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Code de Réseau National de MauriceCode de DistributionVersion Décembre 2022

TABLE DES MATIÈRES

DC 1 OBJECTIF ET CHAMP D'APPLICATION

L'objectif du Code de Distribution est d'établir les règles, procédures, exigences et normes qui régissent l'exploitation, la maintenance et le développement du Système de Distribution afin de garantir un système de distribution d'électricité efficace, coordonné et économique. Il définit également les procédures et les exigences applicables au Licencié de Distribution et à tous les Utilisateurs du Système de Distribution.
Le Licencié de Distribution ainsi que les Utilisateurs existants et potentiels connectés ou cherchant à se connecter au Système de Distribution doivent se conformer aux sections pertinentes du Code de Distribution, y compris les Producteurs Décentralisés et les Clients.
Les Utilisateurs connectés au Système de Distribution doivent se conformer au Code de Distribution.
La Frontière d'Interconnexion des Systèmes de Transport et de Distribution doit être telle que définie à la Section TC 1.1 du Code de Transport.

DC 2 EXIGENCES GÉNÉRALES

Ce Code de Distribution contient les procédures pour fournir un service de distribution d'électricité adéquat, sûr et efficace à toutes les régions de Maurice, en tenant compte d'un large éventail de Conditions Normales et de Contingence. Il est cependant nécessaire de reconnaître que le Code de Distribution ne peut pas couvrir toutes les situations possibles. Lorsque de telles situations imprévues se produisent, le Licencié de Distribution doit agir en tant qu'opérateur raisonnable et prudent dans la poursuite de l'une ou de plusieurs des exigences générales suivantes pour protéger la sécurité du public et des employés :
  • la nécessité de préserver l'intégrité du Système ;
  • prévenir les dommages au Système ;
  • conformité aux conditions de sa Licence ;
  • conformité à la Loi sur l'Électricité 2005 et ses amendements ;
  • conformité au Code de Distribution.
Les Utilisateurs doivent fournir la coopération et l'assistance raisonnables que l'Opérateur du Système demandee raisonnablement dans la poursuite des exigences générales de cette Section DC 2.

DC 3 PLANIFICATION DU SYSTÈME DE DISTRIBUTION

DC 3.1 Objet et Champ d'application

Le Licencié de Distribution avec l'Acheteur Unique sera responsable de la planification du développement du Système de Distribution.
L'Autorité fournira à l'Opérateur du Système des lignes directrices politiques du Ministère pour le développement du système, telles que les objectifs politiques concernant l'utilisation des sources d'énergie primaire pour la production d'électricité, les technologies futures, etc.
L'Acheteur Unique développera également des procédures pour l'élaboration d'un Plan de Ressources Intégré, en impliquant les parties prenantes clés du secteur électrique dans un processus collaboratif.
L'objectif de la Planification des Ressources Intégrées (PRI) à long terme est de définir le développement (mise à niveau et expansion) des Systèmes de Transport et de Distribution ainsi que l'incorporation indicative de nouvelles ressources de production basées sur les lignes directrices politiques fournies par le Ministère, afin de garantir la qualité et la fiabilité de l'approvisionnement en électricité pour la nation et les acteurs économiques.
Le Licencié de Distribution et le Licencié de Transport, selon le cas, seront responsables de la mise en œuvre de la mise à niveau et de l'expansion des Systèmes de Transport et de Distribution tels que définis dans le PRI.
L'Acheteur Unique élaborera le PRI à long terme conformément aux procédures et aux exigences d'information établies dans la section SOC 1 du Code des Opérations du Système.
L'Opérateur du Système est également responsable de la planification à court terme (Planification Opérationnelle) comme requis par la section SOC 2 du Code des Opérations du Système.
L'analyse de l'horizon du PRI sera de 10 ans et le plan sera mis à jour annuellement avec les informations les plus récentes disponibles telles que les lignes directrices politiques, les prévisions de charge, la date de mise en service commerciale prévue des projets en cours clés, les prix du carburant, les nouvelles technologies et prix de production, etc.
Dans l'élaboration du PRI, l'Acheteur Unique devra spécifiquement prendre en compte l'emplacement des sources d'énergie renouvelable et autres.
Cette section DC 2 spécifie les critères, processus et informations suivants qui seront utilisés par l'Acheteur Unique dans l'accomplissement de ses obligations de planification :
  • Critères de Planification du Système de Distribution
  • Études de Planification, et
  • Exigences de Données

DC 3.2 Critères de Planification du Système de Distribution

DC 3.2.1 Principes

Les critères de planification du Système de Distribution doivent être basés sur l'exigence de respecter les exigences légales de DC 3.2. Lorsqu'il n'existe pas d'exigences légales, les critères doivent être basés sur les Pratiques Prudentes des Services Publics et les normes internationales pertinentes.
Le principe primordial dans le processus de planification du Système de Distribution est la responsabilité du Licencié de Distribution de « maintenir toute installation, appareil ou locaux liés à sa licence dans un état tel qu'il puisse fournir un service électrique sûr, adéquat et efficace », comme stipulé dans la Loi.

DC 3.2.2 Critères de Planification

Le Licencié de Distribution et l'Acheteur Unique doivent adopter les critères suivants pour réaliser la planification du Système de Distribution :
  • Le Système de Distribution doit être conçu de manière à ce que toutes les lignes de dérivation avec une charge supérieure à 100 Ampères et les alimentateurs 22 kV disposent d'une alimentation de secours depuis le Système.
  • Le nombre d'opérations de commutation doit être réduit au minimum afin de permettre une restauration rapide de l'alimentation.
  • La charge de l'alimentateur dans des Conditions Normales doit être limitée à 50 % du courant nominal du conducteur.
  • The tension limit shall be within statutorily prescribed limits under Conditions Normales. Tension regulation at the nominal value of 230 V for single-phase supply and 400 V for three-phase supply shall be within ±6% at the Frontière d'Interconnexion.
  • The closed jeu de barres configuration at 22 kV in the Système de Distribution Postes, lorsque requis, shall satisfy the N-1 Security Criterion. This requires operating the changeur de prisess on parallel transformers in the master-slave configuration afin de ensure that all tapping is carried out in unison.

DC 3.2.3 Critères de Tension

The Système de Distribution shall be designed to ensure that under Normal and Conditions de Contingence, tensions at all Frontières d'Interconnexion and buses are within les suivants ranges:
  • between +6% and -6% of nominal tension under Conditions Normales at MT jeu de barress;
  • between +6% and -6% of nominal tension under Conditions Normales at BT jeu de barress;
  • between +10 and-10% of nominal tension under Conditions de Contingence at BT and MT jeu de barress.

DC 3.2.4 Facteur de Puissance de la Charge

The Système de Distribution shall be planned for a Demande load consumption with Facteur de Puissance between 0. 90 leading to 0.90 lagging under Conditions Normales.

DC 3.3 Études d'Interconnexion

DC 3.3.1 Généralités

The Distribution Licensee in collaboration with l'Acheteur Unique and l'Opérateur du Système, si requis, shall undertake Système de Distribution interconnection studies whenever required to:
  • Determine particular interconnection requirements for any Utilisateurs' System, submitted conformément à the interconnection application process, y compris any reinforcement, Protection or Qualité de l'Énergie improvement requirements; and
  • Determine the interconnection requirements for any Station de Production, submitted conformément à the interconnection application process, y compris any reinforcement, Protection or Qualité de l'Énergie improvement requirements.
All technical data required for the interconnection studies to the Système de Distribution (as well as other information) doit être fourni by the applicant to le Licencié de Distribution, who will flow the information to l'Acheteur Unique, if needed. The Distribution Licensee shall coordinate, as needed, with l'Opérateur du Système and l'Acheteur Unique for the provision of additional data required to carry out the interconnection studies. The Distribution Licensee shall contact the Large Client directly for additional technical information related to his request for interconnection.
The Distribution Licensee shall coordinate with l'Opérateur du Système specific requirements for the interconnection of large loads to the MT system (p. ex. protection studies and specifications), and require its assistance in the elaboration of some studies. Cependant, le Licencié de Distribution should remain ultimately responsible for the execution of the studies and for the coordination and communication with the applicant.
All information exchange among licensees shall be properly recorded.

DC 3.3.2 Prévisions de la Demandee

The Distribution Licensee and l'Acheteur Unique est responsable de the elaboration of the prévision de charges.
The Système de Distribution expansion plan shall be mainly guided by inputs from a Spatial Prévision de Charge, the construction of new postes and requests of connection of Clients to the MT network.
The prévision de charge methodology shall also consider the increasing number of connected Distributed Generation projects.
The Spatial Prévision de Charge shall be supported by the Geographical Information System of the whole Grid.
The Geographical Information System shall store virtual information relating to the physical aspects of the transmission and distribution networks. It shall permit the viewing, understanding, questioning, interpreting and visualizing of data in many ways that reveal relationships, patterns and trends in the form of maps, reports and charts. These capabilities of the Geographical Information System shall assist in prévision de chargeing and transmission and distribution planning activities
System planning simulation software shall use the outputs of the proposed Geographical Information System so as to enable the conduct of detailed technical studies of the Système de Distribution. It is expected that the Geographical Information System shall support other activities of the Distribution and Transmission Licensees tel(s) que asset management.
The Geographical Information System shall support the development of a consumption forecast using an econometric regression methodology. This forecast of unit consumption is then to be developed into a peak demande forecast for each poste which shall inform the planning studies.

DC 3.3.3 Études de Flux de Charge

The Distribution Licensee in collaboration with l'Acheteur Unique and/or System Operator, si requis, shall undertake flux de charge studies using appropriate Models.
Load flows shall be analysed au moins for peak and minimum alimentateur loads, based on the alimentateur metering data or SCADA data where metering data is not available calculated from the 30-minute averages. The calculation of the forecasts at a alimentateur level shall be based on regression analysis and forecast forward for an appropriate period to ensure that all network components are operating within their design parameters for the forecast period.
Load flows shall model the contingency scenarios planned for in the network design and shall be undertaken to ensure that all network components are operating within their design parameters for all plausible scenarios of supply network reconfiguration. Short term and emergency ratings of Installations may be used if it is considered that the timescale for restoration to normal operation shall align with the manufacturers' guidance on such ratings, or other parameters as determined by le Licencié de Distribution.

DC 3.3.4 Études de Régulation de Tension

The Distribution Licensee in collaboration with l'Acheteur Unique and/or System Operator, si requis, shall undertake régulation de tension studies to determine the tensions at all Frontières d'Interconnexion using appropriate modelling tools and verify the compliance with the limits in DC 3.2.3. Such studies shall be used to determine the impact of any Demande or Generation interconnection, System expansion or reinforcement.
The planning of the Système de Distribution régulation de tension shall take into account 5 years Demande forecasts and include the use of:
  • transformateur de puissance changeur de prisess to maintain bus bars at within acceptable ranges;
  • régulation de tension of Producteurs Décentralisés and Énergie Storage Units;
  • capacitors (fixed capacitor banks should be sized on present requirements rather than growth forecasts to avoid over tension); or
  • upgrade of conductor size
The Système de Distribution shall be planned considering tension control on the secondary sides of the 66/22kV transformers using changeur de prisess.
Capacitors may be used to provide tension improvement on the Système de Distribution in les suivants cases:
  • reducing the lagging component of circuit courant;
  • increasing the tension level at the load;
  • improving régulation de tension, if the capacitors are properly switched;
  • reducing Puissance Active and Puissance Réactive losses in the system because of reduction in courant;
Suitable Équipement and procedures shall be employed lorsque requis to ensure that excessively high tensions are not experienced at Frontières d'Interconnexion during periods of light load or abnormal operating conditions, or due to the active puissance injection of Producteurs Décentralisés.
Tension drops shall be assessed at peak alimentateur Demande based on the 15-minute average of the alimentateur metering data, or SCADA data where metering data is not available, to ensure that the design tension at the Utilisateur Frontière d'Interconnexion meets the tension requirements set forth in DC 3.2.3.
The tension profiles shall be assessed for planned Conditions de Contingence and shall be such that the design tension at Utilisateur's Frontières d'Interconnexion meets the tension requirements of this Code de Distribution for all plausible Système de Distribution configurations.
Any extension or interconnection to the Système de Distribution shall be designed in such a way that it does not adversely affect the tension control employed on the Système de Distribution.

DC 3.3.5 Études de Court-Circuit

The Distribution Licensee in collaboration with l'Acheteur Unique and/or System Operator, si requis, shall undertake fault courant level studies at all switching points on the Système de Distribution where fault interrupting devices are located. The studies shall determine the three phase and single phase to ground court-circuit levels for the most stringent conditions.
The Système de Distribution shall be designed to ensure that the short-circuit fault courant shall be limited to the declared manufacturers' ratings of all switches, fuses, disjoncteurs and other Protection devices in terms of both Breaking Capacité and Making Capacité.
Where it is identified that the design Breaking Capacité or Making Capacité is likely to be exceeded, the non-compliance shall be documented and the plant shall be subject to appropriate operational restrictions until compliance is achieved.
The Distribution Licensee and Utilisateurs, y compris Producteurs Décentralisés, will exchange information on fault infeed levels at Frontières d'Interconnexion. This shall include:
  • the maximum and minimum three-phase and line to ground fault infeeds; and
  • the X/R ratio under court-circuit conditions.
Unless le Licencié de Distribution agrees otherwise, it is not acceptable for a Utilisateur or Producteur Décentralisé to limit the fault courant infeed at the Frontière d'Interconnexion through the use of Protection and associated Équipement if the failure of that protection and associated Équipement could cause the Système de Distribution to operate outside its court-circuit rating.

DC 3.3.6 Études des Pertes du Système

System losses studies doit être effectué to quantify the Puissance Active losses in the Système de Distribution and determine optimum Système de Distribution open points to provide an acceptable balance between reduced losses and Système de Distribution fiabilité.
Where investment in the Système de Distribution is required, lower loss solutions, in terms of plant and Système de Distribution configuration shall be evaluated as part of the alternative solutions and appropriate allowances made in the economic appraisal for any benefit arising from the adoption of such solutions.

DC 3.3.7 Études de Fiabilité

Fiabilité studies shall be carried out by le Licencié de Distribution to determine the theoretical levels of System Average Interruption Duration Index (SAIDI) and System Average Interruption Fréquence Index (SAIFI) for the Système de Distribution using average fault rates for the Système de Distribution components. These studies shall be used to determine optimum Système de Distribution configurations when undertaking any interconnection, extension to or reinforcement of the Système de Distribution.
The SAIDI and SAIFI indices are defined comme suit according to the IEEE Standard 1366-2012:
Le SAIDI est la durée moyenne de coupure pour chaque client alimenté. Il est mesuré en unités de temps, minutes ou heures, et est calculé comme suit :
Somme des minutes d'interruption des clients
SAIDI = Nombre total de clients alimentés
Le SAIFI est le nombre moyen d'interruptions qu'un client subirait. Il est mesuré en unités d'interruptions par client, généralement sur une année, et est calculé comme suit :
Somme du nombre total de clients interrompus
SAIFI = Nombre de clients alimentés
Les indices SAIDI et SAIFI doivent être communiqués à l'Autorité. La méthodologie de rapport et de calcul du SAIFI et du SAIDI doit être approuvée par l'Autorité.

DC 3.3.8 Mise à la Terre du Système

La mise à la terre du système doit être conçue conformément au Manuel de Construction du Système de Distribution et aux réglementations pertinentes, et avec les objectifs suivants :
  • Protéger les personnes du danger ou des chocs électriques, et les biens des dommages.
  • Limiter la tension sur un circuit lorsqu'il est exposé à des tensions plus élevées que celles pour lesquelles le circuit est conçu.
  • Limiter la tension sur un circuit qui pourrait autrement se produire par exposition à la foudre.

DC 3.4 Données de Planification Standard

DC 3.4.1 Prévisions d'Énergie et de Demandee

Lorsque le Licencié de Distribution le juge nécessaire aux fins des études d'interconnexion, l'Utilisateur connecté en MT doit fournir au Licencié de Distribution ses prévisions d'Énergie et de Demandee à chaque Frontière d'Interconnexion au moins pour les cinq années suivantes.
Ces données de prévision, pour la première année, doivent inclure des prévisions mensuelles d'Énergie et de Demandee, tandis que les deux années restantes n'incluront que des prévisions annuelles.
Les Utilisateurs doivent fournir les valeurs nettes et brutes des prévisions d'énergie et de Demandee. Les valeurs nettes seront inférieures à la production de la Production Décentralisée de l'Utilisateur, le cas échéant.
Les facteurs suivants doivent être pris en compte par le Licencié de Distribution et les Utilisateurs lors des prévisions de demandee :
  • Données Historiques de Demandee ;
  • Tendances de la Demandee ;
  • Programmes de Production propres au Client, le cas échéant ; et
  • Capacité de transfert de Demandee lorsque la même Demandee peut être alimentée depuis d'autres points d'interconnexion Utilisateur.
  • Nouvelles activités proposées
Les prévisions d'Énergie et de Demandee de Puissance Active des Utilisateurs connectés en Basse Tension doivent être produites par le Licencié de Distribution.

DC 3.4.2 Données du Système de Distribution

Le Licencié de Distribution doit mettre à la disposition de l'Acheteur Unique et de l'Opérateur du Système toutes les données pertinentes au Système de Distribution. Ces données de réseau doivent inclure au moins les éléments suivants :
  • Transformateurs - Les données d'entrée primaires pour les transformateurs comprennent la puissance nominale en MTA, les tensions des enroulements primaires et secondaires, l'interconnexion des enroulements, les impédances de séquence, le rapport X/R, les plages de prises, les réglages de prises, les évaluations d'urgence.
  • Lignes Électriques ou Conducteurs Électriques - Les données d'entrée primaires requises comprennent notamment la tension nominale de la ligne, le type de conducteur et le type de construction, les évaluations thermiques, l'évaluation d'urgence et les impédances de séquence.
  • Distributed Groupe de Productions shall be modelled by their Puissance Active and Puissance Réactive capabilities for steady state analyses. For dynamic analysis more detailed Models are required for the Groupe de Productions and their controls, that allow to represent the dynamic behaviour of the Station de Production to large changes in the System tension and fréquence. The DGS shall be represented using the information specified in DC 4.6.1.
  • Other parameters - Afin de develop a Grid fiabilité data base outage rates and durations for all major Équipement are also required.

