Avant-propos
Ce document a pour but d'aider le public à mieux comprendre la procédure de demande, les exigences du Grid Code et les autres questions relatives au projet de Production Décentralisée à Petite Échelle (SSDG). Tout candidat souhaitant bénéficier du schéma SSDG est informé que :
- ▸ La conformité à ce Grid Code est obligatoire.
- ▸ Les dispositions de la Loi sur l'Électricité doivent être respectées.
- ▸ Ce Grid Code sera révisé et mis à jour selon les besoins.
Avertissement
Le "Grid Code pour le Producteur Décentralisé à Petite Échelle (SSDG)" du CEB constitue les exigences techniques minimales pour le raccordement d'une production décentralisée (DG), avec ou sans système de stockage d'énergie par batterie (BESS), au réseau de distribution basse tension du CEB.
L'injection de puissance active du DG ne doit en aucun cas dépasser 50 kW AC au point de livraison, tel que mesuré par le compteur Import/Export du CEB, ou la capacité maximale du schéma applicable à ce moment.
Le CEB se réserve le droit de réviser ce Grid Code à tout moment.
Historique des révisions
| Version | Date | Modifications |
|---|---|---|
| Version 2.3 | Septembre 2019 | Révisions mineures |
| Version 3.0 | Avril 2026 | Intégration des exigences pour SSDG avec système de stockage d'énergie par batterie (BESS) |
Chapitre 1 — Objet du Grid Code
Le Grid Code décrit les critères techniques et les exigences pour le raccordement des Producteurs Décentralisés à Petite Échelle (SSDG) au réseau basse tension du CEB (230/400 V). Il couvre la production d'électricité et son stockage à partir de sources d'énergie renouvelables à base d'onduleurs, telles que le photovoltaïque.
Plus de détails sur les schémas sont disponibles sur le site du CEB à l'adresse ceb.mu/projects/energy-schemes.
Chapitre 2 — Exigences du Grid Code et aspects sécurité
1. Paramètres de conception
Tous les DG avec une capacité d'export inférieure à 5 kW AC peuvent avoir une sortie monophasée ou triphasée. Tous les DG avec une capacité d'export de 5 kW AC et plus doivent avoir une sortie triphasée uniquement. Tous les onduleurs doivent être de type à formation de réseau.
| Description | Plage |
|---|---|
| Tension | 230/400 V ± 6 % |
| Caractéristiques de court-circuit | (1 sec) 18 kA, (50 Hz) |
| Fréquence nominale | 50 Hz |
| Déviation de fréquence légale | 50 Hz ± 1,5 % |
| Plage de fréquence de fonctionnement | 47 Hz – 52 Hz |
Le réseau BT du CEB est conçu comme un système TT. Ces valeurs sont obligatoires pour tous les DG, avec ou sans BESS.
2. Exigences de protection
Le DG doit être protégé contre : surcharge, court-circuit, défauts à la terre, surintensité, tensions anormales, fréquences anormales, foudre, et perte du réseau.
2.4 Réglages de déclenchement par défaut
| Paramètre | Symbole | Réglage de déclenchement | Temps d'élimination |
|---|---|---|---|
| Surtension (a) | U>> | 230 V + 10 % | 0,2 s |
| Surtension | U> | 230 V + 6 % | 1,5 s |
| Sous-tension | U< | 230 V − 6 % | 1,5 s |
| Surfréquence (b) | f> | 50 Hz + 1,5 % | 0,2 s |
| Sous-fréquence | f< | 50 Hz − 6 % | 0,5 s |
| Perte du réseau | df/dt & Vector Shift | 2,5 Hz/s & 10° | 0,5 s |
(a) Si le DG peut générer une tension supérieure au réglage U>>, la surtension de palier 2 est requise. (b) Le réglage f> est inférieur à la fréquence max du Tableau 1 pour éviter la contribution du DG à la montée en fréquence.
2.5 Îlotage réseau
DG sans BESS : Le DG ne doit pas alimenter le réseau CEB lors de coupures. Il doit se déconnecter dans les 0,2 secondes suivant la formation d'un îlot.
DG avec BESS : Un DG avec BESS peut fonctionner en mode îlotage. S'il exporte de l'énergie en mode connecté, il doit se déconnecter dans les 0,2 secondes suivant la formation d'un îlot.
2.6 Reconnexion
Suite à une déconnexion, le DG doit rester déconnecté jusqu'à ce que la tension et la fréquence soient restées dans les limites nominales pendant au moins 3 minutes. La reconnexion automatique n'est autorisée que lorsque la déconnexion est due à des paramètres hors de la plage normale du Tableau 1.
