Approbation du PV de la Session 1

Experts Group Implementation Network Codes – 25/02/2016 Experts Group Implementation Network Codes Reactive Power Management & Voltage Control (session 1) Date : 25/02/2016 Lieu : Elia, Boulevard de l’Empereur 20, 1000 Bruxelles Présents
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Andreau Simon (BGA1) Curvers Daan (BGA) Dekinderen Eric (BGA) De Wispelaere Bram (BGA) Geraerds Ton (BGA) Gouverneur Bruno (Synergrid) Huyge Gwen (BGA) Laumont Noémie (BGA) Mees Emmeric (CREG) Malbrancke Marc (Synergrid) Marginet Dirk (VREG) Myngheer Silvie (BGA) Roobrouck Myriam (CREG) Soens Joris (Eandis) Van Bossuyt Michaël (FEBELIEC) Van der Spiegel Bart (FEBELIEC) Van Dorpe Mario (BGA) Verrydt Eric (FEBELIEC) Wijnhoven Thomas (FEBELIEC) 
Buijs Patrik (Elia) – Président de l’Experts Group 
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Cornet Matthieu (Elia) Depouhon Céline (Elia) Gerkens Isabelle (Elia) Rouanet Arnaud (Elia) – Secrétariat Vandermot Koen (Elia) – Présentation Agenda
1. Introduction by Elia – Presentation of the initial proposal a. Context and Related Network codes b. Requirements for Generators c. Demand Connection Code 2. Discussion & next steps L’agenda a été approuvé à l’unanimité. La présentation d’Elia est disponible à l’adresse suivante : http://www.elia.be/fr/users‐group/Implementation‐EU‐Codes‐de‐Reseaux/Experts‐Group‐
Implementation‐nc/Agenda. Notepréliminaire
Dans le but de structurer ce rapport de réunion, les titres que l’on retrouve sur la présentation faite par Elia sont repris. 1
BGA (Belgian Generator Associations) regroupe BOP, COGEN Vlaanderen, EDORA, FEBEG et ODE 1 Experts Group Implementation Network Codes – 25/02/2016 En guise de brève introduction, le président de l’Experts Group rappelle que sont prévues une ou deux autres sessions pour discuter du sujet traité. Le but de cette première entrevue est principalement de définir la manière, la structure avec laquelle le sujet va être analysé et discuté. IntroductionparElia–Présentationdelapropositioninitiale
ContextandRelatedNetworkcodes
FacingnewchallengesinRPM&VC
Elia commence sa présentation en relevant les nouveaux challenges que représentera dans le futur la gestion de la puissance réactive et le contrôle de la tension (Reactive Power Management & Voltage Control). La diminution de la part de la production centralisée au profit de production décentralisée, ainsi que l’interconnectivité accrue avec les réseaux de transports des pays frontaliers, rendent plus difficile la gestion de la puissance réactive. Elia montre ensuite un graphique présentant l’évolution des besoins de puissance réactive dans le réseau belge entre 2009 et 2013. Un représentant de BGA demande si ce graphique concerne bien toute la Belgique, ce que confirme Elia. Ensuite, Elia met en évidence la réduction de puissance réactive à prévoir à tout moment. D’une part, du fait de l’augmentation de la puissance installée de RES, simultanée à la diminution des unités de production fonctionnant aux énergies fossiles.centralisée. D’autre part, du fait de la proportion de plus en plus faible de temps que sont en fonctionnement les unités liées par des contrats de gestion de puissance réactive. Un représentant de BGA demande la signification des acronymes RPM, PUs et PGM, et Elia précise que cela réfère respectivement à Reactive Power Management, Power Units et Power Generating Module. NetworkCodesrelatedtoRPM&VC
Elia présente ensuite une répartition des Network Codes selon leur impact principal. Un représentant de BGA fait remarquer que le développement des câbles souterrains en Belgique va augmenter la capacité de production de puissance réactive. Un représentant de BGA fait remarquer que les différentes capacités de gestion de la puissance réactive (générateurs, demande, réseaux, HVDC) sont toutes couvertes par les codes, mais qu’il n’est pas précisé qui est responsable de prévoir les moyens pour compenser la consommation de réactif du réseau. Il demande dans quel code ceci est pris en compte. Elia répond que cela sera vérifié. RPM&VCisasharedresponsibility