DC 3.4.3 Données du Système Utilisateur

Pour les Utilisateurs connectés en Basse Tension, les données suivantes doivent être fournies au Licencié de Distribution ;
  • Puissance maximale requise (kVA ou kW)
  • Type et nombre d'éléments de charge significatifs (cuisinières, douches, moteurs et soudeuses, véhicule électrique, etc.)
Pour les Utilisateurs connectés en Moyenne Tension, les données suivantes doivent être fournies au Licencié de Distribution ;
a) Tous les types de charges
  • Exigences maximales en Puissance Active.
  • Exigences maximales et minimales en Puissance Réactive.
  • Type de charge et dispositions de contrôle (ex. type de démarrage moteur, redresseur commandé ou grands variateurs de moteur).
  • Charge maximale sur chaque phase.
  • Courants harmoniques maximaux pouvant être imposés au Système de Distribution.
  • Détails des variations de charge cycliques ou des charges fluctuantes (voir ci-dessous).
Les Utilisateurs connectés au réseau MT disposant d'Installations Électriques en cours de deux ou plusieurs phases de développement doivent fournir les informations ci-dessus pour chaque phase de développement.
b) Charges Perturbatrices
Tableau complet des nouveaux Équipements installés incluant les détails des Charges Perturbatrices.
Ce sont des charges pouvant introduire des harmoniques, du papillotement ou du déséquilibre dans le Système. Cela pourrait affecter négativement la qualité de l'alimentation des autres Clients. Les Charges Perturbatrices peuvent être des charges non linéaires, des convertisseurs/régulateurs de puissance et des charges à Demandee très fluctuante. Le type d'informations de charge requises pour les charges de puissance motrice, les Équipements de soudage, les charges productrices d'harmoniques ou non linéaires et les Équipements de production peut être obtenu auprès du Licencié de Distribution sur demandee.
Dans le cas d'Équipements de compensation associés à des Charges Perturbatrices, les détails et le mode d'Exploitation doivent être fournis afin d'assurer la conformité aux limites d'émission spécifiées dans DC 6.
c) Charges Fluctuantes
Détails de la variation cyclique, et le cas échéant du cycle de travail, de la Puissance Active (et de la Puissance Réactive si approprié), en particulier :
  • Les taux de variation de la Puissance Active et de la Puissance Réactive, à la hausse et à la baisse ;
  • L'intervalle de temps répétitif le plus court entre les fluctuations de Puissance Active et de Puissance Réactive ; et
  • L'amplitude des plus grands changements par palier en Puissance Active et en Puissance Réactive, à la hausse et à la baisse
Dans certains cas, des informations plus détaillées peuvent être nécessaires pour permettre une évaluation complète de l'effet de la charge de l'Utilisateur sur le Système de Distribution. Ces informations peuvent inclure une indication du schéma de montée en charge et un programme de Mise en service proposé. Ces informations seront spécifiquement demandeées par le Licencié de Distribution si nécessaire et doivent être fournies par l'Utilisateur dans un délai raisonnable.

DC 4 PRODUCTION DÉCENTRALISÉE

DC 4.1 Introduction

La Section DC 4 du Code de Distribution est applicable à tous les Producteurs Décentralisés existants ou potentiels, qui sont tous connectés au Système de Distribution BT ou MT. Les exigences s'appliquent à toutes les Stations de Production, y compris les Stations de Production Synchrones et Asynchrones et les Parcs de Production, sauf disposition contraire plus spécifique dans ce Code de Distribution. Les Clients disposant de Groupes Électrogènes de Secours connectés au Système de Distribution doivent également se conformer à la clause DC 4.13.
En plus de satisfaire aux exigences de DC 4, les Producteurs Décentralisés doivent également se conformer aux exigences de toutes les sections pertinentes du Code de Réseau National.
Le Producteur Décentralisé doit engager des discussions à un stade suffisamment précoce de la conception pour permettre au Licencié de Distribution d'examiner l'impact du ou des Groupes de Production sur le Système de Distribution.
The Distribution Licensee est responsable de all the aspects related to le Producteur Décentralisés interconnections to the Système de Distribution, y compris the information exchange and connection process with the utilisateurs, the elaboration and maintenance of the DG Grid Code, technical design specifications, sécurité requirements, monitoring of standards compliance and elaboration of studies needed to authorize the interconnection. The Distribution Licensee, may request assistance of l'Opérateur du Système and / or Single Buyer when studying DG interconnections that may have an impact in the Distribution Network, y compris dynamic performance studies of DG generation. The requirements for telecommunications and control of DG generation shall be defined by l'Opérateur du Système.
The Distribution Licensee may refuse permission for the connection of a Distributed Groupe de Production to the Système de Distribution or require the revision of the design, technical parameters or nominal capacité of the Distributed Generation Unit, or impose certain restrictions afin de ensure the sécurité and quality of supply standards as specified in DC 3.2. In such instances, le Licencié de Distribution shall provide sufficient supporting information to justify the refusal or the required revisions. The Authority shall be informed before any refusal notice is given to a Producteur Décentralisé that requested an Interconnection to the MT or BT Système de Distribution

DC 4.2 Interconnexion de la Production Décentralisée

DC 4.2.1 Codes de Réseau SSDG et MSDG

The Distribution Licensee shall produce a document (DG Grid Code) for each category of Distributed Generation containing:
  • Procedural aspects: the detailed procedures to be followed by the Generator, le Licencié de Distribution, l'Opérateur du Système and other parties afin de connect le Producteur Décentralisé to the grid, starting from the submission of the application to le Licencié de Distribution to the signature of the Accord de Raccordement, ESPA, or PPA. and subsequent Proclamation by the President of the Republic as the case may be; and,
  • Technical aspects: all the sécurité, design, construction, testing, mise en service, and administrative requirements for the connection of le Producteur Décentralisés to the Système de Distribution.
The DG Grid Code as applicable for each category of Distributed Generation doit être approuvé by l'Autorité.

DC 4.2.2 Aspects Techniques du Code de Réseau PD

The purpose of the technical aspects of the DG Grid Code is to provide guidance on the connection of a Distributed Station de Production to the Système de Distribution. It is intended to address all aspects of the connection process from standards of functionality to site mise en service, such that Utilisateurs, Équipement manufacturers and Generators shall be aware of the requirements of le Licencié de Distribution and l'Opérateur du Système before the Distributed Station de Production shall be accepted for connection to the Système de Distribution.
The technical aspects of the DG Grid Code shall:
  • include requirements for the Distributed Generation installations that shall be compatible (equal or better) with those set out in the corresponding sections of this DG Grid Code.
  • be aimed at facilitating the connection of a Producteur Décentralisé whilst maintaining the integrity of the Système de Distribution, both in terms of sécurité and supply quality. It shall cover all Distributing Station de Productions within the scope of Section DC 4, irrespective of the type of Installations and Appareillage used to convert any primary énergie source into electrical énergie.
The technical aspects of the DG Grid Code shall au moins contain les suivants:
  • Sécurité, Isolation and Switching Requirements
    • Rules for working on Low Tension (BT) grid based on Occupational Sécurité and Health Act 2005.
    • Sécurité Concerns
    • Labelling and information to be displayed on Installations Électriques
    • Information plate
  • Standards, guidelines and norms applicable to the components and materials of the Installations Électriques and the design of Distributed Station de Productions.
  • Certification of installation and compliance with the Code de Distribution and the standards, norms and guidelines in item b) above.
  • Detailed construction and design specifications for MSDG 2 and MSDG 3, y compris:
    • Switchgear arrangement
    • Installation d'Interconnexion Description
    • Interconnection Transformer Specifications
    • Mineral insulating oil for transformers
    • Typical HT appareillage de commutation panel and protection guidelines
    • Protection Specifications
    • Communication Requirement
    • Typical 22kV appareillage de commutation room layout

DC 4.2.3 Responsabilité du Producteur

Producteurs Décentralisés doit se conformer à the corresponding DG Grid Code in Section DC 4.2.1 and the corresponding License.

DC 4.3 Détermination de la significance

Une Station de Production Décentralisée doit se conformer aux exigences en fonction du niveau de tension de son point de connexion et de sa capacité maximale selon les catégories définies dans le paragraphe suivant.
La Station de Production Décentralisée dans les catégories suivantes sera considérée comme significative :
  • Producteur Décentralisé à Petite Échelle (SSDG) : Station de Production Décentralisée connectée au Système de Distribution monophasé 230 V/triphasé 400 V et ayant une Capacité Enregistrée maximale de 50 kW ;
  • Producteur Décentralisé à Moyenne Échelle 1 (MSDG 1) : Station de Production Décentralisée ayant une Capacité Enregistrée supérieure à 50 kW mais ne dépassant pas 500 kW et connectée au Système de Distribution 22 kV via un transformateur dédié ;
  • Producteur Décentralisé à Moyenne Échelle 2 (MSDG 2) : Station de Production Décentralisée ayant une Capacité Enregistrée supérieure à 500 kW mais ne dépassant pas 4 MW et connectée au Système de Distribution 22 kV via un panneau d'appareillage MT (comptage MT) et un transformateur élévateur d'interconnexion ;
  • Producteur Décentralisé à Moyenne Échelle 3 (MSDG 3) : Station de Production Décentralisée ayant une Capacité Enregistrée supérieure à 4 MW mais ne dépassant pas 10 MW et connectée via une ligne 22 kV dédiée à la section 22 kV du Système de Transport ;
Une Station de Production ayant une Capacité Enregistrée supérieure à 4 MW mais ne dépassant pas 10 MW et connectée via une ligne dédiée à la section 22 kV du Système de Transport doit se conformer aux exigences du Code de Distribution applicables au MSDG 3.
Nonobstant the above general categories, le Licencié de Distribution may authorize after a complete technical evaluation, a DG generator between 50 kW and 500 kW to connect to the 22kV Système de Distribution through MT appareillage de commutation without the need of a dedicated transformer. In these cases, the MSDG 2 is applicable
A typical Interconnection layout for MSDG 1 is provided in DC 21.4.1. Typical medium tension appareillage de commutation panel and protection drawings for MSDG 2 and 3 are presented in DC 21.4.2 for Station de Productions using both synchronous and induction machines and inverter-based generation. A typical connection diagram of a MSDG 3 scheme via a dedicated alimentateur line is shown in DC 21.4.2.

DC 4.4 Capacité de Raccordement

DC 4.4.1 Faisabilité

La faisabilité de la connexion d'une Station de Production Décentralisée au Système de Distribution doit être confirmée par une étude visant à déterminer l'impact de l'interconnexion au Réseau, qui sera conduite par le Licencié de Distribution en collaboration avec l'Opérateur du Système, si nécessaire, au cas par cas.
La possibilité d'interconnecter une Station de Production d'Énergie Renouvelable Variable au Système de Distribution sera soumise à la quantité maximale de production d'énergie basée sur les énergies renouvelables variables pouvant être intégrée dans le Système de Distribution tout en maintenant la stabilité et la sécurité du Système Total.

DC 4.4.2 Études de raccordement

  • Connection of SSDG: Applications shall be allocated to the relevant alimentateur and distribution transformer where le Producteur Décentralisé doit être connecté. During the analysis stage, if the maximum allowed capacité is found to have been already attained for the alimentateur or transformer, the applications shall not be entertained unless le Producteur Décentralisé opts for a Network Review.
  • Connection of MSDG1, MSDG2 and MSDG3: If any works in the distribution network are necessary, le Licencié de Distribution and l'Acheteur Unique shall determine what Grid modifications (reinforcements or extensions) are required, if any, to connect the DGS by conducting the necessary studies. The description of the required Grid modifications shall be communicated to le Producteur Décentralisé, detailing who shall be the Party (Single Buyer and Distribution Licensee, or le Producteur Décentralisé) responsible for execution of each of the works and who shall be the Party (Single Buyer and Distribution Licensee, or le Producteur Décentralisé) responsible for payment of each of the works, subject to approval of l'Autorité.

DC 4.4.3 Allocation de capacité

L'allocation de capacité aux alimentateurs pour les Producteurs Décentralisés (SSDG, MSDG 1 et MSDG 2) doit être effectuée conformément aux règles et procédures approuvées par l'Autorité et aux dispositions de l'Accord de Raccordement.

DC 4.5 Règles Spécifiques pour les Producteurs Décentralisés

L'intégrité du Système de Distribution et la sécurité et la qualité de l'alimentation aux Utilisateurs existants ne doivent pas descendre en dessous du niveau standard en raison du fonctionnement en parallèle (synchronisé) des Producteurs Décentralisés avec le Système de Distribution. Les Conditions d'Exploitation doivent garantir la sécurité de :
  • Membres du grand public
  • Personnel
  • Équipements de Distribution
La qualité de l'alimentation aux autres Clients ne doit pas descendre en dessous du niveau standard en raison de la présence ou de l'Exploitation des Groupes de Production Décentralisée.
Where a Distributed Groupe de Production is to be installed as per the Electricity Act and its amendments in a premise with the possibility of Exploitation en Parallèle, le Licencié de Distribution shall inspect the Distributed Station de Production Installations Électriques to ensure that the requirements of the Code de Réseau National are met. The Distribution Licensee may require a demonstration by Operation of le Producteur Décentralisé. Exploitation en Parallèle of the DG shall be allowed only if authorized by le Licencié de Distribution and l'Opérateur du Système as per prevailing scheme and policy.

DC 4.6 Fourniture d'Informations

DC 4.6.1 Informations requises des Producteurs

Les Producteurs Décentralisés doivent fournir au Licencié de Distribution et au Licencié Acheteur Unique, via les formulaires définis par le Licencié de Distribution, des informations sur la Station de Production Décentralisée et les dispositions d'interface proposées entre la Station de Production Décentralisée et le Système de Distribution.
Les détails des informations requises varieront en fonction du type et de la taille du Groupe de Production Décentralisée et des caractéristiques de la Frontière d'Interconnexion. Ces informations doivent être fournies par le Producteur Décentralisé à la demandee raisonnable du Licencié de Distribution.
The Distribution Licensee and Single Buyer shall use the information provided by le Producteur Décentralisé to produce a Model of the DGS to determine a technically acceptable method of connection. If le Licencié de Distribution and/or Single Buyer reasonably concludes that the nature of the proposed connection or changes to an existing connection requires more detailed analysis then further information than that specified in this Section DC 4.6.1 may be required.
The information required by le Licencié de Distribution and Single Buyer before entering into an agreement to connect any Distributed Station de Production to the Système de Distribution is specified below.

DC 4.6.1.1 Données de la Station de Production Décentralisée

  • Tableau de Données du Système Utilisateur en DC 20.1
  • Tableau de Données d'Alimentation en Défaut en DC 20.2
  • Tension aux Bornes (kV)
  • kVA nominal
  • kW nominal
  • Diagramme de Capacité P-Q.
  • Type of Station de Production – synchronous, asynchronous, etc.
  • Type of primary énergie resource;
  • Anticipated operating regime of generation p. ex. continuous, intermittent, peak shaving;
  • Méthode de contrôle de tension
  • Distributed Groupe de Production transformer resistance, reactance, MTA rating, changeur de prises arrangement, vector group, Mise à la terre;
  • Exigences pour les alimentations de secours
  • For Synchronous and Asynchronous Groupe de Productions:
    • Inertia Constant in MW sec/MTA (whole derive train)
    • Stator resistance
    • Direct Axis Reactance: Sub-transient, Transient and Synchronous
    • Time Constants: Sub-transient, Transient and Synchronous
    • Zero Sequence Resistance and Reactance
    • Negative Sequence Resistance and Reactance

DC 4.6.1.2 Dispositions d'Interface

  • Les moyens de synchronisation entre le Licencié de Distribution et l'Utilisateur ;
  • Détails du système de mise à la terre de la Station de Production Décentralisée ;
  • Les moyens de connexion et de déconnexion à employer ; et
  • Précautions à prendre pour assurer la continuité des conditions de sécurité si un point neutre mis à la terre du système des Producteurs Décentralisés se déconnecte de la terre.

DC 4.6.2 Informations supplémentaires requises des MSDG 2 et MSDG 3

Additional information may be required from Producteurs Décentralisés with Capacité Enregistrée larger than 2 MW and connected to the 22kV Système de Distribution. This may include:
  • Single line diagram of the Distributed Station de Production and the Site d'Interconnexion.
  • Models of the Distributed Groupe de Productions in the form of transfer function block diagram y compris parameters and nonlinearities of:
    • Distributed Groupe de Productions in Synchronous and Asynchronous Distributed Station de Productions: AC machine, the excitation system, automatic tension regulator and puissance plant controller; and prime mover and speed governor.
    • Distributed Groupe de Productions in Parc de Productions: Groupe de Production Model y compris Active and Puissance Réactive controls, BTRT and HTRT capability, limiters and any relevant controller influencing the interactions of the Distributed Groupe de Production with the Grid.
The dynamic Models doit être fourni in the digital format required by the puissance system simulation software used by l'Opérateur du Système and Single Buyer. They must not require a simulation time step of less than 5 ms. Details of the software version doit être fourni by l'Opérateur du Système and/or Single Buyer upon request.
  • Harmonic courant emissions for individual harmonics up to the 50th order.
  • Steady state capability
    • Capacité Enregistrée and Minimum Load of each Distributed Groupe de Production and Distributed Station de Production in MW.
    • Distributed Groupe de Production and Puissance Station Auxiliaries' Active and Puissance Réactive Demande, at Capacité Enregistrée and under Minimum Load.
  • Positive and zero sequence parameters and rated capabilities of transformateur de puissances, lines, cables, reactors, capacitors and other relevant Équipement connected between the terminals of the Distributed Groupe de Production and the Frontière d'Interconnexion.
In normal circumstances the information specified above shall enable le Licencié de Distribution with the support of l'Opérateur du Système and/or Single Buyer, if needed, to assess the connection requirements. Occasionally additional information may be required. In such circumstances, the information shall be made available by le Producteur Décentralisé, at the reasonable request of le Licencié de Distribution.

