Was ist Dynamic Response? Dynamische Frequenzregelung erklärt

Dynamische Frequenzregelung ist eine automatische Änderung der Wirkleistung entsprechend der gemessenen Netzfrequenz. Eine Batterie, ein Generator oder eine steuerbare Last misst die Frequenz am eigenen Anschlusspunkt, berechnet aus der Kennlinie des Dienstes eine Leistungsvorgabe und ändert ihre Leistung fortlaufend, solange die Frequenz vom Nennwert abweicht.

In Großbritannien meint „Dynamic Response“ meist die drei Dynamic Response Services des National Energy System Operator (NESO): Dynamic Containment (DC), Dynamic Moderation (DM) und Dynamic Regulation (DR). Jeder Übertragungsnetzbetreiber definiert eigene Dienste, Kennlinien, Tests und Abrechnungsregeln. Dieser Leitfaden verwendet die NESO-Dienste als Rechenbeispiel und stellt europäische, irische und australische Werte zum Vergleich daneben.

Dynamische Dienste in Großbritannien: DC, DM und DR

NESO beschafft drei Dynamic Response Services, jeweils getrennt für niedrige und hohe Frequenz.

Quelle: NESO, technische Anforderungen der Dynamic Services und Provider Guidance v14, Juni 2026.

Eine Response Unit muss in ganzen MW mindestens 1 MW und höchstens 100 MW anbieten. Verträge laufen derzeit in vierstündigen EFA-Blöcken. Jede Einheit muss eine Anweisung von NESO zum Unscharf- und erneuten Scharfschalten annehmen. Anlagen dürfen aggregiert werden, wenn sie zur selben GSP Group gehören. NESOs Reformprogramm schlägt statt EFA-Blöcken 30-Minuten-Dienstfenster und für DR wie bei DC und DM eine Reaktionszeit von 1 s vor. Prüfen Sie die am Tag des Gebots gültigen Bedingungen.

Der DC-Dienst für Unterfrequenz startete im Oktober 2020, der für Überfrequenz im Oktober 2021. DM und DR starteten im März 2022. Zusammen ersetzten sie Dynamic Firm Frequency Response (DFFR), den früheren Dienst, bei dem eine Einheit der Frequenz fortlaufend folgte. NESO kauft außerdem noch Static Firm Frequency Response (SFFR), einen nicht dynamischen Dienst nach einer Störung mit 30 s Reaktionszeit und 30 Minuten Dauer. Vergütet wird nur die Verfügbarkeit, zum Clearingpreis der Auktion in £/MW/h.

DC arbeitet autonom. Die Einheit reagiert auf ihre eigene Frequenzmessung und erhält während des Ereignisses keinen Abrufbefehl. Bei aFRR in Europa ist es anders: Die Einheit folgt einem Netzbetreiber-Sollwert, der sich alle paar Sekunden ändert. Beide verändern Leistung fortlaufend, benötigen aber verschiedene Steuerpfade, Kommunikationskonzepte und Nachweise.

Was war Enhanced Frequency Response (EFR)?

Enhanced Frequency Response (EFR) war der erste britische Dienst, der auf eine Reaktion innerhalb von 1 Sekunde ausgelegt war. National Grid, damals Netzbetreiber und Systemverantwortlicher, schrieb 2016 einmalig 200 MW aus. Angebote kamen für 64 Standorte von 37 Unternehmen: 61 Batteriespeicher, zwei Demand-Side-Response-Aggregationen und ein thermisches Kraftwerk. Im August 2016 vergab National Grid acht Verträge mit vier Jahren Laufzeit an sieben Unternehmen, insgesamt 201 MW, ausschließlich Batteriespeicher, zu 7,00 bis 11,97 £/MW/h.

EFR legte statt einer einzelnen Kennlinie einen zulässigen Leistungsbereich um eine Referenzkurve fest. Eine Batterie konnte den Spielraum darin nutzen, um ihren Ladezustand zu steuern. Alle acht erfolgreichen Gebote betrafen Service 2 mit dem schmalen Totband von ±0,015 Hz.

