Eine irische Demand Side Unit (DSU) bündelt einen oder mehrere Stromverbraucher zu einer steuerbaren Einheit im Single Electricity Market. Ihre Reaktion kann durch das Abschalten von Anlagen, Erzeugung am Standort oder eine im Rahmen der DSU vereinbarte Kombination erfolgen.
Das kommerzielle Produkt, die Verpflichtung nach dem Grid Code und der betriebliche Ablaufplan des Standorts hängen zusammen, müssen aber getrennt dokumentiert werden. Der Marktteilnehmer registriert die Einheit und erhält die Einsatzanweisung. EirGrid verantwortet das Konformitätsverfahren und die standortspezifischen Signalanforderungen. Der Standortbetreiber benötigt zusätzlich eine Betriebsaufzeichnung, aus der hervorgeht, was verfügbar war, was sich geändert hat und ob Produktion, Sicherheit oder Anlagengrenzen die Reaktion eingeschränkt haben.
Aktuelle DSU-Leistungsgrenzen und Registrierungsbedingungen
Die veröffentlichten DSU-Hinweise von EirGrid nennen folgende Grenzen.
| Gegenstand | Aktuell veröffentlichte Regelung |
|---|---|
| Mindestleistung einer DSU | Mindestens 4 MW |
| Aggregation | Ein DSU Aggregator kann einen oder mehrere Individual Demand Sites zusammenfassen |
| Großer Einzelstandort | Ein Individual Demand Site mit mindestens 10 MW kann eine eigenständige DSU bilden, darf aber nicht mit anderen Standorten aggregiert werden |
| Anträge | Anträge sind sowohl bei EirGrid als auch bei SEMO erforderlich |
| Kommerzieller Betrieb | Vor Aufnahme des kommerziellen Betriebs muss die Einheit Prüfungen zur Einhaltung des Grid Code durchlaufen |
Die Leistung ist weder mit dem üblichen Jahresverbrauch noch mit der maximalen Netzbezugsleistung eines Standorts gleichzusetzen. Dokumentieren Sie, wie die flexible Leistung in MW ermittelt wurde, welche Anlagen beitragen, welche Lasten weiterlaufen müssen und wie die Erzeugung am Standort berücksichtigt wird. Für die formale Leistung sind die genehmigte DSU-Registrierung und die Grid-Code-Dokumente maßgeblich.
EirGrid veröffentlicht getrennte Verfahren für Leistungsprüfungen über zwei Stunden, sechs Stunden und 24 Stunden, eine Signal- und Kommunikationsprüfung sowie eine Vorlage für einen zusammenfassenden Bericht. Für die laufende Leistungsüberwachung können weitere Prüfungen verlangt werden. Verwenden Sie die aktuellen Vorlagen für die jeweilige Prüfung, statt die Prüfunterlagen eines früheren Standorts zu übernehmen.
Die Standortaufzeichnung beginnt an der Haupteinspeisung
Die erste betriebliche Messung gehört an die elektrische Grenze, an der die Laständerung des Standorts sichtbar wird. Erfassen Sie von dort aus die einzelnen Anlagen, die zur Reaktion beitragen.
- Haupteinspeisung. Zeichnen Sie dreiphasige Wirk- und Blindleistung, Spannung, Strom, Leistungsfaktor, Frequenz und kumulierte Energie mit einer dokumentierten Vorzeichenkonvention auf.
- Steuerbare Lasten. Erfassen Sie für jede beteiligte Last oder Lastgruppe Betriebszustand, gemessenen Leistungsbedarf, Betriebsgrenze, Befehl, Bestätigung und Prozessbeschränkung.
- Erzeugung am Standort. Zeichnen Sie Erzeugerleistung, Verfügbarkeit, Brennstoff- oder Energiebeschränkung, Startbefehl, Zustand des Leistungsschalters und die unabhängig gemessene Änderung an der Haupteinspeisung auf.