DC 4.6.3 Informations Fournies par le Licencié de Distribution

Lorsqu'une Station de Production Décentralisée est destinée à un Fonctionnement en Parallèle avec le Système de Distribution, au moins les informations supplémentaires suivantes doivent être fournies par le Licencié de Distribution au Producteur Décentralisé :
  • Réglages des relais de Protection de l'alimentateur sur lequel la Production Décentralisée doit être connectée, et de tout autre relais avec lequel une coordination est requise
  • Exigences en matière d'Équipements, câblage, appareillage et comptage
  • Exigences relatives au site et au bâtiment du Poste du Producteur Décentralisé (dimensions, accès, permis de construction, mise à la terre, éclairage, climatisation et chauffage, entre autres)

DC 4.7 Exigences Techniques

DC 4.7.1 Conception

DC 4.7.1.1 Dispositions de Raccordement

La SPD doit être connectée au Système comme suit :
  • Un SSDG doit être connecté au Système de Distribution 230/400 V
  • Un MSDG 1 doit être connecté au Système de Distribution 22 kV. Dans la mesure du possible, la connexion se fera via un transformateur dédié 22/0,415 kV.
  • Un MSDG 2 ou MSDG 3 doit être connecté au Système de Distribution 22 kV via un panneau d'appareillage 22 kV (comptage MT) et un transformateur élévateur d'interconnexion

DC 4.7.1.2 Transformateur d'interconnexion

Le transformateur d'interconnexion MSDG 1, MSDG 2 et MSDG 3 doit être du groupe vectoriel Dyn11 (Delta côté Réseau et étoile côté SPD). L'enroulement delta côté Système de Distribution garantit que :
  • Les performances et la sensibilité du schéma de protection contre les défauts à la terre au poste du Système de Distribution ne sont pas affectées ;
  • Les harmoniques triples de la Station de Production Décentralisée n'atteignent pas le Système de Distribution ; et
  • Le MSDG bénéficie d'une certaine isolation des creux de tension dus aux défauts monophasés à la terre, lui permettant de mieux traverser les creux de tension.
Des groupes vectoriels de transformateurs alternatifs peuvent être utilisés sous réserve de l'approbation du Licencié de Distribution.
Detailed specifications of the interconnection transformer (when applicable) and appareillage de commutation shall be given by le Licencié de Distribution in the corresponding DG Grid Code. The transformers and 22kV appareillage de commutation doit être approuvé by le Licencié de Distribution avant ordering.

DC 4.7.1.3 Mise à la terre

When a DGS is operating in parallel with the Système de Distribution, there shall be no direct connection between the AC generator stator winding (or pole of the primary énergie source in the case of a PV array or Fuel Cells) and the Système de Distribution's earth terminal.
The stator winding of an AC Groupe de Production of a SSDG directly connected to the BT Système de Distribution without step-up transformer must not be earthed.
A DC source or DC Groupe de Production could be earthed à condition que the inverter separates the AC and DC sides by au moins the equivalent of a sécurité isolating transformer. In such case, consideration shall then be given to the avoidance of corrosion on the DC side.
A TT mise à la terre system is adopted in the Distribution system. The neutral and earth conductors must be kept separate throughout the installation, with the final earth terminal connected to a local earth electrode.
  • SSDG: Mise à la terre shall be according to IEC 60364-5-55. For systems capable of operating in isolated generation, protection by automatic disconnection of supply shall not rely upon the connection to the earthed point of the utility supply system.
  • MSDG 1: Mise à la terre shall be according to IEC 60364-5-54. For systems capable of operating in isolated generation, the point neutre of the AC generator must not be earthed during Exploitation en Parallèle with the Système de Distribution. When the Distributed Station de Production operates in isolation, the Distributed Groupe de Production neutral-to-earth connection must be closed. The operation of the neutral-to-earth connection shall be carried out by an inter-locking system. The jeu de barres system shall be equipped with visible lockable Mise à la terre Device.
  • MSDG 2 and MSDG 3: Mise à la terre systems shall be designed, installed, tested and maintained according to BS 7354 (Code of Practice for Design of high tension open terminal stations) and BS 7430 (Code of Practice for Protective Mise à la terre of electrical installations). Steps must be taken to prevent the appearance of hazardous step and touch potential when défaut à la terres occur on the 22kV Grid.
In all applicable Installations Électriques, the 22 kV earth electrodes and Low Tension earth electrodes shall be adequately separated to prevent dangerous earth potentials being transferred to the Low Tension Grid.
Warning notice that: "LES CONDUCTEURS PEUVENT RESTER SOUS TENSION LORSQUE LE SECTIONNEUR EST OUVERT" shall be conspicuously displayed at the installation.

DC 4.7.1.4 Émission et Immunité Électromagnétiques

The DGS doit se conformer à the requirements of IEC 61000.

DC 4.7.1.5 Capacité de Tenue aux Surtensions

The Interconnection Installations shall have a surtension withstand capability, both oscillatory and fast transient, conformément à IEC 62305-3, the test levels of 1.5 kV. The design of control systems shall meet or exceed the surtension withstand capability requirements of IEEE Standard C37.90.

DC 4.7.2 Exigences de Performance de la Station de Production Décentralisée

  • Producteurs Décentralisés subject to Dispatch doit se conformer à the relevant sections of the Code de Production;
  • Protection associated with a Distributed Station de Production est requis to co-ordinate with the Système de Distribution Protection settings and shall not be changed without agreement from le Licencié de Distribution.
  • Each Distributed Groupe de Production shall, as a minimum, operate continuously at normal rated output at the System frequencies in the range of 49.25Hz to 50.75Hz (50 Hz ±1.5%).
  • Each Distributed Groupe de Production shall, as a minimum, remain synchronized to the Système de Distribution during a Taux de Variation de Fréquence of values up to and y compris plus or minus 2.5 Hz per second measured as a rolling average over 500 ms, and adjust the loss of mains protection according to the values in Table 3 of Section DC 4.8.6.
  • Each Distributed Groupe de Production shall, as a minimum, remain synchronized to the Système de Distribution at normal rated output at Système de Distribution tensions within the ranges specified for Conditions Normales in DC 3.2.3.
  • After a single Contingency or under System Emergency conditions, fréquence and tension may go out of normal limits but still inside operational acceptable values. In those cases, the Distributed Station de Production doit se conformer à les suivants:
    • SSDG may disconnect from the Système de Distribution for Système de Distribution tensions outside the range specified in DC 4.7.2.g).
    • MSDG 1, MSDG 2, and MSDG 3 must be able to operate within the range specified for Conditions de Contingence in DC 3.2.3.
  • The DGS Installations Électriques shall be able to withstand les suivants fault levels at the Frontière d'Interconnexion during au moins 1 s, sauf indication contraire instructed by l'Opérateur du Système or Distribution License
  • Each Distributed Groupe de Production shall have the Puissance Réactive capability specified in Table 2 measured at the Point de Livraison for Grid tensions within the range for Conditions Normales defined in DC 3.2.3.
The resulting Puissance Réactive requirement at Capacité Enregistrée shall be available from 20% of the Capacité Enregistrée.

DC 4.8 Exigences de Protection

DC 4.8.1 Champ d'application

Les exigences de Protection énoncées dans cette section sont obligatoires pour toutes les SPD, quelle que soit la technologie de Production utilisée.

DC 4.8.2 Exigences Générales

La coordination et la sélectivité du système de Protection doivent être sauvegardées même avec la connexion de nouvelle Production Décentralisée au Système de Distribution. Pour satisfaire cette condition, le Producteur Décentralisé doit installateur les Équipements de Protection listés dans DC 4.8 et les réglages de ces Protections doivent être proposés par le Producteur Décentralisé et acceptés par le Licencié de Distribution.
In case of court-circuits in the DGS side, the DGS shall adjust its Protections in such a way that they shall avoid unnecessary trips in the Système de Distribution side of the Frontière d'Interconnexion and at the same time avoid that the incident propagates to the rest of the Distribution or Système de Transports.
In case of incidents originated outside the DGS Installations Électriques, tel(s) que court-circuits in the Système de Distribution, abnormal tension or fréquence excursions, the Distributed Station de Production shall give priority to the Grid Protections to solve the incident and act accordingly with the coordination and selectivity principles of the système de Protection.
The système de Protection shall provide protection against fault occurring on both the Système de Distribution and the DGS Installations Électriques. The système de Protection shall provide protection against court-circuit, défaut à la terres and surchargeing conditions and also prevent the Islanding of the part of the Système de Distribution to which it is connected.
En outre, le Producteur Décentralisé must provide any additional Protection functions necessary to adequately protect all équipement and personnel. The settings of the additional système de Protections shall be appropriately defined so as to prevent unnecessary trips during remote disturbances that affect the tension and fréquence of the Distribution or Système de Transports. Any modifications in the Protection settings carried out by le Producteur Décentralisé shall be communicated to and accepted by le Licencié de Distribution.

DC 4.8.3 Disponibilité de la Protection

Le Producteur Décentralisé doit s'assurer que toutes ses Installations Électriques sont protégées et que tous les éléments de la Protection, y compris l'inter-déclenchement associé, sont opérationnels en tout temps. L'indisponibilité de la Protection exige que la Station de Production Décentralisée soit mise hors service.
The DGS shall be protected against
  • Surcharge.
  • Court-circuit within the DGS Installations Électriques.
  • Défauts à la terre in the close vicinity of the DGS Installations Électriques.
  • Surintensité.
  • Abnormal tensions (Table 3 below)
  • Abnormal frequencies (Table 3 below)
  • Foudre.
  • Loss of mains y compris Taux de Variation de Fréquence (ROCOF) and/or tension vector shift Protection.

DC 4.8.4 Fonctions CC des Appareils de Protection

All Protection appareillage functions shall operate down to a level of 50% of the nominal DC supply tension of the système CC, or the system must be able to safely disconnect and shutdown when operation conditions are outside the nominal operating DC tension specified in the système CC specifications.

DC 4.8.5 Signalisation, Indications et Alarmes de Protection

All Protection devices supplied to satisfy le Licencié de Distribution requirements shall be equipped with operation indicators. Such indicators shall be sufficient to enable the determination of which devices caused a particular trip.
Any failure of the Distributed Station de Production's tripping supplies, Protection appareillage and Disjoncteur trip coils shall be supervised within le Producteur Décentralisé's installation, and le Producteur Décentralisé est responsable de prompt action to be taken to remedy such failure.

DC 4.8.6 Réglages de déclenchement

Les Groupes de Production Décentralisée ne doivent pas alimenter le Système de Distribution après la formation d'un Îlot de Puissance. La SPD ne peut être exploitée pendant de telles coupures que pour alimenter sa propre charge (production isolée) avec une liaison visiblement ouverte au Système de Distribution. Le PD doit être déconnecté du Système de Distribution dans les 0,5 secondes suivant la formation d'un Îlot de Puissance comme indiqué pour la protection contre la perte de réseau dans le Tableau 3.
Les réglages de déclenchement doivent se conformer aux valeurs indiquées dans le Tableau 3. Ces réglages de déclenchement sont indicatifs et peuvent être sujets à modification à la demandee du Licencié de Distribution pour l'interconnexion sûre au Réseau.
NOTES :
  • La tension et la fréquence sont référencées aux bornes du Groupe de Production
  • Si le PD peut générer une tension supérieure au réglage de déclenchement U>, le réglage de surtension U>> est également requis.

DC 4.8.7 Reconnexion

Suite à une déconnexion initiée par la Protection, la SPD doit rester déconnectée du Réseau jusqu'à ce que la tension et la fréquence à la Frontière d'Interconnexion soient restées dans les limites des Conditions Normales pendant au moins 3 minutes.
La reconnexion automatique n'est autorisée que lorsque la déconnexion était due à des paramètres de fonctionnement en dehors des plages indiquées en DC 4.7.2.h), et non si la déconnexion a été causée par un Appareillage au sein de l'installation SPD défaillant ou ne fonctionnant pas correctement.

DC 4.8.8 Synchronisation des alternateurs

Le Producteur Décentralisé doit fournir et installateur des Équipements de synchronisation automatique. Un Relais de Vérification de Synchronisme doit être prévu sur tous les disjoncteurs de générateurs et tous les autres disjoncteurs capables de connecter les installations de la SPD au Système de Distribution. Des Verrouillages de Relais de Vérification de Synchronisme doivent être prévus.

DC 4.9 Exigences de Protection Supplémentaires pour MSDG 2 et MSDG3

DC 4.9.1 Protection inter-déclenchement pour SPD de Capacité Enregistrée égale ou supérieure à 1 MW

The inter-tripping scheme is to be designed and pre-wired, subject to the requirement of l'Opérateur du Système or Distribution Licensee, such that tripping of the interconnecting alimentateur disjoncteur in the Système de Distribution 22 kV Poste results in the tripping of the CB1 in DC 21.4.2. The tripping of the Système de Distribution 22 kV Disjoncteur shall be a tripping due to relais de Protection action at the Système de Distribution 22 kV Poste level. Manual opening and tripping due to relais de Protection of CB1 in DC 21.4.2 shall not cause tripping of corresponding Disjoncteur at the Système de Distribution 22 kV Poste. Cependant, the above scheme shall be wired but disabled initially for Capacité Enregistrée up to 4MW only. The communication scheme shall be set as per section DC 4.17.

DC 4.9.1.1 Exigences d'inter-déclenchement pour les Stations de Production PV solaire

Les suivants indicative tripping scheme shall be implemented for MSDG installations employing solar PV systems:
(1) During the day, upon tripping of the 22 kV Disjoncteur at the respective Distribution Licensee poste on fault, System Control Engineer or designated representative shall open CB1 in DC 21.4.2 remotely. CB1 in DC 21.4.2 intertrips CB2 and all other outgoing disjoncteurs. Upon supply restoration, the System Control Engineer or designated representative shall reclose CB1 in DC 21.4.2 remotely and liaise with the contact person at the MSDG site to reclose CB2 in DC 21.4.2 locally.
(2) During the night, upon tripping of the 22 kV disjoncteur at the respective Distribution Licensee Poste on fault, the System Control Engineer or designated representative shall not open CB1 as there is no PV generation at night, and hence no-fault contribution due to the PV installation.
(3) In case of abnormal setup (MSDG shifted to another alimentateur), the System Control Engineer or its designated representative shall adopt the same philosophy as above.

DC 4.9.2 Protection contre les dysfonctionnements des relais

The watchdog function of the protection relay protection must issue an alarm in case there is a malfunction.
For DGS of Capacité Enregistrée greater than 1000 kW, this alarm signal, si requis by l'Opérateur du Système or Distribution Licensee, shall be transmitted to the interconnecting Système de Distribution Poste via the fibre optic channel or wireless communication.

DC 4.9.3 Réglages de Protection : Gradation et Discrimination

For DGS of Capacité Enregistrée above 500 kW, le Producteur Décentralisé shall submit to le Licencié de Distribution appropriate settings for grading and discrimination of the interconnecting Protection (22 kV Disjoncteur at the Système de Distribution side of the Frontière d'Interconnexion) with the upstream Système de Distribution Poste Protection.
The Producteur Décentralisé shall also submit to le Licencié de Distribution the Fault courant contribution (both single phase to earth and three phase) from the Distributed Station de Production to faults on the Système de Distribution. The Distribution Licensee shall provide the relevant Grid information to the Generator for the purpose of the Protection study.

DC 4.9.4 Exigences supplémentaires de Protection et de Sécurité

En outre to mandatory sécurité interlocks as per IEC 62271‑200, for metal-enclosed MT appareillage de commutation, appropriate interlocking mechanism shall be incorporated between the Disjoncteurs on the Système de Distribution and DGS side as a measure of protection against an incorrect sequence of manoeuvres by operating personnel. This interlocking mechanism shall prevent the possibility of mechanically closing the CB1 in DC 21.4.2 onto a live jeu de barres on the Utilisateur side via a mechanical or electrical interlocking system between CB1 in DC 21.4.2 and the Distributed Groupe de Production transformer Disjoncteur (CB2 in DC 21.4.2) and any other outgoing disjoncteurs.
The Distribution Licensee may request additional interlocking and système de Protections for sécurité reasons. The Producteur Décentralisé shall demonstrate the incorporation of the above sécurité interlocking mechanism both at design and Mise en Service stages.
In case the DGS contains synchronous and/or induction machines, additional measures listed below are required:
  • A dead-bus/live-line Synchronism- Check Relay doit être fourni to prevent remote/electrical closure of Interconnection Disjoncteur (CB1 in DC 21.4.2) as long as the DGS-side 22 kV jeu de barres is energized.
  • A Synchronism-Check Relay doit être fourni on all Distributed Station de Production disjoncteurs and any other disjoncteurs (y compris Low Tension Disjoncteurs), unless interlocked, that are capable of connecting the DGS to the Système de Distribution.

DC 4.10 Capacité de Démarrage Autonome

Les Producteurs Décentralisés doivent notifier à l'Opérateur du Système et au Licencié de Distribution si leur Station de Production possède une Capacité de Démarrage Autonome (capacité à redémarrer le Groupe de Production en l'absence d'alimentation du Réseau), sauf si le Producteur Décentralisé en a précédemment informé l'Opérateur du Système conformément au Code de Production.

DC 4.11 Qualité de l'Énergie

Les Installations Électriques PD ne doivent pas provoquer d'excursions de tension excessives ni faire chuter ou dépasser la plage maintenue par l'Opérateur du Système.
Une SPD ne doit pas produire de distorsion excessive des ondes sinusoïdales de tension ou de courant, et doit se conformer à DC 6.

DC 4.12 Essais et Mise en Service

DC 4.12.1 Exigences générales

The Producteur Décentralisé shall perform the testing and pre-mise en service phases of the DGS as per relevant standards norms. The Producteur Décentralisé shall provide le Licencié de Distribution with a Testing and Pre-mise en service program, approved by le Licencié de Distribution if reasonable in the circumstances, to allow Testing and Pre-mise en service to be coordinated.
The Producteur Décentralisé shall keep written records of test results and Protection settings. The Producteur Décentralisé shall regularly maintain the système de Protections conformément à good electrical industry practice.
The Distribution Licensee has the right to require the Distribution Generator to perform tests on ad-hoc basis for purposes tel(s) que ascertaining level of Distorsion Harmonique, tension rise, Protection operation in the context of System changes, Fault investigation and Protection changes. The Distribution Licensee shall be assisted by l'Opérateur du Système during the tests.