2.8 Mise à la terre
La mise à la terre doit être conforme à IEC 60364-5-55. Le système de mise à la terre TT est normal au réseau CEB. Les conducteurs neutre et terre doivent être séparés tout au long de l'installation.
3. Qualité de l'énergie
3.1 Injection DC : Le DG ne doit pas injecter un courant continu supérieur à 0,25 % du courant AC nominal de sortie par phase.
3.2 Papillotement : L'installation ne doit pas provoquer de papillotement anormal au-delà des limites de la "Courbe maximale de seuil d'irritation" selon IEEE 519-2014.
3.3 Harmoniques : Le THD en tension ne doit pas dépasser 5,0 % de la fondamentale à 400 V mesuré au PCC.
| Harmoniques impairs | Distorsion max |
|---|---|
| 3e – 9e | 4,0 % |
| 11e – 15e | 2,0 % |
| 17e – 21e | 1,5 % |
| 23e – 33e | 0,6 % |
| Au-dessus du 33e | 0,3 % |
3.4 Surtensions : Capacité de résistance aux surtensions oscillatoire et transitoire rapide conforme à IEC 62305-3 à des niveaux de test de 1,5 kV.
3.5 Déséquilibre : Le déséquilibre de tension total dans le réseau doit être inférieur à 2 %. La contribution d'une installation ne peut pas provoquer une augmentation du déséquilibre de plus de 1,3 %.
3.6 Variation de tension en échelon : Les variations causées par le raccordement/déconnexion ne doivent pas dépasser ±3 % pour les événements planifiés et ±6 % pour les coupures non planifiées.
| Raccordement | Courant d'appel |
|---|---|
| Monophasé | 19 A |
| Triphasé | 30 A |
4. Facteur de puissance
Le facteur de puissance du DG dans des conditions normales doit être compris entre 0,95 en avance et 0,95 en retard sur toute la plage de tension nominale légale.
5. Maintenance réseau
La maintenance préventive et corrective du départ où le DG est raccordé peut interrompre la production. Aucune compensation ne sera applicable pour la perte de production due à la maintenance.
6. Sécurité, isolation et commutation
6.1 Règles pour travailler sur le réseau BT
- ▸ Le système doit être isolé de toutes les sources d'alimentation possibles ; tous les interrupteurs doivent être verrouillés en positions visiblement ouvertes.
- ▸ Le DG doit disposer d'un moyen d'isolation local qui déconnecte tous les conducteurs actifs, y compris le neutre.
- ▸ Un interrupteur avec contact visible verrouillable en position ouverte doit être installé pour désactiver la fermeture automatique ou manuelle de l'interrupteur d'interconnexion.
- ▸ Le CEB maintiendra un registre actualisé de tous les DG avec adresses précises, points de raccordement et transformateurs concernés.
6.2 Préoccupations de sécurité
- ▸ Les personnes doivent être avertis que l'installation comprend un DG afin que des précautions de sécurité soient prises pour éviter le risque d'électrocution.
- ▸ Les cellules PV produisent de l'énergie lorsqu'elles sont exposées à la lumière. Des précautions supplémentaires telles que la couverture des cellules PV sont requises avant toute intervention.
- ▸ Le fabricant ou fournisseur du DG doit certifier la conformité aux Réglementations sur la Sécurité des Équipements Électriques et aux Réglementations sur la Compatibilité Électromagnétique.
6.3 Installateur électrique
L'installateur doit apposer une étiquette indiquant la prochaine maintenance planifiée et informer le CEB pour mettre à jour le registre SSDG. L'installateur doit être qualifié dans le domaine des installations SSDG et posséder une qualification approuvée par la MQA ou équivalente en installation électrique et en installations d'énergie renouvelable acceptable par le CEB.
7. Comptage
Un compteur bidirectionnel Import/Export mesurant à la fois l'énergie importée et exportée doit être installé à la borne d'alimentation. Un second compteur mesurant la production brute du SSDG doit également être installé.
Le promoteur SSDG doit obtenir l'approbation du CEB avant de commander des TC et TV, et les envoyer à la Section Laboratoire Comptage du CEB pour tests avant installation.