- Batteriespeicher. Erfassen Sie AC-Leistung, Ladezustand, verfügbare Lade- und Entladeleistung, Betriebsart, Alarme und aktive Begrenzung. Die Schutzfunktion des Batteriemanagementsystems muss erhalten bleiben.
- Unverzichtbare Lasten. Bestimmen Sie die Lasten, die nicht reduziert werden dürfen, und die Bedingung, unter der eine flexible Last wieder zugeschaltet wird, bevor Sicherheit, Qualität oder Produktion beeinträchtigt werden.
- Kommunikation. Erfassen Sie Aktualität, Latenz, Zeitquelle und Qualität jedes Werts, der in Verfügbarkeits- oder Leistungsberechnungen eingeht.
Ein Standort kann seinen Netzbezug verringern, indem er eine Last abschaltet, einen Erzeuger startet oder eine Batterie entlädt. Diese Maßnahmen können an der Haupteinspeisung einen ähnlichen Verlauf erzeugen, haben aber unterschiedliche Folgen für Emissionen, Brennstoff, Prozess, Gewährleistung und Rückkehr zum Normalbetrieb. Bewahren Sie die Aufzeichnungen der einzelnen Anlagen zusammen mit der Messung an der Standortgrenze auf.
Verfügbarkeit, Aktivierungszustand und erbrachte Leistung sind unterschiedliche Signale
Die DS3 New Signals Requirements unterscheiden für Aggregatoren mehrere Sachverhalte, die auch im betrieblichen Datenmodell getrennt bleiben sollten.
| Signalbegriff | Aussage | Was damit nicht nachgewiesen wird |
|---|---|---|
| Verfügbarkeit einer Dienstleistung | Verbleibende MW, die der Aggregator für eine bestimmte Dienstleistung als verfügbar meldet | Dass die Reaktion angefordert oder erbracht wurde |
| Aktivierter oder deaktivierter Zustand | Ob der Modus für die automatische Frequenzreaktion aktiviert ist | Die während eines Ereignisses erbrachte Reaktion in MW |
| Erbrachte Leistung | Aggregierte zusätzliche Erzeugung und Lastreduktion, die der Reaktion zugerechnet werden | Übereinstimmung mit jedem physischen Zähler der einzelnen Standorte |
| Last an der Haupteinspeisung | Summe der MW-Messwerte an den Haupteinspeisungen der beteiligten Standorte | Ursache der Änderung oder Zustand jeder einzelnen Anlage |
Für die in den veröffentlichten Anforderungen beschriebenen Signale der automatischen Frequenzreaktion gelten für die analogen Werte zu Verfügbarkeit, erbrachter Leistung und Haupteinspeisung eine Auflösung von einer Sekunde und eine Latenz von höchstens fünf Sekunden. Das aktuelle DS3-Protokoll verlangt daneben aggregierte Echtzeit-SCADA-Lastdaten mit mindestens einem Hertz für aggregierte Standorte, die POR, SOR oder TOR1 bereitstellen. Diese Daten müssen mit Zeitstempeln versehen und auf eine gemeinsame Zeitbasis synchronisiert sein. Nach einem leistungsbezogenen Vorfall werden nach dem festgelegten Verfahren außerdem Daten der Einzelstandorte verlangt.
Das sind Anforderungen des Programms, keine allgemeingültigen Einstellungen für jeden Sensor am Standort. Halten Sie die genaue Dienstleistung, den Vertrag, die Signalliste und die Dokumentrevision fest, aus denen sich die jeweilige Anforderung ergibt. Durch das Umrechnen eines langsamen Messpunkts auf Sekundenschritte entsteht keine Messung mit einer Auflösung von einer Sekunde.
Ereignisnachweise brauchen eine gemeinsame Zeitbasis
Eine aussagekräftige Ereignisaufzeichnung verknüpft die Anweisung mit dem physischen Ergebnis.
- Speichern Sie die Anweisung, ihre Quelle, ihr Ziel, die angeforderten MW und den Empfangszeitpunkt.