Die acht Anlagen sollten nach den geschätzten Terminen von National Grid zwischen April 2017 und März 2018 in Betrieb gehen, die vierjährigen Verträge endeten also etwa 2021 und 2022. Branchenanalysen zufolge gab es keine weitere EFR-Ausschreibung. NESO beschafft schnelle dynamische Frequenzregelung heute über DC, DM und DR. DC übernimmt das schmale Totband von ±0,015 Hz und die volle Lieferung binnen 1 Sekunde von EFR und ergänzt ausdrückliche State-of-Energy-Regeln.

Warum Frequenzregelung nötig ist

Die Frequenz sinkt, wenn weniger erzeugt als verbraucht wird, und steigt im umgekehrten Fall. Bei geringer Trägheit bewegt sie sich nach demselben Ausfall schneller und weiter; dafür wurde Dynamic Containment (DC) konzipiert. In Großbritannien verpflichtet die Lizenz NESO, die Frequenz innerhalb 50 Hz ±1 % (49,5 bis 50,5 Hz) zu halten; im Betrieb gilt ein engeres Band von ±0,2 Hz. In Kontinentaleuropa nennt die System Operation Guideline (Verordnung (EU) 2017/1485, Anhang III) einen Standardfrequenzbereich von ±50 mHz, eine maximale stationäre Abweichung von 200 mHz und eine maximale momentane Abweichung von 800 mHz. Irland und Nordirland bilden ein kleineres Synchrongebiet mit weiteren Grenzen: ±200 mHz, 500 mHz und 1.000 mHz.

Die früheren Begriffe Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung entsprechen ungefähr den ENTSO-E-Begriffen Frequency Containment Reserve (FCR), automatische Frequency Restoration Reserve (aFRR) und manuelle Frequency Restoration Reserve (mFRR). Replacement Reserve (RR) ist eine langsamere, manuell aktivierte Reserve, mit der manche Netzbetreiber aFRR und mFRR ablösen. FCR reagiert auf die lokale Frequenz. In Kontinentaleuropa muss sie bei ±200 mHz binnen 30 s voll aktiviert sein; Unempfindlichkeit und Totband dürfen zusammen höchstens 10 mHz betragen (Anhang V). aFRR und mFRR reagieren nicht unmittelbar auf die lokale Frequenz. Sie folgen einem Sollwert des Netzbetreibers; europäische Standardprodukte verlangen volle Aktivierung binnen 5 beziehungsweise 12,5 Minuten.

Dynamische und statische Regler

Ein statischer Regler schaltet bei Überschreiten einer Frequenzschwelle einen festen Leistungsblock. Beispielsweise trennt ein Relais bei 49,7 Hz eine Kältemaschine mit 400 kW und schaltet sie nach einer Haltezeit wieder zu. Die Antwort ist null oder der ganze Block.

Ein dynamischer Regler berechnet bei jedem Frequenzmesswert einen neuen Leistungswert. Die Vorgabe ist eine abschnittsweise lineare Funktion der Abweichung von 50 Hz. Die DC-Kennlinie aus NESOs Provider Guidance lautet:

• 0 % Lieferung innerhalb ±0,015 Hz (Totband);
• geringer linearer Anstieg bis 5 % bei ±0,2 Hz (Knickpunkt);
• steiler linearer Anstieg von 5 % bei ±0,2 Hz auf 100 % bei ±0,5 Hz.

DM konzentriert sich auf ±0,1 bis ±0,2 Hz und liefert zusätzliche Leistung, wenn sich die Frequenz der betrieblichen Grenze nähert. DR liefert über den Betriebsbereich und erreicht bei ±0,2 Hz die volle Leistung. Der Dienst legt fest, welcher Reglertyp zulässig ist. Ein Relais kann DC nicht liefern.

Rechenbeispiel: 10 MW Dynamic Containment

Eine Batterie hat einen DC-Vertrag für 10 MW bei Unterfrequenz (DCL). Die Tabelle zeigt die Vorgabe bei mehreren Frequenzen.

