Art. 3
Définitions
En vigueur depuis le 2 août 2017
Article 3
Définitions
1. Aux fins du présent règlement, les définitions de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission (6), de l'article 2 du règlement (UE) 2016/631, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1388, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1447, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1719 de la Commission (7), de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 de la Commission (8) concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (9) s'appliquent.
2. En outre, on entend par:
1) «sécurité d'exploitation»: la capacité du réseau de transport à conserver un état normal ou à revenir à un état normal dès que possible, et qui se caractérise par des limites de sécurité d'exploitation;
2) «contrainte»: une situation dans laquelle il est nécessaire de préparer et de mettre en œuvre une action corrective afin de respecter les limites de sécurité d'exploitation;
3) «situation N»: la situation dans laquelle aucun élément du réseau de transport n'est indisponible à la suite d'un aléa;
4) «liste des aléas»: la liste des aléas à simuler afin de tester la conformité avec les limites de sécurité d'exploitation;
5) «état normal»: une situation dans laquelle le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation dans la situation N et après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas, compte tenu de l'effet des actions correctives possibles;
6) «réserves de stabilisation de la fréquence» (FCR): les réserves de puissance active disponibles pour stabiliser la fréquence du réseau à la suite d'un déséquilibre;
7) «réserves de restauration de la fréquence» (FRR): les réserves de puissance active disponibles afin de ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas d'une zone synchrone composée de plusieurs zones RFP, de ramener la balance des échanges de puissance à la valeur programmée;
8) «réserves de remplacement» (RR): les réserves de puissance active, y compris les réserves de production d'électricité, disponibles pour restaurer ou maintenir le niveau requis de FRR afin d'être préparé en cas de déséquilibres supplémentaires sur le réseau;
9) «fournisseur de réserves»: une entité juridique ayant une obligation légale ou contractuelle de fournir des FCR, FRR ou RR à partir d'au moins une unité ou un groupe de fourniture de réserves;
10) «unité fournissant des réserves»: une seule ou un groupement d'unités de production d'électricité et/ou d'unités de consommation raccordées à un point de raccordement commun satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;
11) «groupe fournissant des réserves»: un groupement d'unités de production d'électricité, d'unités de consommation et/ou d'unités de fourniture de réserves raccordées à plusieurs points de raccordement et satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;
12) «zone de réglage fréquence-puissance» (zone RFP): une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;
13) «délai de restauration de la fréquence»: le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance inférieur ou égal à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau revient dans la plage de restauration de la fréquence pour les zones synchrones au sein d'une seule zone RFP et, dans le cas des zones synchrones comportant plusieurs zones RFP, le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance pour que ce déséquilibre soit compensé;
14) «critère (N-1)»: la règle selon laquelle les éléments qui continuent à fonctionner à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT après la survenue d'un aléa sont capables de faire face à la nouvelle situation sans enfreindre les limites de sécurité d'exploitation;
15) «situation (N-1)»: la situation sur le réseau de transport où un aléa figurant sur la liste des aléas est survenu;
16) «réserve de puissance active»: les réserves d'équilibrage disponibles pour la stabilisation de la fréquence;
17) «état d'alerte»: l'état du réseau dans lequel le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation mais un aléa figurant sur la liste des aléas a été détecté et, s'il survient, les actions correctives disponibles ne sont pas suffisantes pour maintenir l'état normal;
18) «bloc de réglage fréquence-puissance» (bloc RFP): une partie d'une zone synchrone ou la totalité d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres blocs RFP, constitués d'une ou de plusieurs zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;
