G99: requisiti di connessione alla rete britannica

La Raccomandazione ingegneristica G99 stabilisce i requisiti tecnici e di processo per la generazione che funziona in parallelo con una rete di distribuzione autorizzata in Gran Bretagna. Questa guida segue G99 Issue 2, pubblicata il 10 marzo 2025. La Issue 2 si applica integralmente da tale data, ad eccezione dei nuovi requisiti di accumulo entrati in vigore il 1º marzo 2026. I numeri delle clausole seguenti si riferiscono alla Issue 2. L'Irlanda del Nord ha un proprio codice di distribuzione e utilizza G99/NI.

La guida è rivolta agli ingegneri che progettano, commissionano o monitorano siti commerciali e industriali fotovoltaici, batterie e impianti di cogenerazione. Copre in dettaglio la classificazione, la protezione, l’accumulo e la limitazione dell'esportazione, nonché i requisiti di registrazione di tipo C e D in sintesi.

G98 o G99

G98 copre i microgeneratori completamente testati fino a 16 A per fase inclusi. A 230 V ovvero 3,68 kW su una fase o 11,04 kW su tre. G99 copre tutto il resto: unità più grandi, diverse unità il cui totale supera 16 A per fase, unità prive di prova di tipo completa e unità progettate per funzionare in modalità isola.

L’accumulo è un modulo di generazione di energia quando può esportare. Anche i caricabatterie Vehicle-to-Grid lo sono. L’accumulo commissionato a partire dal 1º settembre 2022 deve essere pienamente conforme al G99. L’accumulo più vecchio presenta un breve elenco di esclusioni nell'Allegato A.4.2.

La generazione esistente conta. Lo stesso vale per l'impianto che modificate sostanzialmente, che l'Allegato A.6 definisce con esempi. L'impianto collegato prima del 27 aprile 2019 resta sotto G59 finché non viene sostanzialmente modificato.

Tipi da A a D

G99 assegna una tipologia a ciascun gruppo di generazione, non al sito.

La regola di raggruppamento decide il tipo. Ogni macchina sincrona che può funzionare da sola è un modulo separato. Tutte le unità asincrone e collegate all'inverter dietro un punto di connessione formano un singolo Power Park Module e i loro valori nominali si sommano. La figura G99 4.2 mostra tre motori a gas da 400 kW come tre moduli di Tipo A in un impianto da 1,2 MW. La Figura 4.3 mostra un inverter da 400 kW e due unità asincrone da 400 kW come un modulo di tipo B da 1,2 MW.

La capacità registrata di un Power Park Module è quella inferiore tra la potenza nominale dell'inverter e quella della fonte di energia. Un array da 700 kWp su 600 kW di inverter ha una capacità registrata di 600 kW.

Alcune soglie si trovano al di fuori del G99. Un impianto raggiunge la soglia "grande" del Codice di Rete con 10 MW nel nord della Scozia, 30 MW nel sud della Scozia e 100 MW in Inghilterra e Galles. In Inghilterra e Galles, un impianto di 50 MW o più è una Medium Embedded Power Station. Qualsiasi modulo del Meccanismo di Bilanciamento deve inoltre soddisfare le parti pertinenti del Codice di Rete.

Esempi di classificazione elaborata

Una casa con fotovoltaico e batteria. Un inverter fotovoltaico da 3,68 kW e un inverter separato con batteria da 3,68 kW sono ciascuno completamente testati secondo G98. Insieme totalizzano 32 A su una fase e la figura G99 4.7 li tratta come un Power Park Module da 7,36 kW. La coppia si qualifica come installazione di piccola generazione: ciascuna unità non supera i 32 A e l'aggregato non supera i 60 A. La procedura SGI-3 nella clausola 6.2.2.4 si applica senza uno schema G100, poiché l'aggregato non supera i 32 A. L'installatore presenta il modulo A1-2. Entro 10 giorni lavorativi il DNO comunica se sono necessari studi specifici del sito. La messa in servizio dovrà avvenire tra 10 giorni lavorativi e 3 mesi dalla richiesta. Il modulo A3-2 va consegnato al DNO entro 28 giorni dalla messa in servizio.