DC 4.12.2 Exigences Spécifiques pour SSDG et MSDG 1

Testing and Pre-Mise en Service of the SSDG and MSDG 1 Installations Électriques doit être effectué by an Installateur.

DC 4.12.3 Exigences Spécifiques pour MSDG 2 et MSDG 3

DC 4.12.3.1 Essais et Pré-mise en Service

For Greenfield project le Producteur Décentralisé shall submit appropriate testing and pre-mise en service procedures and plans as per applicable standard for the DGS Installations Électriques to le Licencié de Distribution for approval au moins 3 (three) months avant the scheduled Date de Mise en Service Commerciale. Testing and Pre-Mise en Service of the facility doit être effectué by le Producteur Décentralisé under the supervision of a Ingénieur Professionnel Enregistrés (for MSDG 2) or Ingénieur Indépendants (for MSDG 3) in their relevant fields.
The Ingénieur Professionnel Enregistrés or Ingénieur Indépendants, as the case may be, shall certify the test and results and confirm that the installation complies with the Code de Réseau National requirements. It is the responsibility of le Producteur Décentralisé to ensure that all required tests are performed to ensure compliance with Section DC 4.
a) Phase d'Essais
Au moins les essais suivants doivent être effectués sur :
1) Tous les Groupes de Production Décentralisée
  • i. Essai Fonctionnel ;
  • ii. Essai de résistance d'isolement ; et
  • iii. Vérifications de performance ;
  • iv. Essai de fonctionnement de 6 heures avec le Groupe de Production Décentralisée connecté au Réseau
  • v. Vérification des réglages de tous les relais/systèmes de Protection ;
  • vi. Vérification/épreuve de tous les Équipements de sécurité ;
  • vii. Vérifications du phasage de tension entre le Groupe de Production Décentralisée et le Poste auquel il est connecté, et le Réseau ;
  • viii. Épreuve de tous les circuits d'inter-déclenchement entre le Groupe de Production Décentralisée et les Équipements du Système de Distribution.
  • ix. Essai de mise à la terre au poste de commutation de la Station de Production Décentralisée ;
2) Stations de Production Photovoltaïque solaire uniquement
  • i. Continuité de mise à la terre de la structure du champ et connexion à la borne de terre principale
  • ii. Polarité de chaque chaîne de modules
  • iii. Essai de tension en circuit ouvert (Voc) de la chaîne PV ;
  • iv. Essai de courant de court-circuit PV (Isc) ;
  • v. Essai d'isolement du champ PV ;
  • vi. Essai opérationnel du courant de chaîne PV ;
  • vii. Essai Fonctionnel ;
  • viii. Essai de résistance d'isolement ; et
  • ix. Vérifications de performance ;
3) Stations de Production Éolienne Décentralisée uniquement :
  • i. Démonstration du niveau de vibration du Groupe de Production Décentralisée inférieur au niveau acceptable.
  • ii. Essai de la fonction de déclenchement lorsque le Groupe de Production Décentralisée produit et que la perte de réseau se produit
  • iii. Essai du déclenchement sur survitesse de chaque Groupe de Production Décentralisée
  • iv. Essai des entraînements de lacet
  • v. Essai fonctionnel
  • vi. Vérification de performance
4) Stations de Production Thermique et Hydraulique Décentralisée uniquement :
  • i. Réglage et ajustement du Régulateur de Tension Automatique (AVR) en condition d'arrêt et avec le Groupe de Production Décentralisée tournant à pleine vitesse à vide ;
  • ii. Vérifications du Système de Contrôle du Régulateur, y compris un essai de survitesse à 10 % (ou le pourcentage spécifié par le fabricant) ;
b) Phase de Pré-mise en Service
The Pre-Mise en Service tests doit être effectué in the presence of le Licencié de Distribution with the assistance of l'Opérateur du Système. The Distribution Licensee has the right to request le Producteur Décentralisé to perform additional tests which Distribution Licensee may find necessary to ensure integrity of the Système de Distribution.
Pre-Mise en Service doit être effectué for Puissance Active levels of au moins 20% of the Capacité Enregistrée, le cas échéant. The pre-mise en service of the electrical system shall include au moins les suivants:
  • i. Demonstration of satisfactory operation of puissance measurement équipement
  • ii. Functional tests of relais de Protections and verification of settings
  • iii. Demonstration of satisfactory operation of internal reticulation, and step-up transformer
  • iv. Pressure tests on 22 kV appareillage de commutation
  • v. Puissance Réactive Capability.
  • vi. Qualité de l'Énergie Test as per IEC 61400-21
  • vii. Anti-islanding Protection test
  • viii. Test of the facility to withstand a step load change

DC 4.12.3.2 Qualité de l'Énergie

After satisfactory testing and pre-mise en service of the DGS and submission of the Certificat d'Installation, le Licencié de Distribution with assistance of l'Opérateur du Système shall perform tests to ensure that the DGS is compliant with the Qualité de l'Énergie requirements set forth in Section DC 4.11 of this Code de Distribution.

DC 4.12.4 Certification

DC 4.12.4.1 Certificat d'Installation

An Installateur (for SSDG and MSDG 1) or Ingénieur Professionnel Enregistré (for MSDG 2 and MSDG 3 of Capacité Enregistrée up to 4MW) or Ingénieur Indépendant (for MSDG 3 of Capacité Enregistrée above 4MW), as the case may be, shall inspect and test the installation for compliance with existing requirements and standards and report the results to le Licencié de Distribution.
The Producteur Décentralisé shall then submit to le Licencié de Distribution a Certificat d'Installation duly filled and signed by the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré or the Ingénieur Indépendant as the case may be.

DC 4.12.4.2 Certificat de Conformité de MSDG 1, MSDG 2 et MSDG 3

In case of compliance of an MSDG 1, MSDG 2, and MSDG 3 to the requirements of the Code de Distribution after performing the tests in DC 4.12.3.2, le Licencié de Distribution shall then issue a Certificat de Conformité to le Producteur Décentralisé confirming that the installation:
  • a) est conforme aux exigences de ce Code de Distribution, et
  • b) a été jugée apte à la connexion au Système de Distribution.

DC 4.13 Groupes Électrogènes de Secours

Exploitation en Parallèle with the Système de Distribution n'est pas autorisé for Standby Groupe de Productions unless there is a specific agreement with l'Opérateur du Système or Distribution Licensee for Exploitation en Parallèle. If l'Opérateur du Système authorizes or requires the Exploitation en Parallèle of a Stand-by Groupe de Production with the Système de Distribution, the Stand-by Groupe de Production doit se conformer à all the requirements for Producteurs Décentralisés set forth in the Code de Distribution and other relevant parts of the Code de Réseau National. Clients with Stand-by Groupe de Productions doit s'assurer que any part of the installation supplied by the Stand-by Groupe de Production has first been disconnected from the Système de Distribution and remains disconnected while the Stand-by Groupe de Production is connected to the Utilisateur’s System. Methods of changeover and interlocking shall meet these requirements. Des panneaux d'avertissement doivent être apposés sur les poteaux BT et MT, les piliers, les transformateurs où un Groupe Électrogène de Secours est connecté.\n
\n \n

DC 4.14 Compliance with the Code de Distribution

In case of non-compliance with any of the technical provisions of this Code de Distribution, le Licencié de Distribution shall inform le Producteur Décentralisé par écrit of the discrepancies.
The Producteur Décentralisé shall have les suivants times to rectify the discrepancies:
  • 1. 60 jours pour SSDG
  • 2. 90 jours pour MSDG 1, MSDG 2 et MSDG 3
Failing to do that, le Licencié de Distribution shall be entitled to disconnect le Producteur Décentralisé. The Distribution Licensee shall be entitled to disconnect the DGS without prior notification if the installation conditions are harmful or creates unavoidable risks for the sécurité.
The Distribution Licensee shall not be responsible for any damage if such disconnection requires the disconnection of other loads associated or connected to the same connection as the DGS. Reconnection of the DGS shall require that le Licencié de Distribution certifies that the installation complies with this Code de Distribution.

DC 4.15 Exigences Supplémentaires pour MSDG 2 et MSDG 3

The requirements of DC 4.15 shall be met by all MSDG 2 and MSDG 3.

DC 4.15.1 Alimentation Sans Interruption

The Distributed Station de Production shall have a secured AC auxiliary source of supply protected by surtension and foudre devices. An online uninterruptible puissance supply (UPS) is required and it shall have adequate capacité to ensure that the protection, measurement, control and communication systems operate without interruption for a minimum duration of au moins 3 hours after loss of Système de Distribution puissance supply.
The Producteur Décentralisé shall submit the calculations in the determination of the sizing of the UPS. In the event of loss of the secured auxiliary supply, all le Producteur Décentralisé's 22 kV Disjoncteurs shall be tripped until remedial actions are taken.
The UPS system doit être installé on le Producteur Décentralisé side and be maintained accordingly by le Producteur Décentralisé. The UPS shall be equipped with a bypass switch/system that shall allow continuous operation during maintenance on the UPS.
In Distributed Station de Productions of Capacité Enregistrée equal to or greater than 1 MW, all Équipement used for the transmission of signals and commands (PLC, modem, router, etc.) between the Distributed Station de Productions and le Licencié de Distribution's control system shall be supplied from a separate UPS than the one stated in the previous paragraph. All associated requirements shall also be applicable to this separate UPS.

DC 4.15.2 Indication, Alarmes et Instrumentation

The alarm and trip installations on DGS side of the Frontière d'Interconnexion shall have local indication and, for DGS with Capacité Enregistrée equal to or greater than 1 MW, an additional set of potential-free contacts for onward transmission of the alarm/trip signals to the Système de Distribution Poste.
Les suivants panel instrumentation and other fittings are required en outre to other standard Équipement required or implied for the type of panel and scheme functionality:
  • a. Transducer fed voltmeter, ammeter, MW, MTAr, indicating import and export, and appropriate test blocks for courant and tension circuits.
  • b. Suitable test installations doit être fourni for the secondary injection of courant/relay testing and for any other tests as reasonably required by le Licencié de Distribution.
External indicator lamps, for DGS of Capacité Enregistrée greater than 200kW, doit être installé to indicate exploitation en parallèle of the DGS with Système de Distribution. A lighted red lamp shall indicate Exploitation en Parallèle while a lighted green lamp shall indicate isolated operation.
All required équipement for the above shall be procured, installed, tested, commissioned and maintained by le Producteur Décentralisé.

DC 4.15.3 Programme de Production

Les SPD connectées au réseau MT ayant une Capacité Enregistrée supérieure à 2 MW doivent soumettre une prévision de Production Décentralisée au Licencié de Distribution et à l'Opérateur du Système. Cette prévision doit être conforme aux exigences de la section SOC 4.2.4 du Code des Opérations du Système.
Cette exigence peut être retirée/redéfinie si l'Opérateur du Système et le Producteur Décentralisé en conviennent pour chaque cas particulier.

DC 4.15.4 Maintenance préventive et corrective

The provisions of DC 4.15.4 apply to DGS with Capacité Enregistrée greater than 1 MW.

DC 4.15.4.1 Maintenance du Producteur

A DGS with Capacité Enregistrée greater than 1 MW connected to the MT network shall submit its preventive maintenance plan to l'Opérateur du Système for its approval every year for les suivants year, in the dates required by l'Opérateur du Système and any modification thereof as per the requirements established in section SOC 4.3 of the Code des Opérations du Système.

DC 4.15.4.2 Maintenance du Réseau

The Distribution Licensee shall communicate its maintenance plans to l'Opérateur du Système and the DGSs connected to the MT network on the same terms that apply to all Utilisateurs of the Système de Distribution.
The Distribution Licensee shall communicate its maintenance plans by mail, or any other agreed channel, to DGs connected to the MT network au moins one week before the planned maintenance action takes place.
Maintenance works or any faults occurring on the alimentateur to which the MSDG is connected may prevent le Producteur Décentralisé from exporting. No compensation shall apply for any loss of generation due to preventive and corrective maintenance in the Système de Distribution network.

DC 4.15.5 Exigences de Performance de la Station de Production Décentralisée

DC 4.15.5.1 Exigences de Tenue aux Défauts

The DGS shall remain connected to the Système de Distribution for System tension dips on any or all phases, where the Système de Distribution tension measured at the Point de Livraison remains above the blue line in the tension duration profile in Figure 1 for Synchronous and Asynchronous Station de Productions, and above the blue line in the tension duration profile in Figure 2 for Parc de Productions.
En outre to remaining connected to the Système de Distribution, the DGS shall have the technical capability to provide les suivants:
  • a. During a Système de Distribution tension dip, the DGS shall provide Puissance Active in proportion to retained tension and maximise reactive courant to the Système de Distribution, within the technological and design limitations of the DGS and without exceeding its design limits. The maximisation of reactive courant shall continue until the Système de Distribution tension recovers within the range for Conditions Normales.
  • b. A different BTRT curve for the DGS may be required by when duly justified by le Licencié de Distribution to ensure the System fiabilité and sécurité. In such case, the BTRT curve shall be coordinated with the settings of the Under-Tension Relays in Table 3 to ensure grid support during fault conditions.

DC 4.15.5.2 Réponse en Fréquence

En cas d'écarts de fréquence dans le Système de Distribution, la SPD doit être conçue pour être capable de fournir une réponse puissance-fréquence afin de contribuer à la stabilisation de la fréquence.
A DGS of Capacité Enregistrée greater or equal to 1 MW shall be able to provide a réponse en fréquence as displayed in Figure 3 below. The Distributed Groupe de Productions of a DGS, excluding Electricity Storage Units, shall be able to provide au moins the Puissance Active output response to fréquence changes displayed in Figure 3.
Figure 3 : Exigences de réponse en fréquence pour MSDG 2 et MSDG 3.
Lorsque la Fréquence du Système est supérieure à 50,5 Hz, une SPD doit réduire sa puissance de sortie conformément à la Figure 3 et la puissance de sortie n'est autorisée à augmenter à nouveau que lorsque la fréquence est revenue à 50,5 Hz ou en dessous.
Toutes les SPD doivent se déconnecter du Système dans les 0,5 secondes si la fréquence du Système est supérieure à 52 Hz ou inférieure à 47 Hz, conformément aux réglages de Protection spécifiés dans la Section DC 4.8.6.

DC 4.15.5.3 Contrôle de la Puissance Réactive

Une SPD de Capacité Enregistrée égale ou supérieure à 1 MW doit être équipée de fonctions de contrôle de Puissance Réactive capables de contrôler la Puissance Réactive fournie par la SPD à la Frontière d'Interconnexion.
Les fonctions de contrôle de Puissance Réactive doivent être mutuellement exclusives, ce qui signifie qu'une seule des deux fonctions mentionnées ci-dessous peut être activée à la fois :
  • a) Contrôle du Facteur de Puissance
  • b) Contrôle de la Puissance Réactive
Si requis by le Licencié de Distribution on a case by case basis, a tension control mode may also be required. The operating modes and the operating set point shall be determined by le Licencié de Distribution and shall not be changed by le Producteur Décentralisé unless instructed by le Licencié de Distribution.

DC 4.15.5.4 Limites de Taux de Rampe

Une SPD de Capacité Enregistrée égale ou supérieure à 1 MW doit avoir un taux de rampe maximum (montant et descendant) égal à la Capacité Enregistrée de la SPD (MW) divisé par 5 pour des rampes de 1 minute dans des Conditions Normales.
La limite pour les rampes positives s'applique uniquement lors du démarrage et pour les rampes négatives uniquement lors de l'arrêt de la SPD. Les réglages du taux de rampe doivent être approuvés par l'Opérateur du Système avant les essais et la mise en service du système sur le réseau.
Pour tout changement ultérieur, un préavis minimum de deux semaines doit être donné. La mise en œuvre par le Producteur Décentralisé doit être effectuée dans les deux semaines suivant la demandee formelle et approuvée par le Licencié de Distribution.

DC 4.16 Installateur

Une SPD doit être installée par un Installateur conformément aux instructions fournies par le fabricant.
Lors de la conception d'un raccordement pour une SPD, l'Installateur doit prendre en compte au moins les aspects suivants :
  • a. la demandee maximale (et la puissance du Groupe de Production Décentralisée) ;
  • b. le type de système de mise à la terre ;
  • c. la nature de l'alimentation ;
  • d. les influences externes ;
  • e. la compatibilité, la maintenabilité et l'accessibilité ;
  • f. la protection contre les chocs électriques ;
  • g. la protection contre les effets thermiques ;
  • h. la protection contre les surintensités ;
  • i. l'isolement et la commutation ;
  • j. les questions de sélection et d'installation.
L'Installateur doit apposer une étiquette indiquant clairement la prochaine maintenance planifiée des installations et en informer le Licencié de Distribution, qui ajoutera l'information à un registre SPD.
L'Installateur doit être qualifié dans le domaine des Installations Électriques SPD et posséder un certificat approuvé.

DC 4.17 Exigences de Communication pour MSDG 2 et MSDG 3

DC 4.17.1 Configuration du système de communication

An MSDG 2 with Capacité Enregistrée greater than or equal to 1 MW or MSDG 3 shall install communication Équipement for secured transfer of operating data and Protection and control signals via:
  • a. Fibre optics cable as per DG INTERCONNECTION REQUIREMENTS for DGS of Capacité Enregistrée equal to or greater than 1 MW.
  • b. 4G/LTE (using VPN) or Microwave link or any other communication system acceptable to l'Opérateur du Système as back-up communication channel for DGS of Capacité Enregistrée equal to or greater than 1MW;
In those cases where the installation of fibre optic cable is not feasible or advisable because of high risk of damaging cane fire below the cable and there is no alternative routing for the fibre optic cable at a reasonable cost, the communication can be based only on the 4G/LTE (using VPN) and Microwave link, subject to approval by le Licencié de Distribution for each particular case.
The Producteur Décentralisé shall bear the cost for the installation of the communication system from the DGS to the corresponding Poste and shall install, test, commission and maintain the system (this includes équipement in the Système de Distribution side of the Frontière d'Interconnexion and in the corresponding 66 kV-to-22 kV Poste).
At the 66kV-to-22kV poste, le Producteur Décentralisé shall install a cabin, with access from outside the Poste boundary, to install its communication équipement. The cabin shall be termite proof and cross ventilated.
A BT supply (230 V ± 6%) doit être fourni by le Licencié de Distribution in the 66 kV-to-22 kV Poste postérieur à application for supply and payment of relevant fees by le Producteur Décentralisé. Cependant, given that this BT supply may be subject to unavoidable tension disturbances and variations, le Producteur Décentralisé doit s'assurer que all appropriate measures have been catered on his side for the protection of his communication system which may be sensitive to such puissance quality issues.
En outre, le Producteur Décentralisé est responsable de the maintenance of the communication équipement at le Licencié de Distribution Poste. The Distribution Licensee's liability shall be up to the BT supply and shall not bear any liability for damage in le Producteur Décentralisé's communication Équipement.
Relevant information for the operation of the System shall be transmitted in real time to the System Control Centre through the RTU (unité terminal à distance) available at the Système de Distribution Poste.

