Les dispositions du présent chapitre s'ajoutent aux exigences d'application générale précisées de manière exhaustive dans le règlement UE n° 2016/1447 de la Commission établissant un code de réseau sur le raccordement au réseau des systèmes à haute tension en courant continu et le raccordement direct de parcs de générateurs raccordés en courant continu.

Les dispositions du présent chapitre s'appliquent aux systèmes à haute tension en courant continu et aux raccordements directs de parcs de générateurs raccordés en courant continu devant faire l'objet d'un premier raccordement au réseau public de transport ou en cas de modification substantielle et dont la proposition technique et financière est signée après la publication du présent arrêté.
Conformément à l'article R. 342-13-6 du code de l'énergie, pour l'application de l'alinéa a du paragraphe 1 de l'article 4 du règlement UE n° 2016/1447 de la Commission, elles s'appliquent également systèmes à haute tension en courant continu et aux raccordements directs de parcs de générateurs raccordés en courant continu existants qui font l'objet de modifications substantielles dans les conditions suivantes :

- une modification de la tension de référence de raccordement ;
- une modification des caractéristiques électriques de l'installation par des travaux de modernisation ou de remplacement des équipements ayant une incidence sur les capacités techniques du système à haute tension en courant continu existant ou du parc non synchrone de générateurs existant, raccordés en courant continu.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 11 et de l'article 47 du règlement UE n° 216/1447 de la Commission, tout système en courant continu à haute tension doit être capable de rester connecté au réseau et de fonctionner dans les plages de fréquence et les durées indiquées ci-dessous :

|Plage de fréquence|Durée minimale de fonctionnement| |------------------|--------------------------------| | [47Hz ; 47,5Hz[ | 60 secondes | |[47,5 Hz ; 49 Hz[ | 90 minutes | | [49Hz ; 51Hz[ | Illimitée | | [51Hz ; 51,5Hz[ | 90 minutes | | [51,5Hz ; 52Hz[ | 15 minutes |

Si la fréquence est inférieure à 49 Hz, le système en courant continu à haute tension ne doit pas baisser sa puissance active, qui doit demeurer au niveau constaté avant la baisse de fréquence, excepté si l'unité de production raccordée au système en courant continu à haute tension subit un changement simultané de puissance active.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 13 et de l'article 48 du règlement UE n° 2016/1447 de la Commission, toute modification de la puissance active entre deux valeurs d'échange figurant au programme s'effectue selon une valeur de pente paramétrable, exprimée en MW par minute et modifiable par unité de conversion sur consigne du gestionnaire de réseau de transport.
Plusieurs valeurs de pentes doivent pouvoir être définies entre 20 MW/minute et 5 000 MW/minute pour un même sens de transit, avec un pas de 1 MW/minute. Les pentes peuvent avoir une valeur différente selon le sens de transit dans la liaison.
Le délai entre la prise en compte de la demande d'ajustement transmise par le gestionnaire de réseau de transport et le début de la variation de puissance active est de 5 minutes en situation normale d'exploitation du système électrique.
La puissance active à la hausse ou à la baisse en cas de perturbation sur le réseau est modifiée suivant une consigne du gestionnaire de réseau de transport dans les conditions suivantes :

- la liaison est capable de modifier sa puissance active en appliquant une variation de puissance, une consigne de puissance ou une limite de puissance, ainsi qu'une rampe ajustable lorsqu'une instruction du gestionnaire de réseau de transport est reçue ;
- quelle que soit la puissance active injectée ou soutirée initialement, le système en courant continu à haute tension doit permettre d'annuler ou d'inverser automatiquement l'injection ou le soutirage de puissance active en moins de 2 secondes comptées à la réception de la consigne envoyée par le gestionnaire du réseau de transport ;
- le délai entre la réception de la consigne du gestionnaire de réseau de transport et l'activation de la variation de puissance est strictement inférieur à 10 millisecondes ;
- la pente est réglable entre 100 MW/minutes et Pmax/100 millisecondes et la variation de puissance doit pouvoir prendre toute valeur dans la plage [-2 x Pmax ; 2 × Pmax] ;
- l'erreur statique de la puissance active doit être inférieure à 0,2 % de Pmax.