19) «écart de réglage de zone» (ACE): la somme de l'écart de réglage de la puissance (ΔP), à savoir la différence en temps réel entre la valeur effective mesurée de l'échange de puissance (P) et le programme de réglage (P0) d'une zone ou d'un bloc RFP spécifique et l'écart de réglage de la fréquence (K*Δf), à savoir le produit du facteur K et de l'écart de fréquence de cette zone ou ce bloc RFP, où l'écart de réglage de zone est égal à ΔP+K*Δf;
20) «programme de réglage»: une série de paramètres de réglage pour le solde des échanges de puissance d'une zone RFP ou d'un bloc RFP par les interconnexions à courant alternatif;
21) «réglage de la tension»: les actions de réglage manuelles ou automatiques au nœud de production d'électricité, aux nœuds terminaux des lignes de courant alternatif ou des systèmes HVDC, sur les transformateurs, ou autres éléments, destinées à maintenir la tension de consigne ou la valeur de consigne de puissance réactive;
22) «état de panne généralisée (black-out)»: l'état du réseau dans lequel tout ou partie du réseau de transport est interrompu;
23) «aléa interne»: un aléa à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT, y compris les interconnexions;
24) «aléa externe»: un aléa à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT, à l'exclusion des interconnexions, avec un facteur d'influence plus élevé que le seuil d'influence d'aléa;
25) «facteur d'influence»: la valeur numérique utilisée pour quantifier l'effet d'une indisponibilité d'un élément du réseau de transport situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT à l'exclusion des interconnexions, en termes de modification des flux de puissance ou de tension provoquées par cette indisponibilité sur tout élément du réseau de transport. Plus cette valeur est élevée, plus l'effet est important;
26) «seuil d'influence d'aléa»: une valeur limite numérique sur la base de laquelle les facteurs d'influence sont contrôlés, la survenue d'un aléa situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT avec un facteur d'influence supérieur au seuil d'influence d'aléa étant considérée comme ayant un impact significatif sur la zone de contrôle du GRT en question, y compris les interconnexions;
27) «analyse des aléas»: une simulation par ordinateur des aléas figurant sur la liste des aléas;
28) «temps critique d'élimination d'un défaut»: la durée maximale d'un défaut pendant laquelle le réseau de transport conserve un fonctionnement stable;
29) «défaut»: tous les types de courts-circuits (mono-, bi- et triphasé, avec et sans mise à la terre), un conducteur brisé, un circuit interrompu, ou une connexion intermittente, entraînant la non-disponibilité permanente de l'élément de réseau de transport touché;
30) «élément de réseau de transport»: tout composant du réseau de transport;
31) «perturbation»: tout événement non planifié qui peut avoir pour effet que le réseau de transport s'écarte de son état normal;
32) «stabilité dynamique»: une expression usuelle englobant la stabilité angulaire du rotor, la stabilité en fréquence et la stabilité en tension;
33) «évaluation de la stabilité dynamique»: l'évaluation de la sécurité d'exploitation en termes de stabilité dynamique;
34) «stabilité en fréquence»: la capacité du réseau de transport à maintenir une fréquence stable dans la situation N et après avoir subi une perturbation;
35) «stabilité en tension»: la capacité du réseau de transport à maintenir des tensions acceptables à tous les nœuds du réseau de transport dans la situation N et après avoir subi une perturbation;
36) «état du réseau»: l'état de fonctionnement du réseau de transport en relation avec les limites de sécurité d'exploitation: état normal, état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée et état de reconstitution;
37) «état d'urgence»: l'état du réseau dans lequel une ou plusieurs limites de sécurité d'exploitation sont franchies;
38) «état de reconstitution»: l'état du réseau dans lequel l'objectif de toutes les activités sur le réseau de transport est de rétablir le fonctionnement du réseau et de maintenir la sécurité d'exploitation après l'état de panne généralisée ou l'état d'urgence;
39) «aléa exceptionnel»: la survenue simultanée de plusieurs aléas provoquée par une même cause;
40) «écart de fréquence»: la différence, négative ou positive, entre la fréquence réelle et la fréquence nominale de la zone synchrone;
41) «fréquence du réseau»: la fréquence électrique du réseau qui peut être mesurée en tout point de la zone synchrone, en considérant que la valeur est homogène sur l'ensemble du réseau sur une durée de quelques secondes, avec seulement des écarts minimes entre les différents points de mesure;
42) «processus de restauration de la fréquence» (FRP): le processus qui vise à ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas des zones synchrones composées de plusieurs zones RFP, le processus qui vise à ramener l'équilibre de puissance à la valeur programmée;