- Speichern Sie den Aktivierungszustand oder die Bestätigung, ohne dies als erbrachte Leistung zu behandeln.
- Messen Sie die Reaktion an der Haupteinspeisung und an jeder beitragenden Anlage auf einer gemeinsamen Zeitbasis.
- Erfassen Sie den Wert vor dem Ereignis, die Leistungsrampe, das Halteintervall sowie die Rückkehr zum Normalbetrieb oder den Nachholeffekt.
- Zeichnen Sie nicht verfügbare Standorte, veraltete Signale, übersteuernde Eingriffe und Prozessbeschränkungen auf.
- Bewahren Sie die Rohintervalle einer Aggregationsberechnung und die Version der Berechnung auf.
Das DS3 System Services Protocol beschreibt die Leistungsüberwachung nach Einsatzanweisungen, Frequenzereignissen und Netzstörungen. Je nach Dienstleistung kann der TSO Zähler, SCADA, Zeigermessgeräte und Ereignisrekorder heranziehen. Das betriebliche Dashboard des Dienstleisters kann bei der Untersuchung des Ereignisses helfen, bestimmt aber nicht den vertraglichen Bewertungsfaktor für die erbrachte Leistung, den sogenannten Performance Scalar.
Für die Bewertung der FFR-Leistung verlangt das aktuelle Protokoll vom Dienstleister, innerhalb von drei Arbeitstagen die TSO-Vorlage mit Daten der Überwachungseinrichtungen im vorgegebenen Format und in der vorgegebenen Auflösung auszufüllen. Deshalb sind aufbewahrte, zeitlich abgestimmte Quelldaten nützlicher als ein Dashboard-Bildschirmfoto oder eine exportierte Zusammenfassung ohne Qualitätskennzeichen.
Inbetriebnahmeprüfungen für einen einzelnen Verbrauchsstandort
- Ordnen Sie die Haupteinspeisung, die beteiligten Anlagen und die unverzichtbaren Lasten dem genehmigten einpoligen Schaltbild und der DSU-Standortliste zu.
- Prüfen Sie bei einer bekannten Laständerung Zählerübersetzungen, Phasenfolge, Vorzeichen und Zeitstempel.
- Vergleichen Sie den betrieblichen Messwert der Haupteinspeisung mit dem genehmigten TSO- oder Aggregatorsignal zum selben Zeitpunkt.
- Führen Sie jede genehmigte Last-, Erzeuger- oder Batterieaktion nach dem jeweiligen sicheren Betriebsverfahren aus und messen Sie die Reaktion an der Standortgrenze.
- Prüfen Sie, dass ein veralteter Anlagenwert deren Beitrag aus der Verfügbarkeit entfernt, statt den letzten gültigen Wert fortzuschreiben.
- Testen Sie den Ausfall und die Wiederherstellung der Kommunikation, ohne eine scheinbare Reaktion oder ein doppeltes Ereignis zu erzeugen.
- Bestätigen Sie, dass lokale Schutzeinrichtungen, Prozessverriegelungen sowie Batterie- oder Erzeugersteuerungen einen unsicheren Befehl ablehnen können.
- Bewahren Sie die bei der Abnahme verwendete Signalliste, Konfiguration, Firmware, Berechnungsversion und das Prüfprotokoll der unter Aufsicht durchgeführten Prüfung auf.
Diese Prüfungen ersetzen weder die von EirGrid beaufsichtigten Grid-Code-Prüfungen noch die SEMO-Registrierung. Sie versetzen die Daten des Betreibers in die Lage, ein bestandenes Ergebnis, eine Minderleistung oder eine Abweichung zu erklären.
Die Umstellung auf FASS läuft noch
Das gesamtirische Programm Future Arrangements for System Services (FASS) verändert Beschaffung, Marktregeln und regulatorische Rahmenbedingungen. Mit Stand vom 6. Oktober 2026 konsultiert das SEM Committee zu Lizenzänderungen, die für die Einrichtung der Märkte für Systemdienstleistungen erforderlich sind. Gleichzeitig bestimmen die aktuellen Dokumente und Verträge der DS3 Regulated Arrangements weiterhin die bestehenden Verpflichtungen.