DC 4.17.2 Équipements de Communication

The Producteur Décentralisé shall install a communication Équipement having les suivants features: i. One-way communication from the Transmission Poste (66kV-to-22kV Poste) to the DGS of 22kV Disjoncteur status (open/close); ii. One–way communication from the DGS to the Système de Transport Poste (66kV-to-22kV Poste) of: a. Interconnection, transformer and generator Disjoncteurs Status (open/close) b. Alarms (list of warnings/alarms shall be determined at discussion stage with le Licencié de Distribution): 1. Protection Operated 2. relais de Protection not healthy 3. SF6 Alarm (if available) 4. UPS Alarms 5. Door Alarm (Switchgear room door on CEB side) 6. Inter-tripping signal 7. Remote/Local signal (Disjoncteur CEB (CB1)) 8. Other Alarms (grouped) c. MW, MTAr (at the Point de Livraison) d. Tension level of the DGS 22kV jeu de barres (any line-to-line tension) e. Courant (at the Point de Livraison) (any phase courant) iii. Remote control Équipement doit être fourni only for DGS with Capacité Enregistrée 1MW and above: a. Load Break Switch OPEN CTRL command for each incomer (if available). b. Load Break Switch CLOSE CTRL command for each incomer (if available). c. Distribution Licensee Disjoncteur (CB1 in DC 21.4.2) OPEN CTRL command. d. Distribution Licensee Disjoncteur (CB1 in DC 21.4.2) CLOSE CTRL command. iv. Optical Fibre The Optical fibre shall connect the DGS and the 22kV alimentateur’s Poste on which the DGS is Interconnected. The Producteur Décentralisé shall bear the cost of the procurement, installation and mise en service of the fibre optic link. v. Wireless Communications Where wireless communications are used, either as main or backup communication channel or as replacement of the fibre optic channel wherever authorized, it doit se conformer à any requirements approved by le Licencié de Distribution and in particular with les suivants minimum characteristics: a. Use the latest 3G/4G/LTE or newer communication technologies for the bands of fréquence used in the Republic of Mauritius; b. Use Microwave link as main channel and the latest 3G/4G/LTE as backup channel. Should any of the channel fail, switching to the other channel shall be seamless. En outre, SLA of 4 hours (Service Level Agreement) between le Producteur Décentralisé and the Service Provider shall be applicable on the communication équipement to cater for their failure and link loss. The Producteur Décentralisé shall provide a copy of the SLA to le Licencié de Distribution. c. Alternatively, communication équipement/Gateway/Router having dual SIM slot capability and using latest 3G/4G/LTE can be used. This shall allow to remove carrier dependency and swapping network operators seamlessly if the primary run into trouble. SLA of 4 hours (Service Level Agreement) between le Producteur Décentralisé and the Service Provider shall be applicable on the communication équipement to cater for their failure and link loss. The Producteur Décentralisé shall provide a copy of the SLA to le Licencié de Distribution. d. De plus, all channels using 3G/4G/LTE technology shall deployed and configured in VPN tunnel mode (virtual private network) for increased end-to-end sécurité. e. Be equipped with au moins two routers, each capable of accommodating two SIM cards from different network operators and automatic switching between operators in case of unsuccessful transmission. The two routers shall be set up as one main and one hot standby router. This setup shall ensure redundancy both at the level of équipement and Service Provider. f. Be capable of transmitting data at a rate of au moins 85 kbps downloading and 42 kbps uploading. g. Have a configuration interface protected by password; h. Be capable of using VPN tunnels using, au moins, technology Open VPN; and i. Be equipped with support auto recovery mechanism.

DC 5 INTERCONNEXION DU SYSTÈME DE DISTRIBUTION

DC 5.1 Introduction

Cette section of the Code de Distribution specifies the normal method of interconnection to the Système de Distribution and the minimum technical, design and operational criteria which must be complied with by any Utilisateur or prospective Utilisateur. For the purpose of cette section of the Code de Distribution, Utilisateur refers to both Producteurs Décentralisés and Clients connected to the Système de Distribution. En outre, details specific to each Utilisateur’s interconnection may be set out in a separate IA, ESPA, CA or PPA. The interconnection conditions set out in these agreements are complementary to this Code de Distribution. All interconnection costs and responsibility shall normally be borne by the Utilisateur connected to the Système de Distribution sauf indication contraire specified by an IA, ESPA, CA or PPA or policy or as dictated by l'Autorité.

DC 5.2 Objectif

L'objectif de cette section du Code de Distribution est de s'assurer qu'en spécifiant des critères techniques, de conception et opérationnels minimaux, les règles de base d'interconnexion au Système de Distribution permettent au Licencié, en sa qualité de Licencié de Distribution, de respecter ses obligations légales et de Licence.

DC 5.3 Champ d'application

DC 5 s'applique aux entités suivantes : a. Licencié de Distribution aux Frontières d'Interconnexion ; b. Clients directement connectés au Système de Distribution, et c. Producteurs Décentralisés.

DC 5.4 Méthode d'Interconnexion

DC 5.4.1 Interconnexions en Basse Tension

Pour les interconnexions en Basse Tension, l'alimentation doit être fournie à : a. monophasé 230 V ; ou b. triphasé 400 V The information required for Low Tension interconnections shall be a minimum of: a. Client name, address and contact details; b. Location of proposed interconnection; c. Type of interconnection (Residential, Commercial, Industrial and others); d. Capacité required (if not known then type of use appliances etc.); e. Identification of any large motors or welders. The interconnection shall be made to an appropriate Frontière d'Interconnexion on the Utilisateur premises.

DC 5.4.2 Interconnexion en Moyenne Tension

Les suivants information, (as applicable) shall be supplied by the Utilisateur to le Licencié de Distribution for interconnections at Medium Tension, avant the first energization of a Utilisateur system: a. Updated data with any estimated values assumed for planning purposes confirmed or, where practical, replaced by validated actual values and by updated estimates for the future and by updated forecasts for items tel(s) que Demande; b. Details of the Protection arrangements and settings y compris Protection and control single line diagrams; c. Copies of all Sécurité Rules and Local Sécurité Procedures applicable at Utilisateurs’ Sites which shall be used at the interface between l'Opérateur du Système and the Utilisateur; d. Information to enable le Licencié de Distribution to prepare Tableau de Responsabilités du Sites according to the provisions set out in DC 21.1; e. An Schéma d'Exploitation for all MT Appareillage on the Utilisateur side of the Frontière d'Interconnexion; f. The proposed name of the Utilisateur Site (which shall not be the same as, or confusingly similar to, the name of any Licensee Site or of any other Utilisateur Site); g. A list of Sécurité Coordinators; h. A list of the telephone numbers for Joint System Incidents at which senior management representatives nominated for the purpose can be contacted and confirmation that they are fully authorized to make binding decisions au nom de the Utilisateur; i. A list of managers who have been duly authorized to sign Tableau de Responsabilités du Sites au nom de the Utilisateur; and j. Information to enable System Operator to prepare the Plans Communs du Site.

DC 5.5 Interconnexion des Producteurs Décentralisés

Les Interconnexions de Producteurs au Système de Distribution doivent se conformer aux exigences pertinentes du Code de Production et de la Section DC 4 du Code de Distribution. The operator of a Distributed Station de Production shall operate and maintain the Distributed Groupe de Productions in such a manner so as not to adversely affect the Système de Distribution and other Utilisateurs, y compris mais sans s'y limiter adverse effects tension level or tension waveform, facteur de puissance and fréquence or produce adverse levels of papillotement de tension and/or Distorsion Harmonique.

DC 6 NORMES DE QUALITÉ DE L'ÉNERGIE

DC 6.1 Dispositions générales

Tous les Utilisateurs connectés au Système de Distribution doivent maintenir la qualité de la forme d'onde de tension à la Frontière d'Interconnexion dans les limites spécifiées dans cette section.

DC 6.2 Distorsion Harmonique de Tension et de Courant

DC 6.2.1 Distorsion Harmonique de Tension

Le Licencié de Distribution doit limiter les harmoniques de tension ligne-neutre en dessous des valeurs recommandées dans la norme IEEE 519 pour les Frontières d'Interconnexion de tous les Utilisateurs, and summarized in Table 4. Table 4: Tension distortion limits for the Système de Distribution as per IEEE Std. 519-2014. All values in Table 4 should be in percent of the rated puissance fréquence tension at the Frontière d'Interconnexion.

DC 6.2.2 Distorsion Harmonique de Courant

Utilisateurs connected to the Système de Distribution doit s'assurer que their harmonic courant emissions at the Frontière d'Interconnexion do not exceed the limits recommended in the IEEE Standard 519. The harmonic courants at the Frontière d'Interconnexion of Utilisateurs of the Système de Distribution should comply with IEEE Std. 519-2014 for the lowest ratio of the short-circuit courant available at the Frontière d'Interconnexion, to the maximum fundamental load courant. The key requirements of this clause are summarized below: (a) The Total Harmonic Courant Distortion (THD) or Total Demande Distortion (TDD) shall be less than 5% of the fundamental fréquence courant at rated courant output. (b) Each individual harmonic shall be limited to the percentages listed in which are expressed in percentage of the fundamental fréquence courant at rated courant output. (c) Even harmonics in these ranges shall be <25% of the odd harmonic limits listed. Table 5: Courant distortion limits for the Système de Distribution as per IEEE Std. 519-2014.

DC 6.3 Fluctuations de Tension

DC 6.3.1 Papillotement de Tension

Utilisateurs shall take responsibility for limiting papillotement de tension caused by their Installations Électriques to remain within the maximum values at the Frontière d'Interconnexion specified in the IEC TR 61000-3-7 for Utilisateurs connected at Medium Tension, and in parts 3 and 11 of IEC TR 61000-3 for Utilisateurs connected at Low Tension.

DC 6.3.2 Variations de Tension

Utilisateurs doit s'assurer que the disturbance levels introduced by their Installations Électriques do not promote tension changes at the Frontière d'Interconnexion above les suivants values under Conditions Normales: a) Tension fluctuation limit for step changes which may occur repetitively should not exceed ± 1% around the nominal tension under Conditions Normales b) Tension Fluctuation limit for occasional fluctuations other than step changes and infrequent planned switching events or outages should not exceed ±3% around the nominal tension. c) Tension step changes caused by the connection to and disconnection from the Système de Distribution of a Distributed Station de Production or a Client shall not exceed ±6% for unplanned outages tel(s) que Faults. Where induction generators are used in a Distributed Station de Production, as in fixed speed wind turbines, they shall be fitted with soft starters to limit inrush courants to a maximum of 110 % the normal rated courant. This reduces the magnitude of the step tension changes which occur on starting.

DC 6.4 Déséquilibre de Phase

Le percentile hebdomadaire 95 du Déséquilibre de Phase (Tension), calculé conformément aux normes IEC61000-4-30 et IEC61000-3-13, sur le Système de Distribution doit être inférieur ou égal à 1,3 % sauf en cas de conditions anormales. The Déséquilibre de Phase is calculated from the ratio of root mean square (rms) of negative phase sequence tension to rms of positive phase sequence tension, based on 10-minute average values, conformément à IEC 61000-4-30.

DC 6.5 Conditions Exceptionnelles

DC 6.5.1 Limitation de l'Injection CC

A Client or Producteur Décentralisé should not inject a DC courant greater than the 0.25 % of the rated AC output courant per phase. A Client or Producteur Décentralisé connected to the BT Système de Distribution should not inject a DC courant greater than the largest value of 20 mA and 0.25% of the rated AC output courant per phase.

DC 6.5.2 Déséquilibre de Tension et de Courant

The total tension unbalance in the Grid shall be smaller than 2%, where the unbalance, Uunbalance, is defined as the maximum deviation from the average of the three-phase tensions, Ua, Ub and Uc, divided by average of the three-phase tensions. = max{,,}−(,,) × 100%. (,,) The contribution to the level of unbalance of the tension at the Frontière d'Interconnexion of a Distributed Station de Production shall be less than or equal to 1.3 %. When considering three phase units, the contribution to the tension unbalance can be described as or where .

DC 7 INSTALLATIONS ÉLECTRIQUES LIÉES AUX SITES D'INTERCONNEXION

DC 7.1 Exigences Générales

Toutes les Installations Électriques liées aux Utilisateurs/Licencié à la Frontière d'Interconnexion doivent être conformes aux exigences de DC 7 et de ses sous-sections.

DC 7.2 Installations Électriques des Postes

All disjoncteurs, switch sectionneurs, mise à la terre devices, transformateur de puissances, tension transformers, reactors, transformateur de courants, parafoudres, bushings, neutral équipement, capacitors, line traps, coupling devices, external insulation and insulation co-ordination at the Utilisateur/Licensee Site d'Interconnexion shall be constructed, installed and tested conformément à the technical standards specified by le Licencié de Distribution, and Prudent Utility Practice. Installations and Appareillage shall be designed, manufactured and tested in premises certified conformément à the quality assurance requirements of ISO 9001 or equivalent.

DC 7.3 Frontières d'Interconnexion

DC 7.3.1 Frontières d'Interconnexion des Utilisateurs BT et MT

For BT and MT supplies, le Licencié de Distribution’s responsibility extends up to the Utilisateur's Frontière d'Interconnexion which is normally: a) In major BT and MT installations (CT/PT connected): at the main fuses or Disjoncteur of le Licencié de Distribution. b) In BT premises (single and three phase direct-connected supply): at the outgoing terminals of le Licencié de Distribution’s Meter. The Distribution Licensee shall develop an Installation Manual for BT clients. This manual doit se conformer à the requirements of the Distribution Grid Code and doit être approuvé by l'Autorité.

DC 7.3.2 Frontières d'Interconnexion des Producteurs

The requirements for the design of Frontières d'Interconnexion between le Producteur Décentralisés and l'Opérateur du Système are set out in Section DC 4..

DC 7.3.3 Frontières d'Interconnexion au Réseau de Transport

The Système de Distribution interconnection to the Système de Transport doit se conformer à the relevant provisions of the Code de Transport.

DC 7.4 Exigences de Protection

All Système de Protections and settings shall be conformément à le Licencié de Distribution Protection Policy. The Système de Protections to be applied to Distributed Groupe de Productions shall also comply with DC 4.8 and DC 4.9. Protection of the Système de Distribution and Clients directly supplied from the Système de Distribution shall be designed, coordinated and tested to achieve the desired level of speed, sensitivity and discrimination to isolate the affected parts of the System while ensuring that the section isolated does not include parts of the System not directly affected by the fault, as far as possible conformément à Prudent Utility Practice, and maintaining supplies to the remainder of the System within design parameters. The Distribution Licensee shall be solely responsible for the Protection of the Système de Distribution. Utilisateurs and Producteurs Décentralisés shall be solely responsible for the protection of the Utilisateur Systems on their side of the Frontière d'Interconnexion. Utilisateurs shall design their Système de Protection to ensure that no other Utilisateur shall be affected for faults on their Installations and Appareillage. The fiabilité of the protection scheme to initiate the successful tripping of the Disjoncteurs that are associated with the faulty Équipement shall be consistent with Prudent Utility Practice. The Distribution Licensee and/or System Operator may require specific Utilisateurs to provide other Protection schemes, designed and developed to minimize the risk and/or impact of disturbances on the System. Where as part of the IA, ESPA, CA or PPA, a Utilisateur is required to provide Demande disconnection as part of l'Opérateur du Systèmes’ under fréquence management process that includes the automatic disconnection of Demande then the relays doit se conformer à the Exigences Techniques for Relais de Sous-Fréquences set forth in the Code de Transport.

DC 8 CONDITIONS LIÉES AU SITE

DC 8.1 Généralités

La responsabilité en matière de construction, de mise en service, de contrôle, d'exploitation et de maintenance des Installations Électriques doit être déterminée selon la propriété de chaque installation, sauf si un accord entre les Parties en dispose autrement.

DC 8.2 Responsabilités en matière de Sécurité

Le Licencié de Distribution et tous les Utilisateurs du Système de Distribution doivent se conformer aux Réglementations Électriques pertinentes. Avant l'interconnexion au Système de Distribution au niveau MT, le Licencié de Distribution et l'Utilisateur doivent conclure un accord écrit sur les Règles de Sécurité à utiliser pour les travaux sur les Installations et/ou Appareils à la Frontière d'Interconnexion tels que spécifiés dans la section de Coordination de la Sécurité SOC 15 du Code des Opérations du Système.

DC 8.3 Tableaux de Responsabilités du Site

Afin de inform site operational staff and l'Opérateur du Système’s System Control Engineers of agreed responsibilities for Installations and/or Appareillage at the Site d'Interconnexion at the MT level, a Tableau de Responsabilités du Site shall be produced for System Operator and Utilisateurs with whom they interface. The format, principles and basic procedure to be used in the preparation of Tableau de Responsabilités du Sites are set down in DC 21.1. These documents shall be included in the IA, ESPA, CA or PPA.

