Normes de fiabilité de la NERC - BAL
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COORDONNATEUR DE LA FIABILITÉ Direction Contrôle des mouvements d’énergie Demande R-3699-2009 NORMES DE FIABILITÉ DE LA NERC - BAL (VERSION FRANÇAISE) Original : 2013-03-27 Révisé : 2013-05-30 HQCMÉ-8, Document 1.4 (En liasse) Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active A. Introduction 1. Titre : Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active 2. Numéro : BAL-001-0.1a 3. Objet : Maintenir la fréquence en régime permanent de l'Interconnexion dans des limites définies en équilibrant en temps réel la demande et l'offre de puissance active. 4. Applicabilité : 4.1. 5. B. Responsables de l’équilibrage Date d’entrée en vigueur : 13 mai 2009 Exigences E1. Chaque responsable de l’équilibrage doit exploiter de telle façon que, sur une période de 12 mois consécutifs, la moyenne des valeurs moyennes, sur une minute civile, de l’écart de réglage de sa zone (ACE), divisée par 10B (B est la valeur moyenne sur une minute civile de la compensation en fréquence de la zone d’équilibrage) et multipliée par les valeurs moyennes correspondantes sur une minute civile, de l’écart de fréquence de l’Interconnexion, soit inférieure à une limite définie. Cette limite ε 1 2 est une constante calculée à partir d’une limite cible de fréquence (établie spécifiquement pour chaque Interconnexion), que le comité d’exploitation de la NERC examine et établit selon les besoins. ACE i MOYPeriode ACE i 10 Bi F1 12 ou MOYPeriode 12 10 Bi 1 F1 1 1 L’équation de l’ACE est : ACE = (NI R – NI P ) – 10B (F R – F P ) - I ME Où : NI R est la somme algébrique des transits réels sur l’ensemble des lignes d’interconnexion. NI P est la somme algébrique des transits programmés sur l’ensemble des lignes d’interconnexion. B est le réglage de la compensation en fréquence (MW/0,1 Hz) pour le responsable de l’équilibrage. L’application d’un coefficient 10 permet d’exprimer le réglage de la fréquence en MW/Hz. F R est la fréquence réelle. F P est la fréquence programmée qui est normalement de 60 Hz; mais peut être décalée pour effectuer des corrections manuelles de l’écart de temps. I ME est le facteur de correction de l’erreur de comptage, obtenu généralement par estimation à partir de la différence entre la moyenne horaire intégrée des transits nets sur les lignes d’interconnexion (NI R ) et la mesure de la demande d’échange nette horaire (mégawatt-heure). Ce facteur devrait normalement être très petit ou égal à zéro. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 1 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active E2. Chaque responsable de l’équilibrage doit exploiter de telle façon que son ACE moyen pour au moins 90 % des périodes de dix minutes civiles (6 périodes non chevauchantes par heure) au cours d’un mois civil ne dépasse pas une limite définie, notée L 10 . MOY10 minutes ACE i L10 Où : L10 1,65 10 10 Bi 10 Bs 10 est une constante calculée à partir de la limite cible de fréquence. Il s’agit de la valeur efficace de l’écart de fréquence moyen sur dix minutes d’après la tenue de fréquence réalisée sur une année donnée. La cible, 10 , est la même pour chaque zone d’équilibrage à l’intérieur d’une Interconnexion, et B s est la somme des réglages de la compensation en fréquence des zones d’équilibrage de l’Interconnexion en question. Pour les zones d’équilibrage dont la compensation est variable, B s est égal à la somme des valeurs minimales des réglages de la compensation en fréquence. E3. Chaque responsable de l’équilibrage qui fournit un service étendu de régulation doit évaluer l'exigence E1(c.-à-d. la norme de performance du réglage 1, ou CPS1) et l'exigence E2(c.-à-d. la norme de performance du réglage 2, ou CPS2) en utilisant les caractéristiques des ACE combinés et des réglages de la compensation en fréquence combinés. E4. La performance du réglage d’un responsable de l’équilibrage qui reçoit un service étendu de régulation ne doit pas être évaluée (du point de vue de la performance du réglage, le responsable de l'équilibrage a transféré toutes les exigences en matière de réglage au responsable de l’équilibrage qui fournit le service étendu de régulation). C. Mesures M1. Chaque responsable de l'équilibrage doit atteindre, au minimum, un niveau de conformité de 100 % à l’exigence 1 (CPS1). La CPS1 est calculée en convertissant un ratio de conformité en un pourcentage de conformité, comme suit : CPS1 = (2 - CF) * 100 % Le facteur de conformité lié à la fréquence, noté CF, est un ratio de tous les paramètres de conformité sur une minute accumulés au cours d’une période de douze mois, divisé par la limite cible de fréquence : CF CF12 mois 1 2 Où 1 est définie dans l’exigence E1. L’indice d’évaluation CF 12 mois est calculé à partir de 12 mois de données. La donnée de base est calculée à partir des moyennes sur une minute de l’ACE, de l’écart de fréquence et des réglages de la compensation en fréquence. La moyenne sur une minute civile est la moyenne de la variable mesurée valide (c.-à-d. de l’ACE et de l’écart de fréquence) du responsable de l’équilibrage déclarant pour chaque cycle d’échantillonnage au cours d’une minute civile donnée. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 2 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active ACE 10 B minute civile Fminute civile ACE cycles d'échantillonage par minute civle cycles d'échantillonage par minute civile - 10B F cycles d'échantillonage par minute civile cycles d'échantillonage par minute civile Le facteur de conformité (CF) du responsable de l’équilibrage sur une minute civile devient : ACE Fminute civile CFminute civile 10 B minute civile Normalement, 60 moyennes par minute civile de l’ACE du responsable de l’équilibrage déclarant et de l’écart de fréquence de l’Interconnexion concernée seront utilisées pour calculer le paramètre de conformité moyen horaire associé. CFheure civile CF minute civile échantillons sur une minute civile dans l'heure Le responsable de l’équilibrage déclarant doit être en mesure de recalculer et de stocker en mémoire chacune des moyennes horaires de CF (CF moyenne horaire - mois ) ainsi que le nombre d’échantillons respectif pour chacune des vingt-quatre (24) heures (un pour chaque heure civile, c.-à-d. l’heure se terminant 0100, 0200, …, jusqu’à 2400). CF heure civile CFmoyenne horaire - mois échantillons d'une minute par heure civile échantillons d'une minute par heure civile jours dans le mois CF heure civile moyenne par mois CFmois jours dans le mois moyennes des échantillons d'une minute par heure civile heures dans le jour moyennes des échantillons d'une minute par heure civile heures dans le jour Le facteur de conformité sur 12 mois devient : CF 12 CF12 mois i 1 mois-i échantillons d'une minute dans le mois i 12 i 1 échantillons d'une minute dans le mois i Afin de faire en sorte que l’ACE et la déviation de fréquence moyens calculés pour n’importe quel intervalle d’une minute soient représentatifs de cet intervalle, il est nécessaire qu’au moins 50% des échantillons d'ACE et de déviation de fréquence mesurés au cours de cet intervalle d'une minute soient présents. Si ce pourcentage ne peut être atteint en raison d’une interruption prolongée dans les enregistrements de l’ACE ou de la déviation de Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 3 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active fréquence imputable à une perte de télémesure ou à une indisponibilité d’ordinateur, cet intervalle d’une minute doit être exclu du calcul du CPS1. M2. Chaque responsable de l'équilibrage doit atteindre, au minimum, une conformité de 90 % à l’exigence 2 (CPS2). La CPS2 a trait à une limite sur la moyenne de l’ACE sur dix minutes. Le pourcentage de conformité se calcule comme suit : Dépassements mois CPS 2 1 100 Périodes totales mois Périodes indisponibles mois Les dépassements par mois correspondent au nombre de périodes pour lesquelles l’ACE dix minutes civiles a dépassé L 10 . L‘ACE sur dix minutes civiles est la somme des échantillons valides de l'ACE pris à l'intérieur d'une période de dix minutes civiles divisée par le nombre d’échantillons valides. Dépassement de dix minutes civiles = 0 si ACE échantillons en 10 minutes L10 = 1 si ACE échantillons en 10 minutes L10 Chaque responsable de l’équilibrage doit déclarer le nombre total de dépassements et de périodes indisponibles pour le mois. La valeur L 10 est définie à l’exigence E2. Comme la CPS2 exige que la moyenne de l’ACE soit calculée sur une période définie, les mêmes facteurs qui limitent le nombre total de périodes par mois limiteront le nombre de dépassements au cours de ce mois. Le calcul du nombre total de périodes par mois et de dépassements par mois doivent donc être traités ensemble. Il peut se présenter une situation qui influe sur le calcul normal du nombre total de périodes par mois et de dépassements par mois. Cette situation correspond à une interruption prolongée dans l’enregistrement de l’ACE. Afin d’avoir l’assurance que l’ACE moyen calculé pour tout intervalle de dix minutes est représentatif de cet intervalle, il est nécessaire qu’au moins la moitié des échantillons de données d’ACE mesurés au cours de cet intervalle soient présents. Si la moitié ou plus des données de l'ACE ne sont pas disponibles à cause d’une perte de télémesure ou de l‘indisponibilité d'ordinateur, cet intervalle de dix minutes doit être exclu du calcul de la CPS2. D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Responsabilité de la surveillance de la conformité Organisation régionale de la fiabilité. 1.2. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité Un mois civil. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 4 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active 1.3. Conservation des données Les données à l'appui du calcul de CPS1 et CPS2 (annexe 1-BAL-001-0) doivent être conservées sous forme électronique durant au moins un an. Si les données de CPS1 et CPS2 pour une zone d’équilibrage font l’objet d’un examen en réponse à une question qui a été soulevée sur les données, celles-ci doivent être conservées au-delà de la période de conservation normale, jusqu’à ce que la question ait été officiellement résolue. Chaque responsable de l’équilibrage doit conserver pour une période consécutive de 12 mois les valeurs suivantes : l’ACE moyen pour une minute (ACE i ), l’écart de fréquence moyen pour une minute et, s’il utilise une compensation variable, la compensation en fréquence moyenne sur une minute. 1.4. Autres informations sur la conformité Aucune. 2. 3. E. 2.1. Niveau 1 : La valeur de CPS1 de la zone d’équilibrage est inférieure à 100 %, mais supérieure ou égale à 95 %. 2.2. Niveau 2 : La valeur de CPS1 de la zone d’équilibrage est inférieure à 95 %, mais supérieure ou égale à 90%. 2.3. Niveau 3 : La valeur de CPS1 de la zone d’équilibrage est inférieure à 90 %, mais supérieure ou égale à 85 %. 2.4. Niveau 4 : La valeur de CPS1 de la zone d’équilibrage est inférieure à 85 %. Niveaux de non-conformité – CPS2 3.1. Niveau 1 : La valeur de CPS2 de la zone d’équilibrage est inférieure à 90 %, mais supérieure ou égale à 85 %. 