La recomendación técnica G99 establece los requisitos técnicos y de procedimiento para la generación que funciona en paralelo con una red de distribución autorizada en Gran Bretaña. Esta guía sigue la versión 2 de G99, publicada el 10 de marzo de 2025. La versión 2 se aplicó íntegramente desde esa fecha, salvo los nuevos requisitos de almacenamiento, que entraron en vigor el 1 de marzo de 2026. Los números de cláusula siguientes corresponden a la versión 2. Irlanda del Norte tiene su propio código de distribución y utiliza G99/NI.
La guía está dirigida a profesionales que diseñan, ponen en servicio o monitorizan instalaciones comerciales e industriales de fotovoltaica, baterías y cogeneración. Trata con detalle la clasificación, las protecciones, el almacenamiento y los límites de exportación, y resume los requisitos de registro para los tipos C y D.
G98 o G99
G98 cubre los microgeneradores Fully Type Tested de hasta 16 A por fase, inclusive. A 230 V equivalen a 3,68 kW en monofásico u 11,04 kW entre tres fases. G99 cubre los demás casos: unidades mayores, varias unidades cuyo total supera 16 A por fase, unidades sin ensayo de tipo y unidades diseñadas para funcionar en isla.
El almacenamiento es un módulo de generación cuando puede exportar. También lo son los cargadores de vehículo a red (V2G). Los sistemas de almacenamiento puestos en servicio desde el 1 de septiembre de 2022 deben cumplir íntegramente G99. El almacenamiento más antiguo tiene una breve lista de excepciones en el anexo A.4.2.
Cuenta la generación existente y también una instalación que se modifica sustancialmente, concepto definido con ejemplos en el anexo A.6. La generación conectada antes del 27 de abril de 2019 permanece bajo G59 hasta que se modifique sustancialmente.
Tipos A a D
G99 asigna un tipo a cada módulo de generación, no a la instalación completa.
| Tipo | Capacidad registrada | Punto de conexión |
|---|---|---|
| A | De 0,8 kW a menos de 1 MW | Por debajo de 110 kV |
| B | De 1 MW a menos de 10 MW | Por debajo de 110 kV |
| C | De 10 MW a menos de 50 MW | Por debajo de 110 kV |
| D | 50 MW o más, o cualquier capacidad a 110 kV o más | Cualquiera |
La regla de agrupación decide el tipo. Cada máquina síncrona que puede funcionar sola constituye un módulo distinto. Todas las unidades conectadas mediante inversor y las asíncronas detrás de un mismo punto de conexión forman un único Power Park Module, y sus potencias nominales se suman. La figura 4.2 de G99 muestra tres motores de gas de 400 kW como tres módulos de tipo A en una instalación de 1,2 MW. La figura 4.3 muestra un inversor de 400 kW y dos unidades asíncronas de 400 kW como un solo módulo de tipo B de 1,2 MW.
La capacidad registrada de un Power Park Module es la menor entre la potencia nominal de los inversores y la de la fuente de energía. Un campo de 700 kWp con inversores de 600 kW tiene una capacidad registrada de 600 kW.
Algunos umbrales están fuera de G99. Una instalación alcanza la categoría «large» del Grid Code a 10 MW en el norte de Escocia, 30 MW en el sur de Escocia y 100 MW en Inglaterra y Gales. En Inglaterra y Gales, una instalación de 50 MW o más es una Embedded Medium Power Station. Cualquier módulo que participe en el Balancing Mechanism también debe cumplir las partes correspondientes del Grid Code.
Ejemplos de clasificación
Vivienda con fotovoltaica y batería. Un inversor fotovoltaico de 3,68 kW y otro independiente de batería de 3,68 kW tienen cada uno certificación Fully Type Tested para G98. Juntos suman 32 A en una fase y la figura 4.7 de G99 los trata como un solo Power Park Module de 7,36 kW. El conjunto es una Small Generation Installation: ninguna unidad supera 32 A y el total no supera 60 A. Se aplica el procedimiento SGI-3 de la cláusula 6.2.2.4 sin esquema G100, porque el total no supera 32 A. El instalador presenta el formulario A1-2. En un plazo de 10 días laborables, el distribuidor (DNO) indica si necesita estudios específicos del emplazamiento. La puesta en servicio debe realizarse entre 10 días laborables y 3 meses después de la solicitud. El formulario A3-2 se envía al DNO dentro de los 28 días posteriores a la puesta en servicio.
Fábrica que añade una batería. Una fábrica alimentaria tiene inversores fotovoltaicos de 600 kW y planea una batería de 500 kW y 1 MWh con su propio inversor de 500 kW. La batería se agrupa con la fotovoltaica en un Power Park Module de 1,1 MW, tipo B. La instalación pasa de la documentación de tipo A a un Power Generating Module Document, con estudios de simulación de capacidad de frecuencia, comportamiento ante fallos de red, corriente rápida de falta y capacidad reactiva (cláusula 17.2.3).
