Orice instalație fotovoltaică, baterie rezidențială sau baterie comercială racordată la rețeaua de distribuție din Belgia trebuie să respecte C10/11, prescripția tehnică a Synergrid. Synergrid propune acum o modificare sub numele Grid Update. Punctul de plecare este marea pană de curent din Spania și Portugalia din aprilie 2025: Synergrid vrea să facă rețeaua mai robustă, mai repede, fără să aștepte noul cod de rețea european RfG 2.0, pentru care este planificată o revizuire completă a C10/11.
Deocamdată doar o propunere
Este o propunere de text aflată în consultare publică până la 1 decembrie 2026. Cifrele de mai jos se pot încă schimba, iar data de la care se aplică noile reguli și ce se întâmplă cu instalațiile existente nu sunt încă stabilite.
1. Invertoarele se deconectează mai puțin repede
La o scădere sau o creștere scurtă a tensiunii ori a frecvenței, panourile fotovoltaice și bateriile trebuie să rămână în funcțiune mai mult timp. În propunere, sistemul automat de separare deconectează abia după o întârziere de regulă de 3 secunde, de exemplu la 115% sau 80% din tensiunea normală, ori la 51,5 Hz sau 47,5 Hz.
Motivul este simplu. Dacă mii de invertoare se deconectează simultan la o perturbație mică, din rețea dispare brusc multă producție, iar perturbația devine și mai mare. Acest efect a contat și în Spania și Portugalia.
Se schimbă și detecția funcționării în insulă. Un releu extern de decuplare nou trebuie să aibă ROCOF (viteza cu care se schimbă frecvența) și o fereastră de frecvență mai îngustă. Metoda mai veche cu salt de vector trebuie dezactivată în acesta și rămâne permisă doar pentru instalațiile existente. În plus, nimic din instalație nu are voie să deconecteze sistematic producția cât timp tensiunea și frecvența rămân în limitele normale.
2. Invertoarele ajută la menținerea unei tensiuni scăzute
În cartierele cu multe panouri fotovoltaice, tensiunea crește în zilele însorite. Dacă devine prea mare, invertoarele se deconectează, iar proprietarul pierde producție. De aceea, propunerea face ca Q(U) să fie standard și obligatoriu pe joasă tensiune.
Iată cum funcționează. De la 105% din tensiunea normală (aproximativ 241 V), invertorul absoarbe automat puțină putere reactivă. Asta coboară tensiunea, fără să se livreze mai puțină energie solară. Cu cât tensiunea este mai mare, cu atât absoarbe mai mult, până când la 108% (aproximativ 248 V) se atinge maximul de 33% din puterea invertorului. Invers, ridicarea tensiunii cu putere reactivă nu este permisă.
Doar dacă asta nu ajunge, invertorul își poate reduce puterea activă (P(U)). Aceasta rămâne opțională și este recomandată, dar poate începe abia de la 108%, astfel încât Q(U) să acționeze întotdeauna primul.
3. Reguli clare pentru funcționarea în insulă și de back-up
Tot mai multe baterii pot continua să alimenteze o locuință sau o firmă când cade rețeaua. Propunerea clarifică ce înseamnă fiecare situație:
- Off-grid: producția nu poate funcționa niciodată în paralel cu rețeaua, nici măcar pentru scurt timp. Atunci regulile C10/11 nu se aplică pentru acea parte a instalației. Atenție: o separare cu semiconductoare contează drept conexiune, deci nu este off-grid.
- Back-up și funcționare în insulă: instalația este conectată la rețea în anumite momente. Atunci regulile se aplică integral, iar invertorul trebuie să fie omologat.
La comutare, instalația trebuie mai întâi să se desprindă de rețea înainte să livreze ea însăși energie (break-before-make), cu o interblocare care exclude cuplarea simultană, de exemplu printr-un comutator automat de transfer (ATS). La revenirea în rețea, trebuie să se sincronizeze corect. Dacă asta se întâmplă de mai mult de o dată pe zi, tensiunea și curentul din jurul fiecărei sincronizări trebuie înregistrate și păstrate pentru operatorul de rețea.