3.2. Niveau 2 : La valeur de CPS2 de la zone d’équilibrage est inférieure à 85 %, mais supérieure ou égale à 80 %. 3.3. Niveau 3 : La valeur de CPS2 de la zone d’équilibrage est inférieure à 80 %, mais supérieure ou égale à 75 %. 3.4. Niveau 4 : La valeur de CPS2 de la zone d’équilibrage est inférieure à 75 %. Différences régionales 1. F. Niveaux de non-conformité – CPS1 Dispense de l’ERCOT à la norme de performance du réglage 2 (CPS2), approuvée le 21 novembre 2002. Documents associés 1. Annexe 2 – Interprétation de l’exigence E1 (23 octobre 2007) Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 5 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active Historique des versions Version Date Intervention Suivi des modifications 0 8 février 2005 Approbation par le conseil d’administration de la NERC Nouveau 0 1er avril 2005 Date d’entrée en vigueur Nouveau 0 8 août 2005 « Proposed » retiré de la date d’entrée en vigueur Erratum 0 24 juillet 2007 E3 corrigée pour indiquer M1 et M2 en référence, au lieu de E1 et E2 Erratum 0a 19 décembre 2007 Annexe 2 ajoutée – Interprétation de E1 approuvée par le conseil d’administration le 23 octobre 2007 Révision 0a 16 janvier 2008 Dans la section A.2., « a » ajouté à la fin du numéro de norme. Dans la section F, la numérotation automatique corrigée de « 2 » à « 1 » et « approved » retiré et parenthèses ajoutées à « October 23, 2007 ». Errata 0 23 janvier 2008 Annulation du changement du 24 juillet 2007 Erratum 0.1a 29 octobre 2008 Le conseil d’administration a approuvé les corrections de l’erratum. Numéro de version mis à jour à « 0.1a ». Erratum 0.1a 13 mai 2009 Approuvée par la FERC Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 6 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active Annexe 1-BAL-001-0 Données de CPS1 et CPS2 DONNÉES DE CPS1 Description Exigences de conservation 1 Constante calculée à partir de la limite cible de fréquence. Cette valeur est la même pour chaque zone d’équilibrage dans l’Interconnexion. Conserver la valeur de 1 utilisée dans le calcul de CPS1. ACE i ACE moyen sur une minute civile. Conserver les valeurs moyennes de l’ACE sur une minute (525 600 valeurs). Bi Compensation en fréquence de la zone d’équilibrage. Conserver la ou les valeurs de B i utilisées dans le calcul de CPS1. F R (F A ) Fréquence réelle mesurée. Conserver les valeurs moyennes de la fréquence sur une minute (525 600 valeurs). F P (F S ) Fréquence programmée pour l’Interconnexion. Conserver les valeurs moyennes de la fréquence sur une minute (525 600 valeurs). DONNÉES DE CPS2 Description Exigences de conservation V (Dépassements) Nombre d’incidents par heure où la valeur absolue de l’ACE sur dix minutes civiles est supérieure à L 10 . Conserver les valeurs de V utilisées dans le calcul de CPS2. 10 Constante calculée à partir de la limite cible de fréquence. Cette valeur est la même pour chaque zone d’équilibrage dans l’Interconnexion. Conserver la valeur de 10 utilisée dans le calcul de CPS2. Bi Compensation en fréquence de la zone d’équilibrage. Conserver la valeur de B i utilisée dans le calcul de CPS2. Bs La somme de la compensation en fréquence des zones d’équilibrage dans l’Interconnexion en question. Pour les réseaux avec compensation variable, la valeur B s est égale à la somme des valeurs minimales du réglage de la compensation en fréquence. Conserver la valeur de B s utilisée dans le calcul de CPS2. Conserver la valeur minimale de la compensation pour une minute (525 600 valeurs). U (Périodes indisponibles) Nombre de périodes de dix minutes indisponibles par heure utilisé dans le calcul de CPS2. Conserver le nombre de périodes de dix minutes indisponibles utilisé dans le calcul de CPS2 pour la période de référence. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 7 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active Annexe 2 Interprétation de l’exigence 1 Demande : Est-ce que la procédure de réglage automatique de l’écart de temps WECC (WATEC) contrevient à l’exigence 1 de la norme BAL-001-0 ? Interprétation : L’exigence 1 de la BAL-001 — Performance du contrôle de l’équilibrage de la puissance active – correspond à la définition de l’équation donnant l’écart de réglage de la zone (ACE) et des limites établies pour la norme de performance du réglage 1 (CPS1). BAL-001-0 E1. Chaque responsable de l’équilibrage doit exploiter de telle façon que, sur une période de 12 mois consécutifs, la moyenne des valeurs moyennes, sur une minute civile, de l’écart de réglage de sa zone (ACE), divisée par 10B (B est la valeur moyenne sur une minute civile de la compensation en fréquence de la zone d’équilibrage) et multipliée par les valeurs moyennes correspondantes sur une minute de l’écart de fréquence de l’Interconnexion, soit inférieure à une limite définie. Cette limite ε 1 2 est une constante calculée à partir d’une limite cible de fréquence (établie spécifiquement pour chaque Interconnexion), que le comité d’exploitation de la NERC examine et établit selon les besoins. Selon la documentation relative à la procédure WATEC, les responsables de l’équilibrage doivent maintenir une valeur ACE brute pour la déclaration des CPS et assurer une régulation en fonction d’une valeur ACE ajustée WATEC. Du moment qu’un responsable de l’équilibrage utilise une valeur ACE brute (non ajustée pour la WATEC) pour la déclaration des CPS, l’utilisation de la WATEC pour la régulation ne contrevient pas à l’exigence 1 de la BAL-001. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 8 de 8 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active Annexe QC-BAL-001-0.1a Dispositions particulières de la norme BAL-001-0.1a applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active 2. Numéro : BAL-001-0.1a 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Responsabilité de la surveillance de la conformité La Régie de l’énergie est responsable, au Québec, de la surveillance de la conformité à la norme de fiabilité et son annexe qu'elle adopte. 1.2. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité Aucune disposition particulière 1.3. Conservation des données Aucune disposition particulière 1.4. Autres informations sur la conformité Aucune disposition particulière 2. Niveaux de non-conformité – CPS1 Aucune disposition particulière 3. Niveaux de non-conformité – CPS2 Aucune disposition particulière E. Différences régionales Aucune disposition particulière Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-1 de 2 Norme BAL-001-0.1a — Performance du contrôle de l'équilibrage de la puissance active Annexe QC-BAL-001-0.1a Dispositions particulières de la norme BAL-001-0.1a applicables au Québec F. Documents associés Aucune disposition particulière Annexe 1 – BAL-001-0 Aucune disposition particulière Annexe 2 Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-2 de 2 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé A. Introduction 1. Titre : Performance du contrôle en régime perturbé 2. Numéro : BAL-002-1 3. Objet : L’objet de la norme de contrôle en régime perturbé (DCS) est de faire en sorte que le responsable de l’équilibrage soit en mesure d'utiliser sa réserve pour contingence afin d’équilibrer les ressources et la demande, et de rétablir la fréquence de l’Interconnexion à l'intérieur de limites définies suivant une perturbation à déclarer. Comme les défaillances des groupes de production sont bien plus courantes que les pertes importantes de charge, et comme la mobilisation des réserves pour contingence ne s’applique généralement pas aux pertes de charge, la DCS ne s’applique qu’à la perte d'alimentation, et non à la perte de charge. 4. Applicabilité : 5. B. 4.1. Responsables de l’équilibrage 4.2. Groupes de partage des réserves (les responsables de l’équilibrage peuvent satisfaire aux exigences de la norme BAL-002 en participant à un groupe de partage des réserves.) 4.3. Organisations régionales de fiabilité Date d’entrée en vigueur proposée : Le premier jour du premier trimestre civil à survenir un an après l’approbation réglementaire applicable; ou, dans les territoires où aucune approbation réglementaire n'est requise, le premier jour du premier trimestre civil à survenir un an après l'adoption par le Conseil d'administration. Exigences E1. Chaque responsable de l’équilibrage doit disposer et/ou être exploitant d'une réserve pour contingence pour faire face aux perturbations. La réserve pour contingence peut être fournie à partir de ressources de production, de charges contrôlables ou d'ajustements coordonnés des programmes d’échange. E1.1. Un responsable de l’équilibrage peut décider de s’acquitter de ses obligations à l’égard de la réserve pour contingence en participant comme membre d’un groupe de partage des réserves. Dans ce cas, le groupe de partage des réserves aura les mêmes responsabilités et obligations que chaque responsable de l’équilibrage à l’égard de la surveillance et du respect des exigences de la norme BAL-002. E2. Chaque organisation régionale de fiabilité, organisation sous-régionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves doit spécifier ses politiques en matière de réserve pour contingence, comprenant : E2.1. l’exigence de réserve minimale pour le groupe; E2.2. sa répartition parmi les membres; E2.3. la combinaison permise de réserve d’exploitation synchronisée et de réserve d'exploitation supplémentaire pouvant être incluse dans la réserve pour contingence; E2.4. la procédure pour mettre en application la réserve pour contingence; E2.5. les limitations, s’il y en a, de la quantité de charge interruptible qui peut être incluse; Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Page 1 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé E2.6. la même portion de capacité d'une ressource (p. ex., les réserves provenant d’installations de production en copropriété) ne doit pas être comptée plus d'une fois comme réserve pour contingence par plusieurs responsables de l’équilibrage. E3. Chaque responsable de l’équilibrage ou chaque groupe de partage des réserves doit mobiliser suffisamment de réserve pour contingence pour se conformer à la DCS. E3.1. Au minimum, le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves doit disposer d’une réserve pour contingence suffisante afin de se prémunir contre la contingence simple la plus grave. Tous les responsables de l’équilibrage et groupes de partage des réserves doivent passer en revue, au moins une fois par an, leurs contingences probables pour déterminer leurs contingences simples éventuelles les plus graves. E4. Un responsable de l’équilibrage ou un groupe de partage des réserves doit respecter le critère de rétablissement après perturbation à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation pour la totalité des perturbations à déclarer. Le critère de rétablissement après perturbation est : E4.1. Un responsable de l’équilibrage doit remettre son écart de réglage de la zone (ACE) à zéro si, juste avant la perturbation à déclarer, l’ACE était positif ou