FCAS in Australien: Frequenzdienste und Messung

Frequency Control Ancillary Services (FCAS) sind Reserven, die der Australian Energy Market Operator (AEMO) zur Frequenzhaltung im National Electricity Market (NEM) beschafft. Auf dem australischen Festland liegt das normale Betriebsband bei 49,85 bis 50,15 Hz. Nach einem glaubwürdigen Erzeugungs- oder Lastausfall muss die Frequenz nach dem Frequency Operating Standard zwischen 49,5 und 50,5 Hz bleiben und binnen 5 Minuten in das normale Band zurückkehren. FCAS-Anbieter halten dafür Spielraum in beide Richtungen vor; AEMO aktiviert ihn zusammen mit Energie in jedem 5-Minuten-Dispatchintervall.

Es gibt zehn FCAS-Märkte. Die Very-Fast-Dienste für Anhebung und Absenkung binnen einer Sekunde begannen am 9. Oktober 2023 mit MASS Version 8.0; damit stieg die Zahl von acht auf zehn. Die hier zitierte Market Ancillary Services Specification (MASS) ist Version 8.2, gültig seit 3. Juni 2024. Sie legt Regeln für Steuerung, Messung und Überprüfung fest, auf die dieser Leitfaden mit Abschnitts- und Tabellenangaben verweist.

Die zehn FCAS-Märkte im NEM

Eine Kontingenzbewertung beginnt zum Frequency Disturbance Time (FDT), wenn die Frequenz das normale Band verlässt. Sie endet bei Frequency Recovery oder am Ende des Höchstzeitraums, je nachdem, was zuerst eintritt. Eine frühe Erholung entlässt auch die langsameren Dienste. Kehrt die Frequenz binnen 1 s nach FDT über 49,9 Hz zurück, muss der Anbieter für dieses Ereignis Fast, Slow und Delayed Raise nicht liefern. Erholung binnen 6 s entlässt Slow und Delayed Raise; binnen 60 s entlässt sie Delayed Raise. Bei Lower gelten dieselben Regeln an 50,1 Hz (MASS Tabelle 4).

Regulation und Kontingenzdienste

Regulation FCAS wird zentral gesteuert. AEMOs Automatic Generation Control (AGC) sendet Raise- und Lower-Signale über SCADA in einem regelmäßigen Zyklus, typischerweise alle 4 s. Die aktivierten Mengen bilden einen Bereich um den Lastreferenzwert der Anlage; AGC bewegt die Anlage innerhalb dieses Bereichs. Nur ein Scheduled Generating Unit, Scheduled Load oder Semi-Scheduled Generating Unit kann Regulation anbieten, da AGC ein zentral gesteuertes MW-Niveau benötigt. Die Steuerung meldet geregelte Menge, Statusflags und Raise-/Lower-Grenzen alle 4 s an AEMO, mit höchstens 8 s Latenz. Ihre Antwortverzögerung darf 150 s nicht übersteigen (MASS Abschnitt 7.4). Das kleinste Angebot beträgt 1 MW oder 1 % des registrierten Maximums, je nachdem, welcher Wert größer ist.

Kontingenz-FCAS wird lokal gesteuert. AEMO aktiviert eine Menge im Voraus; anschließend reagiert die Anlage ohne weitere Anweisung auf ihre eigene lokale Frequenzmessung. Ist sie für beide Dienste aktiviert, addiert sie die Antworten. MASS Abschnitt 7.3 verlangt vom Anlagenregler, Kontingenzreaktion und AGC-Vorgabe zu summieren. Im MASS-Beispiel hat eine 100-MW-Einheit einen AGC-Sollwert von 102 MW und bei 49,5 Hz eine Kontingenzreaktion von 30 MW. Sie läuft damit bei 132 MW.

Bedeutung von Raise und Lower

Eine Raise-Reaktion erhöht die Erzeugung oder verringert den Verbrauch und hebt so die Netzfrequenz. Bei einer Batterie heißt das mehr Entladen oder weniger Laden. Lower bewirkt das Gegenteil.

MASS legt die Vorzeichen fest. Generation Amount ist Wirkleistung in das Netz und positiv in MW. Load Amount ist Wirkleistung aus dem Netz und negativ in MW. Im MASS-Glossar heißt Raise Response eine Zunahme von Generation Amount oder eine Abnahme von Load Amount gegenüber dem Initial Value vor FDT. Bei physisch sinkendem Verbrauch bewegt sich der vorzeichenbehaftete Load Amount jedoch auf null zu. Prüfen Sie deshalb die Rechnung nach der zugelassenen Auswertungskonvention, statt die Glossarwörter wörtlich zu subtrahieren.