L'activation de la variation de puissance active est inhibée dans les conditions suivantes :

- à la réception d'une consigne du gestionnaire du réseau de transport, le système à courant continu en haute tension doit être en mesure de bloquer dans un délai de 10 secondes toute nouvelle modification de puissance active ;
- Sur ordre du gestionnaire du réseau de transport, dans le cas où un mode de réglage de la fréquence activé induit une variation de fréquence de la zone synchrone de l'autre extrémité en dehors d'une plage prédéfinie paramétrable. Dans ce cas, le mode de réglage en cours ainsi que tout autre ordre lié au réglage de la fréquence sont bloqués par le système en courant continu à haute tension.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 15 du règlement UE n° 2016/1447, le seuil de fréquence relatif au mode LFSM-O est fixé à 50,2 Hz, le seuil de fréquence relatif au mode LFSM-U est fixé à 49,8 Hz.
Chaque système en courant continu à haute tension est capable d'ajuster la réponse en puissance active aux variations de fréquence pour les sous-fréquences (LFSM-U) et pour les sur-fréquences (LFSM-O) aussi rapidement que la technologie le permet, avec un retard inférieur ou égal à 0,5 secondes et une durée d'activation complète de 30 secondes. Les statismes s3 et s4 doivent être paramétrables par pas de 0,1 %.
Les paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode FSM sont indiqués ci-dessous :

| Paramètres | Plages | |-----------------------------------------------------------|----------| | Bande morte de réponse en fréquence |0 - ± 0mHz| | Statisme s1 (régulation à la hausse) |3 % à 12 %| | Statisme s2 (régulation à la baisse) |3 % à 12 %| |Insensibilité de la réponse à une variation de la fréquence| 10mHz |

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 16 du règlement UE n° 2016/1447, le gestionnaire de réseau de transport précise dans sa documentation technique de référence les caractéristiques des modes de réglage utilisant les mesures de la fréquence aux différents points de raccordement du système en courant continu à haute tension.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 17 du règlement UE n° 2016/1447, la perte maximale de puissance active d'un système en courant continu à haute tension raccordé au réseau de transport d'électricité est fixée à 1 800 MW. Cette valeur prend en compte les modes communs.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 18 du règlement UE n° 2016/1447, une station de conversion doit être capable de rester connectée au réseau de transport et de fonctionner dans les plages de tension suivantes :

|Plage de tension (entre 110kV et 300kV)
1p.u. → 220kV|Durée minimale de fonctionnement| |:------------------------------------------------------------|:-------------------------------| | [0,85pu ; 1,118pu[ | Illimitée | | [1,118pu ; 1,15pu[ | 20 minutes |

|Plage de tension (entre 300kV et 400kV)|Durée minimale de fonctionnement| |:--------------------------------------|:-------------------------------| | [0,85pu ; 1,05pu[ | Illimitée | | [1,05pu ; 1,10pu[ | 60 minutes |

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 20 du règlement UE n° 2016/1447, une station de conversion à haute tension en courant continu doit disposer d'une capacité de réglage de la puissance réactive dans la plage de tension précisée à l'alinéa précédent du présent article, pour toute valeur de puissance active, en respectant les valeurs minimales suivantes :

| Plage de tension |Intervalle de puissance réactive (MVar)| |----------------------------------------|---------------------------------------| | Régime normal d'exploitation du réseau | [-0,35 Pmax +D ; 0,32 Pmax +D] | |Tension haute en dehors du régime normal| [-0,35 Pmax +D ; 0] | |Tension basse en dehors du régime normal| [0 ; 0,32 Pmax +D] |

La valeur D est définie par le gestionnaire de réseau de transport dans le cahier des charges des capacités constructives en fonction de la zone géographique dans laquelle se situe la station de conversion à haute tension en courant continu.
Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 21 du règlement UE n° 2016/1447, les à-coups de tension sont limités à 3 % de la tension au point de raccordement à la tension de référence de 400 kV et à 5 % de la tension au point de raccordement pour les autres niveaux de tension pour la variation de la puissance réactive.
Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 22 du règlement UE n° 2016/1447 de la Commission, chaque station de conversion à haute tension en courant continu doit être dotée de deux modes de réglage primaire de la tension :

- réglage de la puissance réactive ;
- réglage de la tension spécifié par le gestionnaire de réseau de transport : Uconsigne=Updr + λ.Qpdr, où Updr est la tension au point de raccordement, Qpdr le réactif au point de raccordement et λ un coefficient de valeur paramétrable par le gestionnaire de réseau de transport dans la plage [3 V/MVar ; 100 V/Mvar] par pas de 1 V/Mvar.