égal à zéro. Dans le cas où l’ACE était négatif juste avant la perturbation, le responsable de l’équilibrage doit ramener l’ACE à sa valeur qu’il avait avant la perturbation. E4.2. Par défaut, le délai de rétablissement après perturbation est de 15 minutes après le début d’une perturbation à déclarer. E5. Chaque groupe de partage des réserves doit se conformer à la DCS. Un groupe de partage des réserves doit être considéré en situation de perturbation à déclarer chaque fois qu’un membre du groupe a subi une perturbation à déclarer et demande la mobilisation des réserves pour contingence auprès d'un ou plusieurs autres membres du groupe. (Si un membre du groupe a subi une perturbation à déclarer, mais ne demande pas la mobilisation de la réserve auprès des autres membres du groupe de partage des réserves, ce membre doit alors faire rapport individuellement en tant que responsable de l’équilibrage.) La conformité peut être démontrée par l’une ou l’autre des deux méthodes suivantes : E5.1. Le groupe de partage des réserves examine l’ACE du groupe (ou son équivalent) et démontre la conformité à la DCS. Pour être conforme, l’ACE du groupe (ou son équivalent) doit satisfaire au critère de rétablissement après perturbation après la mise en œuvre complète du(des) changement(s) de programme lié(s) au partage des réserves, et, ce, à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation. ou E5.2. Le groupe de partage des réserves examine l’ACE de chaque membre en réponse à la mobilisation des réserves. Pour être conforme, l'ACE d’un membre (ou son équivalent) doit satisfaire au critère de rétablissement après perturbation après la mise en œuvre complète du(des) changement(s) de programme lié(s) au partage des réserves, et, ce, à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation. E6. Un responsable de l’équilibrage ou un groupe de partage des réserves doit rétablir complètement ses réserves pour contingence à l'intérieur du délai de rétablissement des réserves pour contingence de son Interconnexion. E6.1. La période de rétablissement des réserves pour contingence commence à la fin du délai de rétablissement après perturbation. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Page 2 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé E6.2. Par défaut, le délai de rétablissement des réserves pour contingence est de 90 minutes. C. Mesures M1. Un responsable de l’équilibrage ou un groupe de partage des réserves doit calculer et déclarer sa conformité à la norme de contrôle en régime perturbé pour toutes les perturbations égales ou supérieures à 80 % de l’amplitude de la perte résultant de la contingence simple la plus grave du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves. Les régions peuvent, à leur discrétion, exiger un seuil de déclaration plus bas. La norme de contrôle en régime perturbé est mesurée en pourcentage du rétablissement (Ri). Pour la perte de production : 20 Temps de rétablissement Si ACEA < 0 Alors MW perte max 0, ACE A ACE M Ri * 100 % MW perte 0 -20 ACEM -40 ACEA -60 -80 -100 -120 Ri Où : MW perte max 0 , ACE MW perte M * 100 % ACE (MW) Si ACEA > 0 Alors MWPerte correspond à l’ampleur de la perturbation en MW, mesurée au début de la perte; ACEA correspond à l’ACE avant la perturbation; ACEM est la valeur algébrique maximale de l’ACE, mesurée dans les quinze minutes suivant la perturbation. Un responsable de l’équilibrage ou un groupe de partage des réserves peut, à sa discrétion, établir que ACEM = ACE15 min, et Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves doit consigner la valeur MWPerte mesurée à l’endroit de la perte si faire se peut. La valeur ne devrait pas être mesurée par un changement dans l’ACE, car la réponse du régulateur de vitesse et la réponse de l'AGC peuvent introduire une erreur. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves doit établir la valeur de ACEA à partir de l’ACE moyen obtenu au cours de la période précédant le début de la perturbation (intervalle compris entre 10 et 60 secondes avant et comprenant au moins 4 balayages de l’ACE). Dans le graphique ci-après, la ligne horizontale représente l’ACE moyen calculé sur une période de 15 secondes avant le début de la perturbation, avec un résultat d'ACEA égal à -25 MW Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Page 3 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé ACE -30 -20 -10 0 0 -40 -80 Le pourcentage moyen de rétablissement est la moyenne arithmétique de tous les Ri calculés pour les perturbations à déclarer survenues au cours d’un trimestre donné. Le pourcentage moyen de rétablissement pour les perturbations qui peuvent être exclues est calculé de façon similaire. D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité La conformité à la DCS doit être mesurée sous forme de pourcentage, selon les mesures cidessus. Chaque responsable de l'équilibrage ou chaque groupe de partage des réserves doit soumettre une copie du formulaire DCS, « NERC Control Performance Standard Survey – All Interconnections » dûment rempli à son contact au « sous-comité d’enquête des ressources », au plus tard le 10e jour suivant la fin du trimestre civil (c.-à-d. le 10 avril, le 10 juillet, le 10 octobre et le 10 janvier). L’entité régionale doit soumettre à la NERC un document synthèse rendant compte de la conformité à la DCS au plus tard le 20e jour du mois suivant la fin du trimestre. 1.1. Responsable de la surveillance de l'application des normes Entité régionale 1.2. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité La conformité à la DCS sera évaluée pour chaque période de référence. Le délai de retour est d’un trimestre civil sans violation. 1.3. Processus de surveillance et de mise en application des normes Audits de conformité Déclarations sur la conformité Audits ponctuels Enquêtes sur les non-conformités Déclarations volontaires Plaintes 1.4. Conservation des données Les données à l’appui du calcul de la DCS doivent être conservées sous forme électronique durant au moins un an. Si les données sur la DCS pour un groupe de partage des réserves et un responsable de l’équilibrage font l’objet d’un examen en Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Page 4 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé réponse à une question qui a été soulevée à propos de ces données, celles-ci doivent être conservées au-delà de la période de conservation normale, jusqu’à ce que la question ait été officiellement résolue. 1.5. Autres informations sur la conformité Perturbations à déclarer – Les perturbations à déclarer sont des contingences qui sont égales ou supérieures à 80 % de la contingence simple la plus grave. Une organisation régionale de fiabilité, une organisation sous-régionale de fiabilité ou un groupe de partage des réserves peut, de façon volontaire, abaisser le seuil au-dessous de 80 %, pourvu que les caractéristiques d’exploitation normale ne soient pas considérées ou faussement représentées comme des contingences. Les caractéristiques d’exploitation normale sont exclues parce que la DCS ne mesure que le rétablissement consécutif à des pertes soudaines et imprévues du côté des ressources de production. Contingences simultanées – Des contingences multiples se produisant à moins d’une minute d’intervalle doivent être traitées comme une contingence simple. Si l’ampleur combinée de ces contingences multiples dépasse la contingence simple la plus grave, la perte doit être déclarée, mais exclue de l’évaluation de conformité. Contingences multiples au cours de la période de perturbation à déclarer – Les contingences additionnelles survenant après un délai d’une minute du début d’une perturbation à déclarer, mais avant la fin du délai de rétablissement après perturbation, peuvent être exclues de l’évaluation. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves doit déterminer la conformité à la DCS pour la perturbation à déclarer initiale en procédant à une estimation raisonnable de la réponse qui aurait été observée si la deuxième contingence et les suivantes ne s’étaient pas produites. Contingences multiples au cours du délai de rétablissement des réserves pour contingence – Les perturbations à déclarer additionnelles survenant après la fin du délai de rétablissement après perturbation, mais avant la fin du délai rétablissement des réserves pour contingence, doivent être déclarées et incluses dans l’évaluation de la conformité. Cependant, le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves peut demander une dérogation auprès du sous-comité des ressources si les réserves pour contingence ont été rendues inadéquates par des contingences antérieures et qu’il peut démontrer de ses efforts faits de bonne foi pour remplacer les réserves pour contingence. 2. Niveaux de non-conformité Chaque responsable de l’équilibrage ou chaque groupe de partage des réserves qui ne se conforme pas à la DCS au cours d’un trimestre civil donné doit accroître son obligation à l’égard de la réserve pour contingence pour le trimestre civil (décalé d’un mois) suivant l’évaluation par la NERC ou le responsable de la surveillance de la conformité (p. ex. pour le premier trimestre civil de l’année, la pénalité s’appliquera aux mois de mai, juin et juillet). La hausse sera directement proportionnelle à la non-conformité à la DCS au cours du trimestre précédent. Cette correction n’est pas reportée d’un trimestre à l’autre, et constitue un pourcentage supplémentaire de réserve nécessaire au-delà de la contingence simple la plus grave. Un groupe de partage des réserves peut choisir une méthode de répartition pour augmenter sa réserve pour contingence, pourvu que cette augmentation soit entièrement répartie. Un représentant de chaque responsable de l’équilibrage ou chaque groupe de partage des réserves qui n’a pas été conforme au cours du trimestre civil le plus récemment complété doit fournir des documents écrits qui confirment que le responsable de l’équilibrage ou le groupe Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Page 5 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé de partage des réserves appliquera la correction appropriée en matière de performance DCS à compter du premier jour du mois suivant, et qu’il continuera de l’appliquer pendant trois mois. Ces documents écrits doivent accompagner le rapport trimestriel sur la norme de contrôle de la fréquence en régime perturbé lorsqu’un responsable de l’équilibrage ou un groupe de partage des réserves est non conforme. 3. E. Niveaux de gravité de la non-conformité (aucun changement) Différences régionales Aucune identifiée. Historique des versions Version Date Intervention Suivi des modifications Nouvelle 0 Le 1er avril 2005 Date d'entrée en vigueur 0 Le 8 août 2005 Retrait du mot « Proposed » dans la date d'entrée en vigueur. Erratum 0 Le 14 février 2006 Révision du graphique de la page 3, « 10 min. » changé pour « Recovery time » Erratum Retrait du paragraphe de la quatrième puce. 1 À déterminer Modifiée pour répondre à l'ordonnance numéro 693, directives du paragraphe 321. