La recommandation technique G99 fixe les exigences techniques et procédurales applicables à la production fonctionnant en parallèle avec un réseau de distribution agréé en Grande-Bretagne. Ce guide suit la version 2 de G99, publiée le 10 mars 2025. Elle est entrée intégralement en vigueur à cette date, hormis les nouvelles règles de stockage applicables depuis le 1er mars 2026. Les numéros de clauses ci-dessous renvoient à la version 2. L'Irlande du Nord possède son propre code de distribution et utilise G99/NI.
Ce guide s'adresse aux ingénieurs qui conçoivent, mettent en service ou suivent des sites photovoltaïques, de batteries ou de cogénération commerciaux et industriels. Il traite en détail de la classification, de la protection, du stockage et des limites d'exportation, puis présente les exigences d'enregistrement des types C et D.
G98 ou G99
G98 couvre les microgénérateurs entièrement soumis à des essais de type (« Fully Type Tested ») jusqu'à 16 A par phase inclus. Sous 230 V, cela correspond à 3,68 kW en monophasé ou 11,04 kW sur trois phases. G99 couvre tous les autres cas : unités plus puissantes, plusieurs unités dont le total dépasse 16 A par phase, unités sans essais de type et unités conçues pour fonctionner en îlot.
Un stockage capable d'exporter constitue un module de production. Les bornes de recharge bidirectionnelles véhicule-réseau aussi. Le stockage mis en service depuis le 1er septembre 2022 doit respecter entièrement G99. L'annexe A.4.2 prévoit une courte liste d'exclusions pour les stockages plus anciens.
La production existante compte. Il en va de même d'une installation que vous modifiez substantiellement, selon les exemples de l'annexe A.6. Une installation raccordée avant le 27 avril 2019 reste soumise à G59 jusqu'à une modification substantielle.
Types A à D
G99 attribue un type à chaque module de production, pas au site entier.
| Type | Puissance enregistrée | Point de raccordement |
|---|---|---|
| A | De 0,8 kW à moins de 1 MW | Moins de 110 kV |
| B | De 1 MW à moins de 10 MW | Moins de 110 kV |
| C | De 10 MW à moins de 50 MW | Moins de 110 kV |
| D | 50 MW ou plus, ou toute puissance à partir de 110 kV | Toute tension |
La règle de regroupement détermine le type. Chaque machine synchrone capable de fonctionner seule constitue un module distinct. Toutes les unités raccordées par onduleur et les unités asynchrones derrière un même point de raccordement forment un seul Power Park Module, dont les puissances s'additionnent. La figure 4.2 de G99 montre trois moteurs à gaz de 400 kW comme trois modules de type A dans une installation de 1,2 MW. La figure 4.3 montre un onduleur de 400 kW et deux unités asynchrones de 400 kW comme un unique module de type B de 1,2 MW.
La puissance enregistrée d'un Power Park Module est la plus faible entre la puissance nominale des onduleurs et celle des sources d'énergie. Ainsi, un champ de 700 kWc avec 600 kW d'onduleurs a une puissance enregistrée de 600 kW.
Certains seuils relèvent d'autres textes que G99. Une installation atteint le seuil « large » du Grid Code à 10 MW dans le nord de l'Écosse, 30 MW dans le sud de l'Écosse et 100 MW en Angleterre et au pays de Galles. En Angleterre et au pays de Galles, une installation d'au moins 50 MW est une Embedded Medium Power Station. Tout module participant au Balancing Mechanism doit aussi respecter les sections pertinentes du Grid Code.