DC 8.4 Schémas et Plans

DC 8.4.1 Plans du Projet

Project Drawings of a Producteur Décentralisé shall be reviewed by an Installateur for SSDG and MSDG 1 and Ingénieur Professionnel Enregistré for MSDG 2 or MSDG 3 with Capacité Enregistrée up to 4MW and Ingénieur Indépendant for MSDG 3 with Capacité Enregistrée above 4MW., while Project Drawings of other Utilisateurs shall be reviewed directly by le Licencié de Distribution and l'Opérateur du Système. In respect of Utilisateur’s obligations relating to the drawings of a Project, les suivants shall apply: (a) The Utilisateur shall prepare and submit, with reasonable promptness and in such sequence as is consistent with the Project Completion Schedule set forth in the IA, ESPA, CA or PPA, 3 (three) copies each of all drawings to the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, for review; (b) By submitting the drawings for review to the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré , Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, the Utilisateur shall be deemed to have represented that it has determined and verified that the design and engineering, y compris field construction criteria related thereto, are in conformity with the Code de Réseau National and IA, ESPA, CA or PPA; (c) Within 15 (fifteen) days of the receipt of the Project Drawings, the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, shall review the Utilisateur’s Drawings and convey its observations to the Utilisateur with particular reference to their conformity or otherwise with the Code de Distribution and IA, ESPA, CA or PPA. The Utilisateur shall not be obliged to await the observations of the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, on the drawings submitted pursuant hereto beyond the said 15 (fifteen) days period and may begin construction works at its own discretion and risk; (d) If the aforesaid observations of the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré, Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, indicate that the drawings are not in conformity with the Code de Distribution and IA, ESPA, CA or PPA, such Drawings shall be revised by the Utilisateur and resubmitted to the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, for review. The Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré, Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, shall give its observations, if any, within 7 (seven) days of receipt of the revised drawings; (e) No review and/or observation of the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré, Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, and/or its failure to review and/or convey its observations on any drawings shall relieve Utilisateur of its obligations and liabilities under the Code de Distribution in any manner nor shall the Installateur, Ingénieur Professionnel Enregistré, Ingénieur Indépendant or Distribution Licensee and System Operator, as the case may be, be liable for the same in any manner; (f) Without prejudice to the foregoing provisions of this Section DC 8.4.1, the Utilisateur shall submit to le Licencié de Distribution and System Operator for review and comments, its Project drawings relating to the Utilisateur Interconnection Installations Électriques, Protection and control Appareillage and the Distribution Installations Électriques, and le Licencié de Distribution and System Operator shall have the right but not the obligation to undertake such review and provide its comments, if any, within 30 (thirty) days of the receipt of such drawings. The provisions of this Section DC 8.4.1 shall apply mutatis mutandis to the review and comments hereunder; and (g) Within 90 (ninety) days of the Date de Mise en Service Commerciale, the Utilisateur shall furnish to le Licencié de Distribution and System Operator a complete set of as-built drawings, in 2 (two) hard copies and electronic version in pdf format or in such other medium as may be acceptable to le Licencié de Distribution and System Operator, reflecting the Utilisateur’s as Installations and Appareillage actually designed, engineered and constructed, y compris an as-built survey illustrating the layout of the Installations and setback lines, if any, of the buildings and structures forming part of the Project Assets.

DC 8.4.2 Schémas d'Exploitation

An Schéma d'Exploitation shall be prepared by the Utilisateur for each Site d'Interconnexion at which an Frontière d'Interconnexion exists conformément à DC 21.2. The Schéma d'Exploitation shall include all MT Appareillage and the connections to all external circuits and incorporate numbering, nomenclature and labelling, as set out in Section DC 15.. The nomenclature used shall conform to that used on the relevant Site d'Interconnexion and circuit. The Schéma d'Exploitation (and the list of technical details) is intended to provide an accurate record of the layout and circuit interconnections, ratings and numbering and nomenclature of MT Appareillage and related Installations.

DC 8.4.2.1 Validité des Schémas d'Exploitation

The composite Schéma d'Exploitation prepared by the Utilisateur shall be the definitive Schéma d'Exploitation for all operational and planning activities associated with the Site d'Interconnexion. If a dispute arises as to the accuracy of the composite Schéma d'Exploitation, a meeting shall be held at the Site d'Interconnexion, dès que reasonably practicable, between System Operator and the Utilisateur, to endeavour to resolve the matters in dispute.

DC 8.4.3 Plans Communs du Site

DC 8.4.3.1 Généralités
Plans Communs du Site shall be prepared for each Site d'Interconnexion and shall include Site d'Interconnexion layout drawings, electrical layout drawings, common protection/control drawings and common services drawings. The Utilisateur shall prepare and submit to le Licencié de Distribution Plans Communs du Site for the Utilisateur side of the Frontière d'Interconnexion. The Distribution Licensee shall then prepare, produce and distribute, using the information submitted by the Utilisateur, Plans Communs du Site for the complete Site d'Interconnexion. The System Operator shall receive a copy of the finalized Plans Communs du Site for the Site d'Interconnexion.
DC 8.4.3.2 Modifications des Plans Communs du Site
When le Licencié de Distribution or a Utilisateur becomes aware that it is necessary to change any aspect of the Plans Communs du Site at an Site d'Interconnexion it shall notify the other Party and amend the Common Site Drawings conformément à the procedure set out in sub-section DC 8.4.3.
DC 8.4.3.3 Validité des Plans Communs du Site
The Plans Communs du Site for the complete Site d'Interconnexion prepared by le Licencié de Distribution, shall be the definitive Plans Communs du Site for all operational and planning activities associated with the Site d'Interconnexion. If a dispute arises as to the accuracy of the Plans Communs du Site, a meeting shall be held at the Site, dès que reasonably practicable, between le Licencié de Distribution and the Utilisateur, to endeavour to resolve the matters in dispute.

DC 8.4.4 Plans du Système de Distribution

The Distribution Licensee shall produce schematic drawings of the whole Système de Distribution. It shall be the responsibility of le Licencié de Distribution to ensure that all its drawings and schematics are up to date e. Puissance Active Demande (W) OUT; f. Puissance Active Demande (W) IN; g. Puissance Réactive Demande (VAR) First Quadrant; h. Puissance Réactive Demande (VAR) Fourth Quadrant.; and i. Total Distorsion Harmonique All units shall be expressed at appropriate multiples determined by the maximum expected Demande.

DC 8.5 Accès

Les dispositions relatives à l'accès aux Sites du Licencié de Distribution par les Utilisateurs, et aux Sites Utilisateurs par l'Opérateur du Système ou le Licencié de Distribution doivent être définies dans chaque IA, ESPA, CA ou PPA avec l'Opérateur du Système et chaque Utilisateur. L'accès est soumis à l'approbation et aux conditions de l'Opérateur du Système, du Licencié de Distribution ou de l'Utilisateur. La demandee doit être détaillée et soumise 3 jours ouvrables à l'avance pour que l'Opérateur du Système, le Licencié de Distribution ou l'Utilisateur puisse prendre les dispositions nécessaires.

DC 9 COMMUNICATIONS ET CONTRÔLE

Aux fins de cette section, le terme Utilisateur désigne les Producteurs Décentralisés et les Clients connectés au Système de Distribution MT. Afin de ensure control of the Système de Distribution, telecommunications between Utilisateur(s) and l'Opérateur du Système must be established si requis by l'Opérateur du Système. Control telephony is the method by which a Utilisateur’s and System Operator’s Operations Engineers or delegated representatives speak to one another for the purposes of control of the Système de Distribution in both normal and emergency situations. At any Frontière d'Interconnexion where the Utilisateurs telephony Équipement is not capable of providing the required installations or is otherwise incompatible with l'Opérateur du Systèmes’ control telephony, the Utilisateur shall install appropriate telephony Équipement to the specification of l'Opérateur du Système. Details of the control telephony required shall be set out in the IA, ESPA, CA or PPA. The System Operator shall provide a SCADA outstation interface Équipement. The Utilisateur shall provide 4-20 mA signals of tension, courant, fréquence, Puissance Active and Puissance Réactive measurement outputs and Installations Disjoncteur positions and alarms to l'Opérateur du Système SCADA outstation interface Équipement comme requis by l'Opérateur du Système. The manner in which information is required to be presented to the outstation Équipement is set out in Section DC 21.3 (DC APPENDIX C: SCADA INTERFACING). Puissance supply for the communication on le Licencié de Distribution side of the Frontière d'Interconnexion shall be metered and billed based on the applicable tariff.

DC 10 ESSAIS ET SURVEILLANCE

DC 10.1 Introduction

To ensure that the Système de Distribution is operated efficiently and within the License conditions and to meet statutory actions, le Licencié de Distribution with the support of l'Opérateur du Système shall organize and carry out testing and/or monitoring of the effect of Utilisateurs’ Installations Électriques on the Système de Distribution. The testing and/or monitoring procedures shall be developed to demonstrate compliance to all applicable requirements specified in this Code de Distribution and any other applicable code or standard approved by l'Autorité, as applicable. More extensive Special Essai du Systèmes are outlined in Section DC 16.

DC 10.2 Objectif

L'objectif de DC 10 est de spécifier l'exigence d'essais et/ou de surveillance du Système de Distribution pour s'assurer que les Utilisateurs ne fonctionnent pas en dehors des paramètres techniques requis par le Code de Distribution et d'autres parties pertinentes du Code de Réseau National.

DC 10.3 Procédure relative à la qualité de l'alimentation

The System Operator shall from time to time determine the need to test and/or monitor the quality of supply at various points of the Système de Distribution. The requirement for specific testing and/or monitoring may be initiated by the receipt of complaints as to the quality of supply on the Système de Distribution. In certain situations, l'Opérateur du Système may require the testing and/or monitoring to take place at the Point de Livraison of a Utilisateur from the Système de Distribution. Where testing and/or monitoring is required at the Frontière d'Interconnexion, l'Opérateur du Système shall advise the involved Utilisateur and shall make available the results of such tests to the Utilisateur. These tests doit être effectué by l'Opérateur du Système at l'Opérateur du Système’s cost. Where the results of such tests show that the Utilisateur is operating outside the technical parameters specified in the Code de Distribution or other relevant part of the Code de Réseau National, the Utilisateur shall be informed accordingly. Where the Utilisateur requests l'Opérateur du Système to perform a retest, the retest shall be carried out at the Utilisateur’s cost and witnessed by a Utilisateur representative. A Utilisateur shown to be operating outside the limits specified in the Code de Distribution or other relevant part of the Code de Réseau National shall rectify the situation or disconnect the Appareillage causing the problem from its Installations Électriques connected to the Système de Distribution immediately or within such time as is agreed with l'Opérateur du Système. Continued failure to rectify the situation may result in the Utilisateur being disconnected from the Système de Distribution either as a breach of the Code de Distribution, other relevant part of the Code de Réseau National or other statutory requirement, where appropriate. The Utilisateur may conduct test(s) on the Utilisateur’s side of the Frontière d'Interconnexion at the Utilisateur’s cost; cependant, l'Opérateur du Système shall be notified avant such test(s).

DC 10.4 Procédure relative aux Paramètres de Frontière d'Interconnexion

The System Operator from time to time shall monitor the effect of the Utilisateur on the Système de Distribution. The monitoring shall normally be related to the amount of Puissance Active and Puissance Réactive transferred across the Frontière d'Interconnexion. Where the Utilisateur is exporting to or importing Puissance Active and Puissance Réactive from the Système de Distribution in excess of the levels set forth in the IA, ESPA, CA or PPA l'Opérateur du Système shall inform the Utilisateur and where appropriate demonstrate the results of such monitoring. The Utilisateur may request technical information on the method of monitoring and, if necessary, request another method reasonably acceptable to l'Opérateur du Système. Where the Utilisateur requires Puissance Active and Puissance Réactive in excess of the physical capacité of the Frontière d'Interconnexion, the Utilisateur shall restrict puissance transfers to those specified in the IA, ESPA, CA or PPA until a modified IA, ESPA, CA or PPA has been applied and physically established. All costs to increase the physical capacité of the Frontière d'Interconnexion shall be the responsibility of the Utilisateur.

DC 11 CONTRÔLE DE LA DEMANDE (UTILISATEURS DU SYSTÈME DE DISTRIBUTION)

DC 11.1 Introduction

L'Opérateur du Système établira les exigences pour les Utilisateurs et les Clients du Système de Distribution, dans certaines circonstances, afin de permettre des réductions de la Demandee totale en cas de Production insuffisante pour satisfaire la Demandee totale ou d'éviter la déconnexion des Clients et des Utilisateurs, ou en cas de panne et/ou de surcharge sur toute partie des Systèmes de Transport et/ou de Distribution. The Contrôle de la Demandee procedures ensure that hardship to Utilisateurs and Clients is minimized and that in so far as is practicable, all parties affected are treated equitably. The System Operator and Utilisateurs doit se conformer à the requirements established in section SOC 9 of the Code des Opérations du Système.

DC 12 COMMUNICATION OPÉRATIONNELLE

DC 12.1 Objectif

The System Operator and Utilisateurs shall exchange information so that the implications of an Operation and/or Incident can be considered and the possible risks arising from them can be assessed and appropriate actions taken by the relevant parties afin de maintain the integrity of the Total System and the Utilisateurs’ Installations and Appareillage. For the purposed of cette section, Utilisateurs mean le Licencié de Distribution and any utilisateur connected to the Système de Distribution. The System Operator and Utilisateurs doit se conformer à the requirements established in section SOC 11 of the Code des Opérations du Système.

DC 13 NORMES DE MAINTENANCE

Toutes les Installations et tous les Appareils du Système doivent être exploités et maintenus conformément aux Pratiques Prudentes des Services Publics et de manière à ne pas constituer une menace pour la sécurité des employés ou du public. The System Operator shall establish a Système de Distribution Politique de Maintenance which shall be reviewed and approved by l'Autorité. The Distribution Licensee shall coordinate with l'Opérateur du Système the scheduled maintenance of MT installations in the Système de Distribution. The System Operator, le Licencié de Distribution and any Utilisateur connected to the Système de Distribution doit se conformer à the requirements established in section SOC 12 of the Code des Opérations du Système.

DC 14 INSTRUCTIONS DE MANŒUVRE POUR LES ÉQUIPEMENTS MOYENNE TENSION

La commutation en Moyenne Tension ne doit être effectuée qu'avec la permission de l'Ingénieur de Contrôle du Système ou de ses représentants désignés, sauf en cas d'Urgence du Système. Persons required to carry out Medium Tension switching must be specifically certified and authorized by l'Opérateur du Système to carry out such switching. The System Operator doit se conformer à the requirements and procedures in section SOC 7 of the System Operation Code.

DC 15 NUMÉROTATION ET NOMENCLATURE

DC 15.1 Introduction

Cette section définit les responsabilités et les procédures pour notifier les propriétaires concernés de la numérotation et de la nomenclature des Appareils aux Frontières d'Interconnexion. La numérotation et la nomenclature des Appareils doivent être incluses dans le Schéma d'Exploitation préparé pour chaque Site d'Interconnexion.

DC 15.2 Objectifs

L'objectif principal de la section DC 15 est de s'assurer que sur tout Site où il existe une frontière de propriété, chaque élément d'Appareil dispose d'une numérotation et/ou d'une nomenclature mutuellement convenues et notifiées entre les propriétaires concernés, afin d'assurer, dans la mesure du raisonnablement possible, l'Exploitation sûre et efficace des Systèmes impliqués et de réduire le risque d'erreur.

DC 15.3 Procédure

DC 15.3.1 Nouvel Appareillage

When l'Opérateur du Système or a Utilisateur intends to install Appareillage on an Site d'Interconnexion, the proposed numbering and/or nomenclature to be adopted for the Appareillage must be notified by l'Opérateur du Système to the Utilisateur or Utilisateur to l'Opérateur du Système as the case may be. The notification shall be made par écrit to the relevant owners and shall consist of an Schéma d'Exploitation incorporating the proposed Appareillage to be installed and its proposed numbering and/or nomenclature. The notification shall be made au moins three months avant the proposed installation of the Appareillage. The System Operator or Utilisateur as the case may be shall respond par écrit within one month of the receipt of the notification confirming both receipt and whether the proposed numbering and/or nomenclature is acceptable or, if not, what would be acceptable. In the event that agreement cannot be reached between l'Opérateur du Système, and the Utilisateur, l'Opérateur du Système, acting reasonably, shall have the right to determine the numbering and nomenclature to be applied at that site.

DC 15.3.2 Appareillage Existant

The System Operator and/or every Utilisateur shall supply the other Party on request with details of the numbering and nomenclature of Appareillage on Site d'Interconnexions. The System Operator and every Utilisateur est responsable de the provision and erection of clear and unambiguous labelling showing the numbering and nomenclature of its Appareillage on sites having an Frontière d'Interconnexion.

DC 15.3.3 Modifications de l'Appareillage Existant

Where le Licencié de Distribution or a Utilisateur needs or wishes to change the existing numbering and/or nomenclature of any of its Appareillage on any Site d'Interconnexion, the provisions of DC 15 shall apply with any amendments necessary to reflect that only a change is being made. Where any Party changes the numbering and/or nomenclature of its Appareillage, which is the subject of DC 15, that party est responsable de the provision and erection of clear and unambiguous labelling.

DC 16 ESSAIS SPÉCIAUX DU SYSTÈME

DC 16.1 Introduction

Cette section du Code de Distribution définit les responsabilités et les procédures pour l'organisation et la réalisation d'Essais Spéciaux du Système qui ont ou peuvent avoir un effet sur le Système de Distribution ou les Systèmes des Utilisateurs. Special Essai du Systèmes are those tests which involve either simulated or the controlled application of irregular, unusual or extreme conditions on the System or any part of the System, but which do not include mise en service or re-mise en service test or any other tests of a minor nature. If the Special Essai du Système proposed by l'Opérateur du Système, Distribution Licensee or the Utilisateur connected to the Système de Distribution shall or may have an Operational Effect on the Système de Transport then the provisions of the Code de Transport shall apply. Special Essai du Systèmes which have a minimal Operational Effect on the Système de Distribution or Systems of other Utilisateurs shall not be subject to this procedure. Minimal Operational Effect shall be taken to mean variations in tension, fréquence and waveform distortion of a value not greater than the figures defined in the Planning and Interconnection sections of the Code de Distribution. The Distribution Licensee with the support of l'Opérateur du Système shall organize and carry out the Special Essai du Systèmes.