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 1er avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxx) : xx mois 201x Révision Page 6 de 6 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Performance du contrôle en régime perturbé 2. Numéro : BAL-002-1 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : le xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Responsable de la surveillance de l'application des normes La Régie de l’énergie est responsable, au Québec, de la surveillance de l’application de la norme de fiabilité et de son annexe qu'elle adopte. La NERC demeure responsable de la surveillance de la conformité de l’organisation régionale de fiabilité. 1.2. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité Aucune disposition particulière 1.3. Processus de surveillance et de mise en application des normes Aucune disposition particulière 1.4. Conservation des données Aucune disposition particulière 1.5. Autres informations sur la conformité Aucune disposition particulière 2. Niveaux de non-conformité Aucune disposition particulière Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-1 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec 3. Niveaux de gravité de la non-conformité Exigence Faible Modéré Élevé Critique E1 Sans objet Sans objet Le responsable de l’équilibrage n’a pas utilisé une réserve pour contingence pour faire face à une perturbation. Le responsable de l’équilibrage ne disposait pas d’une réserve pour contingence pour faire face à une perturbation. E1.1 Sans objet Sans objet Sans objet Le responsable de l’équilibrage a décidé de s’acquitter de ses obligations à l’égard de la réserve pour contingence en participant comme membre d’un groupe de partage des réserves et le groupe de partage des réserves n’a pas rempli les mêmes responsabilités et obligations que l’entité responsable doit respecter à l’égard de la surveillance et du respect des exigences de la norme BAL-002. E2 L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié une des sous-exigences suivantes. L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié deux ou trois des sous-exigences suivantes. L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié quatre ou cinq des sous-exigences suivantes. L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié toutes les six sous-exigences suivantes. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-2 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec Exigence Faible Modéré Élevé Critique E2.1 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié l’exigence de réserve minimale pour le groupe. E2.2 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié la répartition des réserves parmi les membres. E2.3 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié la combinaison permise de réserve d’exploitation synchronisée et de réserve d’exploitation supplémentaire pouvant être incluse dans la réserve pour contingence. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-3 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec Exigence Faible Modéré Élevé Critique E2.4 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à fournirfourni la procédure pour mettre en application la réserve pour contingence. E2.5 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves n’a pas réussi à spécifierspécifié les limitations, s’il y en a, de la quantité de charge interruptible qui peut être incluse. E2.6 Sans objet Sans objet Sans objet L’organisation régionale de fiabilité, organisation sousrégionale de fiabilité ou groupe de partage des réserves a permis que la même portion de capacité d’une ressource (p. ex., les réserves provenant d’installations de production en copropriété) soit comptée plus d’une fois comme réserve pour contingence par plusieurs responsables de l’équilibrage. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-4 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec Exigence E3 Faible Modéré Élevé Critique Le pourcentage moyen de rétablissement du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves selon le rapport trimestriel DCS NERC était de moins de 100%, mais plus grand ou égal à 95%. Le pourcentage moyen de rétablissement du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves selon le rapport trimestriel DCS NERC était de moins de 95%, mais plus grand ou égal à 90%. Le pourcentage moyen de rétablissement du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves selon le rapport trimestriel DCS NERC était de moins de 90%, mais plus grand ou égal à 85%. Le pourcentage moyen de rétablissement du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves selon le rapport trimestriel DCS NERC était de moins de 85%. OU OU Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à disposerne disposait pas d’une réserve pour contingence suffisante afin de se prémunir contre la contingence simple la plus grave, tel que spécifié en E3.1. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à passerpassé en revue annuellement leurs contingences probables pour déterminer leurs contingences simples éventuelles les plus graves, tel que spécifié en E3.1. E3.1 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet E4 Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves a respecté le critère de rétablissement après perturbation à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation pour plus de 90% et moins de 100% des perturbations à déclarer. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves a respecté le critère de rétablissement après perturbation à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation pour plus de 80% et moins de ou égal à 90% des perturbations à déclarer. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves a respecté le critère de rétablissement après perturbation à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation pour plus de 70% et moins de ou égal à 80% des perturbations à déclarer. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves a respecté le critère de rétablissement après perturbation à l’intérieur du délai de rétablissement après perturbation pour plus de 0% et moins de ou égal à 70% des perturbations à déclarer. E4.1 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet E4.2 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-5 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec Exigence Faible Modéré Élevé Critique E5 Le groupe de partage des réserves a respecté l’exigence du DCS pour plus de 90% et moins de 100% des perturbations à déclarer. Le groupe de partage des réserves a respecté les exigences du DCS pour plus de 80% et moins de ou égal à 90% des perturbations à déclarer. Le groupe de partage des réserves a respecté les exigences du DCS pour plus de 70% et moins de ou égal à 80% des perturbations à déclarer. Le groupe de partage des réserves a respecté les exigences du DCS pour plus de 0% et moins de ou égal à 70% des perturbations à déclarer. E5.1 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet E5.2 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet E6 Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à rétablirrétabli 5% ou moins de ses réserves pour contingence pendant la période de rétablissement des réserves pour contingence. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à rétablirrétabli plus de 5% et jusqu’à (et incluant) 10% de ses réserves pour contingence pendant la période de rétablissement des réserves pour contingence. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à rétablirrétabli plus de 10% et jusqu’à (et incluant) 15% de ses réserves pour contingence pendant la période de rétablissement des réserves pour contingence. Le responsable de l’équilibrage ou le groupe de partage des réserves n’a pas réussi à rétablirrétabli plus de 15% de ses réserves pour contingence pendant la période de rétablissement des réserves pour contingence. E6.1 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet E6.2 Sans objet Sans objet Sans objet Sans objet Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-6 de 7 Norme BAL-002-1 — Performance du contrôle en régime perturbé Annexe QC-BAL-002-1 Dispositions particulières de la norme BAL-002-1 applicables au Québec E. Différences régionales Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-7 de 7 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence A. Introduction 1. Titre : Réponse et compensation en fréquence 2. Numéro : BAL-003-0.1b 3. Objet : Cette norme établit une méthode cohérente pour le calcul de la composante compensation en fréquence de l’ACE. 4. Applicabilité : 4.1. 5. B. Responsables de l’équilibrage Date d’entrée en vigueur : Immédiatement après l’approbation des autorités règlementaires applicables. Exigences E1. Chaque responsable de l’équilibrage doit revoir son réglage de la compensation en fréquence au plus tard le 1er janvier de chaque année et recalculer son réglage afin de refléter tout changement intervenu dans la réponse en fréquence de la zone d’équilibrage. E1.1. Le responsable de l’équilibrage peut modifier son réglage de la compensation en fréquence et la méthode utilisée pour le calculer lorsqu’un des facteurs utilisés pour déterminer la valeur actuelle de la compensation change. E1.2. Chaque responsable de l’équilibrage doit déclarer son réglage de la compensation en fréquence et la méthode utilisée pour le calculer au « comité d’exploitation » de la NERC. E2. Chaque responsable de l’équilibrage doit établir et maintenir un réglage de la compensation en fréquence au plus près de sa réponse en fréquence ou au-dessus. La compensation en fréquence peut être calculée de plusieurs façons : E2.1. Le responsable de l’équilibrage peut utiliser une valeur fixe de compensation en fréquence qui est basée sur une fonction linéaire fixe de la déviation du flux sur les lignes d’interconnexion par rapport à la déviation de fréquence. Le responsable de l’équilibrage doit déterminer cette valeur fixe en observant et en faisant la moyenne de la réponse en fréquence pour plusieurs perturbations aux heures en pointe. E2.2. Le responsable de l’équilibrage peut utiliser une valeur variable de compensation (linéaire ou non linéaire) qui est basée sur une fonction variable de la déviation du flux sur les lignes d’interconnexion par rapport à la déviation de fréquence. Le responsable de l'équilibrage doit déterminer la valeur variable de la compensation en fréquence en analysant la réponse en fréquence, qui varie en fonction de facteurs tels la charge, la production, les caractéristiques des régulateurs et la fréquence. E3. Chaque responsable de l’équilibrage doit exploiter son réglage automatique de la production (AGC) en mode conditionnement par ligne d’interconnexion, sauf si une telle opération nuit à la fiabilité du réseau ou de l’Interconnexion. E4. Les responsables de l’équilibrage qui utilisent une programmation dynamique ou des pseudointerconnexions pour des groupes détenus en copropriété doivent intégrer leur part respective du statisme permanent du régulateur du groupe à leur propre réglage de la compensation en fréquence. E4.1. La gestion par programmes fixes de groupes détenus