Planen Sie ein neues Projekt nicht auf Grundlage eines angenommenen Umstellungstermins oder eines Entwurfs der Signalanforderungen. Führen Sie ein kontrolliertes Anforderungsverzeichnis mit dem aktuellen Grid Code, dem System Services Code oder Vertrag, der TSO-Signalliste, dem Umsetzungszeitplan und den Entscheidungen des SEM Committee. Benennen Sie eine verantwortliche Person, die es vor der Beschaffung, vor den Konformitätsprüfungen und vor dem Markteintritt überprüft.
Der Beitrag von EpiSensor
EpiSensor kann an der elektrischen Standortgrenze messen, Zustands- und Grenzwertdaten dokumentierter Modbus- oder BACnet-Geräte erfassen und Zeitreihen sowie Ereignisaufzeichnungen auf einem Edge Gateway vor Ort speichern. Freigegebene Betriebsdaten können außerdem an die Plattform eines Aggregators oder Betreibers weitergegeben werden.
Der genehmigte TSO-Kommunikationsweg, die Marktschnittstelle, die Konformitätsprüfeinrichtungen und die Abrechnungsaufzeichnung behalten ihre formalen Aufgaben. EpiSensor kann dem Standortbetreiber eine unabhängige Erklärung von Verfügbarkeit und Reaktion auf Ebene der einzelnen Anlagen liefern: Was war bereit, was wurde angefordert, was änderte sich und was wurde an der Haupteinspeisung tatsächlich gemessen?
Nutzen Sie den Leitfaden zur Referenzlast bei Demand Response für die Gestaltung der Intervalle und des Vergleichsfalls ohne Eingriff. Wenden Sie bei Speichern den Leitfaden zu Demand Response mit Batterien und das Verfahren zur Befehlsprüfung an, bevor Sie die Steuerung aktivieren.
Häufige Fragen
Welche Mindestgröße gilt für eine Demand Side Unit in Irland?
Laut der aktuellen DSU-Einrichtungsseite von EirGrid muss eine DSU mindestens 4 MW Leistung haben, um sich am Markt zu registrieren. Ein Aggregator kann mehrere Individual Demand Sites zusammenfassen, um die DSU-Leistung zu erreichen. Dabei gelten die Anforderungen des Grid Code sowie die Registrierungs- und Prüfvorgaben.
Kann ein Standort mit 10 MW einer aggregierten DSU beitreten?
EirGrid gibt an, dass ein Individual Demand Site mit einer Leistung von mindestens 10 MW eine eigenständige DSU bilden kann, aber nicht mit anderen Individual Demand Sites aggregiert werden darf. Prüfen Sie den aktuellen Grid Code und die genehmigte Registrierung des Standorts, bevor Sie sich auf diese Grenze stützen.
Erfüllt ein Edge-Überwachungssystem die DSU-Signalanforderungen von EirGrid?
Nicht für sich allein. EirGrid erstellt eine standortspezifische Signalliste und beaufsichtigt die Konformitätsprüfungen. Edge kann ergänzend zu dieser Schnittstelle betriebliche Messwerte, Zustandsänderungen und Ereignisnachweise erfassen. Die genehmigten TSO- und Marktschnittstellen behalten jedoch ihre formalen Aufgaben.
Werden die DS3 System Services durch FASS ersetzt?
Irland und Nordirland setzen die Future Arrangements for System Services um, einschließlich neuer Marktregeln und regulatorischer Rahmenbedingungen. Die Umstellung läuft im Oktober 2026 noch. Ein Projekt muss vor der Signalplanung das aktuelle DS3-Protokoll, die FASS-Entscheidungen, den Umsetzungszeitplan und den eigenen Vertrag prüfen.