Les performances dynamiques suivantes doivent également être respectées :

- pas de bande morte ;
- T1>=0,5s ;
- T2<2s.

où T1 est le temps de montée à 90 % de la grandeur asservie par le réglage de tension sur un échelon de consigne, et T2 son temps d'établissement à 95 %.
L'écart statique entre la grandeur asservie injectée dans le régulateur de tension et la consigne du régulateur doit être au plus égal à 0,2 % de la consigne de tension du régulateur.
L'écart statique entre la grandeur asservie injectée dans le régulateur de réactif et la consigne du régulateur doit être au plus égal à 0,2 % de Qmax.
Chaque unité de conversion doit avoir les capacités constructives de participation au réglage secondaire de tension, c'est-à-dire, lui permettant de recevoir une consigne Uref, émise par le gestionnaire de réseau de transport, et d'élaborer à partir de Uref la consigne Uconsigne à appliquer à son régulateur primaire de tension.

Pour la mise en œuvre des exigences des articles 19 et 23 du règlement UE n° 2016/1447, un système à haute tension en courant continu doit être capable d'injecter rapidement du courant de défaut réactif à un point de raccordement du réseau de transport en cas de défaut symétrique ou dissymétrique. La station de conversion doit être capable d'injecter une contribution additionnelle de courant réactif au point de raccordement pendant la période des défauts ou écroulement de tension.

Lors d'une variation de tension directe, l'injection de courant direct doit respecter les caractéristiques suivantes :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

Les paramètres ont les correspondances suivantes :

U1 (pu) : composante directe de la tension efficace phase-phase au point de raccordement

ΔIq1 (pu) : courant réactif additionnel direct (ΔIq1) qui doit être fourni par la station de conversion en cas de défaut, en complément du courant réactif injecté via le réglage primaire de tension U+λQ

DB1- et DB1+ : paramètres de la bande-morte

ΔIq1+ et ΔIq1- : valeurs maximum capacitive et inductive de ΔIq1

∆U1+ et ∆U1- : variations de tension pour lesquelles ΔIq1 atteint ΔIq1+ et ΔIq1-

Ces paramètres sont ajustables par pas de 0,01 pu suivant une demande du gestionnaire du réseau de transport.

Lors d'une variation de tension inverse, l'injection de courant inverse doit respecter les caractéristiques suivantes :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

Les paramètres ont les correspondances suivantes :

U2 (pu) : composante inverse de la tension efficace phase-phase au point de raccordement

Iq2 (pu) : courant réactif inductif inverse fourni par la station en cas de présence de tension inverse au point de raccordement

DB2 : bande-morte

Iq2- : valeur maximum inductive de Iq2

∆U2+ : variation de tension pour laquelle Iq2 atteint Iq2-

La valeur totale du courant réactif, prenant en compte les composantes directe et inverse du courant réactif additionnel, ne doit pas être limitée à une valeur inférieure au courant maximal de la liaison, mesuré côté convertisseur du transformateur, avant l'occurrence du défaut.

La dynamique de cette injection doit être caractérisée par :

- temps de montée à 90 % de la totalité de l'injection de courant attendue en 30 ms ; et

- temps d'établissement à +/- 5 % de la totalité de l'injection de courant attendue en 60 ms.

Ces temps n'incluent ni les temps de mesure ni les temps de calcul dont l'ensemble doit être inférieur à 10 ms.

Quand la station de conversion à haute tension en courant continu fournit une injection rapide de courant réactif additionnelle :

- la priorité est donnée au courant réactif ;

- la puissance active de la liaison peut être réduite pour respecter la contrainte de courant maximal de la liaison ;

- Les limites de puissances réactives énoncées précédemment ne sont pas applicables.

Cette injection rapide de courant de défaut est additionnelle au courant réactif associé au réglage de la puissance réactive, conformément aux dispositions de l'article 22 du règlement UE n° 2016/1447.