DC 16.2 Objectif

Les objectifs de la section DC 16 sont de : a. s'assurer que les procédures d'organisation et de réalisation des Essais Spéciaux du Système sont telles que, dans la mesure du possible, les Essais Spéciaux du Système ne menacent pas la sécurité du personnel ou du grand public et provoquent un minimum de menace pour la sécurité des alimentations, l'intégrité des Installations ou Appareils et ne sont pas préjudiciables au Système de Distribution et aux Utilisateurs ; et b. définir les procédures à suivre pour l'établissement et le rapport des Essais Spéciaux du Système.

DC 16.3 Procédure

DC 16.3.1 Avis de Proposition

When a Utilisateur intends to undertake a Special Essai du Système which shall have or may have an Operational Effect on the System or other Utilisateur’s Systems, notice doit être fourni one (1) month in advance of the proposed Essai du Système, or as otherwise agreed by le Licencié de Distribution, by the person proposing the Essai du Système (the Proposeur d'Essais) to le Licencié de Distribution and to those Utilisateurs who may be affected by such a Essai du Système. When le Licencié de Distribution intends to undertake a Special Essai du Système which shall have or may have an Operational Effect on the System or other Utilisateur’s Systems, notice doit être fourni one (1) month in advance of the proposed Essai du Système to le Licencié de Transport, or as otherwise agreed, and to those Utilisateurs who may be affected by such a Essai du Système. The proposal shall be par écrit and shall contain details of the nature and purpose of the proposed Essai du Système and shall indicate the extent and situation of the Installations or Appareillage involved. If the information set out in the avis de proposition is considered insufficient by the recipient, the recipient shall contact the Proposeur d'Essais with a written request for further information which shall be supplied dès que reasonably practicable. The recipient of the avis de proposition shall not be required to do anything under DC 16 until it is satisfied with the details supplied in the proposal or pursuant to a request for further information.

DC 16.3.2 Avis Préliminaire et Constitution du Comité d'Essais

The System Operator shall have overall co-ordination of the Essai du Système, using the information supplied to it under Section DC 16 and shall identify in its reasonable estimation, which Utilisateurs other than the Proposeur d'Essais, may be affected by the proposed Essai du Système.

DC 16.3.3 Comité d'Essais

A Test Coordinator, who shall be a suitably qualified person, shall be appointed by l'Opérateur du Système and shall act as chairman of the Comité d'Essais. The Distribution Licensee shall convene a Comité d'Essais, for a Special Essai du Système. The number of Comité d'Essais members shall be kept to the minimum number of persons compatible with affected Utilisateur representation. The System Operator, le Licencié de Distribution, the Proposeur d'Essais and all directly affected Utilisateurs shall be represented in the Comité d'Essais. All Utilisateurs identified under DC 16 shall be given par écrit, by the Test Coordinator, a preliminary notice of the proposed Essai du Système. The preliminary notice shall contain: a. the details of the nature and purpose of the proposed Essai du Système, the extent and situation of the Installations or Appareillage involved and the Utilisateurs identified by le Licencié de Distribution; b. an invitation to the identified Utilisateurs to nominate a suitably qualified person to be a member of the Comité d'Essais for the proposed Essai du Système. The preliminary notices shall be sent within one month of the receipt of the avis de proposition or the receipt of any further information requested. Dès que possible after the expiry of this one-month period all relevant Utilisateurs and the Proposeur d'Essais shall be notified by the Test Coordinator of the composition of the Comité d'Essais. A meeting of the Comité d'Essais shall take place dès que possible after the relevant Utilisateurs and the Proposeur d'Essais have been notified of the composition of the Comité d'Essais. The Comité d'Essais shall consider: a. the details of the nature and purpose of the proposed Essai du Système and other matters set out in the avis de proposition; b. the economic, operational and risk implications of the proposed Essai du Système; c. the possibility of combining the proposed Essai du Système with any other tests and with Installations and/or Appareillage outages which arise pursuant to the operational planning requirements of l'Opérateur du Système and Utilisateurs; and d. implications of the proposed Essai du Système on the scheduling and dispatch of Station de Productions, insofar as it is able to do so. Utilisateurs identified under section DC 16 and l'Opérateur du Système, whether or not they are represented on the Comité d'Essais, shall supply the Comité d'Essais upon written request the information the Comité d'Essais reasonably requires afin de consider the proposed Essai du Système. The Comité d'Essais shall be convened by the Test Coordinator when it is necessary to conduct its business, subject to the oversight of le Licencié de Distribution in coordination with l'Opérateur du Système.

DC 16.3.4 Rapport de Proposition

Within two months of its first meeting, the Comité d'Essais shall produce a report, which in DC 16 is called a rapport de proposition, which shall contain: a. proposals for carrying out the Essai du Système (y compris the manner in which the Essai du Système is to be monitored); b. an allocation of costs (y compris the costs that cannot be determined in advance of the test) to the Parties involved in the test, the general principle being that the Proposeur d'Essais shall bear the costs; and c. such other matters as the Comité d'Essais consider appropriate. The rapport de proposition may include requirements for possible indemnities to be given in respect of claims and losses that may arise from the Essai du Système. All Essai du Système procedures must comply with all applicable legislation. If the Comité d'Essais is unable to agree unanimously on any decision in preparing its rapport de proposition, the proposed Essai du Système shall not take place and the Comité d'Essais shall be dissolved.

DC 16.3.5 Programme Final d'Essais

If the rapport de proposition is approved by all recipients, the proposed Essai du Système can proceed and au moins one month avant the date of the proposed Essai du Système, the Comité d'Essais shall submit to le Licencié de Distribution, System Operator and all recipients of the avis de proposition a program which in cette section DC 16 shall be called a final test program stating any switching sequence and proposed timings, a list of those staff involved in the carrying out of the Essai du Système (y compris those responsible for site sécurité) and such other matters as the Comité d'Essais deem appropriate. The final test program shall bind all recipients to act conformément à the provisions contained in the program par rapport à the proposed Essai du Système. Any problems with the proposed Essai du Système which arise or are anticipated after the issue of the final test program and avant the day of the proposed Essai du Système must be notified to l'Opérateur du Système dès que possible par écrit If l'Opérateur du Système decides that these anticipated problems merit an amendment to or postponement of the Essai du Système l'Opérateur du Système shall notify any party involved in the Essai du Système accordingly. If on the day of the proposed Essai du Système operating conditions on the System are such that any party involved in the proposed Essai du Système wishes to delay or cancel the start or continuance of the Essai du Système, they shall immediately inform l'Opérateur du Système of this decision and the reasons for it. The System Operator shall then postpone or cancel, as the case may be, the Essai du Système and shall if possible, agree with all Parties involved in the proposed Essai du Système another suitable time and date or if l'Opérateur du Système cannot reach such agreement, shall reconvene the Comité d'Essais dès que practicable which shall endeavour to arrange another suitable time and date and the relevant provisions of DC 16 shall apply.

DC 16.3.6 Rapport Final

At the conclusion of the Essai du Système, the Proposeur d'Essais est responsable de preparing a written report (the rapport final) of the Essai du Système for submission to other members of the Comité d'Essais. The rapport final shall include a description of the Installations and/or Appareillage, tested and of the Essai du Système carried out, together with the results, conclusions and recommendations. The rapport final shall not be distributed to any party which is not represented on the Comité d'Essais unless the Comité d'Essais having considered the confidentiality issues, shall have unanimously approved such distribution. When the rapport final has been submitted the Comité d'Essais shall be dissolved.

DC 17 COMPTAGE DE DISTRIBUTION

DC 17.1 Objet et Introduction

Cette section du Code de Distribution définit la manière dont les flux de puissance et d'énergie doivent être mesurés à une Interface opérationnelle. Cette section of the Code de Distribution: a. Establishes the requirements for metering the Active and Reactive Énergie and Demande input to and/or output from the Système de Distribution; b. Sets out appropriate procedures for metering reading; and c. Ensures that procedures are in place to manage disputed readings. The Distribution Licensee est responsable de the procurement, installation, maintenance, calibration, and testing of meters and système de comptages. The Meter Laboratory will provide support to le Licencié de Distribution in the calibration and testing of meters and système de comptages. The Distribution Licensee est responsable de meter reading, billing, collection and client claims. The Distribution Licensee shall develop detailed metering specifications compliant with the requirements of the Distribution Grid Code

DC 17.2 Champ d'application

Cette sous-section s'applique à : a. le Licencié de Distribution b. les Utilisateurs c. les Producteurs Décentralisés

DC 17.3 Exigences de Comptage des Producteurs Décentralisés

DC 17.3.1 Précision Globale

La précision globale requise (valeurs maximales autorisées) du comptage des Producteurs Décentralisés doit être conçue selon les catégories suivantes : a. SSDG : 2,0 % b. MSDG-1 : 2,0 % c. MSDG-2 : 1,5 % d. MSDG-3 : 0,5 % Existing installations may allow less stringent requirements according to already signed Accord de Raccordement, ESPA or PPA.

DC 17.3.2 Politiques, Normes, Spécifications et Précision de Comptage Applicables

Sample testing of meters must be done and certified by CEB Meter Laboratory. The requirements in Table 6 shall apply to all système de comptages installed in Distributed Generation installations. Table 6: Distributed Generation Metering Requirements Instrument transformers shall conform to the standard IEC 61869. The detailed use of these standards in the testing of meters are set out in the document “Meter Testing Protocol for the Electricity Sector in Mauritius” The precise position of the meters shall be set out in the corresponding Accord de Raccordement, IA, ESPA or PPA between l'Acheteur Unique and le Producteur Décentralisé For MSDG 3 installations, le Licencié de Distribution shall inspect the Main Meter, Back-Up Meter and Secondary Meters (as applicable according to Table 6) upon installation and au moins once every year thereafter, and shall also check the certification of these meters through an accuracy test au moins once every 4 (four) years thereafter or at any time the kWh readings of these meters and le Producteur Décentralisé Back-Up Meter (if applicable) differ by an amount greater than 0.5%. For MSDG 3 installations, le Producteur Décentralisé shall inspect le Producteur Décentralisé Back-Up Meter (as applicable according to Table 6 both upon installation and au moins once every year thereafter, and shall also check the certification of these meters through an accuracy test au moins once every 4 (four) years thereafter or at any time the kWh readings of this meter and le Licencié de Distribution’s meters differ by an amount greater than 0.5%.

DC 17.3.3 Paramètres de Lecture du Compteur

The Producteur Décentralisé and le Licencié de Distribution shall provide and install appropriate Système de Comptage (according to Table 6) that shall make a continuous recording on appropriate magnetic media or equivalent of the Net Énergie Output of the Distributed Generation Facility as well as the production of the Gross Énergie Output of le Producteur Décentralisé. The parameters to be metered shall be subject to the Accord de Raccordement, IA, ESPA or PPA between le Producteur Décentralisé and l'Acheteur Unique, shall be stored cumulatively on the meter, shall be accessible to le Producteur Décentralisé and may consist of but are not limited to any or all of les suivants parameters: a. Active Énergie (Wh) OUT; b. Active Énergie (Wh) IN; c. Reactive Énergie (VARh) First Quadrant; d. Reactive Énergie (VARh) Fourth Quadrant; e. Puissance Active Demande (W) OUT; f. Puissance Active Demande (W) IN; g. Puissance Réactive Demande (VAR) First Quadrant; h. Puissance Réactive Demande (VAR) Fourth Quadrant.; and i. Total Distorsion Harmonique All units shall be expressed at appropriate multiples determined by the maximum expected Demande.

DC 17.3.4 Fréquence de Lecture du Compteur

The Demande Interval shall be thirty (30) minutes, or otherwise mentioned in the ESPA, CA, IA or PPA and shall be set to start at the beginning of the hour. Demande shall be calculated by averaging the respective parameters over the stated Demande Interval.

DC 17.3.5 Responsabilité de Comptage (Producteurs Décentralisés)

It is the responsibility of Producteurs Décentralisés to cooperate with le Licencié de Distribution and l'Acheteur Unique in the execution of all its responsibilities under this Code. The costs for installation and replacement of meters shall be outlined in the Accord de Raccordement, ESPA or PPA.

DC 17.4 Exigences de Comptage - Utilisateurs

DC 17.4.1 Précision Globale

The overall accuracy of the electromechanically-based système de comptages for revenue purposes is to be designed to give a tolerance of +/- 1% when tested in the laboratory and +/- 2% when tested in the field and shall measure the electrical énergie delivered to the Utilisateur from the Système de Distribution. For whole courant meters (single phase supply) the overall accuracy will be ± 1%. For CT connected meters, the overall accuracy will be comme suit: a) for BT connected meters: ± 1.5%, and b) for MT connected meters: ± 1%.

DC 17.4.2 Politiques, Normes et Spécifications de Comptage Applicables

The meters, and associated installations, used on le Licencié de Distribution’s Système de Distribution doit se conformer à les suivants documents: - Meter Testing Protocol for the Electricity Sector in Mauritius â€" document to be developed by URA; - Other applicable policies, engineering instructions and procedures. The meters shall be designed, constructed and operated to comply with the latest revision of the relevant IEC 62053 or international equivalent.

DC 17.4.3 Exigence de Comptage

All Frontières d'Interconnexion to the Système de Distribution shall have appropriate metering conformément à this Code.

DC 17.4.4 Responsabilité de Comptage

Il incombe au Licencié de Distribution et à l'Acheteur Unique de s'assurer que tous les Points de Livraison sont munis de compteurs conformément à ce Code. Il incombe aux Utilisateurs de coopérer avec l'Acheteur Unique et le Licencié de Distribution dans l'exécution de toutes ses responsabilités en vertu de ce Code. Les coûts d'installation et de remplacement des compteurs doivent être définis dans l'IA, l'ESPA, le CA ou le PPA.

DC 17.5 Équipements de Comptage - Utilisateurs

DC 17.5.1 Compteurs de Facturation

The compteur de facturation shall have the appropriate rating for the interconnection requirements to be supplied and shall conform to the terms of the IA, ESPA, CA or PPA between le Licencié de Distribution and the Utilisateur. Utilisateur compteur de facturations shall have an accuracy class 2 or better. At l'Opérateur du Système’s or Distribution Licensee’s, discretion Advanced Metering Infrastructure may be installed at some Clients sites. This metering infrastructure enables two-way communication with the Système de Comptages. The relevant metered parameters, comme requis by le Licencié de Distribution for billing purposes, shall be stored cumulatively on the meter Lorsque requis these parameters may include any or all of les suivants depending on the interconnection and the tariff schedule: a. kW Hours (delivered and received); b. kVAR Hours (delivered and received); c. kVA Hours (delivered and received); d. Maximum Demande (30-minute period or otherwise mentioned in the ESPA, IA, CA or PPA) e. Facteur de Puissance The above parameters shall be measurable over intervals from 1 minute to 60 minutes.

DC 17.5.2 Transformateurs de Tension et de Courant

For MT connections, all Tension and Transformateur de Courants doit se conformer à IEC Standards or their equivalents and shall have an accuracy class 0.5 or better as the case may be. For BT connections, all Tension and Transformateur de Courants doit se conformer à IEC Standards or their equivalents and shall have an accuracy class 1.0 or better as the case may be. The burden in each phase of Tension and Transformateur de Courants shall not exceed the specified burden of the said Transformers.

DC 17.6 Point de Livraison (points de comptage)

DC 17.6.1 Comptage en Courant Direct

For whole courant meters (meters where the electrical courant passes through the meter itself), the Point de Livraison should be as close as possible to the Frontière d'Interconnexion.

DC 17.6.2 Comptage par TC

The Point de Livraison shall be at the position of the Transformateur de Courants (CT) used for the metering System. This should be designed to be as close as possible to the Frontière d'Interconnexion. Transformateur de Courants should be installed in a separate chamber and must be before the main switch (on the line side). They shall be housed in suitable concrete enclosures sauf indication contraire agreed with le Licencié de Distribution, and be able to be secured. Where the Frontière d'Interconnexion is declared on the outgoing side of a high tension disjoncteur the metering transformers may be accommodated in that disjoncteur unit. Where appropriate the Metering Point should be at the same tension as the Frontière d'Interconnexion. Where the Point de Livraison is at a lower tension than the Frontière d'Interconnexion then appropriate loss factors should be calculated to ensure any additional loss is appropriately accounted for.

DC 17.7 Systèmes de Lecture et de Collecte des Compteurs

DC 17.7.1 Responsabilité de Lecture et d'Enregistrement du Compteur

It is the responsibility of the Single buyer to ensure that meters are read conformément à the requirements of overall standard set out in its License. Meter reading and recording shall be undertaken by a suitable authorized representative of l'Acheteur Unique. It is the responsibility of Utilisateurs and Producteurs Décentralisés to cooperate with l'Acheteur Unique in the execution of its responsibilities under this Code. The Utilisateur doit être fourni with electronic access to its billing and consumption records on request as per the policy of l'Acheteur Unique.

DC 17.7.2 Approbation des Compteurs

Seuls les compteurs ayant reçu l'approbation de type du Bureau des Normes de Maurice (BSM) conformément à “Electricity Meter Testing in Mauritius - Protocol on Administrative and Testing Proceduresâ€, may be used on the Système de Distribution, unless indicated otherwise by l'Autorité.

DC 17.8 Étalonnage et Scellage

DC 17.8.1 Étalonnage

Tous les compteurs doivent être étalonnés en usine pour s'assurer qu'ils sont conformes aux spécifications de précision publiées. The Meter Laboratory will only perform calibration of electro-mechanical meters and accuracy test for electronic meters. Calibration of electronic meters (si requis) will be done only at the factory. Electronic meters should be certified by the manufacturer for a guaranteed calibration period over the operational life of the meter. Cependant, in case that a meter experiences an accuracy drift over time due to environmental or other unknown factors, it shall be sent back to the factory for re-calibration and certification. In case a meter has exceeded the guaranteed calibration period given by the manufacturer, it should be sent for accuracy test dès que practical. In case the accuracy test is not within standard limits, the meter shall be sent for calibration. All laboratory calibration shall be undertaken in laboratories accredited by the Mauritius Accreditation Service (MAURITAS), unless indicated otherwise by l'Autorité,

DC 17.8.2 Traçabilité

The kilowatt hour standard used to calibrate electricity meters shall be traceable to a recognized national or international standard.

DC 17.8.3 Scellage

All meters shall be constructed to enable the meter unit to be sealed to prevent unauthorized access or interference with the Operation of the meter or the input terminals of the meter. Seals applied on a meter after calibration shall be marked with the date of recalibration and serial number.