43) «écart de réglage dans la restauration de la fréquence» (FRCE): l'écart de réglage dans le FRP qui est égal à l'ACE d'une zone RFP ou égal à l'écart de fréquence lorsque la zone RFP correspond géographiquement à la zone synchrone;
44) «programme»: une série de valeurs de référence représentant la production, la consommation ou l'échange d'électricité sur une période donnée;
45) «facteur K» d'une zone RFP ou d'un bloc RFP: une valeur exprimée en mégawatts par hertz (MW/Hz), aussi proche que possible de la somme du réglage automatique de la production, de l'autorégulation de la charge et de la contribution de la réserve de stabilisation de la fréquence, ou supérieure à cette somme, divisée par l'écart maximal de fréquence en régime permanent;
46) «état local»: la qualification d'un état d'alerte, d'urgence ou de panne généralisée lorsqu'il n'existe aucun risque d'extension des conséquences en dehors de la zone de contrôle, y compris les interconnexions raccordées à cette zone de contrôle;
47) «écart maximal de la fréquence en régime permanent»: l'écart maximal de fréquence attendu après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau est conçue pour rester stable;
48) «zone d'observabilité»: un réseau de transport d'un GRT et les parties pertinentes des réseaux de distribution et des réseaux de transport des GRT voisins sur lesquels le GRT met en œuvre une surveillance et une modélisation en temps réel afin de maintenir la sécurité d'exploitation dans sa zone de contrôle, y compris les interconnexions;
49) «GRT voisins»: les GRT directement raccordés par au moins une interconnexion à courant alternatif ou continu;
50) «analyse de sécurité d'exploitation»: l'ensemble des activités par ordinateur, manuelles et automatiques menées afin d'évaluer la sécurité d'exploitation du réseau de transport et de déterminer les actions correctives nécessaires pour maintenir cette sécurité d'exploitation;
51) «indicateurs de sécurité d'exploitation»: des indicateurs utilisés par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation en termes des états du réseau ainsi que des défauts et perturbations qui influent sur la sécurité d'exploitation;
52) «échelle de sécurité d'exploitation»: l'échelle utilisée par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation sur la base des indicateurs de sécurité d'exploitation;
53) «essais opérationnels»: les essais exécutés par un GRT ou un GRD aux fins de la maintenance, du développement de pratiques de gestion du réseau et de formation à cette gestion, et en vue d'acquérir des informations sur le comportement du réseau de transport en conditions anormales, et les essais exécutés par les USR à des fins analogues sur leurs installations;
54) «aléa ordinaire»: l'occurrence d'un aléa sur une seule ligne ou injection;
55) «aléa hors dimensionnement»: la survenue simultanée de plusieurs aléas sans cause commune, ou une perte d'unités de production d'électricité aboutissant à une perte totale de capacité de production d'électricité supérieure à celle de l'incident de référence;
56) «valeur de la rampe»: la vitesse de variation de la puissance active d'une unité de production d'électricité, d'une installation de consommation ou d'un système HVDC;
57) «réserve de puissance réactive»: la puissance réactive disponible pour le maintien de la tension;
58) «incident de référence»: l'écart de puissance positif ou négatif maximal survenant instantanément entre la production et la consommation dans une zone synchrone, pris en compte dans le dimensionnement des FCR;
59) «stabilité angulaire du rotor»: la capacité des machines synchrones de garder le synchronisme en situation-N et après avoir été soumises à une perturbation;
60) «plan de sécurité»: le plan qui contient une analyse des risques pour les actifs critiques d'un GRT en fonction des principales menaces physiques et informatiques, avec une évaluation des impacts potentiels;
61) «limites de stabilité»: les valeurs extrêmes admissibles pour l'exploitation du réseau de transport en termes de respect des limites de stabilité en tension, de stabilité angulaire du rotor et de stabilité en fréquence;
62) «état de zone étendue»: la qualification d'un état d'alerte, d'un état d'urgence ou d'un état de panne généralisée, lorsqu'il existe un risque de propagation aux réseaux de transport interconnectés;
63) «plan de défense du réseau»: les mesures techniques et organisationnelles à prendre afin d'empêcher la propagation ou l'aggravation d'une perturbation sur le réseau de transport, afin d'éviter une perturbation avec état de zone étendue et un état de panne généralisée;
