Die Engineering Recommendation G99 legt technische und verfahrensbezogene Anforderungen für Erzeugungsanlagen fest, die in Großbritannien parallel zu einem lizenzierten Verteilnetz betrieben werden. Dieser Leitfaden folgt G99 Issue 2, veröffentlicht am 10. März 2025. Issue 2 galt ab diesem Tag vollständig, mit Ausnahme der neuen Speicheranforderungen, die am 1. März 2026 in Kraft traten. Die folgenden Abschnittsnummern beziehen sich auf Issue 2. Nordirland hat einen eigenen Distribution Code und verwendet G99/NI.
Der Leitfaden richtet sich an Fachleute, die gewerbliche und industrielle PV-, Batterie- und KWK-Standorte planen, in Betrieb nehmen oder überwachen. Er behandelt Einstufung, Schutz, Speicher und Exportbegrenzung im Detail und die Aufzeichnungspflichten für Typ C und D im Überblick.
G98 oder G99
G98 gilt für vollständig typgeprüfte Kleinerzeuger mit höchstens 16 A je Phase. Bei 230 V sind das 3,68 kW einphasig oder 11,04 kW über drei Phasen. G99 gilt für die übrigen Anlagen: größere Einheiten, mehrere Einheiten mit zusammen mehr als 16 A je Phase, nicht typgeprüfte Einheiten sowie Anlagen, die für den Inselbetrieb ausgelegt sind.
Ein Speicher ist ein Erzeugungsmodul, wenn er einspeisen kann. Das gilt auch für Vehicle-to-Grid-Ladegeräte. Ab dem 1. September 2022 in Betrieb genommene Speicher müssen G99 vollständig erfüllen. Für ältere Speicher enthält Anhang A.4.2 eine kurze Liste von Ausnahmen.
Bestehende Erzeugung zählt mit. Dasselbe gilt für Anlagen, die wesentlich geändert werden; Anhang A.6 definiert dies anhand von Beispielen. Vor dem 27. April 2019 angeschlossene Anlagen bleiben bis zu einer wesentlichen Änderung unter G59.
Typen A bis D
G99 weist jedem Erzeugungsmodul einen Typ zu, nicht pauschal dem Standort.
| Typ | Registrierte Leistung | Anschlusspunkt |
|---|---|---|
| A | 0,8 kW bis unter 1 MW | Unter 110 kV |
| B | 1 MW bis unter 10 MW | Unter 110 kV |
| C | 10 MW bis unter 50 MW | Unter 110 kV |
| D | Ab 50 MW oder jede Leistung bei 110 kV und darüber | Beliebig |
Die Gruppierungsregel bestimmt den Typ. Jede eigenständig betreibbare Synchronmaschine ist ein eigenes Modul. Alle über Wechselrichter angeschlossenen und asynchronen Einheiten hinter demselben Anschlusspunkt bilden ein Power Park Module; ihre Leistungen werden addiert. G99, Abbildung 4.2, zeigt drei Gasmotoren zu je 400 kW als drei Typ-A-Module in einer Anlage mit 1,2 MW. Abbildung 4.3 zeigt einen 400-kW-Wechselrichter und zwei asynchrone Einheiten mit je 400 kW als ein Typ-B-Modul mit 1,2 MW.
Die registrierte Leistung eines Power Park Module ist der niedrigere Wert aus Wechselrichterleistung und Leistung der Energiequelle. Eine PV-Anlage mit 700 kWp Modulen und 600 kW Wechselrichterleistung hat 600 kW registrierte Leistung.
Einige Schwellen liegen außerhalb von G99. Nach Grid Code ist eine Anlage im Norden Schottlands ab 10 MW, im Süden Schottlands ab 30 MW und in England und Wales ab 100 MW „large“. In England und Wales gilt eine Anlage ab 50 MW als Embedded Medium Power Station. Jedes Modul, das am Balancing Mechanism teilnimmt, muss zudem die einschlägigen Teile des Grid Code erfüllen.
Rechenbeispiele zur Einstufung
Haus mit PV und Batterie. Ein PV-Wechselrichter mit 3,68 kW und ein separater Batteriewechselrichter mit 3,68 kW sind jeweils vollständig nach G98 typgeprüft. Zusammen ergeben sie 32 A auf einer Phase; G99, Abbildung 4.7, behandelt sie als ein Power Park Module mit 7,36 kW. Das Paar gilt als Small Generation Installation: Jede Einheit hat höchstens 32 A, die Summe höchstens 60 A. Verfahren SGI-3 nach Abschnitt 6.2.2.4 gilt ohne G100-System, weil die Summe höchstens 32 A beträgt. Der Installateur reicht Formular A1-2 ein. Innerhalb von 10 Arbeitstagen teilt der DNO mit, ob standortspezifische Studien nötig sind. Die Inbetriebnahme muss zwischen 10 Arbeitstagen und drei Monaten nach Antragstellung erfolgen. Formular A3-2 geht innerhalb von 28 Tagen nach Inbetriebnahme an den DNO.