en copropriété comporte pour le responsable de l’équilibrage (A) dont la zone comprend le groupe détenu en copropriété, l’obligation d’intégrer la part respective du statisme permanent du Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 1 de 5 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence régulateur du groupe de n’importe lequel des responsables de l’équilibrage qui utilisent des programmes fixes (B et C). Voir le schéma ci-après. E4.2. Les responsables de l’équilibrage qui ont un programme fixe (B et C), mais dont la zone ne contient pas le groupe détenu en copropriété ne doivent pas inclure leur part du statisme permanent du régulateur du groupe dans leur réglage de compensation en fréquence. E5. Les responsables de l’équilibrage qui desservent une charge locale doivent utiliser un réglage de la compensation en fréquence mensuel moyen valant au moins 1 % de la demande de pointe annuelle estimée du responsable de l'équilibrage par 0,1 Hz de variation. E5.1. Les responsables de l’équilibrage qui ne desservent pas de charge locale doivent utiliser un réglage de la compensation en fréquence mensuel moyen valant au moins 1 % de leur niveau de production maximum estimé dans l’année à venir par 0,1 Hz de variation. E6. Un responsable de l’équilibrage fournissant un service étendu de régulation doit augmenter son réglage de la compensation en fréquence de façon à ce qu'il soit égal à la réponse en fréquence de toute la zone sous son contrôle. Un responsable de l’équilibrage ne doit pas modifier son réglage de la compensation en fréquence lorsqu’il assure un service supplémentaire de régulation. C. Mesures M1. Chaque responsable de l’équilibrage doit, à la demande du « comité d’exploitation », effectuer des analyses de la réponse en fréquence afin de déterminer sa réponse aux déviations de fréquence de l’Interconnexion. D. Conformité Non spécifié. E. Différences régionales Aucune identifiée. F. Documents associés 1. Annexe 1 ― Interprétation de l’exigence E3 (23 octobre 2007). 2. Annexe 2 ― Interprétation des exigences E2, E2.2, E5 et E5.1 (12 février 2008). Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 2 de 5 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence Historique des versions Version Date Intervention Suivi des modifications 0 1er avril 2005 Date d’entrée en vigueur Nouveau 0 8 août 2005 Suppression du mot « proposed » dans la date d'entrée en vigueur. Erratum 0 16 mars 2007 Approbation par la FERC – Ordonnance 693 Nouveau 0a 19 décembre 2007 Annexe 1 ajoutée – Interprétation de E3 approuvée par le conseil d’administration le 23 octobre 2007 Ajout 0a 21 juillet 2008 Approbation par la FERC de l’interprétation de E3 Ajout 0b 12 février 2008 Annexe 2 ajoutée – Interprétation de E2, E2.2, E5 et E5.1 approuvée par le conseil d’administration le 12 février 2008 Ajout 0.1b 16 janvier 2008 Section F : Ajout de « 1. »; changement du trait d’union pour un tiret demi-cadratin. Changement de du style de police pour « Appendix 1 » à Arial; mise à jour du numéro de version à « 0.1b ». Erratum 0.1b 29 octobre 2008 Approbation de la correction de l’erratum par le conseil d’administration de la NERC Erratum 0.1a 13 mai 2009 Approbation de la correction de l’erratum par la FERC – Version modifiée à « 0.1a » (Interprétation de E2, E2.2, E5 et E5.1 non encore approuvée) Erratum 0.1b 21 mai 2009 Approbation de l’interprétation de E2, E2.2, E5 et E5.1 par la FERC Ajout Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 3 de 5 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence Annexe 1 Interprétation de l’exigence 3 Demande : Est-ce que la procédure de réglage automatique de l’écart de temps WECC (WATEC) contrevient à l’exigence 3 de la BAL-003-0 ? Interprétation : Exigence 3 de la BAL-003-0 – Réponse et compensation en fréquence – s’applique aux responsables de l’équilibrage utilisant le mode conditionnement par ligne d’interconnexion comme mode normal de réglage automatique de la production. BAL-003-0 E3. Chaque responsable de l’équilibrage doit exploiter son réglage automatique de la production (AGC) en mode conditionnement par ligne d’interconnexion, sauf si une telle opération nuit à la fiabilité du réseau ou de l’Interconnexion. Le mode conditionnement par ligne d’interconnexion représente l’un des trois modes fondamentaux de réglage dont dispose un responsable de l’équilibrage dans son système de gestion de l’énergie. (Les deux autres sont puissance constante et fréquence constante) Plusieurs responsables de l’équilibrage ajoutent d’autres paramètres de réglage à leur mode de réglage de base, comme la remise automatique de l’involontaire, l’optimisation des CPS, le réglage du temps (dans les Interconnexions relevant d’un seul responsable de l’équilibrage). Du moment que le mode conditionnement par ligne d’interconnexion représente le mode de réglage fondamental et que la CPS1 est mesurée et rapportée dans l’équation ACE associée, il n’y a aucune violation à l’exigence 3 de la BAL-003-0 : ACE = (NI R – NI P ) – 10B (F R – F P ) – I ME Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 4 de 5 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence Annexe 2 Interprétation des exigences E2, E2.2, E5, E5.1 Demande : ERCOT demande une clarification spécifique sur le fait qu’un responsable de l’équilibrage ait le droit d’utiliser une valeur de compensation variable, comme le permet l’exigence E2.2, même si l’exigence 5 ne semble pas prendre en compte la possibilité de réglages de compensation variable. Interprétation : Le consensus établi par le « sous-comité des ressources » est que l’exigence E2 de la norme BAL-003-0 – Réponse et compensation en fréquence – ne contredit pas l’exigence E5 de la norme BAL-003-0. L’exigence 2 de la norme BAL-003-0 – Réponse et compensation en fréquence – oblige un responsable de l’équilibrage à analyser sa réponse aux excursions de fréquence comme première étape de détermination de son réglage de la compensation en fréquence. Le responsable de l’équilibrage peut alors sélectionner une compensation fixe (constante toute l’année) selon l’exigence 2.1, ou une compensation variable (en fonction de la charge, des groupes de production concernés, etc.) selon l’exigence 2.2. BAL-003-0 E2. Chaque responsable de l’équilibrage doit établir et maintenir un réglage de la compensation en fréquence au plus près de sa réponse en fréquence ou au-dessus. La compensation en fréquence peut être calculée de plusieurs façons : E2.1. Le responsable de l’équilibrage peut utiliser une valeur fixe de compensation en fréquence qui est basée sur une fonction linéaire fixe de la déviation du flux sur les lignes d’interconnexion par rapport à la déviation de fréquence. Le responsable de l’équilibrage doit déterminer cette valeur fixe en observant et en faisant la moyenne de la réponse en fréquence pour plusieurs perturbations aux heures en pointe. E2.2. Le responsable de l’équilibrage peut utiliser une valeur variable de compensation (linéaire ou non linéaire) qui est basée sur une fonction variable de la déviation du flux sur les lignes d’interconnexion par rapport à la déviation de fréquence. Le responsable de l'équilibrage doit déterminer la valeur variable de la compensation en fréquence en analysant la réponse en fréquence, qui varie en fonction de facteurs tels la charge, la production, les caractéristiques des régulateurs et la fréquence. L’exigence 5 de la norme BAL-003-0 – Réponse et compensation en fréquence – prescrit une contribution minimale de la part de tous les responsables de l’équilibrage en vue de stabiliser la fréquence d’interconnexion. Le réglage de la compensation à 1 % établit un niveau minimal de réglage automatique de la production pour aider à stabiliser la fréquence à la suite d’une perturbation. En prescrivant une compensation plancher, l’exigence 5 aide aussi à assurer une mesure cohérente de la performance de réglage parmi les responsables de l’équilibrage dans une interconnexion comportant plusieurs responsables de l’équilibrage. Cependant, ERCOT est une interconnexion comportant un seul responsable de l’équilibrage. Les réglages de compensation utilisés par ERCOT permettent, de fait, en moyenne, d’atteindre le meilleur niveau de réglage automatique de la production pour satisfaire aux objectifs de performance de réglage établis. Dans le cas d’une interconnexion comprenant un seul responsable de l’équilibrage, la valeur de la compensation n’a pas d’influence sur la mesure de la performance de réglage. BAL-003-0 E5. Les responsables de l’équilibrage qui desservent une charge locale doivent utiliser un réglage de la compensation en fréquence mensuel moyen valant au moins 1 % de la demande de pointe annuelle estimée du responsable de l'équilibrage par 0,1 Hz de variation. E5.1. Les responsables de l’équilibrage qui ne desservent pas de charge locale doivent utiliser un réglage de la compensation en fréquence mensuel moyen valant au moins 1 % de leur niveau de production maximum estimé dans l’année à venir par 0,1 Hz de variation. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 5 de 5 Norme BAL-003-0.1b — Réponse et compensation en fréquence Annexe QC-BAL-003-0.1b Dispositions particulières de la norme BAL-003-0.1b applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Réponse et compensation en fréquence 2. Numéro : BAL-003-0.1b 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : le xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité Aucune disposition particulière E. Différences régionales Aucune disposition particulière F. Documents associés Aucune disposition particulière Annexe 1 Aucune disposition particulière Annexe 2 Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-1 de 1 Norme BAL-004-0 — Correction de l’écart de temps A. Introduction 1. Titre : Correction de l’écart de temps 2. Numéro : BAL-004-0 3. Objet : Cette norme vise à donner l’assurance que les corrections de l’écart de temps sont effectuées de telle sorte qu'elles n'ont pas d'effet négatif sur la fiabilité de l’Interconnexion. 4. 5. B. Applicabilité : 4.1. Coordonnateurs de la fiabilité 4.2. Responsables de l’équilibrage Date d’entrée en vigueur : Le 1er avril 2005 Exigences E1. Seul un coordonnateur de la fiabilité doit être autorisé à agir comme surveillant du temps de l’Interconnexion. Un seul coordonnateur de la fiabilité dans chaque Interconnexion doit être désigné par le comité d'exploitation de la NERC pour agir à titre de surveillant du temps de l’Interconnexion. E2. Le surveillant du temps de l’Interconnexion doit surveiller l’écart de temps et doit initier les ordres d’actions correctives ou y mettre fin en conformité avec la procédure de correction de l’écart de temps du NAESB. E3. Chaque responsable de l’équilibrage doit, lorsqu’on le lui demande, participer à une correction de l’écart de temps par l’une ou l’autre des méthodes suivantes : E3.1. Le responsable de l'équilibrage doit décaler son programme de fréquence de 0,02 Hz, en laissant le réglage de la compensation en fréquence à sa valeur normale; ou E3.2. Le responsable de l'équilibrage doit décaler son programme d’échange net (MW) dans une mesure égale à la valeur calculée de la contribution de la compensation pour une déviation de fréquence de 0,02 Hz (c.