Zwischen Knickpunkt und voller Lieferung steigt die Vorgabe um 95 % über 0,3 Hz. Das sind 3,2 % der Vertragsleistung je 0,01 Hz oder bei dieser Einheit 0,32 MW je 0,01 Hz. Zeigt der Frequenzmesser bei 49,7 Hz um 0,01 Hz zu viel an, liefert die Anlage daher rund 0,3 MW zu wenig. Messgenauigkeit gehört zum Lieferfehler.

Aus der Dauer folgt der Energiebedarf. NESO definiert das Response Energy Volume als Vertragsleistung mal Lieferdauer: 10 MW × 15 Minuten = 2,5 MWh. Die Einheit muss über ihr State of Energy Management mindestens 20 % davon (0,5 MWh) in einem 30-Minuten-Abrechnungsintervall zurückgewinnen können. Eine Einheit mit DCL und DCH zu je 10 MW braucht zu Beginn jedes EFA-Blocks 2,5 MWh über ihrem Mindestladezustand und 2,5 MWh freie Kapazität unter ihrem Höchstladezustand, noch vor Wechselrichterverlusten und BMS-Grenzen. Operational Baselines (Physical Notifications mit 1-Minuten-Auflösung, vor Gate Closure 60 Minuten im Voraus eingereicht) dienen dazu, den Ladezustand wieder dorthin zu bewegen.

Das Zeitbudget von einer Sekunde

DC muss binnen 0,5 s beginnen und binnen 1 s voll liefern. Die Kennlinie verlangt zugleich, dass volle Lieferung nicht schneller als 0,5 s erfolgt. Ein besonders schneller Wechselrichter kann daher eine Rampenbegrenzung benötigen. Alles zwischen Frequenzeingang und Leistung am Messpunkt teilt sich diese Sekunde:

Messung und serielles Schreiben sind kurz und vorhersagbar. Die PCS-Zeit steht oft nicht im Datenblatt. Prüfen Sie, ob das PCS standardmäßig eine Rampe begrenzt oder sein Sollwertregister nur in einem langsamen internen Zyklus liest. Verwenden Sie einen für den Standort freigegebenen Sprungtestplan, der mit dem Anlagenverantwortlichen und einer qualifizierten Fachkraft für Regelungstechnik abgestimmt ist. Betriebsgrenzen, Verriegelungen, Abbruchkriterien und Wiederherstellung müssen vor jedem Test an der laufenden Anlage feststehen. Speisen Sie in der freigegebenen Testumgebung einen Frequenzsprung ein, zeichnen Sie Frequenz, geschriebenen Sollwert und Leistung am Anschlusspunkt mit einer gemeinsamen Uhr auf und lesen Sie daraus die Verzögerung ab.

Dienste nach Region

EirGrid und SONI beschaffen DS3-Dienste nach eigenem Protokoll und Verträgen. Für Projekte in Australien nutzen Sie den FCAS-Leitfaden zu Diensten und Messung. AEMOs Market Ancillary Services Specification legt eigene Regeln für Messung und Registrierung fest.

Geeignete Anlagen

Batterien liefern in Großbritannien einen Großteil der dynamischen Frequenzreaktion. Ein Batterie-Wechselrichter kann seine Leistungsrichtung innerhalb der DC-Frist von 1 s umkehren und einer wechselnden Vorgabe in beide Richtungen folgen. Begrenzend sind eher Energie und Betrieb: Ladezustand, Zelltemperatur und die nach Garantie zulässigen Zyklen.

Generatoren können Hochfrequenzreaktion günstig durch Senkung ihrer Einspeisung liefern. Für Unterfrequenzreaktion brauchen sie vorgehaltenen Spielraum. Wind- oder Solaranlagen müssen dafür gedrosselt laufen und verlieren in jeder Vertragsstunde Energieerlöse.