Exemples de classification
Maison avec photovoltaïque et batterie. Un onduleur PV de 3,68 kW et un onduleur de batterie distinct de 3,68 kW ont chacun subi entièrement les essais de type selon G98. Ensemble, ils représentent 32 A sur une phase et la figure 4.7 de G99 les traite comme un Power Park Module de 7,36 kW. Le duo remplit les conditions d'une Small Generation Installation : chaque unité ne dépasse pas 32 A et le total ne dépasse pas 60 A. La procédure SGI-3 de la clause 6.2.2.4 s'applique sans dispositif G100, car le total ne dépasse pas 32 A. L'installateur remet le formulaire A1-2. Sous 10 jours ouvrés, le gestionnaire de réseau de distribution (DNO) indique si des études propres au site sont nécessaires. La mise en service doit avoir lieu entre 10 jours ouvrés et 3 mois après la demande. Le formulaire A3-2 est transmis au DNO dans les 28 jours suivant la mise en service.
Usine ajoutant une batterie. Une usine agroalimentaire possède 600 kW d'onduleurs PV et prévoit une batterie de 500 kW, 1 MWh, raccordée à son propre onduleur de 500 kW. La batterie rejoint le photovoltaïque dans un Power Park Module de 1,1 MW, de type B. Le site passe des formalités du type A à un Power Generating Module Document, accompagné d'études de simulation sur la tenue en fréquence, la tenue aux défauts, le courant de défaut rapide et la capacité en puissance réactive (clause 17.2.3).
Si la batterie partage des onduleurs hybrides avec le photovoltaïque, elle n'ajoute rien à la puissance enregistrée, déterminée par les onduleurs (figure 4.6 de G99). Le module reste à 600 kW et de type A. En contrepartie, PV et batterie se partagent 600 kW de capacité d'exportation.
Une limite d'exportation G100 plafonne la puissance traversant le point de raccordement. Elle ne modifie pas les puissances des onduleurs utilisées pour définir le module. Faites confirmer la puissance enregistrée déclarée par le DNO avant de dimensionner le projet en supposant un type inférieur.
Demande et mise en service selon le type
| Type | Demande | Preuves de conformité | Mise en service et exploitation |
|---|---|---|---|
| A | Formulaire A1-1 en dessous de 50 kW triphasés ou de 17 kW monophasés ; sinon, formulaire standard du DNO. Formulaire A1-2 pour SGI-2 et SGI-3 | Rapports d'essais de type dans le registre ENA : A2-1 ou A2-2 pour les unités synchrones, A2-3 pour les onduleurs. A2-4 pour les essais sur site si nécessaire | Dossier d'installation A3-1 (A3-2 ou A3-3 pour une SGI) dans les 28 jours, ou à la mise en service si elle est supervisée |
| B | Formulaire standard avec données du Schedule 5 du Distribution Data Registration Code | Power Generating Module Document, formulaire B2-1, au moins 28 jours avant la première synchronisation, avec études de simulation de l'annexe B.4. Essais sur site dans B2-2 | Formulaire B3, normalement dans les 28 jours suivant la première synchronisation. Final Operational Notification avant l'exploitation permanente |
| C | Comme le type B | Formulaire C2-1 et études de l'annexe C.7. Essais sur site dans C2-2 | Formulaire C3. Final Operational Notification. Enregistreur conforme à l'annexe C.6 |
| D | Comme le type B | Comme le type C | Notifications d'energisation, provisoire et définitive d'exploitation (section 19). Enregistreur conforme à l'annexe C.6 |
Prévenez le DNO au moins 28 jours avant les essais de conformité des types B et C. G99 ne fixe de délai de réponse du DNO que pour les procédures SGI. Les autres demandes suivent sa procédure habituelle.
Réglages de la protection d'interface
Le tableau 10.1 définit la protection d'interface pour une exploitation prolongée en parallèle. En basse tension (BT), les réglages utilisent 230 V phase-neutre ; en haute tension (HT), ils utilisent la tension nominale entre phases au point de raccordement.