-à-d. 20 % du réglage de la compensation en fréquence). E4. Tout coordonnateur de la fiabilité dans une Interconnexion est autorisé, pour des raisons de fiabilité, à demander au surveillant du temps de l’Interconnexion de mettre fin à une correction de l’écart de temps en cours ou à une correction de l’écart de temps programmée qui n’a pas commencée. E4.1. Les responsables de l’équilibrage qui ont des préoccupations relatives à la fiabilité concernant l’exécution d’une correction de l’écart de temps doivent en aviser leur coordonnateur de la fiabilité et demander qu’on mette fin à la correction de l’écart de temps en cours. C. Mesures Non spécifié. D. Conformité Non spécifié. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 8 février 2005 er Date d’entrée en vigueur : 1 avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 1 de 2 Norme BAL-004-0 — Correction de l’écart de temps E. Différences régionales Aucune identifiée. Historique des versions Version Date Intervention Suivi des modifications 0 Le 1er avril 2005 Date d’entrée en vigueur Nouvelle 0 Le 8 août 2005 Suppression du mot « proposed » dans la date d'entrée en vigueur. Erratum Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 8 février 2005 er Date d’entrée en vigueur : 1 avril 2005 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 2 de 2 Norme BAL-004-0 — Correction de l’écart de temps Annexe QC-BAL-004-0 Dispositions particulières de la norme BAL-004-0 applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Correction de l’écart de temps 2. Numéro : BAL-004-0 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : le xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité Aucune disposition particulière E. Différences régionales Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : le xx mois 201x Page QC-1 de 1 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production A. Introduction 1. Titre : Réglage automatique de la production 2. Numéro : BAL-005-0.2b 3. Objet : Cette norme établit, en matière de réglage automatique de la production (AGC) d’un responsable de l’équilibrage, les exigences nécessaires pour calculer l’écart de réglage de la zone (ACE) et pour activer de façon routinière la réserve réglante. Elle vise aussi à garantir que toutes les installations et les charges synchronisées électriquement avec l’Interconnexion sont incluses dans le périmètre de comptage d’une zone d’équilibrage, afin que l'équilibre entre les ressources et la demande soit réalisable. 4. Applicabilité : 5. B. 4.1. Responsables de l’équilibrage 4.2. Exploitants d’installation de production 4.3. Exploitants de réseau de transport 4.4. Responsables de l’approvisionnement Date d’entrée en vigueur : 13 mai 2009 Exigences E1. Toutes les installations de production et de transport ainsi que les charges exploitées dans une Interconnexion doivent être incluses dans le périmètre de comptage d’une zone d’équilibrage. E1.1. Chaque exploitant d’installation de production ayant des installations de production en exploitation dans une Interconnexion doit s’assurer que ces installations de production sont incluses dans le périmètre de comptage d’une zone d’équilibrage. E1.2. Chaque exploitant de réseau de transport ayant des installations de transport en exploitation dans une Interconnexion doit s’assurer que ces installations de transport sont incluses dans le périmètre de comptage d’une zone d’équilibrage. E1.3. Chaque responsable de l’approvisionnement dont les charges sont exploitées dans une Interconnexion doit s’assurer que ces charges sont incluses dans le périmètre de comptage d’une zone d’équilibrage. E2. Chaque responsable de l’équilibrage doit maintenir une réserve réglante pouvant être contrôlée par l’AGC pour satisfaire à la norme de performance du réglage. E3. Un responsable de l’équilibrage qui fournit un service de régulation doit s’assurer que les équipements de mesure, de communications et de contrôle sont adéquats pour prévenir que ce service mette à risque l’Interconnexion ou d’autres zones d’équilibrage. E4. Un responsable de l’équilibrage qui fournit un service de régulation doit aviser le responsable de l’équilibrage – hôte à qui il fournit le service ainsi que tout autre responsable de l’équilibrage intermédiaire s’il est incapable de fournir le service. E5. Un responsable de l’équilibrage qui reçoit un service de régulation doit s’assurer que des plans de rechange sont prévus pour remplacer le service de régulation si le responsable de l’équilibrage qui le fournit n’est plus en mesure de le faire. E6. L’AGC du responsable de l’équilibrage doit comparer l’échange réel net total avec l’échange programmé net total ainsi que l’obligation de compensation en fréquence pour déterminer l’ACE du responsable de l’équilibrage. Les responsables de l’équilibrage exploitant seul et Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 1 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production en mode asynchrone peuvent utiliser des méthodes alternatives de calcul de l’ACE telles que, mais sans s’y limiter, le réglage en mode fréquence constante. Si un responsable de l’équilibrage n'est pas en mesure de calculer l’ACE pendant plus de 30 minutes, il doit en aviser son coordonnateur de la fiabilité. E7. Le responsable de l’équilibrage doit faire fonctionner l’AGC en continu, sauf si ce mode de fonctionnement a un impact négatif sur la fiabilité de l’Interconnexion. Si l’AGC cesse de fonctionner, le responsable de l’équilibrage doit utiliser le réglage manuel pour ajuster la production afin de maintenir l’échange programmé net. E8. Le responsable de l’équilibrage doit s’assurer que l’acquisition des données pour l’ACE et son calcul s’effectuent au moins toutes les six secondes. E8.1. Chaque responsable de l’équilibrage doit disposer d'un équipement de mesure de la fréquence redondant et indépendant qui permute automatiquement dès qu'une défaillance de la source primaire est détectée. L'ensemble de cette installation doit offrir une disponibilité minimale de 99,95 %. E9. Le responsable de l’équilibrage doit inclure tous les programmes d’échange avec les zones d’équilibrage adjacentes dans le calcul de l’échange programmé net pour l’équation de l’ACE. E9.1. Les responsables de l’équilibrage ayant une liaison en courant continu à haute tension (CCHT) avec un autre responsable de l’équilibrage raccordé en mode asynchrone à leur Interconnexion peuvent choisir de ne pas tenir compte du programme d’échange relatif à la liaison CCHT dans l’équation de l’ACE si ce programme d’échange est modélisé comme production ou charge interne. E10. Le responsable de l’équilibrage doit inclure tous les programmes dynamiques dans le calcul de l’échange programmé net pour l’équation de l’ACE. E11. Les responsables de l’équilibrage doivent inclure l'effet des taux de rampe, qui doivent être identiques et convenus entre les responsables de l’équilibrage concernés, dans les valeurs de l’échange programmé utilisées pour calculer l’ACE. E12. Chaque responsable de l’équilibrage doit inclure tous les transits sur les lignes d’interconnexion avec les zones d’équilibrage adjacentes dans le calcul de l’ACE. E12.1.Les responsables de l’équilibrage qui partagent une interconnexion doivent faire en sorte que la mesure des MW de la ligne d’interconnexion est transmise par télémesure aux deux centres de contrôle, et qu'elle provienne d’une source commune convenue faisant appel à un appareillage de mesure principal commun. Les responsables de l’équilibrage doivent faire en sorte que les données en mégawatts-heures sont transmises par télémesure ou déclarées à la fin de chaque heure. E12.2.Les responsables de l’équilibrage doivent s’assurer que les signaux des transits de puissance et de l’ACE qui sont utilisés dans le calcul de la performance des responsables de l’équilibrage ou qui sont transmis pour le service de régulation ne sont pas filtrés avant la transmission, sauf par les filtres antirepliement des lignes d’interconnexion. E12.3.Les responsables de l’équilibrage doivent installer un appareillage de mesure commun là où des programmes d’échange dynamiques ou des pseudo-interconnexions sont mis en oeuvre entre deux responsables de l’équilibrage ou plus pour livrer la puissance produite par des groupes détenus en copropriété ou pour desservir une charge éloignée. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 2 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production E13. Chaque responsable de l’équilibrage, afin de déterminer l’exactitude de son équipement de contrôle, doit, chaque heure, effectuer des contrôles d’erreurs au moyen de wattheuremètres associés aux lignes d’interconnexion à synchronisation temporelle commune. Le responsable de l’équilibrage doit ajuster le paramètre (par exemple, le compteur de ligne d’interconnexion) de l’ACE qui est en erreur (s’il est connu) ou utiliser le terme de l'erreur de compteur d’échange (I ME ) dans l’équation de l’ACE afin de compenser toute erreur d’équipement jusqu’à ce que des réparations puissent être faites. E14. Le responsable de l’équilibrage doit fournir à son personnel d’exploitation des instruments et des équipements d’enregistrement des données suffisants pour faciliter la surveillance de la performance du contrôle, la réponse de la production et l’analyse après le fait de la performance de la zone. Au minimum, le responsable de l’équilibrage doit fournir à son personnel d’exploitation des valeurs en temps réel pour l’ACE, la fréquence de l’Interconnexion et l’échange réel net avec chacune des zones d'équilibrage adjacentes. E15. Le responsable de l’équilibrage doit fournir des alimentations de secours adéquates et fiables et il doit en faire l’essai périodiquement à son centre de contrôle et à d’autres endroits critiques pour assurer, pendant une perte de l’alimentation normale, le fonctionnement continu de l’AGC et des appareils d’enregistrement de données essentielles. E16. Le responsable de l’équilibrage doit échantillonner les données au moins à la même périodicité que celle du calcul de l’ACE. Le responsable de l'équilibrage doit signaler les données manquantes ou erronées sur les affichages de l’exploitant et pour les archives. Le responsable de l'équilibrage doit recueillir les données coïncidentes dans toute la mesure du possible, c'est-à-dire que l’ACE, la fréquence de l’Interconnexion, l’échange réel net et les autres données doivent tous être échantillonnés en même temps. E17. Chaque responsable de l’équilibrage doit, au moins annuellement, vérifier et étalonner ses dispositifs de mesure de la fréquence et de l’écart de temps en les comparant à une référence commune. Le responsable de l'équilibrage doit adhérer aux valeurs minimales ci-après pour les dispositifs de mesure : C. Dispositif Précision Transducteur de fréquence numérique Transducteur de MW, de MVar et de tension Station terminale Transformateur de tension Transformateur de courant 0,001Hz 0,25 % de la pleine échelle 0,25 % de la pleine échelle 0,30 % de la pleine échelle 0,50 % de la pleine échelle Mesures Non spécifié. D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Responsabilité de la surveillance de la conformité Les responsables de l’équilibrage doivent être prêts à fournir des données à la NERC de la manière suivante : 1.1.1 Dans un délai d’une semaine sur demande, les responsables de l’équilibrage doivent fournir à la NERC ou à l’organisation régionale de fiabilité les données sources des CPS dans des fichiers quotidiens, en format CSV Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 3 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production contenant les moyennes horodatées sur une minute de : 1) l’ACE et 2) l’écart de fréquence. 