Flexible Lasten passen meist zu statischen oder auf Unterfrequenz begrenzten Diensten. Kompressor, Kältemaschine oder Heizung können schnell abschalten, aber der Frequenz nicht gleichmäßig nach oben folgen. Ein bei 49,6 Hz gestoppter Kompressor kann erst nach Ablauf seiner Wiedereinschaltsperre starten. Kälte- und Gebäudetechnik holen nach einem Ereignis verlorene Kühlung oder Wärme nach. Messen Sie diesen Rückprall am Anschlusspunkt; unmittelbar nach Erholung der Frequenz erscheint er als zusätzliche Nachfrage. Der Rechner Demand-Response-Ereignis berechnen vergleicht Ereignis- und Rückprallleistung Intervall für Intervall mit ihren Baselines.

Aggregation bündelt kleine Standorte zu einer Response Unit, einem virtuellen Kraftwerk. Jeder Standort braucht trotzdem einen bekannten Betriebszustand, autorisierten Steuerpfad, Messung der Lieferung am eigenen Anschlusspunkt und einen sicheren Zustand bei Kommunikationsverlust.

Mess- und Steuerarchitektur

Trennen Sie am Standort sechs Funktionen:

1. Frequenzmessung: lokale Frequenz am Anschlusspunkt mit Genauigkeit und Rate des Dienstes.
2. Antwortberechnung: Kennlinie, Totband, Richtung, vertragliche MW und Ladezustandsgrenzen.
3. Anlagensteuerung: sicher befolgbarer Sollwert für PCS oder Lastregler; bei statischem Dienst gegebenenfalls ein Relais.
4. Leistungsmessung: Wirkleistung an der elektrischen Grenze des Programms.
5. Zeit und Nachweis: Frequenz, Sollwert, Anlagenzustand, Verfügbarkeitsflag und Leistung mit einer gemeinsamen Uhr.
6. Marktbetrieb: Gebote, Baselines, Verfügbarkeitserklärungen, Unscharfschaltbefehle und Abrechnung.

Geben Sie jede Rate als Zahl an. Der ZDR-22 tastet für die Regelung alle 100 ms die Frequenz ab, zeichnet Ereignisdaten im 20-ms-Intervall auf und streamt Daten im 1-s-Intervall in die Cloud. NESO verlangt Leistungsdaten für DC und DM bei 20 Hz, für DR bei 20 Hz oder 2 Hz. Jede Lücke von mehr als 50 ms in 20-Hz-Daten gilt als fehlend. Ein Cloud-Stream im 1-s-Takt ist daher kein geeigneter Leistungsnachweis. Später erneut zugestellte Daten können eine ausgebliebene physische Reaktion nicht nachträglich erzeugen.

Fehlerbilder und ihre Nachweise

Definieren Sie die Nachweise für Fehler vor der Inbetriebnahme, nicht erst nach einer schlechten Leistungsbewertung.

Falsch ausgerichtete Uhren lassen eine korrekte Reaktion verspätet erscheinen. Bei 20 Hz sind 100 ms Abweichung zwischen Frequenz- und Leistungsaufzeichnung zwei Messpunkte. NESO berechnet den Fehler bei DC und DM über ein gleitendes Minimum von 0,2 s beziehungsweise vier Punkten. Nehmen Sie Frequenz und Leistung aus einer gemeinsamen Zeitquelle wie GPS/GNSS und prüfen Sie die Abweichung beim Sprungtest.

Ein falsches CT-Verhältnis am Anschlusspunkt skaliert jede Leistungsangabe. Ein umgekehrter CT vertauscht das Vorzeichen: Korrekte DCL-Entladung erscheint als Ladung. Prüfen Sie Bezugs- und Einspeisevorzeichen mit einer bekannten Last vor dem ersten Test.