64) «topologie»: les données concernant la connectivité des différents éléments du réseau de transport ou de distribution dans un poste électrique, y compris la configuration électrique et la position des disjoncteurs et des sectionneurs;
65) «surcharges transitoires admissibles»: les surcharges temporaires d'éléments du réseau de transport qui sont autorisées pendant une durée limitée et n'entraînent pas de dommage physique aux éléments du réseau de transport pour autant que la durée et les seuils fixés soient respectés;
66) «ligne d'interconnexion virtuelle»: une donnée supplémentaire pour les régulateurs des zones RFP concernés qui a le même effet qu'une valeur mesurée sur une interconnexion physique et permet l'échange d'énergie électrique entre les zones respectives;
67) «systèmes de transport flexibles en courant alternatif» (FACTS): les équipements du réseau de transport de l'électricité en courant alternatif qui permettent d'améliorer son réglage et d'accroître sa capacité de transfert de puissance active;
68) «adéquation»: la capacité des injections dans une zone à satisfaire la demande dans cette zone;
69) «programme externe compensé agrégé»: un programme représentant le bilan d'agrégation de tous les programmes externes de GRT et programmes d'échanges commerciaux externes entre deux zones de programmation ou entre une zone de programmation et un groupe d'autres zones de programmation;
70) «plan de disponibilité»: la combinaison de tous les états de disponibilité planifiés d'un actif pertinent pendant une durée donnée;
71) «état de disponibilité»: la capacité d'une unité de production d'électricité, d'un élément de réseau ou d'une installation de consommation à fournir un service pendant une durée donnée, qu'il soit ou non en service;
72) «proche du temps réel»: le laps de temps, inférieur à quinze minutes, entre la fermeture du dernier guichet infrajournalier et le temps réel;
73) «programme de consommation»: un programme représentant la consommation d'une installation de consommation ou d'un groupe d'installations de consommation;
74) «environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation»: l'ensemble des programmes d'application et des équipements développés afin de permettre le stockage, l'échange et la gestion des données utilisées pour les processus de planification de l'exploitation entre les GRT;
75) «programme d'échanges commerciaux extérieurs»: un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre acteurs du marché dans différentes zones de programmation;
76) «programme extérieur de GRT»: un programme représentant les échanges d'électricité entre GRT dans différentes zones de programmation;
77) «indisponibilité fortuite»: le retrait non planifié d'un actif pertinent, pour une raison urgente en dehors du contrôle de l'exploitant de l'actif concerné;
78) «programme de production d'électricité»: un programme représentant la production d'électricité d'une unité de production d'électricité ou d'un groupe d'unités de production d'électricité:
79) «programme d'échanges commerciaux intérieurs»: un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre différents acteurs du marché à l'intérieur d'une zone de programmation;
80) «actif interne pertinent»: un actif pertinent qui fait partie d'une zone de contrôle d'un GRT ou un actif pertinent situé dans un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, raccordé directement ou indirectement à la zone de contrôle de ce GRT;
81) «position nette des échanges en courant alternatif d'une zone»: le solde agrégé de tous les programmes des échanges extérieurs en courant alternatif d'une zone;
82) «zone de coordination des indisponibilités»: un ensemble de zones de réglage pour lesquelles les GRT définissent des procédures aux fins de la surveillance et, lorsque nécessaire, de la coordination de l'état de disponibilité des actifs pertinents pour toutes les échéances;
83) «installation de consommation pertinente»: une installation de consommation qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;
84) «actif pertinent»: toute installation de consommation pertinente, toute unité de production d'électricité pertinente, ou tout élément de réseau pertinent participant à la coordination des indisponibilités;
85) «élément de réseau pertinent»: tout composant d'un réseau de transport ou d'un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, tel qu'une ligne individuelle, un circuit individuel, un transformateur individuel, un transformateur déphaseur individuel, ou un dispositif de compensation de la tension, qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;