1.1.2 1.2. Dans un délai d’une semaine après la demande, les responsables de l’équilibrage doivent fournir à la NERC ou à l’organisation régionale de fiabilité les données sources de la DCS dans des fichiers de format CSV quotidiens contenant les valeurs horodatées d’échantillonnage pour 1) l’ACE et 2) l’écart de fréquence sur une période commençant deux minutes avant et se terminant trente minutes après la perturbation identifiée. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité Non spécifié. 1.3. 1.4. Conservation des données 1.3.1 Chaque responsable de l’équilibrage doit conserver dans un format numérique, pour au moins une année, à la même fréquence de balayage à laquelle les données ont été recueillies, son ACE, sa fréquence réelle, sa fréquence programmée, son échange réel net, son échange programmé net, sa correction de l’erreur de compteur sur une ligne d’interconnexion et son réglage de la compensation en fréquence. 1.3.2 Chaque responsable de l’équilibrage ou groupe de partage des réserves doit conserver la documentation sur l'ampleur de chaque perturbation à déclarer ainsi que les graphiques d’ACE et/ou les échantillons qui ont servi à calculer les valeurs de rétablissement après perturbation du responsable de l’équilibrage ou du groupe de partage des réserves. Les données doivent être conservées pendant une année suivant le trimestre de déclaration pour lequel les données ont été enregistrées. Autres informations sur la conformité Non spécifié. 2. Niveaux de non-conformité Non spécifié. E. Différences régionales Aucune identifiée. F. Documents associés 1. Annexe 1 ― Interprétation de l’exigence E17 (12 février 2008). Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 4 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production Historique des versions Version Date Intervention Suivi des modifications 0 8 février 2005 Adoption par le conseil d’administration de la NERC Nouveau 0 1er avril 2005 Date d’entrée en vigueur Nouveau 0 8 août 2005 Suppression du mot « proposed » dans la date d'entrée en vigueur. Erratum 0a 19 décembre 2007 Annexe 1 ajoutée – Interprétation de E17 approuvée par le conseil d’administration le 2 mai 2006 Ajout 0a 16 janvier 2008 Section F : « 1 » ajouté, trait d’union remplacé par tiret demi-cadratin. Police de caractère de l’« Appendix 1 » remplacée par Arial. Erratum 0b 12 février 2008 Annexe 1 remplacée – Interprétation de E17 approuvée par le conseil d’administration le 12 février 2008. Remplacement 0.1b 29 octobre 2008 Approbation de la correction de l’erratum par le conseil d’administration de la NERC; mise à jour du numéro de version à « 0.1b » Erratum 0.1b 13 mai 2009 Approbation de la FERC – Mise à jour de la date d’entrée en vigueur Ajout 0.2b 8 mars 2012 Adoption de la correction de l’erratum par le comité des normes; (remplacement de l’annexe 1 par l’interprétation de E17 révisée et approuvée par la FERC et correction de la référence à la version de la norme en changeant « BAL-005-1 » par « BAL005-0 ») Erratum 0.2b 13 septembre 2012 Approbation de la FERC - Mise à jour de la date d’entrée en vigueur Ajout Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 5 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production Annexe 1 Date d’entrée en vigueur : 27 août 2008 (É.-U.) Interprétation de la norme BAL-005-0 Réglage automatique de la production, E17 Demande de clarification reçue de PG&E le 31 juillet 2007 PG&E demande une clarification concernant les dispositifs de mesure auxquels l’exigence s’applique, et plus particulièrement une clarification à savoir si l’exigence s’applique aux dispositifs de mesure suivants : Seulement aux équipements de la salle de commande d’exploitation Seulement aux équipements fournissant les valeurs servant à calculer l’ACE de l’AGC Seulement aux équipements fournissant des valeurs à son système de supervision et d’acquisition de données Seulement aux équipements qui sont la propriété du responsable de l’équilibrage ou qui sont utilisés par lui Seulement aux équipements neufs ou de rechange À tous les équipements qu’un responsable de l’équilibrage possède ou utilise BAL-005-0 E17 : Chaque responsable de l’équilibrage doit, au moins annuellement, vérifier et étalonner ses dispositifs de mesure de la fréquence et de l’écart de temps en les comparant à une référence commune. Le responsable de l'équilibrage doit adhérer aux valeurs minimales ci-après pour les dispositifs de mesure : Dispositif Précision Transducteur de fréquence numérique 0,001Hz Transducteur de MW, de Mvar et de tension 0,25 % de la pleine échelle Station terminale 0,25 % de la pleine échelle Transformateur de tension 0,30 % de la pleine échelle Transformateur de courant 0,50 % de la pleine échelle Interprétation existante approuvée par le conseil d’administration le 2 mai 2007 L’exigence 17 de la BAL-005-0 exige que le responsable de l’équilibrage, au moins annuellement, vérifie et étalonne, par rapport à une référence commune, les dispositifs de sa salle de commande pour mesurer l’écart de temps et la fréquence. L’exigence se rapportant à la vérification et l’étalonnage annuels ne s’applique pas aux dispositifs à l’extérieur de la salle de commande d’exploitation. Le tableau représente la précision nominale des dispositifs figurant sur la liste. La norme ne comporte pas d’exigence se rapportant à la vérification et l’étalonnage annuels des dispositifs figurant dans le tableau, sauf s’ils font partie des dispositifs de mesure de l’écart de temps et de la fréquence du centre de contrôle. Interprétation fournie par le groupe d’étude sur la fréquence de la NERC le 7 septembre 2007 et révisée le 16 novembre 2007 Comme il est mentionné dans l’interprétation existante, l’exigence 17 de la norme BAL-005-0 ne s’applique qu’aux dispositifs de mesure de l’écart de temps et de la fréquence qui fournissent – dans le cas d’équipements de relève, qui pourraient fournir – des données entrant dans l’équation de l’ACE, utilisée dans les rapports ou pour la conformité, ou qui fournissent des informations en temps réel sur l’écart de temps et la fréquence au répartiteur du réseau. Les données relatives à la fréquence Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 6 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production qui proviennent d’autres sources et qui servent uniquement de référence sont exclues. Les dispositifs de mesure de l’écart de temps et de la fréquence peuvent ne pas nécessairement se situer dans la salle de commande d’exploitation du réseau ou être la propriété du responsable de l’équilibrage; cependant, le responsable de l’équilibrage a la responsabilité de la précision des dispositifs de mesure de l’écart de temps et de la fréquence. L’exigence E17 ne concerne aucun autre dispositif. Les autres dispositifs indiqués dans le tableau, à la suite de E17, n’ont qu’une valeur de référence et n’ont aucune exigence obligatoire relative à l’étalonnage ou à la précision. Un équipement neuf ou de rechange remplissant les fonctions mentionnées ci-dessus exige le même étalonnage. Certains dispositifs servant à mesurer l’écart de temps et la fréquence ne peuvent pas être étalonnés. Dans ce cas, ces dispositifs doivent être soumis à une contre-vérification par rapport à des appareils dûment étalonnés et remplacés s’ils ne répondent pas au niveau requis de précision. Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 7 de 7 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production Annexe QC-BAL-005-0.2b Dispositions particulières de la norme BAL-005-0.2b applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Réglage automatique de la production 2. Numéro : BAL-005-0.2b 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : le xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Responsabilité de la surveillance de la conformité La Régie de l’énergie est responsable, au Québec, de la surveillance de la conformité à la norme de fiabilité et son annexe qu'elle adopte. 1.2. Périodicité de la surveillance de la conformité et délai de retour en conformité Aucune disposition particulière 1.3. Conservation des données Aucune disposition particulière 1.4. Autres informations sur la conformité Aucune disposition particulière 2. Niveaux de non-conformité Aucune disposition particulière E. Différences régionales Aucune disposition particulière Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-1 de 2 Norme BAL-005-0.2b — Réglage automatique de la production Annexe QC-BAL-005-0.2b Dispositions particulières de la norme BAL-005-0.2b applicables au Québec F. Documents associés Aucune disposition particulière Annexe 1 Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-2 de 2 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire A. Introduction 1. Titre : Échange involontaire 2. Numéro : BAL-006-2 3. Objet : Cette norme définit un processus de surveillance des responsables de l’équilibrage pour faire en sorte qu’à long terme, les zones d’équilibrage ne dépendent pas de façon excessive des autres zones d’équilibrage dans l'Interconnexion pour répondre à leur demande ou remplir leurs obligations en matière d’échange. 4. Applicabilité : 4.1. 