Una fabbrica che aggiunge una batteria. Uno stabilimento alimentare dispone di 600 kW di inverter fotovoltaici e prevede una batteria da 500 kW, 1 MWh con un inverter dedicato da 500 kW. La batteria si unisce al fotovoltaico in un Power Park Module da 1,1 MW, che è di tipo B. Il sito passa dalla documentazione di tipo A a un documento del modulo di generazione di energia con studi di simulazione per capacità di frequenza, superamento del guasto, corrente di guasto veloce e capacità reattiva (clausola 17.2.3).

Se la batteria condivide inverter ibridi con il fotovoltaico, non aggiunge nulla alla capacità registrata, poiché sono gli inverter a impostarla (la figura G99 4.6). Il modulo rimane a 600 kW e di Tipo A. Il costo è che il fotovoltaico e la batteria condividono quindi 600 kW di esportazione.

Un limite di esportazione G100 limita ciò che attraversa il punto di connessione. Non modifica i valori nominali dell'inverter da cui è costruito il modulo. Concordare la capacità registrata dichiarata con il DNO prima di classificare il modulo in un tipo inferiore.

Applicazione e messa in servizio per tipologia

Dare al DNO un preavviso di almeno 28 giorni per i test di conformità di Tipo B e Tipo C. G99 imposta i tempi di risposta DNO solo per le procedure SGI. Altre applicazioni seguono il processo standard del DNO.

Impostazioni di protezione dell'interfaccia

La tabella 10.1 definisce la protezione dell'interfaccia per il funzionamento in parallelo a lungo termine. Le impostazioni BT utilizzano 230 V fase-neutro. Le impostazioni HV utilizzano la tensione nominale fase-fase del punto di connessione.

I moduli di tipo D e gli impianti superiori a 50 MW utilizzano le impostazioni di tensione e frequenza HV senza il secondo stadio di sovratensione e l'intervento remoto al posto del RoCoF. Potrebbe essere necessario che il ritardo di sottotensione sia inferiore a 2,5 s laddove i tempi di richiusura automatica del DNO sono inferiori a 3 s.

Il relè RoCoF deve rilevare una frequenza superiore a 1 Hz/s continuamente per 500 ms prima di scattare. Non ottenere quel ritardo impostando il numero di cicli su cui il relè calcola la media. A un tasso di variazione elevato, il relè scatta in meno di 500 ms. Lo spostamento vettoriale non è un metodo di perdita di rete accettabile (clausola 10.4.11), una modifica apportata dalla modifica del codice di distribuzione DC0079 nel 2018.

I ritardi sono impostazioni del relè. L'apertura dell'interruttore aggiunge circa 100 ms. La protezione dell’interfaccia sottoposta a prova deve misurare la tensione a ±1,5% e la frequenza a ±0,2%. Le modifiche alle impostazioni concordate necessitano del consenso scritto del DNO e rientrano nel contratto di collegamento (clausola 10.6.10).

Requisiti di frequenza e potenza

Ogni modulo deve rimanere collegato per almeno 20 s tra 47 Hz e 47,5 Hz e per almeno 90 minuti tra 47,5 Hz e 49 Hz. Deve funzionare continuamente tra 49 Hz e 51 Hz. Deve rimanere collegato per 90 minuti tra 51 Hz e 51,5 Hz e per 15 minuti tra 51,5 Hz e 52 Hz. Deve inoltre superare una velocità di variazione fino a 1 Hz/s misurata su 500 ms.

Al di sopra di 50,4 Hz, un modulo riduce l'uscita con un droop del 10%, ovvero il 2% dell'uscita per 0,1 Hz (LFSM-O). Per escursioni fino a 50,9 Hz almeno la metà della riduzione deve arrivare entro 10 s. Un ritardo iniziale superiore a 2 s necessita di una giustificazione tecnica al DNO.

Alla capacità registrata, un modulo di tipo A deve funzionare tra un fattore di potenza 0,95 induttivo e 0,95 capacitivo, a meno che il DNO non concordi diversamente. Necessita inoltre di un'interfaccia logica: quando il DNO apre il contatto, la potenza attiva scende a zero entro 5 s (punto 11.1.3).

L’Issue 2 ha aggiunto le regole sulla modalità di importazione per l’accumulo connesso per la prima volta a partire dal 1° marzo 2026 (clausola 11.2.3.3 per il Tipo A). Una batteria in carica deve ridurre il suo prelievo man mano che la frequenza scende sotto i 49,5 Hz, con un droop compreso tra 0,6% e 1,2%. La massima riduzione possibile deve avvenire entro 10 s. Se la batteria non riesce a passare dall’importazione all’esportazione entro 20 s dalla frequenza che raggiunge i 49,2 Hz, l’importazione viene ridotta a zero. Se importa ancora a 48,9 Hz, scatta.