Geräte an einem Standort verwenden selten alle dieselbe Konvention. Ein Standort bezieht zunächst 3,0 MW. Beim Raise-Ereignis entlädt seine Batterie mit 2,0 MW; der Netzbezug sinkt auf 1,0 MW. Nach MASS ändert sich Load Amount von −3,0 MW auf −1,0 MW: eine Raise-Reaktion von 2,0 MW. Ein Standortzähler mit positivem Bezugswert meldet +3,0 und dann +1,0 MW. Ein Auswertungsblatt, das diese Zahlen ohne Vorzeichenumrechnung subtrahiert, zeigt −2,0 MW und deutet dies als Lower-Reaktion von 2,0 MW. Je nach Hersteller kann der Wechselrichter dieselbe Entladung als +2,0 oder −2,0 MW erfassen. Befehlen Sie vor dem ersten Live-Ereignis eine bekannte Entladung und verfolgen Sie ihr Vorzeichen durch jede Schnittstelle bis zur Auswertungsdatei.

Schaltende und variable Frequenzregler in MASS

Fachleute nennen eine per Relais geschaltete Last oft „statische“ und eine proportional reagierende Batterie „dynamische“ Reaktion. MASS spricht von Switching Controller und Variable Controller. In Großbritannien bezeichnet „Dynamic“ dagegen eine Dienstfamilie. Verwenden Sie für NEM-Entwürfe daher die MASS-Reglerbegriffe.

Ein Switching Controller liefert einen festen FCAS-Block, sobald die lokale Frequenz seinen Frequency Setting überschreitet. Auf dem Festland sind die Standardwerte 49,8 Hz für Raise und 50,2 Hz für Lower. AEMO kann Raise zwischen 49,80 und 49,60 Hz und Lower zwischen 50,20 und 50,40 Hz zuweisen. Größere Schaltblöcke und Anlagen mit höherer Verfügbarkeit platziert AEMO näher am normalen Band. Die Einstellung muss mit einer intrinsischen Unsicherheit unter 0,05 Hz angewandt werden (MASS Abschnitt 6.2.2). In Tasmanien gelten standardmäßig 49,00 und 51,00 Hz.

Ein Variable Controller reagiert proportional auf Frequenzabweichungen. Sein Totband darf nicht breiter sein als das normale Band: Raise beginnt spätestens bei 49,85 Hz, Lower spätestens bei 50,15 Hz. Außerhalb des Totbands folgt die Leistung der Droop-Kennlinie.

Eine Batterie sei für 2 MW Fast Raise aktiviert. Ihr Totband endet bei 49,85 Hz, volle Leistung gilt bei 49,5 Hz. Letzteres ist die Referenzfrequenz für Raise auf dem Festland und die untere Grenze des Containment-Bands. Die Verstärkung beträgt 2 MW ÷ 0,35 Hz = 5,7 MW/Hz. Bei 49,70 Hz liefert die Batterie 0,15 Hz × 5,7 MW/Hz = 0,86 MW Raise.

MASS bemisst Angebote anhand einer festgelegten Frequenzrampe von 50 Hz bis zur Referenzfrequenz. Die Standard Frequency Ramp fällt auf dem Festland um 0,125 Hz/s. Sie erreicht 49,85 Hz nach 1,2 s und 49,5 Hz nach 4,0 s. Die Batterie erreicht also nach 4 s zuzüglich ihrer eigenen Verzögerung die volle Leistung. Very Fast FCAS verwendet die Fast Frequency Ramp mit 1 Hz/s. Diese erreicht 49,85 Hz nach 0,15 s und 49,5 Hz nach 0,5 s. Bei dieser Rate entspricht jede Verzögerung von 100 ms einem Fünftel der Rampe.

Verzögerung entsteht bei Frequenzaufnahme und Filterung, Reglerberechnung, Verbindung zum Wechselrichter und dessen eigener Rampe. Danach begrenzen Ladezustand, Wechselrichter und Standort die Leistung. Die Verbindung wird leicht unterschätzt: Bei 9.600 Baud benötigen Modbus-RTU-Schreibvorgang für zwei Register und Antwort zusammen 21 Byte, also ungefähr 24 ms auf der Leitung vor der Verarbeitung in den Geräten. Nutzt eine Anlage beide Reglertypen, muss mit AEMO vereinbart werden, wie ihre Antworten getrennt werden (MASS Abschnitt 6.5.2).

