Task Force Implementation Network Codes Frequency Management

Task Force Implementation Network Codes – 07/06/2016 Task Force Implementation Network Codes Frequency Management (session 1) Date : 07/06/2016 Lieu : Elia, Boulevard de l’Empereur 20, 1000 Bruxelles Présents
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Curvers Daan (BGA1) Dekinderen Eric (BGA) De Wit Kris (Febeliec) Geraerds Ton (BGA) Laumont Noémie (BGA) Malbrancke Marc (Synergrid) Mees Emmeric (CREG) Myngheer Silvie (BGA) Ottoy Pauline (VREG) Van Bossuyt Michaël (Febeliec) Van den Borre Filip (BGA) Van der Spiegel Bart (Febeliec) Wijnhoven Thomas (Febeliec) 
Buijs Patrik (Elia) – Président de l’Task Force 
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Chaouachi Aymen (Elia) Cornet Matthieu (Elia) Genêt Benjamin (Elia) – Présentation Rouanet Arnaud (Elia) – Secrétariat Agenda
1. Présentation par Elia L’agenda a été approuvé à l’unanimité. La présentation d’Elia est disponible à l’adresse suivante : http://www.elia.be/fr/users‐group/belgian‐grid/Task‐Force‐Implementation‐nc/Agenda Abréviations
NC = Network Code RfG = Requirements for Generators DCC = Demand Connection Code CDS = Closed Distribution System CDSO = Closed Distribution System Operator DSO = Distribution System Operator TSO = Transmission System Operator RoCoF = Rate of Change of Frequency FSM = Frequency Sensitive Mode LFSM‐O = Limited Frequency Sensitive Mode – Over‐frequency LFSM‐U = Limited Frequency Sensitive Mode – Under‐frequency 1
BGA (Belgian Generator Associations) regroupe BOP, COGEN Vlaanderen, EDORA, FEBEG et ODE 1 Task Force Implementation Network Codes – 07/06/2016 PrésentationparElia
Elia introduit sa présentation sur le topic Frequency Management en clarifiant le cadre, le contexte et les liens avec les différents Network Codes. Concernant les codes de connexion, un représentant de BGA s’étonne du fait que le code HVDC n’est pas encerclé, contrairement aux codes RfG et DCC, et demande si ce code est exclu de la discussion. Les exigences relatives à la gestion des fréquences imposées aux générateurs doivent être consultées dans un cadre plus large dans lequel également HVDC aura un impact. Elia confirme que le code HVDC sera bien inclus dans la discussion et que celui‐ci est pertinent dans le cadre des discussions sur le topic Frequency Management, et précise que le cercle dont il est question ne sert qu’à indiquer le poids plus important des codes RfG et DCC dans la discussion avec les stakeholders. Elia précise que les articles du code HVDC relatifs au topic Frequency Management sont par ailleurs mentionnés ultérieurement dans les slides. Elia présente l’approche proposée et le planning des réunions de l’Task Force prévues sur ce topic. Elia attire l’attention sur le fait que les Network Codes exigent un alignement entre TSOs de la zone synchrone, en ce qui concerne les exigences en matière de gestion de la fréquence, et que les débats menés en Task Force alimenteront le point de vue et les arguments d’Elia pour les discussions avec les TSOs d’Europe continentale. Un représentant de BGA fait part de son inquiétude que la petite taille de la Belgique limite le poids d’Elia lors de ces discussions, en comparaison par exemple à l’Allemagne et la France. Le président de l’Task Force répond qu’il reste tout de même important d’en discuter en Belgique afin de contribuer à et influencer le débat européen en défendant les intérêts belges. Concernant le planning présenté, un représentant de Synergrid fait remarquer que les « non‐binding guidance documents » d’ENTSO‐E ne seront finalisés qu’en novembre, après une période de consultation pendant l’été, et que certains éléments de ceux‐ci concerneront la gestion de la fréquence (e.g. RoCoF). Le président de l’Task Force confirme que ces documents devront être pris en compte, mais répond que cela n’affectera pas le planning et qu’au besoin, une troisième réunion sera prévue. Au sujet de l’inertie synthétique, un représentant de BGA remarque que dans la présentation du contexte, celle‐ci se retrouve en quatrième position dans la liste des types de réponse, après les réserves R1‐R2‐R3. Il s’étonne de cette position puisque techniquement, l’inertie synthétique est la toute première réponse observée, suivie des réserves R1‐R2‐R3. Ce représentant ajoute que contrairement à ce qui est noté dans la présentation d’Elia, l’inertie synthétique est utilisée pour toutes les déviations au lieu des grandes déviations. Elia répond ne pas encore avoir de vue concrète concernant les exigences à définir concernant l’inertie synthétique, et informe que des discussions ont lieu à ce sujet au niveau européen. Un représentant de BGA indique que selon les considérants du NC RfG, le TSO doit prendre des mesures dans le but d’éviter que les exigences en matière de RoCoF augmentent vis‐à‐vis de la situation actuelle. Elia rappelle la structure des codes de connexion et liste les exigences des codes RfG et DCC qui concernent la gestion de la fréquence. Elia rappelle les catégories d’utilisateurs des codes RfG et DCC. Elia présente les aspects liés à la capacité de résister à un certain RoCoF. Un représentant de BGA demande à quoi correspondent les 40% de déséquilibre dont il est fait mention. Elia précise qu’il s’agit de 40% de déséquilibre entre consommation et production, ce qui ne peut arriver qu’en cas de répartition de la zone synchrone. Concernant la valeur de RoCoF de 2Hz/s mentionnée, un représentant de BGA indique qu’une telle valeur du RoCoF est impossible à supporter, tant pour les unités existantes que pour les futures. Elia informe que cette valeur est la conclusion d’une étude système menée par ENTSO‐E, et qu’il ne s’agit pas d’une exigence des codes ni d’une recommandation ou d’un désir d’ENTSO‐E. Elia confirme que cette valeur n’est qu’une première référence, et que plus d’informations seront nécessaires pour définir les exigences, entre autres de la part des fabricants. 