Limitazione dell'esportazione in G100

Uno schema di limitazione lato cliente G100 (CLS) mantiene l'esportazione al di sotto del limite massimo di esportazione (MEL) o l'importazione al di sotto del limite massimo di importazione concordato con il DNO. G100 Edizione 2 descrive il suo comportamento negli stati operativi.

Nello stato 1 lo schema mantiene il punto di connessione entro il limite. Lo stato 2 è un'escursione al di sopra di esso, ad esempio quando si disconnette un carico elevato. Lo schema deve riportare il flusso al punto di connessione entro il limite entro 1 minuto, o 3 minuti per impianti lenti come i motori a gas dove viene notificato il DNO. Lo stato 3 è lo stato di guasto. Lo schema deve entrare nello stato 3 entro 5 s da uno qualsiasi di questi eventi:

• un guasto interno;
• un errore di comunicazione, incluso un secondario TA aperto nel punto di connessione;
• una escursione di durata superiore a 1 minuto;
• più di tre escursioni da 10 s a 1 minuto in 24 ore;
• due escursioni di durata superiore a 10 s a distanza di 10 minuti l'una dall'altra.

Nello stato 3, i dispositivi controllati devono raggiungere un livello che non può superare il limite, di norma lo spegnimento, entro 10 s. I contatori degli eventi devono mantenere i dati dopo una perdita di alimentazione. I collegamenti wireless potrebbero interrompersi per un massimo di 5 secondi prima che ciò venga considerato un errore di comunicazione.

In un punto di connessione BT, lo schema passa anche allo stato 3 con tensione del 112% per 60 s, 114% per 1 s, 80% per 2,5 s e 87% per 60 s. Ad alta tensione i primi due limiti sono 108% e 110%. Il G100 consiglia un setpoint dello stato 1 inferiore al MEL se il sito tocca spesso il limite. Un setpoint sul MEL invita a ripetute escursioni e ad un blocco.

Cosa richiede G99 di registrare

Per le prove di conformità presenziate, la clausola 15.9 stabilisce la frequenza di campionamento dei segnali che il generatore fornisce al DNO, a meno che il DNO non concordi diversamente:

Una struttura con qualsiasi modulo di tipo C o D necessita di un registratore nel punto di connessione che soddisfi l'allegato C.6. Registra tensione e corrente trifase con componenti di sequenza, potenza attiva e reattiva, frequenza, stato protezioni e impianto da ingressi digitali. Il DNO concorda l’ambito esatto nel contratto di connessione, inclusa la necessità di un monitoraggio della qualità dell'energia.

Il monitoraggio dinamico richiede una tensione RMS allo 0,1%, una potenza attiva allo 0,5%, una potenza reattiva all'1,0% e una frequenza allo 0,005% (2,5 mHz a 50 Hz). Le registrazioni della qualità dell'alimentazione e dei guasti devono soddisfare la norma BS EN 61000-4-30 Classe A. Ogni valore riporta un marca temporale con risoluzione di 1 µs, sincronizzato con UTC tramite GPS o equivalente. I trigger devono rilevare disturbi di durata inferiore a 10 ms. Un'oscillazione della potenza attiva del 2% fino a 5 Hz, misurata in 1,2 s, deve avviare una registrazione. I TA hanno doppia classe 0.2/5P10.

Dove si inserisce il monitoraggio EpiSensor

L'hardware EpiSensor non soddisfa l'Allegato C.6 e non costituisce un sistema di protezione dell’interfaccia. Non fornisce l'approvazione G99, certifica un inverter né sostituisce lo studio di rete del DNO. Il ZEM-65 misura con precisione di Classe 0,5S (IEC 62053-22), riporta la frequenza a ±0,01 Hz e timestamp con una risoluzione di 1 s, con il suo orologio sincronizzato da NTP attraverso il Gateway. ZDR-21 e ZDR-22 aggiungono tempo GPS, campionamento della frequenza a 100 ms o più veloce e registrazione di eventi a 20 ms. Queste specifiche si adattano alla misurazione operativa che si affianca alle apparecchiature di conformità.

Questa misura risponde a quattro domande a cui i moduli di conformità non rispondono.