| Fonction | Types A à C, BT | Types A à C, HT | Temporisation |
|---|---|---|---|
| Sous-tension | −20 % (184 V) | −20 % | 2,5 s |
| Surtension, seuil 1 | +14 % (262,2 V) | +10 % | 1,0 s |
| Surtension, seuil 2 | +19 % (273,7 V) | +13 % | 0,5 s |
| Sous-fréquence, seuil 1 | 47,5 Hz | 47,5 Hz | 20 s |
| Sous-fréquence, seuil 2 | 47,0 Hz | 47,0 Hz | 0,5 s |
| Surfréquence | 52,0 Hz | 52,0 Hz | 0,5 s |
| Perte de réseau (RoCoF) | 1 Hz/s | 1 Hz/s | 0,5 s |
Les modules de type D et les installations de plus de 50 MW utilisent les réglages de tension et de fréquence HT sans le second seuil de surtension, avec un déclenchement par liaison directe plutôt que par RoCoF. La temporisation de sous-tension peut devoir être inférieure à 2,5 s lorsque le réenclenchement automatique du DNO intervient avant 3 s.
Le relais RoCoF doit constater un taux supérieur à 1 Hz/s en continu pendant 500 ms avant de déclencher. N'obtenez pas ce délai en augmentant le nombre de cycles sur lesquels le relais calcule une moyenne : si la fréquence varie très vite, il déclenchera en moins de 500 ms. Le déphasage vectoriel n'est pas une méthode admissible de détection de perte de réseau (clause 10.4.11), après la modification DC0079 du Distribution Code en 2018.
Les durées indiquées sont les réglages du relais. L'ouverture du disjoncteur ajoute environ 100 ms. Une protection d'interface ayant subi des essais de type doit mesurer la tension à ±1,5 % et la fréquence à ±0,2 %. Toute modification des réglages convenus nécessite l'accord écrit du DNO et doit figurer dans l'accord de raccordement (clause 10.6.10).
Exigences relatives à la fréquence et à la puissance
Chaque module doit rester raccordé au moins 20 s entre 47 et 47,5 Hz, et au moins 90 minutes entre 47,5 et 49 Hz. Il doit fonctionner en continu entre 49 et 51 Hz. Il doit rester raccordé 90 minutes entre 51 et 51,5 Hz, puis 15 minutes entre 51,5 et 52 Hz. Il doit également supporter une vitesse de variation de fréquence allant jusqu'à 1 Hz/s, mesurée sur 500 ms.
Au-dessus de 50,4 Hz, un module réduit sa production selon un statisme de 10 %, soit 2 % de la puissance par tranche de 0,1 Hz (LFSM-O). Pour une variation allant jusqu'à 50,9 Hz, au moins la moitié de la réduction doit intervenir dans les 10 s. Un retard initial supérieur à 2 s doit être justifié techniquement auprès du DNO.
À la puissance enregistrée, un module de type A doit pouvoir fonctionner entre un facteur de puissance de 0,95 inductif et 0,95 capacitif, sauf accord contraire du DNO. Il lui faut aussi une interface logique : quand le DNO ouvre le contact, la puissance active tombe à zéro dans les 5 s (clause 11.1.3).
La version 2 a ajouté des règles en mode importation pour les stockages raccordés pour la première fois à partir du 1er mars 2026 (clause 11.2.3.3 pour le type A). Une batterie en charge doit réduire sa puissance importée lorsque la fréquence descend sous 49,5 Hz, avec un statisme entre 0,6 % et 1,2 %. La plus grande part possible de cette réduction doit intervenir dans les 10 s. Si la batterie ne peut pas passer de l'importation à l'exportation dans les 20 s après que la fréquence a atteint 49,2 Hz, elle ramène l'importation à zéro. Si elle importe encore à 48,9 Hz, elle déclenche.
Limitation de l'exportation selon G100
Un dispositif de limitation client (CLS) conforme à G100 maintient l'exportation sous la Maximum Export Limit (MEL), ou l'importation sous la Maximum Import Limit, convenue avec le DNO. La version 2 de G100 définit son comportement selon plusieurs états.