8. Normes et réglementations
Tous les appareils, matériaux et câblages électriques doivent être conformes à la Loi sur l'Électricité, à la Loi sur le CEB, aux Réglementations sur l'Électricité, à ce code et aux normes suivantes (dernières éditions applicables) :
Modules PV
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC TS 62804-1/-2 | Méthodes d'essai pour la détection de la dégradation induite par la tension |
| IEC 61215 | Modules PV terrestres en silicium cristallin — Qualification de conception et homologation |
| IEC 61701 | Essai de corrosion par brouillard salin des modules PV |
| IEC 61730 | Qualification de sécurité des modules PV |
Onduleurs PV
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC 61683 | Conditionneurs de puissance — Procédure de mesure de l'efficacité |
| IEC 62109-1/2 | Sécurité des convertisseurs de puissance pour systèmes PV |
| IEC 62116 | Procédure d'essai pour la prévention de l'îlotage pour onduleurs PV connectés au réseau |
Systèmes PV connectés au réseau
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC 61727 | Systèmes PV — Caractéristiques de l'interface réseau |
| EN 50438 | Exigences pour le raccordement de micro-générateurs en parallèle avec les réseaux BT publics |
| IEC 62446-1 | Systèmes PV — Exigences pour les tests, la documentation et la maintenance |
| IEC 61724 | Surveillance des performances des systèmes PV |
Normes d'ingénierie générales
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC 60364-5-55 | Installations électriques des bâtiments |
| IEC 62305-3 | Protection contre la foudre — Dommages physiques et risques pour la vie |
| IEC 60364-5-54 | Dispositions de mise à la terre et conducteurs de protection |
| IEEE C37.90 | Norme IEEE pour les relais et systèmes de relais |
Qualité de l'énergie
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC 61000-3-2 | Limites pour les émissions de courant harmonique |
| IEC 61000-3-3 | Limitation des variations de tension, fluctuations et papillotement |
| IEEE 519 | Pratique recommandée pour le contrôle des harmoniques dans les systèmes d'énergie électrique |
Système de stockage par batterie (BESS)
| Norme | Description |
|---|---|
| IEC 62933 | Famille de normes pour les systèmes de stockage d'énergie électrique (ESS) |
| IEC 62619 | Exigences de sécurité pour les applications industrielles à grande échelle (cellules lithium) |
| IEC 63056 | Exigences de sécurité pour les blocs et systèmes de batteries lithium pour applications stationnaires |
| UL 1973 / UL 9540 | Certification pour les tests de sécurité des batteries |
| IEC 61000 series | Compatibilité électromagnétique (CEM) |
Chapitre 3 — Modifications du Grid Code
Le CEB proposera une nouvelle version de ce Grid Code dans les cas suivants :
- ▸ Certaines valeurs doivent être modifiées en raison de l'évolution du système.
- ▸ La quantité de production dans un ou plusieurs segments nécessite un contrôle plus strict.
- ▸ Une meilleure adéquation aux conditions d'exploitation est requise.
- ▸ Des amendements supplémentaires au Grid Code doivent être préparés sous forme d'addendum.
Chapitre 4 — Non-conformité au Grid Code
En cas de non-conformité à l'une des dispositions techniques de ce Grid Code, le CEB informera le propriétaire par écrit des écarts constatés. Le propriétaire du DG disposera de 30 jours pour rectifier les écarts.
À défaut, le CEB sera en droit de déconnecter le DG.
Le CEB sera en droit de déconnecter le DG sans préavis si les conditions d'installation sont dangereuses ou créent des risques inévitables pour la sécurité.
La reconnexion nécessitera que le CEB certifie que l'installation est conforme à ce Grid Code. Les frais applicables seront les mêmes que pour les frais de reconnexion.
Annexe 1 — Abréviations et définitions
Annexe 2 — Certificat d'installation
Le demandeur/installateur doit soumettre un certificat dûment signé avec l'en-tête et le cachet de l'entreprise au CEB. Le Certificat d'Installation doit confirmer :
- ▸ Capacité installée [kW] et adresse du site
- ▸ Détails des équipements installés : Modules PV et Onduleur (marque, modèle, puissance nominale, quantité, numéros de série)
- ▸ Paramètres de protection de l'onduleur : Surtension ×2, Sous-tension, Surfréquence, Sous-fréquence, Perte du réseau df/dt & Vector shift, Temps de reconnexion, Limite de puissance active
- ▸ Impédance de ligne (ohm)
- ▸ Nom et signature de l'entreprise installatrice et de l'Ingénieur Professionnel Agréé / Installateur (avec numéro RPEM si applicable)
- ▸ Nom et signature du Demandeur
- ▸ Cachet de l'entreprise installatrice et date
Annexe 3 — Mise en service commerciale
La mise en service commerciale du SSDG est conditionnée à la signature du Contrat de Raccordement par toutes les parties et à la vérification de la conformité de l'installation avec ce Grid Code par les représentants du CEB. L'installation sera mise en service après signature du Contrat de Raccordement.
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