Verteilte Energieressourcen in Frequenzmärkten

Batterien, Generatoren und steuerbare Lasten können Kontingenz-FCAS liefern. Das Angebot muss der Leistung entsprechen, die die Anlage während ihrer Aktivierung physisch liefern kann (MASS Abschnitt 5.1). Ladezustand, Bezugs- und Einspeisegrenzen des Standorts, Wechselrichterleistung, Prozessgrenzen und andere Betriebsarten reduzieren sie. Bei Batterien begrenzt meist die Energie. Für 5 MW Delayed Raise über den vollen Bewertungszeitraum von 600 s braucht eine Batterie 5 MW × 600 s = 0,83 MWh über ihrem Mindestladezustand, vor Verlusten.

Aggregation ergänzt zwei Messregeln (MASS Abschnitt 5.3.3). Teilt eine aggregierte Anlage einen Anschlusspunkt mit einer variablen Last oder einem Generator, muss der Anbieter den Bruttofluss der teilnehmenden Anlage direkt messen. Die Nettoleistung des Standorts trennt eine Batteriereaktion nicht von einer gleichzeitig startenden Kältemaschine. Außerdem muss er die Messdaten jedes Zählers auf den tatsächlichen Erkennungszeitpunkt der Störung ausrichten, damit Werte vieler Standorte summiert werden können.

Tabelle 5 lockert die Abtastung für große Aggregate. Eine Flotte aus mindestens 25 Anlagen ohne Trägheitsreaktion und mit höchstens 500 ms Anlaufverzögerung darf für Very Fast FCAS alle 100 ms und für Fast FCAS alle 200 ms messen. AEMO reduziert dann die registrierte Menge (MASS Abschnitte 6.5.3 und 6.5.4). Bei Very Fast FCAS mit Abständen über 50 und höchstens 100 ms beträgt der Abschlag 5 % für Variable Controller und 10 % für Switching Controller. Bei Fast FCAS aus 25 bis 499 Anlagen mit Abständen über 50 und höchstens 200 ms beträgt er 5 %. Eine Flotte aus mindestens 25 Heimbatterien mit Variable Controller, 100-ms-Abtastung und 3,0 MW aktiviertem Very Fast Raise muss deshalb mindestens 3,15 MW liefern.

Diese Regeln lösten die VPP Demonstrations ab. Ab Juni 2019 ließ AEMO virtuelle Testkraftwerke Fast FCAS mit 1-s-Messung je Anschlusspunkt liefern. Die Übergangsregel endete am 30. Juni 2023 (MASS Abschnitt 8.3).

FCAS-Messanforderungen

MASS v8.2 Tabelle 5 bestimmt die Abtastrate für lokale Frequenz und Leistung nach Dienst und Anlagentyp. Regulation hat nur eine Leistungsanforderung.

Für Switching Controller gibt es bei Fast FCAS eine Ausnahme: Leistung darf im 4-s-Intervall aufgezeichnet werden, wenn eine andere Messung mit höchstens 50 ms den genauen Lieferzeitpunkt bestimmt.

Dieselbe Tabelle legt Genauigkeit und Aufzeichnung fest. Für Very Fast und Fast FCAS braucht lokale Frequenz eine intrinsische Unsicherheit von höchstens 0,01 Hz und eine Auflösung von 0,0025 Hz oder feiner. Slow und Delayed FCAS erlauben 0,02 Hz und 0,01 Hz. Der Frequenzmessbereich muss mindestens das betriebliche Toleranzband abdecken. Leistung braucht über den Messbereich eine intrinsische Unsicherheit von höchstens 2 % und eine Auflösung von 0,2 % oder feiner. Für Very Fast und Fast müssen Aufzeichnungen mindestens 5 s vor FDT beginnen und 60 s danach weiterlaufen. Slow braucht 20 s davor und 5 Minuten danach; Delayed 20 s davor und 10 Minuten danach. Eine Aufzeichnung muss auslösen, sobald die Frequenz den Trigger Range erreicht: auf dem Festland ab 0,2 Hz zu beiden Seiten von 50 Hz, in Tasmanien ab 0,8 Hz. Alle Messungen erfolgen am oder nahe dem Anschlusspunkt; Frequenz und Leistung müssen auf derselben Zeitskala liegen (MASS Abschnitt 5.3.1).