Dans l'état 1, le dispositif maintient le point de raccordement dans la limite. L'état 2 est un dépassement, par exemple lorsqu'une grosse charge déclenche. Le dispositif doit ramener le courant dans la limite sous 1 minute, ou sous 3 minutes pour une installation lente comme des moteurs à gaz si le DNO en est informé. L'état 3 correspond à une défaillance. Le dispositif doit y entrer dans les 5 s si l'un des événements suivants se produit :
- une panne interne ;
- une panne de communication, y compris l'ouverture du secondaire d'un transformateur de courant au point de raccordement ;
- un dépassement unique de plus d'une minute ;
- plus de trois dépassements de 10 s à 1 minute sur 24 heures ;
- deux dépassements de plus de 10 s espacés de moins de 10 minutes.
À l'état 3, les appareils pilotés doivent adopter sous 10 s un niveau ne pouvant pas dépasser la limite, généralement l'arrêt. Les compteurs d'événements doivent résister à une coupure d'alimentation. Une liaison sans fil peut être interrompue pendant 5 s au maximum avant que cela soit considéré comme une panne de communication.
À un point de raccordement BT, le dispositif passe aussi à l'état 3 si la tension atteint 112 % pendant 60 s, 114 % pendant 1 s, 80 % pendant 2,5 s ou 87 % pendant 60 s. En HT, les deux premiers seuils sont 108 % et 110 %. G100 conseille de placer la consigne de l'état 1 sous la MEL si le site atteint souvent sa limite. Une consigne fixée exactement à la MEL favorise les dépassements répétés et le verrouillage.
Enregistrements exigés par G99
Pour les essais de conformité supervisés, la clause 15.9 fixe la résolution temporelle des signaux que le producteur fournit au DNO, sauf accord contraire :
| Essai | Fréquence d'échantillonnage du signal |
|---|---|
| Plage de puissance réactive | 1 Hz |
| Régulation de fréquence | 10 Hz |
| Régulation de tension | 100 Hz |
| Courant de défaut rapide sur les Power Park Modules | 1 kHz |
| Autres essais sur Power Park Module | 100 Hz |
Une installation comprenant un module de type C ou D doit disposer au point de raccordement d'un enregistreur conforme à l'annexe C.6. Il enregistre les tensions et courants triphasés avec leurs composantes symétriques, les puissances active et réactive, la fréquence ainsi que l'état des protections et de l'installation via des entrées numériques. Le DNO convient du périmètre exact dans l'accord de raccordement, y compris de la nécessité d'un suivi de la qualité de l'énergie.
Le suivi dynamique exige une précision de 0,1 % pour la tension efficace, 0,5 % pour la puissance active, 1,0 % pour la puissance réactive et 0,005 % pour la fréquence (2,5 mHz à 50 Hz). Les enregistrements de qualité de l'énergie et de défauts doivent être conformes à la classe A de BS EN 61000-4-30. Chaque valeur porte un horodatage de résolution 1 µs, synchronisé à l'UTC par GPS ou moyen équivalent. Les déclencheurs doivent capter les perturbations de moins de 10 ms. Une oscillation de 2 % de puissance active allant jusqu'à 5 Hz, mesurée sur 1,2 s, doit lancer un enregistrement. Les transformateurs de courant sont à double classe 0,2/5P10.
Place du suivi EpiSensor
Le matériel EpiSensor ne satisfait pas à l'annexe C.6 et ne constitue pas une protection d'interface. Il ne fournit pas d'approbation G99, ne certifie pas un onduleur et ne remplace pas l'étude de réseau du DNO. Le ZEM-65 mesure avec une classe 0,5S (IEC 62053-22), indique la fréquence à ±0,01 Hz et horodate à une résolution de 1 s ; son horloge est synchronisée par NTP via le Gateway. Les ZDR-21 et ZDR-22 ajoutent l'heure GPS, un échantillonnage de fréquence toutes les 100 ms au plus et un enregistrement d'événements à 20 ms. Ces caractéristiques conviennent à un suivi opérationnel en complément des équipements de conformité.
Ce suivi répond à quatre questions que les formulaires de conformité ne résolvent pas.