86) «incompatibilité dans la planification des indisponibilités»: l'état dans lequel une combinaison, d'une part, de l'état de disponibilité d'un ou de plusieurs éléments de réseau pertinents, d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité, et/ou d'une ou de plusieurs installations de consommation et, d'autre part, de la meilleure estimation de la situation du réseau d'électricité prévue résulte en une violation des limites de sécurité d'exploitation, compte tenu des actions correctives non coûteuses dont dispose le GRT;
87) «responsable de la planification des indisponibilités»: une entité chargée de planifier l'état de disponibilité d'une unité de production d'électricité pertinente, d'une installation de consommation pertinente ou d'un élément de réseau pertinent;
88) «unité de production d'électricité pertinente»: une unité de production d'électricité qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sûreté opérationnelle transfrontalière;
89) «coordinateur de sécurité régional» (CSR): l'entité ou les entités, détenues ou contrôlées par les GRT, dans une ou plusieurs régions de calcul de la capacité, qui exécutent des tâches liées à la coordination régionale des GRT;
90) «responsable de la programmation»: l'entité ou les entités chargées de fournir les programmes émanant des acteurs du marché aux GRT ou, le cas échéant, à des tiers;
91) «zone de programmation»: une zone au sein de laquelle les obligations du GRT relatives à la programmation s'appliquent, du fait de nécessités opérationnelles ou organisationnelles;
92) «à une semaine»: la semaine qui précède la semaine civile d'exploitation;
93) «à un an»: l'année qui précède l'année civile d'exploitation;
94) «GRT affecté»: un GRT ayant besoin, aux fins de l'analyse et du maintien de la sûreté d'exploitation, d'informations sur les échanges de réserves et/ou le partage de réserves et/ou les processus de compensation des déséquilibres et/ou les processus d'activation transfrontalière;
95) «capacité de réserve»: le volume de FCR, FRR ou RR dont doit disposer le GRT;
96) «échange de réserves»: la possibilité pour un GRT d'accéder à la capacité de réserve raccordée à une autre zone RFP, un autre bloc RFP ou une autre zone synchrone, afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves, qu'il s'agisse de FCR, de FRR, ou de RR, cette capacité de réserve étant destinée exclusivement à ce GRT et n'étant prise en compte par aucun autre GRT afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves;
97) «partage de réserves»: un mécanisme dans lequel plusieurs GRT prennent en compte une même capacité de réserve, qu'il s'agisse de FCR, FRR ou RR, afin de respecter leurs exigences respectives en matière de réserves découlant de leur processus de dimensionnement des réserves;
98) «durée de déclenchement de l'état d'alerte»: le temps qui s'écoule avant que l'état d'alerte ne devienne actif;
99) «FRR automatiques»: des FRR qui peuvent être activées par un dispositif de régulation automatique;
100) «délai d'activation des FRR automatiques»: le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et le démarrage de la fourniture physique des FRR automatiques;
101) «temps d'activation complète des FRR automatiques»: le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et l'activation ou désactivation correspondante des FRR automatiques;
102) «données moyennes relatives à un FRCE»: l'ensemble de données constitué par la valeur moyenne des FRCE instantanés enregistrés dans une zone RFP ou un bloc RFP au cours d'une période mesurée donnée;
103) «GRT fournisseur de la capacité de réglage»: le GRT qui déclenche l'activation de sa capacité de réserve pour un GRT destinataire de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;
104) «GRT destinataire de la capacité de réglage»: le GRT qui calcule la capacité de réserve en tenant compte de la capacité de réserve qui est accessible auprès d'un GRT fournisseur de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;
105) «processus d'application des critères»: le processus de calcul des paramètres cibles de la zone synchrone, du bloc RFP et de la zone RFP, sur la base des données obtenues dans le cadre du processus de collecte et de fourniture des données;
106) «processus de collecte et de fourniture des données»: le processus de collecte de l'ensemble de données nécessaires pour appliquer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;
107) «processus d'activation transfrontalière des FRR»: un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les FRR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution des FRP entrant en jeu;
108) «processus d'activation transfrontalière des RR»: un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les RR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution du RRP entrant en jeu;