Betrieb ergänzt eine Batterie. Ein Lebensmittelbetrieb hat 600 kW PV-Wechselrichter und plant eine Batterie mit 500 kW und 1 MWh an einem eigenen 500-kW-Wechselrichter. Die Batterie bildet mit der PV-Anlage ein Power Park Module mit 1,1 MW und damit Typ B. Statt der Unterlagen für Typ A benötigt der Standort ein Power Generating Module Document mit Simulationsstudien für Frequenzfähigkeit, Fehlerdurchfahren, schnellen Fehlerstrom und Blindleistungsfähigkeit (Abschnitt 17.2.3).
Teilt sich die Batterie Hybridwechselrichter mit der PV-Anlage, erhöht sie die registrierte Leistung nicht, weil die Wechselrichter die Grenze setzen (G99, Abbildung 4.6). Das Modul bleibt bei 600 kW und Typ A. Dafür teilen sich PV und Batterie 600 kW Einspeiseleistung.
Eine G100-Exportgrenze begrenzt den Leistungsfluss über den Anschlusspunkt. Sie ändert nicht die Wechselrichterleistungen, aus denen das Modul gebildet wird. Vereinbaren Sie die erklärte registrierte Leistung mit dem DNO, bevor Sie die Planung auf einen niedrigeren Typ stützen.
Antrag und Inbetriebnahme nach Typ
| Typ | Antrag | Konformitätsnachweis | Inbetriebnahme und Betrieb |
|---|---|---|---|
| A | Formular A1-1 unter 50 kW dreiphasig oder 17 kW einphasig, sonst Standard Application Form des DNO. A1-2 für SGI-2 und SGI-3 | Typprüfberichte im ENA Type Test Register: A2-1 oder A2-2 für Synchroneinheiten, A2-3 für Wechselrichter. A2-4 für Standortprüfungen, wenn nötig | Installation Document A3-1 (A3-2 oder A3-3 für SGI) innerhalb von 28 Tagen oder bei bezeugter Inbetriebnahme |
| B | Standard Application Form mit Daten nach Schedule 5 des Distribution Data Registration Code | Power Generating Module Document, Formular B2-1, mindestens 28 Tage vor der ersten Synchronisierung, mit Simulationsstudien nach Anhang B.4. Standortprüfungen auf B2-2 | Formular B3, normalerweise innerhalb von 28 Tagen nach erster Synchronisierung. Final Operational Notification vor dauerhaftem Betrieb |
| C | Wie Typ B | Formular C2-1 mit Studien nach Anhang C.7. Standortprüfungen auf C2-2 | Formular C3. Final Operational Notification. Aufzeichnungsgerät nach Anhang C.6 |
| D | Wie Typ B | Wie Typ C | Energisation, Interim und Final Operational Notifications nach Abschnitt 19. Aufzeichnungsgerät nach Anhang C.6 |
Melden Sie dem DNO Konformitätsprüfungen für Typ B und C mindestens 28 Tage vorher an. G99 nennt DNO-Antwortfristen nur für die SGI-Verfahren. Andere Anträge folgen dem Standardverfahren des jeweiligen DNO.
Einstellungen des Netz- und Anlagenschutzes
Tabelle 10.1 gibt die Einstellungen für den dauerhaften Parallelbetrieb an. Niederspannungswerte beziehen sich auf 230 V Leiter gegen Neutralleiter. Hochspannungswerte beziehen sich auf die Nennspannung zwischen Außenleitern am Anschlusspunkt.
| Funktion | Typ A bis C, Niederspannung | Typ A bis C, Hochspannung | Verzögerung |
|---|---|---|---|
| Unterspannung | −20 % (184 V) | −20 % | 2,5 s |
| Überspannung Stufe 1 | +14 % (262,2 V) | +10 % | 1,0 s |
| Überspannung Stufe 2 | +19 % (273,7 V) | +13 % | 0,5 s |
| Unterfrequenz Stufe 1 | 47,5 Hz | 47,5 Hz | 20 s |
| Unterfrequenz Stufe 2 | 47,0 Hz | 47,0 Hz | 0,5 s |
| Überfrequenz | 52,0 Hz | 52,0 Hz | 0,5 s |
| Netzausfall (RoCoF) | 1 Hz/s | 1 Hz/s | 0,5 s |
Module vom Typ D und Anlagen über 50 MW verwenden die Hochspannungs- und Frequenzeinstellungen ohne zweite Überspannungsstufe sowie eine direkte Auslösung statt RoCoF. Bei automatischer Wiedereinschaltung durch den DNO in weniger als 3 s muss die Unterspannungsverzögerung möglicherweise kürzer als 2,5 s sein.