Si la batería comparte inversores híbridos con la fotovoltaica, no añade capacidad registrada porque la determinan los inversores (figura 4.6 de G99). El módulo sigue en 600 kW y tipo A. A cambio, fotovoltaica y batería comparten los 600 kW de exportación.
Un límite de exportación G100 restringe lo que cruza el punto de conexión. No cambia las potencias nominales de los inversores que forman el módulo. Acuerde con el DNO la capacidad registrada declarada antes de diseñar suponiendo un tipo inferior.
Solicitud y puesta en servicio según el tipo
| Tipo | Solicitud | Pruebas de cumplimiento | Puesta en servicio y operación |
|---|---|---|---|
| A | Formulario A1-1 por debajo de 50 kW trifásicos o 17 kW monofásicos; en los demás casos, formulario estándar del DNO. A1-2 para SGI-2 y SGI-3 | Informes de ensayo de tipo del registro ENA: A2-1 o A2-2 para unidades síncronas, A2-3 para inversores. A2-4 para pruebas en la instalación cuando proceda | Documento de instalación A3-1 (A3-2 o A3-3 para una SGI) dentro de 28 días, o en la puesta en servicio si hay testigo |
| B | Formulario estándar con los datos del anexo 5 del Distribution Data Registration Code | Power Generating Module Document, formulario B2-1, al menos 28 días antes de la primera sincronización, con estudios de simulación del anexo B.4. Pruebas en la instalación en B2-2 | Formulario B3, normalmente dentro de los 28 días posteriores a la primera sincronización. Final Operational Notification antes de la operación permanente |
| C | Como tipo B | Formulario C2-1 con estudios del anexo C.7. Pruebas en C2-2 | Formulario C3. Final Operational Notification. Registrador del anexo C.6 |
| D | Como tipo B | Como tipo C | Energisation, Interim y Final Operational Notifications (sección 19). Registrador del anexo C.6 |
Avise al DNO con al menos 28 días de antelación de las pruebas de cumplimiento de tipos B y C. G99 solo fija plazos de respuesta del DNO para los procedimientos SGI. Las demás solicitudes siguen el proceso estándar del distribuidor.
Ajustes de la protección de interfaz
La tabla 10.1 establece la protección de interfaz para funcionamiento prolongado en paralelo. Los ajustes de baja tensión usan 230 V fase-neutro. Los de alta tensión usan la tensión nominal entre fases del punto de conexión.
| Función | Tipos A a C, baja tensión | Tipos A a C, alta tensión | Retardo |
|---|---|---|---|
| Subtensión | −20 % (184 V) | −20 % | 2,5 s |
| Sobretensión etapa 1 | +14 % (262,2 V) | +10 % | 1,0 s |
| Sobretensión etapa 2 | +19 % (273,7 V) | +13 % | 0,5 s |
| Subfrecuencia etapa 1 | 47,5 Hz | 47,5 Hz | 20 s |
| Subfrecuencia etapa 2 | 47,0 Hz | 47,0 Hz | 0,5 s |
| Sobrefrecuencia | 52,0 Hz | 52,0 Hz | 0,5 s |
| Pérdida de red (RoCoF) | 1 Hz/s | 1 Hz/s | 0,5 s |
Los módulos de tipo D y las instalaciones de más de 50 MW usan los ajustes de tensión y frecuencia de alta tensión sin la segunda etapa de sobretensión, y disparo remoto en lugar de RoCoF. Puede requerirse un retardo de subtensión inferior a 2,5 s cuando la reconexión automática del DNO se produce antes de 3 s.
El relé RoCoF debe detectar una tasa superior a 1 Hz/s durante 500 ms continuos antes de disparar. No consiga ese retardo aumentando el número de ciclos usados para promediar: ante una tasa de variación alta, el relé dispararía antes de 500 ms. El desplazamiento vectorial no es un método aceptable de detección de pérdida de red (cláusula 10.4.11), cambio introducido por la modificación DC0079 del Distribution Code en 2018.
Los retardos son ajustes del relé. La apertura del interruptor añade unos 100 ms. Una protección de interfaz con ensayo de tipo debe medir la tensión con ±1,5 % y la frecuencia con ±0,2 %. Todo cambio de ajustes acordados exige conformidad escrita del DNO y debe incorporarse al Connection Agreement (cláusula 10.6.10).
Requisitos de frecuencia y potencia
Cada módulo debe permanecer conectado al menos 20 s entre 47 y 47,5 Hz, y al menos 90 minutos entre 47,5 y 49 Hz. Debe funcionar continuamente entre 49 y 51 Hz, permanecer conectado 90 minutos entre 51 y 51,5 Hz, y 15 minutos entre 51,5 y 52 Hz. También debe soportar una tasa de variación de hasta 1 Hz/s medida durante 500 ms.