109) «incident dimensionnant»: le déséquilibre de puissance active survenant instantanément le plus élevé envisagé au sein d'un bloc RFP, dans le sens positif et négatif;
110) «écart temporel électrique»: l'écart de temps entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC);
111) «écart de fréquence correspondant à l'activation complète des FCR»: la valeur nominale de la variation de fréquence à laquelle les FCR d'une zone synchrone sont activées complètement;
112) «temps d'activation complète des FCR»: la période qui s'écoule entre la survenue d'un incident de référence et l'activation complète correspondante des FCR;
113) «FCR soumises à obligation»: la partie ou la totalité de la réserve FCR dont un GRT est responsable;
114) «processus de stabilisation de la fréquence»: ou FCP: un processus qui vise à stabiliser la fréquence du réseau en compensant les déséquilibres à l'aide de réserves appropriées;
115) «processus de couplage de la fréquence»: un processus convenu entre tous les GRT de deux zones synchrones, qui permet de relier l'activation des FCR en adaptant les flux HVDC entre les zones synchrones;
116) «paramètre de définition de la qualité de la fréquence»: les principales variables de la fréquence du réseau qui définissent les principes de la qualité de la fréquence;
117) «paramètre cible de la qualité de la fréquence»: la principale cible pour la fréquence du réseau en fonction de laquelle le comportement des processus d'activation des FCR, FRR et RR est évalué dans l'état normal;
118) «critères d'évaluation de la qualité de la fréquence»: un ensemble de calculs fondés sur des mesures de la fréquence du réseau qui permet d'évaluer la qualité de la fréquence du réseau au regard des paramètres cibles de la qualité de la fréquence;
119) «données d'évaluation de la qualité de la fréquence»: l'ensemble de données qui permet de calculer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;
120) «plage de rétablissement de la fréquence»: la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB et IE/NI, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, dans le délai de rétablissement de la fréquence;
121) «délai de rétablissement de la fréquence»: pour les zones synchrones GB et IE/NI, la durée maximale envisagée après la survenue d'un déséquilibre inférieur ou égal à l'incident de référence, à l'issue de laquelle la fréquence du réseau revient à l'écart de fréquence maximale en régime permanent;
122) «plage de restauration de la fréquence»: la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans le temps nécessaire pour restaurer la fréquence;
123) «paramètres cibles du FRCE»: les principales variables cibles d'un bloc RFP sur la base desquelles les critères de dimensionnement applicables aux FRR et RR du bloc RFP sont déterminés et évalués, et qui sont utilisées pour refléter le comportement du bloc RFP en fonctionnement normal;
124) «échanges de puissance pour la restauration de la fréquence»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des FRR;
125) «valeur de consigne de la fréquence»: la valeur cible de la fréquence utilisée dans le cadre du FRP, égale à la somme de la fréquence nominale du réseau et d'une valeur correctrice nécessaire pour réduire un écart temporel électrique;
126) «exigences de disponibilité des FRR»: un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des FRR;
127) «règles de dimensionnement des FRR»: les spécifications du processus de dimensionnement des FRR d'un bloc RFP;
128) «processus de compensation des déséquilibres»: un processus convenu entre les GRT qui permet d'éviter l'activation simultanée de FRR dans des sens opposés en tenant compte des FRCE respectifs et des FRR activées, et en corrigeant en conséquence la contribution des FRP mis en œuvre;
129) «échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus de compensation des déséquilibres;
130) «FCR soumises à une obligation initiale»: le volume de réserves FCR allouées à un GRT sur la base d'une clé de répartition;
131) «données instantanées sur la fréquence»: un ensemble de mesures relatives à la fréquence générale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;
132) «écart instantané de la fréquence»: un ensemble de mesures relatives à la fréquence globale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;
133) «données instantanées sur un FRCE»: un ensemble de données relatives à un FRCE d'un bloc RFP, la période de mesure étant égale ou inférieure à dix secondes, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;
134) «plage du FRCE de niveau 1»: la première plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;