5. B. Responsables de l'équilibrage Date d’entrée en vigueur proposée : Le premier jour du premier trimestre civil à survenir après l’approbation réglementaire applicable; ou, dans les territoires où aucune approbation réglementaire n’est requise, le premier jour du premier trimestre civil à survenir après l’adoption par le conseil d’administration. Exigences E1. Chaque responsable de l’équilibrage doit calculer et enregistrer l’échange involontaire pour chaque heure. [Facteur de risque de la non-conformité : faible] E2. Chaque responsable de l’équilibrage doit inclure, dans son compte d'échange involontaire, toutes les lignes d’interconnexion à courant alternatif qui le raccordent aux zones d’équilibrage adjacentes. Le responsable de l'équilibrage doit prendre en compte l’échange desservi par des groupes de production détenus en copropriété. [Facteur de risque de la nonconformité : faible] E3. Chaque responsable de l’équilibrage doit s’assurer que tous les points d’interconnexion avec sa zone d’équilibrage soient équipés de compteurs de mégawattheures communs dont les lectures horaires sont fournies aux centres de contrôle des zones d’équilibrage adjacentes. [Facteur de risque de la non-conformité : faible] E4. Les zones d’équilibrage adjacentes doivent fonctionner selon des valeurs communes de programme d'échange net et d'échange réel net, et enregistrer ces quantités horaires de valeurs identiques, mais de signe contraire. Chaque responsable de l’équilibrage doit calculer son échange involontaire selon ce qui suit : [Facteur de risque de la non-conformité : faible] E4.1. Chaque responsable de l’équilibrage doit, avant la fin du jour ouvrable suivant, s’entendre avec ses zones d'équilibrage adjacentes sur : [Facteur de risque de la nonconformité : faible E4.1.1. les valeurs horaires du programme d'échange net. [Facteur de risque de la non-conformité : faible] E4.1.2. les valeurs horaires intégrées en mégawattheures de l'échange réel net [Facteur de risque de la non-conformité : faible] E4.2. Chaque responsable de l’équilibrage doit utiliser les données comptables quotidiennes et mensuelles convenues pour compiler son cumul mensuel d'échange involontaire pour les heures en pointe et hors pointe du mois. [Facteur de risque de la nonconformité : faible] E4.3. Un responsable de l’équilibrage doit faire des corrections après le fait aux données comptables quotidiennes et mensuelles convenues seulement lorsque nécessaires pour Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 1 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire refléter les conditions d’exploitation réelles (par exemple, un compteur utilisé pour le contrôle transmettait des données erronées). Les modifications ou corrections basées sur des considérations autres que la fiabilité ne doivent pas être prises en compte dans l’échange involontaire du responsable de l’équilibrage. Les corrections après le fait apportées aux valeurs programmées ou réelles ne seront pas acceptées sans le consentement des zones d’équilibrage adjacentes. [Facteur de risque de la nonconformité : faible] E5. Les zones d'équilibrage adjacentes qui ne peuvent s’entendre sur leurs quantités respectives d’échange programmé réel ou d'échange programmé net avant le 15e jour civil du mois suivant doivent, pour résoudre le différend, soumettre un rapport au responsable des déclarations de leur organisation régionale de fiabilité respective. Le rapport doit indiquer la nature et la cause du différend et contenir un processus pour corriger l’écart. [Facteur de risque de la non-conformité : faible] C. Mesures Aucune spécifiée. D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité 1.1. Chaque responsable de l’équilibrage doit soumettre un bilan mensuel de l'échange involontaire. Ces bilans ne doivent pas comprendre les modifications après le fait qui n’ont pas été acceptées par la zone d'équilibrage productrice, par la zone d'équilibrage consommatrice et par toutes les zones d'équilibrage intermédiaires. 1.2. Les bilans d'échanges involontaires doivent inclure au moins le cumul précédent, le cumul net pour le mois et le cumul net final pour les périodes en pointe et les périodes hors pointe. 1.3. Chaque responsable de l’équilibrage doit soumettre son bilan mensuel au responsable des déclarations de son organisation régionale de fiabilité au plus tard le 15e jour civil du mois suivant. 1.4. Chaque responsable de l’équilibrage doit, à la demande du Comité d’exploitation de la NERC, effectuer une étude des écarts d'échange d'une zone pour déterminer le ou les écarts d’échange dus à des défaillances de l’équipement, à des activités de programmation incorrectes ou à une performance inapproprié de l'AGC. 1.5. Chaque organisation régionale de fiabilité doit préparer un bilan mensuel d'échange involontaire pour surveiller l’échange involontaire mensuel et le cumul historique d’échange involontaire des responsables de l’équilibrage. Chaque organisation régionale de fiabilité doit soumettre une comptabilité mensuelle à la NERC au plus tard le 22e jour suivant la fin du mois comptabilisé. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 2 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire 2. Niveaux de gravité de la non-conformité No. E. VSL Faible VSL Modéré VSL Élevé VSL Critique E1. Sans objet Sans objet Sans objet E2. Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à inclureinclus dans son compte d'échange involontaire toutes les lignes d’interconnexion à courant alternatif qui le raccordent aux zones d’équilibrage adjacentes Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à inclureinclus dans son compte d'échange involontaire toutes les lignes d’interconnexion à courant alternatif qui le raccordent aux zones d’équilibrage adjacentes OU ET N'a pas réussi à prendre pris en compte l’échange desservi par des groupes de production détenus en copropriété. N'a pas réussi à prendrepris en compte l’échange desservi par des groupes de production détenus en copropriété. Sans objet Le responsable de l’équilibrage n'a pas réussi à s’assurerne s’est pas assuré que tous les points d’interconnexion avec sa zone d’équilibrage soient équipés de compteurs de mégawattheures communs qui fournissent des lectures horaires aux centres de contrôle des zones d'équilibrage adjacentes. E3. Sans objet Sans objet Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Chaque responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à calculer et à enregistrercalculé et enregistré l’échange involontaire pour chaque heure. Page 3 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire No. E. VSL Faible VSL Modéré VSL Élevé VSL Critique E4. Le responsable de l'équilibrage n'a Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à enregistrerenregistré des pas réussi à calculercalculé son valeurs d’échange réel net égales, échange involontaire. mais de signe opposé à celles de ses zones d'équilibrage adjacentes. Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à fonctionnerfonctionné avec un programme d'échange net commun de valeur égale, mais opposée à celui de ses zones d'équilibrage adjacentes. Sans objet E4.1 Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage, avant la fin du jour ouvrable suivant, n'a pas réussi à convenirconvenu avec ses zones d'équilibrage adjacentes des valeurs horaires du programme d'échange net Sans objet ET des valeurs horaires intégrées en mégawattheures de l'échange réel net. E4.1.1 Sans objet Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage, avant la fin du jour ouvrable suivant, n'a pas réussi à convenirconvenu avec ses zones d'équilibrage adjacentes des valeurs horaires de programme d'échange net. E4.1.2 Sans objet Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage, avant la fin du jour ouvrable suivant, n'a pas réussi à convenirconvenu avec ses zones d'équilibrage adjacentes des valeurs intégrées en mégawattheures de l'échange réel net. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 4 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire No. E. VSL Faible VSL Modéré VSL Élevé VSL Critique E4.2 Sans objet Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à utiliserutilisé des données comptables quotidiennes et mensuelles convenues pour compiler son cumul mensuel d'échange involontaire pour les heures en pointe et hors pointe du mois. E4.3 Sans objet Sans objet Sans objet Le responsable de l'équilibrage n'a pas réussi à effectuereffectué des corrections après le fait aux données comptables quotidiennes et mensuelles convenues pour refléter les conditions d’exploitation réelles ou les modifications, ou les corrections basées sur des considérations autres que la fiabilité ont été prises en compte dans l’échange involontaire du responsable de l’équilibrage. E5 Les zones d'équilibrage adjacentes qui ne pouvaient s'entendre sur leurs quantités d'échange réel net ou d'échange programmé net respectives, ont soumis un rapport au responsable des déclarations de leur organisation régionale de fiabilité respective indiquant la nature et la cause du différend, mais n'ont pas réussi à fournirfourni un processus pour corriger l’écart. Les zones d'équilibrage adjacentes Sans objet qui ne pouvaient s'entendre sur leurs quantités d'échange réel net ou d'échange programmé net respectives avant le 15e jour civil du mois suivant, n'ont pas réussi à soumettresoumis un rapport au responsable des déclarations de leur organisation régionale de fiabilité respective indiquant la nature et la cause du différend ainsi qu’un processus pour corriger l’écart. Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Sans objet Page 5 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire E. Différences régionales 1. Dispense de comptabilisation de l'échange involontaire consignée au document Inadvertent Interchange Accounting, approuvée par le Comité d’exploitation le 25 mars 2004. Cette dispense sera étendue au SPP à compter du 1er mai 2006 Historique des versions Version Date er Intervention Suivi des modifications 0 Le 1 avril 2005 Date d’entrée en vigueur Nouvelle 0 Le 8 août 2005 Retrait du mot « proposed » dans la date d'entrée en vigueur. Erratum 1 6 avril 2006 Ajout de la mention suivante après « Effective date » : « This standard will expire for one year beyond the effective date or when replaced by a new version of BAL-006, whichever comes first » Erratum 2 5 novembre 2009 Ajout des VRF et des VSL approuvés. Retrait de « MISO » de la liste des entités avec une dispense de comptabilisation (Projet 2009-18) Révision 2 5 novembre 2009 Approuvée par le conseil d'administration 2 6 janvier 2011 Approuvée par la FERC Version anglaise adoptée par le conseil d’administration de la NERC : 5 novembre 2009 Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page 6 de 6 Norme BAL-006-2 — Échange involontaire Annexe QC-BAL-006-2 Dispositions particulières de la norme BAL-006-2 applicables au Québec Cette annexe établit les dispositions particulières d’application de la norme au Québec. Les dispositions de la norme et de son annexe doivent obligatoirement être lues conjointement pour fins de compréhension et d’interprétation. En cas de divergence entre la norme et l’annexe, l’annexe aura préséance. A. B. Introduction 1. Titre : Échange involontaire 2. Numéro : BAL-006-2 3. Objet : Aucune disposition particulière 4. Applicabilité : Aucune disposition particulière 5. Date d’entrée en vigueur : 5.1. Adoption de la norme par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.2. Adoption de l’annexe par la Régie de l’énergie : le xx mois 201x 5.3. Date d’entrée en vigueur de la norme et de l’annexe au Québec : le xx mois 201x Exigences Aucune disposition particulière C. Mesures Aucune disposition particulière D. Conformité 1. Processus de surveillance de la conformité Aucune disposition particulière 2. Niveaux de gravité de la non-conformité Aucune disposition particulière E. Différences régionales Aucune disposition particulière Historique des versions de l’annexerévisions VersionRé vision Date d’adoption 0 xx mois 201x Intervention Suivi des modifications Nouvelle annexe Nouvelle Adoptée par la Régie de l’énergie (décision D-201x-xxxx) : xx mois 201x Page QC-1 de 1