DC 17.9 Litiges de Comptage

DC 17.9.1 Inexactitude du Compteur

Si le Système de Comptage s'avère inexact de plus de l'erreur autorisée (telle qu'indiquée en DC 17.3.1 et DC 17.4.1) et que l'Acheteur Unique et le Producteur Décentralisé/Utilisateur ne parviennent pas à s'entendre sur une estimation pour la lecture correcte dans un délai raisonnable (tel que spécifié dans l'IA, l'ESPA, le CA, le PPA pertinents) à compter du dépôt du litige, la question peut être soumise à arbitrage par l'une ou l'autre des parties conformément aux accords spécifiés pertinents.

DC 17.9.2 Vérification de la Précision du Compteur

A Utilisateur/Producteur Décentralisé has a right to request a meter accuracy check when they consider that the meter may be reading incorrectly conformément à the “Meter Testing Protocol for the Electricity Sector in Mauritius†Utilisateur/Distributed has to request for an installation of a check meter when they consider that the meter may be reading incorrectly conformément à the “Meter Testing Protocol for the Electricity Sector in Mauritius†If after adequate period, there is any discrepancy noted between the check meter reading and meter reading, then a Utilisateur/Producteur Décentralisé has a right to request a meter accuracy check. Should a Utilisateur/Producteur Décentralisé requests more than one accuracy check in a single année civile, then l'Acheteur Unique may charge for these additional checks should the accuracy be within ± 2%

DC 17.10 Inspection et Essais

DC 17.10.1 Politique de Maintenance

The Distribution Licensee shall put in place and implement a policy for the inspection and testing and recalibration of all metering Équipement. This policy shall be conformément à the procedures set out in sections DC 17.3.2 and DC 17.4.2.

DC 17.10.2 Registres de Maintenance

The Distribution Licensee shall keep all test results, maintenance program records and sealing records for a period of au moins 5 years.

DC 17.10.3 Comptage du Producteur

The Distribution Licensee and le Producteur Décentralisé shall abide by the conditions of the Code de Distribution that details the maintenance procedures to be applied in the case of Producteur Décentralisé meters. The Code de Distribution includes provisions on the use of back-up meters when metering inaccuracies are suspected and on the resolution of metering disputes.

DC 18 EXIGENCES POUR LE SYSTÈME DE DISTRIBUTION DE RODRIGUES

Cette section établit les exigences minimales pour garantir un système de développement efficace, coordonné et économique pour la distribution d'électricité à Rodrigues. The Distribution Licensee and the Utilisateurs of the Système de Distribution of Rodrigues, y compris Producteurs Décentralisés and Clients doit se conformer à the requirements laid down in the Code de Distribution, except for the sections specified in

DC 18.1 Exemptions du Code de Distribution

a. DC 3.2.2 (Critères de Planification) b. SOC 9.4a (méthodes de Contrôle de la Demandee â€" Code des Opérations du Système)

DC 18.2 Planification du Système de Distribution de Rodrigues

DC 18.2.1 Critères de Planification

Le système électrique de l'île périphérique de Rodrigues est un petit système comprenant quelques générateurs (moteurs à combustion et énergies renouvelables). L'électricité est distribuée aux utilisateurs de l'île via un système d'alimentateurs 22 kV. In general, the system of Rodrigues doit se conformer à the requirements of the Code de Distribution, cependant due to its small size and its isolation with the main system in the island of Mauritius, a few exceptions are identified in cette section of the Code de Distribution for its application to the Rodrigues’ system.

DC 18.2.2 Critères de Planification

The Distribution Licensee shall adopt les suivants criteria to perform the Système de Distribution planning in Rodrigues: a) Ensure alimentateurs’ and transformateur de puissances’ loading under Conditions Normales is limited to 100% nominal rating. b) A margin of au moins 10 % of the System Demande shall be maintained for the Réserve Tournante. c) In the event of a Groupe de Production Outage, the remaining available Groupe de Productions shall be able to satisfy the System Demande.

DC 18.2.3 Critères de Fréquence

The System Operator shall maintain the System fréquence in Rodrigues under Conditions Normales within the limit of 50 Hz ± 0.75 Hz. In case of Generation Outage, l'Opérateur du Système in Rodrigues may resort to the Demande control methods to contain the Fréquence outlined in SOC 9.4 and DC 18.4.

DC 18.3 Sécurité d'Approvisionnement

L'Opérateur du Système doit faire des efforts raisonnables pour alimenter depuis le Système tous les Clients qui y sont connectés. Cela ne peut pas être assuré en tout temps, car des défauts, des coupures de Maintenance planifiée et de nouveaux travaux et d'autres circonstances hors du contrôle de l'Opérateur du Système peuvent provoquer des interruptions. On such occasions, l'Opérateur du Système shall use reasonable endeavours to restore the supply or connection dès que practicable but shall be under no liability for any direct or indirect damage or associated loss incurred by the Utilisateur.

DC 18.4 Contrôle de la Demandee

DC 18.4.1 Délestage par Relais de Sous-Fréquence Automatiques

The System Operator shall use automatic Demande shedding by Relais de Sous-Fréquences to address short-term imbalances between the Total System Generation and Demande, following the tripping of Generation beyond the Réserve Tournante value. The Demande of the System which is subject to automatic disconnection by Relais de Sous-Fréquences shall be split into discrete MW blocks. The number, location, size and the associated low fréquence settings of these blocks shall be determined by l'Opérateur du Système through dedicated electrical studies to be approved by l'Autorité. A load shedding table specifying the pre-selected alimentateurs to disconnect at each level shall be computed considering the most stringent conditions, y compris the tripping of a large Groupe de Production at peak time and at minimum load conditions. After 2 activations of the Relais de Sous-Fréquences, if feasible, the alimentateurs on the first 2 levels shall be swapped with the alimentateurs on the lower levels so as not to penalize the same Clients each time.

DC 18.5 Exigence de Réponse en Fréquence pour MSDG 2 et MSDG 3

MSDG 2 and MSDG 3 in Rodrigues doit se conformer à les suivants réponse en fréquence requirements: a) Each Station de Production, y compris Synchronous and Parc de Productions, must be capable of contributing to fréquence control by continuous regulation of the Puissance Active supplied to the System. b) Each Groupe de Production or Parc de Production must be fitted with a fast-acting proportional fréquence control device (or Governor Control System) and Groupe de Production load controller or equivalent control device to provide réponse en fréquence under Normal and Conditions de Contingence. In the case of a Parc de Production the fréquence or speed control device(s) may be on the Parc de Production or on each individual Puissance Park Groupe de Production or be a combination of both. c) The fréquence control device (or Governor Control System) in co-ordination with other control devices must control the Groupe de Production or Parc de Production Puissance Active output with stabilité over the entire operating range of the Groupe de Production or Parc de Production. d) The fréquence control device (or Governor Control System) must meet les suivants minimum requirements: i. Where a Groupe de Production or Parc de Production becomes isolated from the rest of the Total System but is still supplying Clients, the fréquence control device (or Governor Control System) must also be able to control System fréquence below 52 Hz unless this causes the Groupe de Production or Parc de Production to operate below its Designed Minimum Operating Level when it is possible that it may trip after a time. For the avoidance of doubt the Groupe de Production, or Parc de Production is only required to operate within the System fréquence range 47 - 52 Hz. ii. The fréquence control device (or Governor Control System) must be capable of being set so that it operates with an overall Governor Droop between 4% and 8% for other units. For the avoidance of doubt, in the case of a Parc de Production the Governor Droop shall be applied to each Puissance Park Groupe de Production in service. iii. In the case of all Groupe de Productions or Parc de Production the fréquence control device (or Governor Control System) Dead Band should be no greater than 0.05 Hz (for the avoidance of doubt, ±0.025 Hz).

DC 19 ENREGISTREMENT DES DONNÉES DE DISTRIBUTION

DC 19.1 Objectif

L'objectif de DC 19 est de : a. Lister toutes les données à fournir par les Utilisateurs à l'Opérateur du Système et à l'Acheteur Unique en vertu du Code de Distribution ; b. Lister toutes les données à fournir par l'Opérateur du Système et/ou l'Acheteur Unique aux Utilisateurs en vertu du Code de Distribution ; et c. Lister toutes les données à fournir par les Producteurs Décentralisés à l'Opérateur du Système et à l'Acheteur Unique, et par l'Opérateur du Système et/ou l'Acheteur Unique aux Producteurs Décentralisés en vertu du Code de Distribution.

DC 19.2 Champ d'application

Les Parties auxquelles les dispositions de DC 19 s'appliquent sont : a. Producteurs Décentralisés ; b. Licencié de Distribution et c. Utilisateurs connectés directement au Système de Distribution.

DC 19.3 Catégories de Données et Étapes d'Enregistrement

DC 19.3.1 Généralités

Dans le cadre des Exigences d'Enregistrement des Données, chaque élément de données est réparti en trois catégories. a. Données de Planification du Système telles que requises par la section Planification et Interconnexion du Code de Distribution ; b. Données de Planification de la Production telles que requises par le Code de Production ; c. Données Opérationnelles telles que requises par l'Opérateur du Système et incluant les données requises des Producteurs conformément au Code des Opérations du Système et aux dispositions de Programmation et Dispatching du Code de Production.

DC 19.4 Procédures et Responsabilités

DC 19.4.1 Responsabilité de Soumission et de Mise à Jour des Données

Conformément aux dispositions du Code de Distribution, chaque Utilisateur doit soumettre les données résumées dans le DC 20. For the purpose of cette section, the Utilisateur refers both to Clients and Producteurs Décentralisés, sauf indication contraire specified.

DC 19.4.2 Méthodes de Soumission des Données

Les données doivent être soumises au Licencié de Distribution, qui les partagera ensuite avec l'Acheteur Unique et l'Opérateur du Système. The name of the person at the Utilisateur who is submitting each schedule of data must be included. The data may be submitted via a computer link if such a data link exists between a Utilisateur and le Licencié de Distribution or utilizing a data transfer media, tel(s) que USB drive, CD ROM, cloud technology, etc. after obtaining the prior written consent from le Licencié de Distribution.

DC 19.4.3 Modifications des Données Utilisateurs

L'Utilisateur doit notifier au Licencié de Distribution tout changement de données déjà soumises et enregistrées auprès du Licencié de Distribution conformément à chaque section du Code de Distribution. The Single Buyer and l'Opérateur du Système shall be informed of any change in Utilisateur’s data.

DC 19.4.4 Données non fournies

If a Utilisateur fails to supply data when required by any section of the Code de Distribution, le Licencié de Distribution shall estimate in collaboration with l'Opérateur du Système and/or Single Buyer, si requis, such data if and when, in the view of le Licencié de Distribution, it is necessary to do so. If le Licencié de Distribution fails to supply data when required by any section of the Code de Distribution, the Utilisateur to whom that data ought to have been supplied, shall estimate such data if and when, in the view of that Utilisateur, it is necessary to do so. Such estimates shall, in each case be based upon data supplied previously for the same Installations Électriques or upon corresponding data for similar Installations Électriques or upon such other information as le Licencié de Distribution or Single Buyer or System Operator or that Utilisateur, as the case may be, deems appropriate. The Distribution Licensee shall advise a Utilisateur par écrit of any estimated data it intends to use relating directly to that Utilisateur Installations Électriques in the event of data not being supplied. The Utilisateur shall advise le Licencié de Distribution par écrit of any estimated data it intends to use in the event of data not being supplied.

DC 20 TABLEAUX DE DONNÉES

DC 20.1 Tableau de Données du Système Utilisateur

DC 20.2 Tableau de Données d'Alimentation en Défaut

Les informations suivantes sont requises de chaque Utilisateur connecté au Système de Distribution via une Frontière d'Interconnexion où le Système Utilisateur contient un ou plusieurs Groupes de Production Décentralisée et/ou des charges de moteur.

DC 21 ANNEXES

DC 21.1 Annexe A du Code : Tableaux de Responsabilités du Site

DC 21.1.1 PIÈCE JOINTE À L'ANNEXE A : FORMULAIRE TYPE DE TABLEAU DE RESPONSABILITÉS DU SITE

SOCIÉTÉ : SITE D'INTERCONNEXION : Signé au nom de l'Opérateur du Système Date ... Signé au nom de l'Utilisateur.

DC 21.2 ANNEXE B DU CODE : PROCÉDURES RELATIVES AUX SCHÉMAS D'EXPLOITATION

DC 21.2.1 Principes de Base

Dans la mesure du possible, tous les Appareils MT sur tout Site d'Interconnexion doivent être représentés sur un seul Schéma d'Exploitation. Provided the clarity of the diagram is not impaired, the layout shall represent as closely as possible the geographical arrangement on the Site d'Interconnexion. 1. Where more than one Schéma d'Exploitation is unavoidable, duplication of identical information on more than one Schéma d'Exploitation must be avoided. 2. The Schéma d'Exploitation must show accurately the courant status of the Appareillage, p. ex. whether commissioned or hors service. Where hors service, the associated switch bay shall be labelled "spare bay". 3. Provision shall be made on the Schéma d'Exploitation for signifying approvals, together with provision for details of revisions and dates. Appareillage to be shown on Schéma d'Exploitations 1. Bus bars 2. Disjoncteurs 3. Sectionneur (Sectionneur) and Switch Sectionneurs (Switching Sectionneurs) 4. Sectionneurs (Sectionneurs) - Automatic Installations 5. Bypass Installations 6. Sectionneur de Terrees 7. Maintenance Earths 8. Overhead Line Entries 9. Overhead Line Traps 10. Cable and Cable Sealing Ends 11. Distributed Groupe de Production 12. Producteur Décentralisé Transformers 13. Distributed Groupe de Production Step Up Transformers, Station Transformers, y compris the lower tension circuit-breakers 14. Synchronous Compensators 15. Static VAR Compensators 16. Capacitors (y compris Harmonic Filters) 17. Series or Shunt Reactors 18. System Transformers 19. Tertiary Windings 20. Mise à la terre and Auxiliary Transformers 21. Three Phase VTs 22. Single Phase VT & Phase Identity 23. High Accuracy VT and Phase Identity 24. Surtension Arrestors/Diverters 25. Neutral Mise à la terre Arrangements on MT Installations 26. Arc Suppression Coils 27. Transformateur de Courants (where separate Installations items) 28. Wall Bushings 29. Standby Generators and Automatic Change-over Switch

DC 21.2.2 Utilisation de Symboles Graphiques Approuvés

Tous les symboles graphiques à utiliser dans les Schémas d'Exploitation doivent être approuvés par l'Opérateur du Système.

DC 21.3 ANNEXE C DU CODE : INTERFAÇAGE SCADA

DC 21.3.1 Exigences générales

In all cases signals shall be arranged such that the level of electrical interference does not exceed those defined in IEC 60870-2-1: "Telecontrol Équipement and Systems - Operating Conditions â€" Puissance Supply and Electromagnetic Compatibility" and IEC60870-3: "Telecontrol Équipement and Systems - Specification for Interfaces (Electrical Characteristics)".
DC 21.3.1.1 Entrées Numériques
Digital inputs cover both single and double points for connection to digital input modules on le Licencié de Distribution’s outstation Équipement. The Équipement contacts shall be free of potential, whereas the input circuitry of the outstation is common to the negative 48-volt potential.
DC 21.3.1.2 Points Simples
Les entrées à point unique doivent être utilisées pour les alarmes et lorsque des indications de contact unique sont disponibles. L'état off (contact ouvert ou 0) est considéré comme l'état normal et l'état on (contact fermé ou 1) comme la condition d'alarme.
DC 21.3.1.3 Points Doubles
Les points doubles sont utilisés pour indiquer les états primaires des Installations par l'utilisation d'entrées complémentaires pour chaque élément d'Installation. Seuls les états "10" et "01" sont considérés comme valides, les états "00" et "11" étant considérés comme invalides. L'état "10" est considéré comme l'état normal ou fermé.
DC 21.3.1.4 Entrées des Compteurs d'Énergie
Énergie meter input pulses for connection to pulse counting input modules on l'Opérateur du Système’s outstation Équipement must operate for a minimum of 100ms to indicate a predetermined flow of MWh or MTARh. The contact must open again for a minimum of 100ms. The normal state of the input must be open.
DC 21.3.1.5 Entrées Analogiques
Analogue inputs for connection to analogue input modules on le Licencié de Distribution’s outstation Équipement must all be electrically isolated with a two-wire connection required. Signals shall be in the form of 4-20mA (or other range to be agreed between the Utilisateur and le Licencié de Distribution) for both unidirectional and bi-directional measured values. Signal converters doit être fourni as necessary to produce the correct input signals.
DC 21.3.1.6 Sorties de Commande
All command outputs for connection to command output modules on le Licencié de Distribution’s outstation Équipement switch both the 0 volts and 48 volts for a period of 2.5 seconds at a maximum courant of 1 amp. All outputs shall electrically isolated with a two-wire connection to control interposing relays on the Installations to be operated.

DC 21.4 Annexe E du Code : Schémas d'interconnexion types

DC 21.4.1 Disposition d'interconnexion type MSDG 1

DC 21.4.2 Panneau d'Appareillage MT Type et Guide de Protection pour MSDG 2 et MSDG3

Notes : 1. Les schémas ci-dessus se réfèrent à des installations types. The actual Protection and inter-tripping requirements may vary depending on the particular setup of the Station de Production under consideration. 2. The Producteur Décentralisé is responsible for providing the appropriate Protection for its transformer and internal loads. 3. The inter-trip between Système de Distribution poste and the Distributed Station de Production is required for Station de Productions of Capacité Enregistrée greater than 1 MW. 4. In case of synchronous and induction machine-based Groupe de Productions: a. A Dead Bus Live Line (DBLL) relay is required to prevent electrical and remote closure of CB1 on an energised jeu de barres. b. A key Interlock doit être fourni between CB1 and all the Station de Production outgoing 22 kV Disjoncteurs. This Interlock shall prevent mechanical closure of CB1 as long as any of the Station de Production outgoing 22 kV Disjoncteurs is closed. c. The onus lies on le Producteur Décentralisé to provide the required Synchronism-Check Relay on Disjoncteurs where there exists the possibility of closing the Groupe de Production live on the Système de Distribution.