Veraltete Daten sind gefährlich. Verliert der Regler Frequenzeingang oder Verbindung zum PCS, kennzeichnen Sie den betroffenen Dienst als nicht verfügbar und befolgen Sie das für Standort und Anlage freigegebene Rückfallverhalten. Weder das Halten des letzten Sollwerts noch eine Vorgabe von null ist allgemein sicher. Legen Sie Erkennung, Verriegelungen, Übergang und Wiederanlauf vor dem Test mit dem Anlagenverantwortlichen und einer qualifizierten Fachkraft für Regelungstechnik fest. Die NESO Provider Guidance v14 setzt den Verfügbarkeitsfaktor eines Abrechnungsintervalls bei weniger als 99,9% Verfügbarkeit auf null, andernfalls auf eins. Bei 20-Hz-Daten in einem 30-Minuten-Intervall betrifft eine Nichtverfügbarkeit von 2 Sekunden 40 von 36.000 Abtastwerten. Die verbleibende Verfügbarkeit von etwa 99,889% liegt unter dieser Schwelle.

Erschöpfter Ladezustand beendet die Lieferung während einer langen Unterfrequenzphase vorzeitig. Erfassen Sie den Ladezustand zu jedem Ereignis und vergleichen Sie ihn mit der eingereichten Baseline.

Gemeinsame Messgrenzen verursachen Doppelzählung. Ändert eine Standortlast oder ein anderer Dienst hinter demselben Zähler seine Leistung, erscheint das als Reaktion. Erfassen Sie alle Lasten und Generatoren hinter dem Messpunkt sowie alle weiteren Dienste derselben Anlage.

Bewahren Sie rohe 20-Hz-Daten mit der Analyse auf, dazu Firmwareversion und gültige Reglerkonfiguration jedes Ereignisses. Ein Screenshot oder berechneter Score ohne Rohdaten ist später nicht überprüfbar.

Frequenzregelung mit dem EpiSensor ZDR

Das ZDR-Datenblatt (EPI-211-04) beschreibt drei Varianten:

• ZDR-20: statische Frequenzreaktion über Relaisausgang.
• ZDR-21: statische Reaktion mit Ereignisaufzeichnung bei 20 ms und GPS/GNSS-Zeitsynchronisierung.
• ZDR-22: Batteriesteuerung für dynamische Frequenzreaktion mit Ereignisaufzeichnung bei 20 ms und GPS/GNSS-Zeit. Er hat keinen Relaisausgang. Er steuert die Batterie als Modbus-RTU-Master über seine serielle RS-485-Schnittstelle (bis zu vier Clientgeräte und 20 Register). Optional gibt es einen CANbus-Anschluss.

Frequenzreaktions- und Abtastzeit betragen höchstens 100 ms, die Auflösung 0,01 Hz und die Frequenzgenauigkeit ±0,01 Hz. Die Genauigkeit erfüllt die FCR-Mindestanforderung von 10 mHz aus Anhang V der Verordnung (EU) 2017/1485. Auf der obigen DC-Kennlinie kann sie bei einer 10-MW-Einheit bis zu 0,32 MW ausmachen; berücksichtigen Sie das in der Liefertoleranz. Die Wirkleistungsmessung an den eigenen dreiphasigen Eingängen hat Klasse 0,5S nach IEC 62053-22. Damit kann der ZDR die Lieferung am Anschlusspunkt unabhängig vom eigenen Messwert des PCS erfassen.

Die 20-ms-Ereignisaufzeichnung des ZDR-21 und ZDR-22 ist feiner als die 50-ms-Abstände in NESOs 20-Hz-Leistungsdateien. Die Angabe 100 ms bezeichnet die Regelabtastung und darf nicht als Aufzeichnungsrate ausgegeben werden. NESO prüft bei der Aufnahme auch die Betriebszählung und Übertragung der Leistungsdaten über seinen Datenkonzentrator. Planen Sie vor dem Testtermin, wie die ZDR-Aufzeichnung dorthin gelangt.

Ein ZDR allein qualifiziert keinen Standort. Die Präqualifikation prüft die ganze Einheit: Frequenzeingang, Regler, PCS, Messung am Anschlusspunkt und Datenpfad. Legen Sie den Standort mit dem Anwendungsleitfaden zur Batterieflexibilität aus und wählen Sie dann die passende Variante.