Elia décrit les propositions pour mener la réflexion autour du sujet du « Reactive Power Management & Voltage Control ». L’objectif de cette première discussion est de mettre en lumière les différences entre le Règlement Technique Fédéral et les Network Codes afin de définir les modifications minimales à apporter au premier pour satisfaire les exigences des seconds, ainsi que de détecter les potentiels « quick wins ». Concernant le troisième point mentionné sur le slide, Elia précise que la liste de 4 éléments qui s’y trouve n’est pas à lire comme un ranking. RequirementsforGenerators
Approach
Elia commence par expliquer l’approche proposée. L’hypothèse de départ est la classification des types A/B/C/D telle que discutée dans les Experts Group « Significant Grid Users ». A partir de là, pour chacun des 4 types sont analysés le Règlement Technique Fédéral (RTF) et les prescriptions Synergrid C10/11 (situation « as is ») ainsi que les Network Codes (situation « to be ») afin de les comparer pour définir une interprétation et des objectifs, dans le but de finalement mener à des points d’action. Elia rappelle que le processus itératif devant mener à la définition précise des types A/B/C/D sera, entre autres, influencé par les discussions menées et par les conclusions atteintes concernant le sujet traité. 2 Experts Group Implementation Network Codes – 25/02/2016 TypeA
Elia présente l’analyse menée pour les unités de type A, sur les sujets de la stabilité de tension, les capacités de puissance réactive et le contrôle de la tension et de la puissance réactive. Pour ces trois problématiques, Elia soutient également qu’une adaptation des prescriptions C10/11 doit être possible à moyen terme, pour laquelle les règles seront prises à partir du RTF malgré l’absence de spécifications dans le Network Code RfG.Elia propose de continuer de se baser sur les conditions du C10/11 malgré l’absence de spécifications dans le Network Code RfG. Sur le sujet du contrôle de la tension et de la puissance réactive, un représentant de BGA demande où se trouve, dans le Règlement Technique Fédéral, un article imposant un minimum de 2 set point. Elia prend note du fait qu’il faudra investiguer ce point. Un représentant de BGA demande pourquoi on parle du RTF pour le type A. Un représentant d’Eandis explique le lien entre les règlements techniques régionaux et les prescriptions Synergrid C10/11. Un représentant de FEBELIEC demande si les prescriptions de Synergrid sont également d’application pour tous ce qui est connecté dans un CDS. Selon eux, il est préférable qu’ils puissent choisir eux‐mêmes. Cela n’empêche pas que le TSO ou le DSO puisse mettre des exigences sur le point de couplage entre le CDS et le réseau. Elia prend note de la question et prévoit d’investiguer ce point. Le président de l’Experts Group ajoute que cette question peut être discutée lors des discussions prévues entre Elia et les CDS. Un représentant d’Eandis ajoute que la VREG est en train de consulter les parties concernées pour revoir la structure du règlement technique de distribution flamande, ce qui peut être également pertinent pour les CDS. Un représentant de la VREG confirme. Un représentant de BGA fait remarquer que rien n’est mentionné dans le NC RfG concernant la gestion de la puissance réactive pour les unités de type A. Un représentant de BGA fait référence aux normes européennes de Cenelec dans lesquelles une distinction est faite entre réseau fort et faible pour déterminer certaines exigences liées à la gestion de la puissance réactive et de la tension, ce qui ne lui semble pas idéal comme base de départ. TypeB