Il limite di esportazione funziona? Un monitor dell'elettricità ZEM sull’ingresso della rete registra l’esportazione rispetto al MEL con i propri TA, indipendenti dal CLS. Un'escursione mostrata dal registro ZEM e non registrata dal CLS indica un TA CLS o un guasto nel cablaggio. Un sito la cui esportazione resta sul MEL per lunghi periodi è a rischio di blocco di tre escursioni. Abbassare il setpoint dello stato 1.

Perché l'inverter scatta per sovratensione? Registrare la tensione di fase nel punto di connessione e al quadro dell’inverter. La differenza sta nell'aumento di tensione nel cavo del sito. La clausola 7.7.4 del G99 rileva che l'impostazione dello stadio 1 di 262,2 V è solo il 4% superiore al massimo legale di 253 V, quindi un cavo lungo o sottodimensionato può spingere oltre i terminali dell'inverter.

La batteria ha risposto alla bassa frequenza? Un ZDR sull'alimentatore della batteria registra la frequenza e la potenza con l'ora GPS. Dopo un evento di frequenza, verificare che l'importazione abbia iniziato a scendere al di sotto di 49,5 Hz e che gran parte della riduzione sia arrivata entro 10 s. Vedi risposta in frequenza dinamica per il lato del servizio di bilanciamento.

Perché l’export è andato a zero? Un ingresso digitale ZDI su un contatto libero del relè che pilota l'interfaccia logica DNO registra quando il DNO lo ha aperto. Edge legge lo stato dell'inverter e del relè di protezione su Modbus dove il dispositivo lo pubblica. Insieme separano un'istruzione DNO, uno sgancio di protezione e uno stato 3 del G100.

Per i punti di misurazione su un sito fotovoltaico, utilizzare la guida al monitoraggio del solare fotovoltaico. Per il dimensionamento dei TA e i controlli di fase, vedere misurazione dell'elettricità ad alta precisione.

Errori comuni

• Profilo di rete errato. Un inverter impostato su un profilo non GB interviene con valori diversi da quelli presenti nelle forme accettate. Leggere le impostazioni dell'inverter al momento della messa in servizio e confrontarle con la Tabella 10.1 e il rapporto di prova del tipo.
• Le impostazioni cambiano dopo un aggiornamento del firmware. Un inverter sostitutivo o un aggiornamento del firmware possono modificare le impostazioni di protezione. I parametri testati devono essere bloccati tramite password, PIN o interruttore piombabile (clausola 16.3.4). Controllarli nuovamente dopo ogni intervento di assistenza.
• Ottimizzatore di tensione sul lato sbagliato. Un'unità di gestione della tensione tra il punto di connessione e la generazione non è accettabile (clausola 7.7.3), perché la protezione può vedere la tensione normale mentre il punto di connessione è fuori dai limiti.
• TA di esportazione invertito o nel punto sbagliato. Un CT G100 invertito legge l'esportazione come importazione, quindi lo schema consente al sito di esportare alla piena potenza. Un TA sul circuito FV anziché all’ingresso della rete limita la generazione, non l'esportazione, e limita il sito senza motivo. Dimostrare la posizione e la direzione del CT con un’esportazione nota prima della consegna.
• Importazione a bassa frequenza su nuovo sistema di accumulo. Una batteria collegata dopo il 1° marzo 2026 con firmware che ignora le regole della modalità di importazione continua a caricarsi a 49,4 Hz. Richiedere evidenze delle prove di tipo che coprano la clausola 11.2.3.3, non solo le prove in modalità di esportazione.

Prima dell'applicazione o della messa in servizio

1. Identificare il DNO e la tensione di collegamento.
2. Elencare ogni unità di generazione, dispositivo di accumulo e fonte esistente dietro il punto di connessione, con i valori nominali dell'inverter e della fonte.
3. Raggruppare le unità in moduli, quindi assegnare un tipo a ciascun modulo.
4. Controllare le voci del registro del test di tipo per il modello esatto, il firmware e le impostazioni.
5. Concordare le impostazioni di protezione dell'interfaccia, eventuali limiti del G100 e l'interfaccia logica con il DNO.
6. Elencare ogni modulo, studio, prova di presenziata e notifica richiesta dal tipo.
7. Concordare l'ambito di registrazione dell'allegato C.6 per un modulo di tipo C o D.
8. Registrare le impostazioni di messa in servizio e controllarle dopo ogni modifica del firmware.