Das RoCoF-Relais darf erst auslösen, wenn die Änderungsrate länger als 500 ms ununterbrochen über 1 Hz/s liegt. Stellen Sie die Verzögerung nicht über die Zahl der Netzperioden ein, über die das Relais mittelt: Bei hoher Änderungsrate würde es dann in weniger als 500 ms auslösen. Vektorsprung ist nach Abschnitt 10.4.11 kein zulässiges Verfahren zur Netzausfallerkennung; dies wurde 2018 mit Distribution-Code-Änderung DC0079 festgelegt.
Die Zeiten sind Relaiseinstellungen. Die Schalteröffnung dauert zusätzlich ungefähr 100 ms. Typgeprüfter Netz- und Anlagenschutz muss Spannung mit ±1,5 % und Frequenz mit ±0,2 % messen. Änderungen an vereinbarten Einstellungen bedürfen der schriftlichen Zustimmung des DNO und gehören in die Connection Agreement (Abschnitt 10.6.10).
Anforderungen an Frequenz und Leistung
Jedes Modul muss zwischen 47 und 47,5 Hz mindestens 20 s, zwischen 47,5 und 49 Hz mindestens 90 Minuten, zwischen 51 und 51,5 Hz ebenfalls 90 Minuten und zwischen 51,5 und 52 Hz mindestens 15 Minuten verbunden bleiben. Zwischen 49 und 51 Hz muss es dauerhaft laufen. Es muss zudem eine Frequenzänderungsrate von bis zu 1 Hz/s, gemessen über 500 ms, überstehen.
Oberhalb von 50,4 Hz reduziert ein Modul seine Leistung mit einer Droop-Kennlinie von 10 %, entsprechend 2 % der Ausgangsleistung je 0,1 Hz (LFSM-O). Bei Abweichungen bis 50,9 Hz muss mindestens die Hälfte der Reduktion innerhalb von 10 s erfolgen. Eine Anfangsverzögerung über 2 s muss gegenüber dem DNO technisch begründet werden.
Bei registrierter Leistung muss ein Typ-A-Modul zwischen Leistungsfaktor 0,95 induktiv und 0,95 kapazitiv arbeiten können, sofern der DNO nichts anderes vereinbart. Es braucht außerdem eine Logikschnittstelle: Öffnet der DNO den Kontakt, muss die Wirkleistung innerhalb von 5 s auf null sinken (Abschnitt 11.1.3).
Issue 2 hat Regeln für den Ladebetrieb von Speichern eingeführt, die erstmals am oder nach dem 1. März 2026 angeschlossen wurden (für Typ A in Abschnitt 11.2.3.3). Eine ladende Batterie muss ihren Netzbezug reduzieren, sobald die Frequenz unter 49,5 Hz fällt, mit einer Droop-Kennlinie zwischen 0,6 % und 1,2 %. Möglichst viel der Reduktion muss innerhalb von 10 s erfolgen. Kann sie innerhalb von 20 s nach Erreichen von 49,2 Hz nicht vom Bezug zur Einspeisung wechseln, senkt sie den Bezug auf null. Bezieht sie bei 48,9 Hz noch Leistung, muss sie abschalten.
Exportbegrenzung nach G100
Ein Kunden-Begrenzungssystem nach G100 (Customer Limitation Scheme, CLS) hält die Einspeisung unter der mit dem DNO vereinbarten Maximum Export Limit (MEL) oder den Bezug unter der Maximum Import Limit. G100 Issue 2 beschreibt sein Verhalten in Betriebszuständen.
In Zustand 1 hält das System den Anschlusspunkt innerhalb der Grenze. Zustand 2 ist eine Überschreitung, etwa nach Abschaltung einer großen Last. Das System muss den Strom innerhalb einer Minute wieder begrenzen; bei langsamen Anlagen wie Gasmotoren sind nach Meldung an den DNO drei Minuten zulässig. Zustand 3 ist der Fehlerzustand. Das System muss ihn innerhalb von 5 s nach einem der folgenden Ereignisse erreichen:
- interner Fehler;
- Kommunikationsfehler, einschließlich eines offenen Stromwandlersekundärkreises am Anschlusspunkt;
- eine Überschreitung von mehr als einer Minute;
- mehr als drei Überschreitungen von 10 s bis einer Minute innerhalb von 24 Stunden;
- zwei Überschreitungen über 10 s innerhalb von 10 Minuten.