Le gabarit de surtension pour les défauts symétriques et dissymétriques est le suivant :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

En cas de blocage entre 1.35 pu et 1.45 pu, la station de conversion devra se débloquer en moins de 20 ms quand tension de réseau est rétablie à une valeur inférieure à 1.35 pu.

Après déblocage, l'injection de courant réactif supplémentaire devra fonctionner avec un retard maximal de 50 millisecondes.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 26 du règlement UE n° 2016/1447, pour tout défaut qui ne provoque pas de déconnexion du système à haute tension en courant continu, la station de conversion doit rétablir 90 % du niveau de puissance avant l'apparition du défaut en moins de 150 millisecondes et se stabiliser à ± 5 % de cette valeur en moins de 200 millisecondes à partir du moment où la tension du réseau est revenue à un niveau permettant cet échange de puissance, comme indiqué sur la figure ci-après.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 24 et de l'article 50 du règlement UE n° 2016/1447, les prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement au réseau public de transport d'électricité d'une installation de production d'énergie électrique établies au chapitre II du titre Ier du présent arrêté sont applicables aux systèmes à haute tension en courant continu.

De plus, les dispositions ci-après doivent aussi être respectées en HTB2 et HTB3 :

- Harmoniques : tensions harmoniques générées par la station de conversion

Pour chacune des liaisons, le fonctionnement d'une installation, de puissance Pmax supérieure ou égale à 500 MW quel que soit le nombre de pôles, ne doit pas engendrer une augmentation

supérieure à 0,2% des tensions harmoniques préexistantes dans la zone de raccordement, cela pour chaque rang harmonique jusqu'au rang 50. L'augmentation du THD doit être inférieure à 0.3 %.

Pour une installation dont la puissance totale est inférieure à 500 MW quel que soit le nombre de pôles, ces limites pourraient être revues à la baisse, donc plus contraignantes.

Le THD est calculé conformément à la CEI 61000-3-6 :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

avec :

Q1 : tension RMS du fondamental

Qh : tension harmonique RMS du rang h

h : rang harmonique

H : rang harmonique max = 50

- Harmoniques : Prise en compte des tensions harmoniques sur le réseau public de transport d'électricité

Pour chacune des liaisons pour la conception de la station, le Propriétaire devra prendre en compte dans la conception de sa station de conversion la potentielle augmentation des tensions harmoniques au poste de raccordement pendant la durée de vie de la station de conversion. A titre indicatif, les taux de tensions harmoniques ne devraient pas dépasser les valeurs dans le tableau ci-dessous:

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

Avec un taux global maximal g max ne dépassant pas 6 %.

- Prise en compte de la séquence inverse maximale de la tension alternative :

La conformité aux exigences relatives aux harmoniques, tensions et courants, doit être garantie pour une valeur maximale de taux de composante inverse de la tension alternative au PDR de 1 %.

La liaison doit par ailleurs être capable de rester connectée et en fonctionnement stable pour des valeurs de taux de composante inverse de la tension alternative au PDR jusqu'à 2 %.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 25 du règlement UE n° 2016/1447, chaque système à haute tension en courant continu doit rester connecté au réseau public de transport et fonctionner dans un état stable et sans blocage pour tout creux de tension symétrique ou dissymétrique d'amplitude inférieure ou égale au gabarit suivant.

La tension phase-phase de la séquence directe donnée au point de raccordement du système à haute tension en courant continu.

Les limites du gabarit de la figure suivante sont définies comme suit :

- creux de tension de 100 % pendant 250 millisecondes

- retour linéaire à 85 % de la tension pendant les 2,750 secondes suivantes.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible à l'adresse suivante : Légifrance - Publications officielles - Journal officiel - JORF n° 0156 du 25/06/2020 (legifrance.gouv.fr)

Dans le cas d'un court-circuit, ce gabarit est applicable pour les cas de défaut symétrique et dissymétrique.

Le système à haute tension en courant continu doit rester connecté liaison devra supporter plusieurs gabarits de creux de tension consécutifs liés aux réenclenchements sur des défauts permanents monophasés, biphasés et triphasés (3 creux de tension successifs avec 5 secondes d'intervalle entre chaque).