AEMO akzeptiert ein Datenblatt als Nachweis, wenn es intrinsische Unsicherheit und Auflösung für Leistung und Frequenz nennt. Fehlen sie, gibt MASS Abschnitt 6.5.1 drei Wege vor: Erstens Typprüfungen nach IEC 61557-12 Ausgabe 2.1 durch ein Labor mit Akkreditierung von NATA, IANZ oder einem ILAC-MRA-Unterzeichner, einschließlich Anhang H bei im Wechselrichter oder Schutzrelais integriertem Zähler. Zweitens die Zertifizierung nach einer anderen einschlägigen Norm durch eine dieser Stellen. Drittens Prüfergebnisse oder andere Konformitätsbelege. Eine Energiegenauigkeitsklasse wie Klasse 0,5S nach IEC 62053-22 beschreibt die Energieregistrierung. Sie nennt nicht automatisch intrinsische Unsicherheit und Auflösung in der von Tabelle 5 verlangten Form.

Datensätze müssen digital und mit handelsüblicher Tabellenkalkulation auswertbar sein. Der Anbieter bewahrt sie ab jeder Frequenzstörung mindestens 12 Monate auf und gibt sie AEMO auf Anfrage (MASS Abschnitt 5.4). Bei Aggregaten ist ein Bericht über die Antwort jedes Mitglieds binnen 20 Arbeitstagen nach AEMOs Anfrage fällig (MASS Abschnitt 4.2.1).

Das FCAS Verification Tool

Das FCAS Verification Tool (FCASVT) ist AEMOs Excel-Arbeitsmappe zur Berechnung der Kontingenz-FCAS-Lieferung. Version 6.2 berechnet alle acht Kontingenzdienste: R1, R6, R60, R5, L1, L6, L60 und L5. Bei Widersprüchen zwischen Werkzeug und MASS gilt MASS.

Die Berechnung folgt MASS Tabelle 10. Für eine Scheduled Unit erstellt sie zunächst die Referenzkurve, die die Einheit ohne Störung gefahren wäre, und misst die Reaktion dagegen. Danach entfernt sie Trägheitsreaktion. Die Differenz zur Leistung unmittelbar vor der Störung ist die Basisantwort. Bei einem Variable Controller wird sie für den Unterschied zwischen tatsächlicher lokaler Frequenz und Standard oder Fast Frequency Ramp korrigiert. Bei einem Switching Controller wird die Zeit bis zum Erreichen des Frequency Setting gegenüber der Rampe berücksichtigt. Die Lieferung muss bei jedem Dienst mindestens der aktivierten Menge entsprechen.

Das Werkzeug kann nur vorhandene Aufzeichnungen auswerten. Es kann keine Lücke in der Leistungsaufzeichnung, keinen Zeitversatz zwischen Frequenz- und Leistungsuhr und keinen erst nach FDT beginnenden Datensatz korrigieren. Bewahren Sie Rohdateien, Reglerkonfiguration, Werkzeugversion und Ergebnis zusammen auf, damit die Auswertung reproduzierbar ist.

FCAS-Registrierung

AEMO ordnet jede Anlage den lieferbaren Diensten zu und weist Switching Controllern Frequency Settings zu. Für Batterie-Energiespeicher und für Wind- und Solarparks veröffentlicht AEMO Leitfäden zur Kontingenz-FCAS-Registrierung; 2026 wurden überarbeitete Fassungen konsultiert. Der überarbeitete Batterieleitfaden ergänzt Prüf- und Messanforderungen für DC-gekoppelte Speicher. Verwenden Sie die am Antragstag gültige Version.

Regulation-Anlagen werden erneut geprüft. Der Anbieter muss AEMO informieren und mindestens alle 4 Jahre testen, außerdem binnen 8 Wochen nach einer größeren Überholung oder Änderung der Wirkleistungssteuerung und binnen 8 Wochen nach Aufforderung durch AEMO. Die Ergebnisse sind binnen 20 Arbeitstagen nach dem Test einzureichen (MASS Abschnitt 7.6).

FCAS mit dem EpiSensor ZDR

Der ZDR ist EpiSensors Regler für Lastflexibilität. Das Datenblatt EPI-211-04 nennt drei Varianten:

Alle drei messen die Frequenz mindestens alle 100 ms und reagieren binnen 100 ms. Das Datenblatt nennt 0,01 Hz Frequenzauflösung, ±0,01 Hz Genauigkeit und dreiphasige Wirkleistungsmessung in Klasse 0,5S nach IEC 62053-22. Das Relais ist ein Wechslerkontakt mit 4 A ohmscher Last bei 250 V AC. Eine große Last wird über einen vom Relais betätigten Schütz getrennt.