In Zustand 3 müssen die gesteuerten Geräte innerhalb von 10 s auf einen Wert gehen, der die Grenze nicht verletzen kann, gewöhnlich auf aus. Die Zählerstände der Überschreitungen müssen einen Stromausfall überstehen. Funkverbindungen dürfen bis zu 5 s ausfallen, bevor dies als Kommunikationsfehler gilt.
An einem Niederspannungsanschlusspunkt geht das System auch bei 112 % Spannung für 60 s, 114 % für 1 s, 80 % für 2,5 s und 87 % für 60 s in Zustand 3. Bei Hochspannung liegen die ersten beiden Grenzen bei 108 % und 110 %. G100 empfiehlt einen Sollwert für Zustand 1 unterhalb der MEL, wenn der Standort die Grenze häufig berührt. Ein Sollwert genau an der MEL begünstigt wiederholte Überschreitungen und eine Sperrung.
Was G99 aufzeichnen lässt
Für bezeugte Konformitätsprüfungen bestimmt Abschnitt 15.9 die zeitliche Auflösung der Signale, die der Betreiber dem DNO bereitstellt, sofern nichts anderes vereinbart ist:
| Prüfung | Signalauflösung |
|---|---|
| Blindleistungsbereich | 1 Hz |
| Frequenzregelung | 10 Hz |
| Spannungsregelung | 100 Hz |
| Schneller Fehlerstrom an Power Park Modules | 1 kHz |
| Weitere Prüfungen an Power Park Modules | 100 Hz |
Eine Anlage mit mindestens einem Modul vom Typ C oder D braucht am Anschlusspunkt ein Aufzeichnungsgerät nach Anhang C.6. Es erfasst Dreiphasenspannung und -strom samt symmetrischen Komponenten, Wirk- und Blindleistung, Frequenz sowie Schutz- und Anlagenzustände aus digitalen Eingängen. Den genauen Umfang einschließlich möglicher Netzqualitätsüberwachung vereinbart der DNO in der Connection Agreement.
Für die dynamische Überwachung gelten 0,1 % für den Effektivwert der Spannung, 0,5 % für Wirkleistung, 1,0 % für Blindleistung und 0,005 % für Frequenz (2,5 mHz bei 50 Hz). Netzqualitäts- und Fehleraufzeichnungen müssen BS EN 61000-4-30 Klasse A erfüllen. Jeder Wert trägt einen mit GPS oder gleichwertig nach UTC synchronisierten Zeitstempel mit 1 µs Auflösung. Auslöser müssen Störungen unter 10 ms erfassen. Eine Wirkleistungsschwingung von 2 % bei bis zu 5 Hz, gemessen über 1,2 s, muss eine Aufzeichnung auslösen. Die Stromwandler sind dual Klasse 0.2/5P10.
Rolle der EpiSensor-Überwachung
EpiSensor-Hardware erfüllt Anhang C.6 nicht und ist kein Netz- und Anlagenschutz. Sie erteilt keine G99-Zulassung, zertifiziert keinen Wechselrichter und ersetzt keine Netzstudie des DNO. Der ZEM-65 misst mit Klasse 0.5S nach IEC 62053-22, meldet Frequenz mit ±0,01 Hz und verwendet Zeitstempel mit 1 s Auflösung. Seine Uhr wird über den Gateway per NTP synchronisiert. ZDR-21 und ZDR-22 ergänzen GPS-Zeit, Frequenzabtastung alle 100 ms oder schneller und Ereignisaufzeichnung mit 20 ms. Diese Spezifikationen eignen sich für betriebliche Messungen zusätzlich zur Konformitätsausrüstung.
Diese Messungen beantworten vier Fragen, die die Konformitätsformulare offenlassen.
Funktioniert die Exportgrenze? Ein ZEM-Stromzähler an der Hauptzuleitung zeichnet die Einspeisung gegenüber der MEL über eigene Stromwandler auf, unabhängig vom CLS. Zeigt das ZEM-Protokoll eine Überschreitung, die das CLS nicht erfasst, kann ein CLS-Stromwandler oder dessen Verdrahtung fehlerhaft sein. Bleibt die Einspeisung längere Zeit genau an der MEL, droht eine Sperrung nach mehreren Überschreitungen. Senken Sie den Sollwert für Zustand 1.