Por encima de 50,4 Hz, un módulo reduce la potencia con un droop del 10 %, equivalente al 2 % de potencia por cada 0,1 Hz (LFSM-O). En excursiones hasta 50,9 Hz, al menos la mitad de la reducción debe llegar en 10 s. Un retraso inicial superior a 2 s requiere justificación técnica ante el DNO.
A capacidad registrada, un módulo de tipo A debe funcionar entre factores de potencia 0,95 inductivo y 0,95 capacitivo salvo acuerdo distinto con el DNO. También necesita una interfaz lógica: cuando el DNO abre el contacto, la potencia activa cae a cero en 5 s (cláusula 11.1.3).
La versión 2 añadió reglas para el modo importación del almacenamiento conectado por primera vez desde el 1 de marzo de 2026 (cláusula 11.2.3.3 para tipo A). Una batería que carga debe reducir su importación cuando la frecuencia cae por debajo de 49,5 Hz, con un droop entre 0,6 % y 1,2 %. La mayor parte posible de esa reducción debe ocurrir en 10 s. Si la batería no puede pasar de importar a exportar dentro de los 20 s desde que la frecuencia alcanza 49,2 Hz, debe reducir la importación a cero. Si todavía importa a 48,9 Hz, debe desconectarse.
Limitación de exportación según G100
Un esquema de limitación del cliente (CLS) conforme a G100 mantiene la exportación por debajo del límite máximo de exportación (MEL) o la importación por debajo del límite máximo de importación acordado con el DNO. La versión 2 de G100 describe su comportamiento mediante estados operativos.
En el estado 1, el esquema mantiene el punto de conexión dentro del límite. El estado 2 es una excursión por encima, por ejemplo al dispararse una carga grande. El esquema debe devolver la corriente al límite en 1 minuto, o en 3 minutos para equipos lentos como motores de gas cuando se notifica al DNO. El estado 3 es el estado de fallo. Debe entrar en él dentro de los 5 s posteriores a cualquiera de estos sucesos:
- un fallo interno;
- una pérdida de comunicación, incluida la apertura del secundario de un TC en el punto de conexión;
- una excursión que dura más de 1 minuto;
- más de tres excursiones de 10 s a 1 minuto dentro de 24 horas;
- dos excursiones de más de 10 s separadas por menos de 10 minutos.
En el estado 3, los dispositivos controlados pasan en 10 s a un nivel que no puede infringir el límite, normalmente apagados. Los contadores de eventos deben sobrevivir a una pérdida de alimentación. Se permiten cortes de enlaces inalámbricos de hasta 5 s antes de considerarlos un fallo de comunicación.
En un punto de conexión de baja tensión, el esquema también pasa al estado 3 con tensión del 112 % durante 60 s, 114 % durante 1 s, 80 % durante 2,5 s y 87 % durante 60 s. En alta tensión, los dos primeros límites son 108 % y 110 %. G100 aconseja una consigna de estado 1 inferior al MEL si la instalación lo alcanza a menudo. Una consigna exactamente en el MEL favorece las excursiones repetidas y un bloqueo.
Qué exige registrar G99
Para las pruebas de cumplimiento presenciadas, la cláusula 15.9 fija la resolución de las señales que el generador entrega al DNO, salvo acuerdo diferente:
| Prueba | Resolución de señal |
|---|---|
| Rango de potencia reactiva | 1 Hz |
| Control de frecuencia | 10 Hz |
| Control de tensión | 100 Hz |
| Corriente rápida de falta en Power Park Modules | 1 kHz |
| Otras pruebas de Power Park Modules | 100 Hz |
Una instalación con cualquier módulo de tipo C o D necesita en el punto de conexión un registrador conforme al anexo C.6. Registra tensión y corriente trifásicas con componentes de secuencia, potencia activa y reactiva, frecuencia y estados de protección y planta desde entradas digitales. El DNO acuerda el alcance exacto en el Connection Agreement, incluido si se necesita monitorización de calidad de energía.
La monitorización dinámica exige precisión de 0,1 % en tensión eficaz, 0,5 % en potencia activa, 1,0 % en potencia reactiva y 0,005 % en frecuencia (2,5 mHz a 50 Hz). Los registros de calidad de energía y fallos deben cumplir BS EN 61000-4-30 clase A. Cada valor lleva una marca temporal con resolución de 1 µs, sincronizada con UTC mediante GPS o equivalente. Los disparadores deben detectar perturbaciones de menos de 10 ms. Una oscilación del 2 % en potencia activa de hasta 5 Hz, medida durante 1,2 s, debe iniciar una grabación. Los TC son de doble clase 0.2/5P10.