2 Task Force Implementation Network Codes – 07/06/2016 Concernant les aspects liés à la demande et au NC DCC, un représentant de Febeliec demande si ceux‐ci ne concernent que les utilisateurs de réseau fournissant des services de « demand response ». Elia confirme, et ajoute qu’il s’agit là d’une différence importante. Elia présente les aspects liés aux fourchettes de fréquences. Concernant la partie « Wider ranges », un représentant de BGA fait part de son désaccord quant à l’interprétation des articles concernés dans les Network Codes : ces articles indiquent selon lui que si une machine est capable de supporter des gammes de fréquences plus larges, celles‐ci doivent être rendues disponibles, mais que l’absence d’une telle capacité ne peut pas être un argument pour refuser certaines machines. Elia confirme que c’est bien cette interprétation qui est partagée, et prévoit de reformuler la phrase concernée pour rendre cela plus clair. Elia présente les aspects liés à la détection de l’îlotage. Un représentant de BGA se demande si, pour les unités raccordées au réseau de transport, les discussions avec le TSO ne sont pas plus pertinentes qu’avec le DSO ou CDSO. Elia confirme que ce qui concerne les unités raccordées au réseau de transport est à discuter avec le TSO. Elia présente les différents types de réponse. Un représentant de la VREG demande si des exigences de déconnexion sont prévues pour les unités de type A. Elia explique que les Network Codes mentionnent effectivement que le TSO peut accepter la déconnexion des unités de type A lorsque la fréquence dépasse une certaine valeur en remplacement du mode LFSM‐O, mais qu’Elia n’a pas encore de position concrète à ce sujet. Un représentant de BGA fait remarquer qu’en Allemagne et en France, de telles exigences existent déjà pour les petites unités comme les panneaux solaires, avec une déconnexion en trois phases en Allemagne. Concernant les chiffres présentés dans le tableau pour la réponse à des variations plus larges, dans la colonne « Belgium (EDS Offshore) », un représentant de BGA demande s’il s’agit là de la proposition d’Elia vis‐à‐vis des autres pays. Il pointe particulièrement le délai d’activation, que le NC RfG autorise à dépasser 2s si nécessaire et motivé par des preuves techniques, ce qui n’est pas le cas dans la colonne de droite du tableau. Elia répond qu’il ne s’agit que d’un exemple pris dans une situation actuelle, et non d’une proposition. Concernant la « Last response » et les plans d’urgence, un représentant de Febeliec dit qu’en cas de délestage, certaines industries doivent être conçues comme prioritaires et ne pas être déconnectées trop rapidement, du fait des coûts énormes qu’engendrerait une telle déconnexion ou encore pour les sites classés Seveso. Le président de l’Task Force note la remarque, et indique que ces aspects ne sont pas seulement du ressort d’Elia car les plans d’urgence feront l’objet de discussions dans le Working Group System Operation, et le processus belge les concernant implique aussi d’autres partis comme les administrations. Concernant l’inertie synthétique, un représentant de BGA demande si Elia sait déjà ce qui est désiré, et si des discussions avec des constructeurs d’éoliennes ont été menées à ce sujet. Elia répond ne pas avoir de position pour le moment concernant ce qui sera utile pour la Belgique, et donc ne pas en avoir encore parlé avec les constructeurs. Elia ajoute que ce sujet est traité au niveau de la zone synchrone d’Europe continentale. Elia présente quelques aspects « divers ». Un représentant de BGA demande de clarifier la différence entre les verbes « cesser », « réduire » et « ajuster » qui sont utilisés, et demande également par qui le contrôle à distance (remote operation) serait fait. Elia va réfléchir à ces deux questions et définir une interprétation claire. Concernant la reconnexion automatique, un représentant de Febeliec demande si les exigences mentionnées dans le DCC ne sont d’application qu’au point de couplage au réseau, ou bien également aux niveaux de tension internes plus basdes réseaux industriels ou CDS. Elia prend note de la question et va essayer d’y répondre. Elia conclut sa présentation. 3 Task Force Implementation Network Codes – 07/06/2016 Un représentant de BGA demande s’il sera possible d’avoir des chiffres concernant les trois types de Frequency Sensitive Mode (FSM, LFSM‐O et LFSM‐U) avant la prochaine réunion, en particulier concernant la pente de variation. Elia va essayer, mais ne peut pas garantir que cela sera disponible longtemps avant la prochaine réunion. Un représentant de BGA se demande également si les unités de cogénération sont capables d’avoir un setpoint indépendant pour ces trois types. 4