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 28 du règlement UE n° 2016/1447, la variation de la tension instantanée dans chacune des trois phases au point de raccordement due à la mise sous tension de la station de conversion ne doit pas excéder 3 % lorsque le réseau de transport d'électricité est exploité dans ses plages normales de tension et de fréquence.
Lorsque le réseau de transport est exploité en dehors de ses plages normales de tension et de fréquence, une variation de la tension instantanée maximale de 5 % dans chacune des trois phases au point de raccordement est tolérée.

Pour la mise en œuvre des exigences des articles 29 à 31 du règlement UE n° 2016/1447, le propriétaire du système HVDC doit concevoir un contrôle-commande capable d'amortir tous risques d'interactions détectés dans le contrôle de la station de conversion, d'amortir les oscillations de puissance et d'amortir les oscillations torsionnelles yposynchrones . Le gestionnaire de réseau de transport peut soit :

- faire lui-même les études de risques d'interaction ou d'oscillations torsionnelles hyposynchrones. Dans ce cas :
- Le propriétaire du système HVDC réalisera une étude de risques d'interactions ou d'oscillations torsionnelles hyposynchrones avec le maximum des données dont il dispose. Le cas échéant, le propriétaire effectuera cette étude à l'aide des modèles génériques que le gestionnaire de réseau de transport lui fournira pour les ouvrages qui ne leur appartiennent pas.
- Le gestionnaire de réseau de transport fera l'étude avec les données réseaux dont il dispose et le modèle transmis par le propriétaire.
- demander au propriétaire de faire les études détaillées.

Pour la mise en œuvre de l'article 34 du règlement UE n° 2016/1447, le gestionnaire de réseau de transport précise dans sa documentation technique de référence les exigences en matière de protection électrique et les réglages correspondants devant être respectés par l'installation.

Pour la mise en œuvre des exigences de l'article 54 et 56 du règlement UE n° 2016/1447, le propriétaire des systèmes HVDC doit fournir au gestionnaire de réseau de transport les modèles de simulation des systèmes HVDC qui seront précisés dans la documentation technique de référence.

Le propriétaire doit aussi fournir au gestionnaire de réseau de transport les répliques exactes du contrôle commande. Les précisions concernant ces répliqués sont indiquées dans la documentation technique de référence.

A minima les données suivantes seront demandées :

- Un diagramme détaillé, sous la forme de schémas blocs avec les valeurs de tous les paramètres utilisés, incluant une description du système physique, ses boucles de réglages et des limitations qui ont un impact sur la dynamique lente du réseau (transitoires électromécaniques, >1ms, dit modèle phaseur). Ce modèle doit permettre de représenter fidèlement le comportement de la liaison pour des défauts symétriques et dissymétriques.

- Un document décrivant l'ensemble des données des équipements électriques devant être modélisés pour la réalisation d'études de transitoires électromagnétiques. A minima toutes les données nécessaires à modélisation des transformateurs (incluant les données de saturation), les filtres AC ou DC, les disjoncteurs, parafoudres, résistances d'insertion, matériels de mise à la terre, assemblages de semi-conducteurs sous la forme de valves, inductances, capacités, câbles et lignes AC et DC seront fournies.

- Un modèle du système de contrôle commande de l'installation HVDC incluant toutes les protections ayant un impact sur le comportement dynamique du système. Ce modèle devra être compatible avec la réalisation d'études de transitoires électromagnétiques. Pour des questions de confidentialité, il est possible qu'une partie du modèle de contrôle commande soit crypté ou fourni sous la forme de code compilé. Pour des raisons de traçabilité et de validité du modèle, ce modèle doit avoir été généré à partir du code source utilisé dans le système de contrôle commande et de protections installées sur site ou à partir du logiciel utilisé pour réaliser la conception de ce système. Un ensemble de paramètres du système de contrôle commande et de protection doit être accessible. La liste de ces paramètres doit être identique aux paramètres principaux disponibles aux opérateurs sur site à travers l'IHM du système HVDC. RTE est en charge de l'implémentation de ces modèles dans les logiciels de simulation de transitoires électromagnétiques utilisés par RTE

- Une documentation permettant d'utiliser le modèle de contrôle commande précité.