La limite d'exportation fonctionne-t-elle ? Un moniteur électrique ZEM sur l'arrivée enregistre l'exportation par rapport à la MEL avec ses propres transformateurs de courant, indépendamment du CLS. Un dépassement figurant dans le journal ZEM mais pas dans celui du CLS indique un possible défaut de TC ou de câblage du CLS. Un site dont l'exportation reste longtemps au niveau de la MEL risque le verrouillage après trois dépassements. Abaissez la consigne de l'état 1.
Pourquoi l'onduleur déclenche-t-il en surtension ? Enregistrez la tension de chaque phase au point de raccordement et au tableau de l'onduleur. Leur écart est la hausse de tension dans le câble du site. La clause 7.7.4 de G99 signale que le seuil 1 de 262,2 V n'est que 4 % au-dessus du maximum légal de 253 V : un câble long ou sous-dimensionné peut pousser les bornes de l'onduleur au-delà de ce seuil.
La batterie a-t-elle répondu à une basse fréquence ? Un ZDR sur le départ de batterie enregistre la fréquence et la puissance avec une heure GPS. Après un événement de fréquence, vérifiez que l'importation a commencé à diminuer sous 49,5 Hz et que l'essentiel de la réduction est arrivé dans les 10 s. Le guide sur la réponse dynamique en fréquence couvre le volet des services d'équilibrage.
Pourquoi l'exportation est-elle tombée à zéro ? Une entrée numérique ZDI sur un contact libre du relais qui commande l'interface logique du DNO enregistre l'ouverture de ce contact. Edge lit par Modbus l'état de l'onduleur et du relais de protection si ces appareils le publient. Ces éléments permettent de distinguer une instruction du DNO, un déclenchement de protection et un état 3 de G100.
Pour les points de mesure d'un site photovoltaïque, consultez le guide de suivi solaire PV. Pour dimensionner les TC et contrôler les phases, voir le comptage électrique de haute précision.
Défaillances fréquentes
- Profil de réseau erroné. Un onduleur réglé sur un profil autre que celui de Grande-Bretagne déclenche à des seuils différents des formulaires approuvés. Relisez ses réglages à la mise en service et comparez-les au tableau 10.1 et au rapport d'essais de type.
- Réglages modifiés après une mise à jour du micrologiciel. Un onduleur remplacé ou mis à jour peut changer les réglages de protection. Les paramètres soumis à des essais de type doivent être verrouillés par mot de passe, code PIN ou interrupteur pouvant être scellé (clause 16.3.4). Contrôlez-les après chaque intervention.
- Optimiseur de tension du mauvais côté. Un dispositif de gestion de tension entre le point de raccordement et la production n'est pas admissible (clause 7.7.3) : la protection pourrait mesurer une tension normale tandis que le point de raccordement dépasse les limites.
- TC d'exportation inversé ou mal placé. Un TC G100 monté à l'envers lit l'exportation comme une importation et laisse le site exporter à pleine puissance. Un TC sur le départ PV au lieu de l'arrivée limite la production, pas l'exportation, et réduit inutilement le site. Vérifiez la position et le sens du TC avec une exportation connue avant réception.
- Importation à basse fréquence sur un stockage neuf. Une batterie raccordée après le 1er mars 2026 dont le micrologiciel ignore les règles de mode importation continue à se charger à 49,4 Hz. Demandez une preuve d'essais de type couvrant la clause 11.2.3.3, pas seulement les essais en mode exportation.
Avant de demander le raccordement ou de mettre en service
- Identifiez le DNO et la tension de raccordement.
- Recensez chaque unité de production, stockage et source existante derrière le point de raccordement, avec les puissances des onduleurs et des sources.
- Regroupez les unités en modules, puis attribuez un type à chacun.
- Vérifiez les entrées du registre d'essais de type pour le modèle, le micrologiciel et les réglages exacts.
- Faites approuver par le DNO les réglages de protection d'interface, les éventuelles limites G100 et l'interface logique.
- Listez tous les formulaires, études, essais supervisés et notifications exigés pour ce type.
- Convenez du périmètre d'enregistrement de l'annexe C.6 pour un module de type C ou D.
- Consignez les réglages de mise en service et vérifiez-les après chaque modification du micrologiciel.