4. Mai mult spațiu pentru instalațiile mici
Astăzi, familiile combină panouri fotovoltaice, o baterie rezidențială, o pompă de căldură și o stație de încărcare (bidirecțională) de 11 kVA și depășesc astfel repede vechea limită de 10 kVA. Propunerea ridică această limită:
- Trifazat: până la 11 kVA fără limită de injecție sau până la 33 kVA dacă în rețea se injectează maximum 11 kW.
- Monofazat: până la 5 kVA fără limită de injecție sau până la 18 kVA cu maximum 5 kW injecție.
Nu se mai face distincție între fotovoltaic, baterie sau altă sursă. Aceste instalații urmează procedura simplificată, cu o notificare în loc de un studiu de rețea. Cine folosește o limită de injecție are nevoie de un sistem de management al puterii care măsoară prin portul P1 al contorului digital sau printr-un senzor EnFluRi. Dezechilibrul dintre faze rămâne limitat la 5 kVA, cu noi moduri de a-l supraveghea, cum ar fi o limită de injecție pe fază.
5. Mai rar un releu extern de decuplare
Un releu extern de decuplare devine obligatoriu abia de la 56 kVA în loc de 30 kVA, aceeași limită ca între contorul digital și contorul AMR. Sub acest prag ajunge protecția integrată în invertorul omologat. Asta economisește costuri și lucrări de cablare la instalațiile de mărime medie.
Extra: jurnale la producător
În caz de incidente, operatorul de rețea poate cere jurnalele, parametrii de protecție setați și datele de măsurare (putere, tensiune, curent, frecvență) direct de la producătorul invertorului. Acesta trebuie să le livreze digital în termen de o lună. Dacă o instalație se dovedește neconformă, proprietarul suportă costurile verificării, iar instalația își poate pierde autorizația sau veniturile.
Ce înseamnă asta pentru instalatori?
- Configurați invertoarele noi conform noilor parametri de deconectare și lăsați Q(U) activat, de îndată ce noul text intră în vigoare.
- Verificați ca sistemele de management al energiei și aplicațiile din instalațiile dumneavoastră să nu suprascrie setările reactive ale invertorului.
- Proiectați funcționarea de back-up și în insulă cu o comutare clară și știți dacă instalația este cu adevărat off-grid sau nu.
- Reanalizați proiectele rezidențiale care au ieșit puțin peste 10 kVA: cu o limită de injecție, s-ar putea încadra în procedura simplificată.
Cum gestionează Voltmasters EMS aceste cerințe
Voltmasters EMS comandă puterea reactivă conform ghidurilor operatorului de rețea. Când studiul de rețea impune un punct de funcționare reactiv, EMS-ul îl menține la punctul de racordare și îl ajustează când tensiunea rețelei crește, așa cum prevede ghidul. Când operatorul de rețea transmite prin telecontrol o comandă de putere reactivă, EMS-ul o execută.
Pentru microrețele, EMS-ul urmează proceduri stricte la trecerea în funcționare insularizată și la revenirea în rețea. Amplasamentul revine în rețea abia după ce rețeaua a revenit în mod stabil. La recuplarea printr-o bară fără tensiune, EMS-ul deconectează mai întâi toate sursele de pe bară înainte ca întrerupătorul de rețea să se închidă: break-before-make. La o recuplare sincronă, EMS-ul aliniază insula cu rețeaua, iar un releu de control al sincronismului omologat (C10/24) decide când se poate închide întrerupătorul de rețea.
Puteți reacționa până la 1 decembrie
Synergrid ia în considerare doar reacțiile primite prin formularul web de pe pagina consultării. Pe 29 octombrie 2026, Synergrid organizează un webinar despre propunere, la care vă puteți înscrie pe aceeași pagină. Propunerea de text completă este disponibilă online.
Aveți întrebări despre ce înseamnă asta pentru proiectele dumneavoastră? Contactați-ne, aflați mai multe despre Voltmasters EMS sau despre conformitatea cu rețeaua.
Sursa: Propunere de amendament la C10/11 ediția 2.4, Grid Update (Synergrid, în engleză, consultare de la 1 octombrie până la 1 decembrie 2026).