Verglichen mit MASS Tabelle 5 ist die Grenze klar. Für Slow und Delayed FCAS liegt die 100-ms-Abtastung deutlich unter dem 4-s-Limit; 0,01 Hz Auflösung erfüllt die 0,01-Hz-Grenze und ±0,01 Hz liegt innerhalb der 0,02-Hz-Grenze. Für Very Fast und Fast FCAS muss eine Einzelanlage alle 50 ms abtasten und 0,0025 Hz auflösen. Die eigenen 100 ms und 0,01 Hz des ZDR erfüllen beides nicht. Ein Aggregat aus mindestens 25 Anlagen kann mit Abschlag die 100-ms- und 200-ms-Zeilen verwenden, doch die Auflösung von 0,0025 Hz bleibt erforderlich. Die eigene Messung des ZDR eignet sich damit für 60-Sekunden- und 5-Minuten-Dienste. ZDR-20 oder ZDR-21 passt als Switching Controller für eine per Relais trennbare Last, ZDR-22 als Variable Controller für eine Batterie. Für Leistung nennt das Datenblatt eine Energieklasse; der Anbieter benötigt Nachweise nach Abschnitt 6.5.1 zu intrinsischer Unsicherheit und Auflösung.

Die GPS-gestempelte 20-ms-Aufzeichnung bei ZDR-21 und ZDR-22 hilft, Zähler verschiedener Standorte zeitlich auszurichten, wie Abschnitt 5.3.3 verlangt. Sie verbessert nicht die Frequenzmesswerte, die aus der 100-ms-Messung stammen. ZDR-20 hat keinen Ereignisrekorder. Seine Daten treffen jede Sekunde am Gateway ein, innerhalb der 4-s-Grenze für Slow und Delayed FCAS. Der Anbieter muss trotzdem Aufzeichnungsfenster, Zeitausrichtung und 12-monatige Aufbewahrung der gespeicherten Daten belegen.

Frequenzdienste in anderen Märkten

FCAS ist ein Begriff des NEM. Der Wholesale Electricity Market Westaustraliens betreibt fünf Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS): Regulation Raise, Regulation Lower, Contingency Reserve Raise, Contingency Reserve Lower und einen RoCoF-Regeldienst. Jeder erfordert eigene Akkreditierung. Großbritannien beschafft Dynamic Containment, Dynamic Moderation und Dynamic Regulation. Kontinentaleuropa nutzt Frequency Containment Reserve sowie automatische und manuelle Frequency Restoration Reserve. Eine NEM-Registrierung gilt für keinen dieser Märkte. Der Leitfaden zur dynamischen Frequenzregelung vergleicht sie.

Checkliste technischer Anforderungen

1. Dienst und Zeile aus Tabelle 5 wählen. Eine Einzelanlage für R6 braucht Frequenz- und Leistungsabtastung alle 50 ms und 0,0025 Hz Frequenzauflösung. R60 und R5 erlauben 4 s und 0,01 Hz.
2. Dokumentversionen festhalten. Notieren Sie MASS-Version (v8.2, gültig seit 3. Juni 2024), FCASVT-Version und Version des Registrierungsleitfadens; prüfen Sie sie vor dem Standorttest erneut.
3. Messgrenze zeichnen. Teilt die teilnehmende Anlage einen Anschlusspunkt mit einer variablen Last oder einem Generator, messen Sie ihren Bruttofluss direkt.
4. Vorzeichen nachweisen. Befehlen Sie eine bekannte Entladung oder Lastabschaltung und prüfen Sie, dass sie in der Auswertungsdatei als Raise-Reaktion ankommt.
5. Frequenz und Leistung zeitlich ausrichten. Nutzen Sie eine gemeinsame Uhr oder GPS-Zeit an jedem Zähler eines Aggregats und prüfen Sie den Versatz an einem bekannten Ereignis.
6. Regler regelkonform einstellen. Ein Switching Controller nutzt das zugewiesene Frequency Setting (Festlandstandard 49,8 Hz Raise, 50,2 Hz Lower). Ein Variable Controller beginnt spätestens bei 49,85 beziehungsweise 50,15 Hz.
7. Energie für den Bewertungszeitraum vorhalten. Delayed FCAS dauert bis 600 s; vor Verlusten sind das 0,17 MWh je aktiviertem MW.
8. Aufzeichnungen bewahren. Halten Sie digitale, tabellenlesbare Datensätze ab jeder Störung 12 Monate vor und seien Sie auf Berichte binnen 20 Arbeitstagen vorbereitet.