Dónde encaja la monitorización de EpiSensor
Los equipos EpiSensor no cumplen el anexo C.6 ni son protección de interfaz. No proporcionan aprobación G99, certifican un inversor ni sustituyen el estudio de red del DNO. El ZEM-65 mide con clase 0.5S (IEC 62053-22), informa de frecuencia con ±0,01 Hz y asigna marcas temporales con resolución de 1 s, con el reloj sincronizado por NTP a través de la Gateway. ZDR-21 y ZDR-22 añaden hora GPS, muestreo de frecuencia a 100 ms o más rápido y registro de eventos cada 20 ms. Estas características sirven para la medición operativa junto a los equipos de cumplimiento.
Esa medición responde a cuatro preguntas que los formularios de cumplimiento no contestan.
¿Funciona el límite de exportación? Un monitor eléctrico ZEM en la acometida registra la exportación frente al MEL con sus propios TC, independientemente del CLS. Si el registro ZEM muestra una excursión que el CLS no registró, puede haber un fallo de TC o cableado del CLS. Una instalación cuya exportación permanece largos periodos en el MEL corre el riesgo de bloquearse tras tres excursiones. Reduzca la consigna de estado 1.
¿Por qué se desconecta el inversor por sobretensión? Registre la tensión de cada fase en el punto de conexión y en el cuadro del inversor. La diferencia es la subida de tensión en el cable de la instalación. La cláusula 7.7.4 de G99 señala que el ajuste de etapa 1 de 262,2 V está solo un 4 % por encima del máximo legal de 253 V, por lo que un cable largo o infradimensionado puede superar el umbral en los bornes del inversor.
¿Respondió la batería a la baja frecuencia? Un ZDR en el alimentador de la batería registra frecuencia y potencia con hora GPS. Tras un evento de frecuencia, compruebe que la importación empezó a caer por debajo de 49,5 Hz y que la mayor parte de la reducción llegó en 10 s. Consulte respuesta dinámica de frecuencia para los servicios de balance.
¿Por qué cayó a cero la exportación? Una entrada digital ZDI en un contacto auxiliar del relé que acciona la interfaz lógica del DNO registra cuándo la abrió este. Edge lee estados de inversores y relés de protección por Modbus cuando el dispositivo los publica. Juntos distinguen una instrucción del DNO, un disparo de protección y un estado 3 de G100.
Para los puntos de medida de una planta fotovoltaica, use la guía de monitorización fotovoltaica. Para dimensionar TC y comprobar fases, consulte medición eléctrica de alta precisión.
Fallos habituales
- Perfil de red incorrecto. Un inversor configurado con un perfil distinto del británico se desconecta a valores diferentes de los formularios aceptados. Lea sus ajustes después de la puesta en servicio y compárelos con la tabla 10.1 y el informe de ensayo de tipo.
- Cambios de ajustes tras actualizar el firmware. Un inversor de sustitución o una actualización puede cambiar los ajustes de protección. Los parámetros con ensayo de tipo deben bloquearse mediante contraseña, PIN o interruptor precintable (cláusula 16.3.4). Compruébelos después de cualquier intervención.
- Optimizador de tensión en el lado incorrecto. No se admite una unidad de gestión de tensión entre el punto de conexión y la generación (cláusula 7.7.3), porque la protección puede ver una tensión normal cuando el punto de conexión queda fuera de los límites.
- TC de exportación invertido o mal situado. Un TC G100 al revés interpreta exportación como importación y permite a la instalación exportar a plena potencia. Un TC en el alimentador fotovoltaico en vez de la acometida limita la generación, no la exportación, y recorta innecesariamente la instalación. Demuestre su posición y sentido con una exportación conocida antes de entregar el sistema.
- Importación con frecuencia baja en almacenamiento nuevo. Una batería conectada después del 1 de marzo de 2026 con firmware que ignora las reglas de importación sigue cargando a 49,4 Hz. Solicite pruebas de ensayo de tipo que cubran la cláusula 11.2.3.3, no solo las pruebas en modo exportación.
Antes de solicitar o poner en servicio
- Identifique el DNO y la tensión de conexión.
- Enumere cada unidad de generación, dispositivo de almacenamiento y fuente existente detrás del punto de conexión, con potencias de inversor y fuente.
- Agrupe las unidades en módulos y asigne un tipo a cada módulo.
- Compruebe en el registro de ensayos de tipo el modelo, firmware y ajustes exactos.
- Acuerde con el DNO los ajustes de protección de interfaz, los límites G100 y la interfaz lógica.
- Enumere formularios, estudios, pruebas presenciadas y notificaciones exigidas para el tipo.
- Acuerde el alcance de registro del anexo C.6 para un módulo de tipo C o D.
- Documente los ajustes finales de puesta en servicio y revíselos después de cada cambio de firmware.