Elia présente son analyse pour les unités de type B. Un représentant de BGA considère qu’il ne faut pas trop différencier les exigences en Belgique, et qu’une harmonisation est préférable entre TSO et DSO. Pour cette raison, il trouve trop complexe d’avoir deux sous‐groupes au sein du type B, et préfère un alignement pour ne pas trop scinder les choses. Il ajoute qu’une différenciation peut particulièrement causer des problèmes si l’on regarde les codes opérationnels. Elia répond que les besoins sont différents, ce qui justifie cette différenciation. Un représentant de BGA ajoute qu’il faudrait essayer d’harmoniser au niveau européen, en s’alignant sur les pays voisins. Elia note l’opinion du représentant de BGA. Un représentant de Synergrid ajoute que la possibilité d’avoir des groupes différenciés au sein du type B n’est pas exclue. TypeC
Elia présente son analyse pour les unités de type C. Elia montre un graphique présentant conceptuellement une comparaison entre les limites de profils U‐Q/Pmax actuelles imposées par le Règlement Technique Fédéral, et les limites à déterminer. Elia ajoute que l’input des autres participants sera nécessaire pour calibrer ce parallélogramme. Un représentant de BGA demande d’expliciter plus précisément où se situent les 4 coins du quadrilatère dessiné dans le profil « à déterminer ». Elia répond que ce profil se veut seulement qualitatif, pour représenter le passage d’un carré à un parallélogramme. Un représentant de BGA partage son accord sur le principe de passer d’un carré à un parallélogramme, mais il insiste sur le fait qu’il faut définir la position des coins car cela peut créer des difficultés opérationnelles et des 3 Experts Group Implementation Network Codes – 25/02/2016 coûts pour les machines s’ils doivent fonctionner dans les coins. Elia précise que le but était avant tout d’ouvrir la question avant d’avoir une position plus précise plus tard sur les chiffres, et qu’on ne se situe qu’au niveau conceptuel du parallélogramme et le changement induit vis‐à‐vis du rectangle actuel. Un représentant de BGA fait remarquer que c’est en fait la combinaison des limites entre types A/B/C/D et de la façon dont on fixe, par type, les degrés de liberté des autres sujets traités (comme le Reactive Power Management & Voltage), qui déterminera au final la façon dont seront implémentés les Network Codes. Elia confirme. BGA fait le point sur le fait que le nombre d’heures durant lesquelles les grandes unités sont encore en fonctionnement diminuera. Il fait aussi remarquer que le problème de la gestion du réactif est très local. Pris en compte ces deux points, BGA n’est pas vraiment convaincu que changer la capacité de gestion du réactif sur les machines conventionnelles aidera pour les problématiques de RPM et VC. Elia confirme qu’il y a de moins en moins de machines conventionnelles qui tournent ensemble, en conséquence de quoi les machines restantes doivent avoir des plus grandes capacités pour avoir un status‐quo en possibilités, en tenant compte de la nature locale de la puissance réactive. Un représentant de BGA demande s’il faut prendre en compte le « on load toptap changer ». Un représentant de BGA propose de ne pas le prendre en compte pour des raisons techniquesen raison de la fiabilité inférieure, entre autres faisant référence aux publications de CIGRE. Elia présente la caractéristique Q‐P de la turbine d’éolienne de type VESTAS V112. Un représentant de BGA remarque que le titre mentionne explicitement le « low‐voltage terminal », il confirme que c’est important de regarder de ce côté‐là. Un représentant de BGA fait remarquer que le modèle sélectionné en exemple sur le slide correspond à l’un des appareils les plus modernes existant. Il ajoute qu’en pratique la majorité des turbines utilisées sont plus anciennes, et qu’ils ne savent pas faire aussi bien car leur caractéristique Q‐P est plus asymétrique. Le président de l’Experts Group rappelle que le code s’applique aux nouvelles installations, et que par conséquent d’anciens appareils ne sont pas concernés. Un représentant de BGA ajoute que, selon lui, des turbines d’autres fabricants ne sont pas capables d’offrir les mêmes courbes. Il ajoute qu’une question importante est de savoir, si un set point de puissance réactive est requis alors que la puissance active produite est nulle (P=0), quelle est alors la puissance active consommée. Il fait également remarquer que les commentaires faits ne s’applique qu’aux éoliennes on‐shore Un représentant de FEBELIEC rappelle, ainsi qu’il a été déjà mentionné pour le type A, qu’il est pertinent de considérer des exigences différentes pour ce qui concerne les installations situées au sein des CDS. Concernant la question ‘priority between active or reactive power’, un représentant de BGA demande si un TSO peut se prononcer à ce sujet. TypeD