Warum schaltet der Wechselrichter bei Überspannung ab? Zeichnen Sie die Phasenspannung am Anschlusspunkt und an der Wechselrichterverteilung auf. Die Differenz ist der Spannungsanstieg in der Standortleitung. G99, Abschnitt 7.7.4, weist darauf hin, dass die 262,2-V-Grenze der ersten Stufe nur 4 % über dem gesetzlichen Maximum von 253 V liegt. Eine lange oder zu klein dimensionierte Leitung kann deshalb die Wechselrichterklemmen über die Grenze bringen.
Hat die Batterie auf Unterfrequenz reagiert? Ein ZDR am Batterieabgang erfasst Frequenz und Leistung mit GPS-Zeit. Prüfen Sie nach einem Frequenzereignis, ob der Bezug unterhalb von 49,5 Hz zu sinken begann und der Großteil der Reduktion innerhalb von 10 s eintrat. Dynamische Frequenzregelung behandelt die Seite der Systemdienstleistungen.
Warum fiel die Einspeisung auf null? Ein ZDI-Digitaleingang an einem freien Kontakt des Relais für die DNO-Logikschnittstelle erfasst dessen Öffnung. Edge liest Wechselrichter- und Schutzrelaiszustände über Modbus, sofern das Gerät sie bereitstellt. Zusammen lässt sich eine DNO-Anweisung von einer Schutzauslösung und G100-Zustand 3 unterscheiden.
Messpunkte für PV-Standorte beschreibt der Leitfaden zur PV-Überwachung. Für Stromwandlerdimensionierung und Phasenprüfung siehe hochgenaue Strommessung.
Häufige Fehler
- Falsches Netzprofil. Ein Wechselrichter mit einem Profil für ein anderes Land schaltet bei anderen Werten ab als in den genehmigten Unterlagen. Lesen Sie die Einstellungen bei der Inbetriebnahme aus und vergleichen Sie sie mit Tabelle 10.1 und dem Typprüfbericht.
- Einstellungen nach Firmware-Update geändert. Ein Ersatzwechselrichter oder Firmware-Update kann Schutzwerte ändern. Typgeprüfte Parameter müssen per Passwort, PIN oder plombierbarem Schalter gesichert sein (Abschnitt 16.3.4). Prüfen Sie sie nach jedem Serviceeinsatz erneut.
- Spannungsoptimierer auf der falschen Seite. Eine Spannungsregelung zwischen Anschlusspunkt und Erzeugung ist nach Abschnitt 7.7.3 unzulässig. Sonst kann der Schutz normale Spannung sehen, während der Anschlusspunkt außerhalb der Grenzen liegt.
- Export-Stromwandler verkehrt herum oder am falschen Ort. Ein umgekehrter G100-Stromwandler liest Einspeisung als Bezug, sodass das System volle Einspeisung zulässt. Ein Stromwandler am PV-Abgang statt an der Hauptzuleitung begrenzt die Erzeugung statt der Einspeisung und regelt unnötig ab. Belegen Sie Position und Richtung vor Übergabe mit einer bekannten Einspeisung.
- Netzbezug neuer Speicher bei Unterfrequenz. Eine Batterie, die nach dem 1. März 2026 angeschlossen wurde und deren Firmware die Regeln für Ladebetrieb ignoriert, lädt bei 49,4 Hz weiter. Fordern Sie einen Typprüfnachweis für Abschnitt 11.2.3.3, nicht nur für Einspeiseprüfungen.
Vor Antrag und Inbetriebnahme
- Bestimmen Sie DNO und Anschlussspannung.
- Listen Sie jede Erzeugungseinheit, jeden Speicher und jede bestehende Quelle hinter dem Anschlusspunkt mit Wechselrichter- und Quellenleistung auf.
- Gruppieren Sie die Einheiten zu Modulen und weisen Sie jedem Modul einen Typ zu.
- Prüfen Sie die Einträge im Typprüfregister für exaktes Modell, Firmware und Einstellungen.
- Vereinbaren Sie Netz- und Anlagenschutz, G100-Grenzen und Logikschnittstelle mit dem DNO.
- Erfassen Sie alle vom Typ verlangten Formulare, Studien, bezeugten Prüfungen und Mitteilungen.
- Vereinbaren Sie für Typ C oder D den Aufzeichnungsumfang nach Anhang C.6.
- Dokumentieren Sie die Einstellungen nach Inbetriebnahme und prüfen Sie sie nach jedem Firmwarewechsel erneut.