135) «plage du FRCE de niveau 2»: la seconde plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;
136) «accord d'exploitation de bloc RFP»: un accord multipartite entre les GRT d'un bloc RFP si ce bloc est exploité par plusieurs GRT, et une méthodologie opérationnelle pour le bloc RFP adoptée unilatéralement par le GRT compétent si ce bloc est géré par un seul GRT;
137) «échanges de puissance de remplacement»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des RR;
138) «déséquilibres d'un bloc RFP»: la somme des FRCE et des FRR et RR activées au sein d'un bloc RFP et des échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres, des échanges de puissance pour la restauration de la fréquence et des échanges de puissance pour le remplacement réalisés par un bloc RFP avec d'autres blocs RFP;
139) «superviseur de bloc RFP»: un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer au bloc RFP;
140) «structure du réglage fréquence-puissance»: la structure de base qui englobe tous les aspects pertinents du réglage fréquence-puissance, en particulier en ce qui concerne les responsabilités et les obligations respectives, ainsi que les types de réserves de puissance active et leur finalité;
141) «structure de la responsabilité des processus»: la structure qui détermine les responsabilités et les obligations relatives aux réserves de puissance active fondées sur la structure du réglage de la zone synchrone;
142) «structure d'activation des processus»: la structure qui définit les catégories des processus relatifs aux différents types de réserves de puissance active en termes de finalité et d'activation;
143) «temps d'activation complète des FRR manuelles»: le temps qui s'écoule entre la modification d'une consigne et l'activation ou désactivation correspondante des FRR manuelles;
144) «écart maximal de la fréquence instantanée»: la plus grande valeur absolue attendue d'un écart instantané de fréquence après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, au-delà de laquelle des mesures d'urgence sont activées;
145) «zone de surveillance»: une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones de surveillance, exploitée par un ou plusieurs GRT investis des obligations liées à une zone de surveillance;
146) «préqualification»: le processus qui consiste à vérifier la conformité d'une unité fournissant des réserves ou d'un groupe fournissant des réserves avec les exigences fixées par le GRT;
147) «période de rampe»: la période définie par un point de départ fixe et une durée au cours de laquelle l'injection et/ou la production de puissance active seront augmentées ou diminuées;
148) «GRT ordonnant l'activation des réserves»: le GRT chargé de donner comme instruction à l'unité fournissant des réserves ou au groupe fournissant des réserves d'activer les FRR et/ou les RR;
149) «GRD de raccordement des réserves»: le GRD responsable d'un réseau de distribution auquel est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves à un GRT;
150) «GRT de raccordement des réserves»: le GRT responsable d'une zone de surveillance à laquelle est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves;
151) «GRT destinataire des réserves»: le GRT qui prend part à un échange avec un GRT de raccordement des réserves et/ou une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves raccordé(e) à une autre zone de surveillance ou zone RFP;
152) «processus de remplacement des réserves» ou «RRP»: un processus qui permet de restaurer les FRR activées et, pour les zones GB et IE/NI, de restaurer les FCR activées;
153) «exigences de disponibilité des RR»: un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des RR;
154) «règles de dimensionnement des RR»: les spécifications du processus de dimensionnement des RR d'un bloc RFP;
155) «plage de fréquence standard»: un intervalle symétrique fixe situé autour de la fréquence nominale, dans lequel la fréquence du réseau d'une zone synchrone est présumée être exploitée;
156) «écart de fréquence standard»: la valeur absolue de l'écart de fréquence qui limite la plage de fréquence standard;
157) «écart de fréquence en régime permanent»: la valeur absolue de la variation de fréquence qui se produit après un déséquilibre, une fois que la fréquence du réseau est stabilisée;
158) «superviseur de zone synchrone»: un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer à la zone synchrone;
159) «processus de réglage temporel»: un processus qui permet le réglage temporel, à savoir une action effectuée pour ramener l'écart de temps électrique entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC) à zéro.
Historique des versions
Cet article n'a jamais été modifié depuis sa publication.
Vos annotations
Proeli:reg:2017:1485:oj#art-3