Elia présente son analyse pour les unités de Type D. Un représentant de BGA fait remarquer qu’il serait intéressant de savoir comment les règles vont s’appliquer en présence d’un Power System Stabilizer dans les centrales nucléaires, vu le lien avec les inter‐area oscillations. Un représentant de BGA fait remarquer que le code dit que la gamme de tension autour de 400kV admet +10% pendant certaines périodes, mais que les machines ne savent pas opérer jusqu’à 440 kV. Il se demande quelle gamme de tension d’exploitation Elia sait garantir. Elia répond que son réseau est développé et exploité pour ne pas dépasser des tensions plus élevées que 420 kV. Belgiancompletion
Elia présente les deux objectifs principaux : symétriser les capacités de puissance réactive dans la limite des possibilités techniques et sans coût additionnel élevé, et augmenter les possibilités de contrôle de la puissance réactive dans la limite des possibilités techniques, spécialement pour les Power Generating Modules connectés au réseau de distribution. 4 Experts Group Implementation Network Codes – 25/02/2016 Un représentant de BGA met en avant le fait que les « quick wins » ne sont pas supposés impliquer de coûts additionnels. Elia répond qu’il ne veut pas que les coûts additionnels soient exagérés, et qu’une vue qualitative de la situation est ici recherchée plus qu’une vue quantitative. Plusieurs représentants se posent des questions de clarification concernant la formulation. DemandConnectionCode
Un représentant de BGA demande, de façon générale, s’il y a, ainsi que mentionné dans le code RfG, des articles dans le code DCC qui mentionnent explicitement de prendre en compte les règles des pays voisins et justifier les potentielles déviations. Elia va vérifier. Elia introduit cette partie en précisant que le but de cette réunion est de fixer le cadre tandis que les détails seront discutés plus tard. Un représentant de BGA pose une question concernant les pénalités appliquées par Elia lorsque les clients raccordés au réseau de transport se situent en dehors de la zone délimitée par le cos phi = 0.95. Elia répond que le DCC traite des capacités techniques auxquelles doivent répondre les unités et clients raccordés en distribution, pas de la manière dont ces capacités techniques seront utilisées et certainement pas des aspects tarifaires. Belgiancompletion
Elia propose des analyses à mener ainsi que des objectifs concernant le NC DCC pour le topic Voltage & Reactive Power Management. Discussionetétapessuivantes
Un représentant de BGA indique qu’il ne voit pas de problème avec les « wins‐wins », dans l’hypothèse que cela n’implique pasde coûts supplémentaires. S’il y a des coûts, il faut évaluer les alternatives, dans le but d’arriver à un optimum technico‐économique global. Il ajoute que l’implémentation doit être « cost‐effective », et qu’il ne faut pas gonfler les exigences globales pour résoudre des problèmes qui peuvent être résolus via des solutions plus orientées. Pointsd’action
Pour les réunions suivantes, un représentant de BGA demande s’il est possible de communiquer à l’avance l’agenda plus concret, par exemple en précisant les articles qui seront discutés. Elia répond que, au moins pour le sujet « Reactive Power Management & Voltage Control », la présentation faite par Elia inclut déjà une structure pour les réunions suivantes. Néanmoins, Elia va regarder ce qui peut être fait. Les stakeholders sont invités à communiquer leurs inputs concernant les « coins du parallélogramme » comme discuté pour le type C (calibration des coins, difficultés / possibilités à prendre en compte, autres paramètres...). * * * 5