l'arrêt de l'installation
sans préparation préalable, et ce pour les travaux et les réparations des
défaillances, ainsi que pour les travaux exceptionnels lorsqu'il y a un
risque pour la vie et la santé.
Avant tout arrêt prévu des installations de production ou avant la
déconnexion de l'installation pour travaux, l'opérateur responsable de
l'exploitation des équipements doit demander au dispatching du GSD
l'autorisation d'arrêter le fonctionnement de l'installation et de la
déconnecter du SD.
Avant le 30 novembre de l'année N, l'opérateur d'une source avec une
puissance installée supérieure ou égale à 1 MW, doit soumettre au GSD et au
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Conditions techniques du gestionnaire du système de distribution
Applicables à compter du 1er août 2016
dispatching du GSD les renseignements suivants
prévue et la livraison d'électricité au SD:
-
concernant
la
production
l'estimation de la production maximale et de la livraison en MW (kW)
prévue pour chaque mois de l'année N +1;
la prévision de la production et de la livraison d'énergie électrique au
SD en MWh (kWh) pour chaque mois de l'année N+1;
la mise à jour de la puissance installée et de la puissance disponible de
la source.
L'opérateur de la source est tenu, toujours avant le 10 de chaque mois, de
mettre à jour les données de l'année précédente en fonction des points
précités pour le mois suivant l'année en cours. L'opérateur d'une source
égale ou supérieure à 5MW, doit fournir au dispatching du GSD les prévisions
hebdomadaires de production d'électricité pour chaque jour de la semaine n
+1.
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Applicables à compter du 1er août 2016
Annexe nº 4 Conditions de mesurage de l'électricité
Les instructions relatives au mesurage de l'électricité sont détaillées dans
le document intitulé «Conditions de mesurage de l'électricité » disponible
sur le site internet du GSD.
La référence auxdites instructions méthodologiques:
https://www.vsds.sk/edso/domov/technicke-info/meranie-distribucie/suvisiacedokumenty
ou
https://www.vsds.sk/edso/domov/technicke-info/technicke-podmienky.