Una Demand Side Unit (DSU) irlandesa reúne a uno o varios consumidores de electricidad en el Single Electricity Market como una unidad gestionable. Su respuesta puede proceder de la parada de equipos, la generación en la instalación o una combinación acordada en el marco de la DSU.
El producto comercial, la obligación del Grid Code y el plan operativo de la instalación están relacionados, pero constituyen registros distintos. El participante del mercado registra la unidad y recibe la orden de activación. EirGrid es responsable del proceso de conformidad y de los requisitos de señales específicos de la instalación. El propietario sigue necesitando un registro operativo que explique qué estaba disponible, qué cambió y si la producción, la seguridad o los límites de los equipos restringieron la respuesta.
Umbrales actuales de potencia y registro de las DSU
Las instrucciones publicadas por EirGrid para las DSU establecen los límites siguientes.
| Aspecto | Criterio publicado actualmente |
|---|---|
| Potencia mínima de una DSU | Al menos 4 MW |
| Agregación | Un DSU Aggregator puede agrupar uno o varios Individual Demand Sites |
| Gran instalación individual | Un Individual Demand Site de 10 MW o más puede constituir una DSU independiente, pero no puede agregarse con otras instalaciones |
| Solicitudes | Deben presentarse tanto a EirGrid como a SEMO |
| Operación comercial | Se requieren pruebas de conformidad con el Grid Code antes de que la unidad entre en operación comercial |
La potencia no equivale al consumo anual habitual ni a la potencia máxima de importación de la conexión de una instalación. Documente cómo se obtuvo la potencia flexible en MW, qué activos contribuyen, qué cargas deben permanecer en funcionamiento y cómo se trata la generación en la instalación. El registro DSU aprobado y los documentos del Grid Code determinan la potencia reconocida formalmente.
EirGrid publica procedimientos separados de pruebas de potencia de dos horas, seis horas y 24 horas, una prueba de señales y comunicaciones y una plantilla de informe agregado. También puede exigir pruebas adicionales para el seguimiento continuo del rendimiento. Utilice las plantillas vigentes facilitadas para la prueba concreta en lugar de copiar el expediente de pruebas de otra instalación.
Construya el registro desde la acometida principal hacia el interior
La primera medición operativa corresponde al límite eléctrico donde se observa el cambio en la demanda de la instalación. Desde allí, distinga los activos que producen la respuesta.
- Acometida principal. Registre potencia activa y reactiva trifásica, tensión, corriente, factor de potencia, frecuencia y energía acumulada con un convenio de signos documentado.
- Cargas controlables. Registre el estado de funcionamiento, la demanda medida, el límite operativo, la orden, su confirmación y la restricción de proceso de cada carga o grupo participante.
- Generación en la instalación. Registre la potencia del generador, la disponibilidad, la restricción de combustible o energía, la orden de arranque, el estado del interruptor automático y el cambio medido de forma independiente en la acometida.
- Almacenamiento en baterías. Registre potencia AC, estado de carga, potencia disponible de carga y descarga, modo, alarmas y límite activo. Mantenga intacta la función de protección del sistema de gestión de la batería.
- Demanda esencial. Identifique las cargas que no pueden reducirse y la condición que restablece una carga flexible antes de que se vean afectadas la seguridad, la calidad o la producción.
- Comunicaciones. Registre la antigüedad del dato, la latencia, la fuente de reloj y la calidad de cada valor utilizado en los cálculos de disponibilidad o rendimiento.
Una instalación puede reducir su demanda de la red apagando una carga, arrancando generación o descargando una batería. Estas acciones pueden producir una curva similar en la acometida, aunque tengan consecuencias distintas sobre emisiones, combustible, proceso, garantía y recuperación. Conserve el registro de cada activo junto con la medición en el límite de la instalación.
Disponibilidad, estado habilitado y entrega son señales distintas
Los DS3 New Signals Requirements para agregadores distinguen varios hechos que deben mantenerse separados en el modelo operativo.
| Concepto de señal | Qué indica | Qué no demuestra |
|---|---|---|
| Disponibilidad del servicio | MW restantes que el agregador declara disponibles para un servicio concreto | Que la respuesta se haya solicitado o entregado |
| Estado habilitado o deshabilitado | Si está habilitado el modo de respuesta automática de frecuencia | La respuesta en MW durante un evento |
| Cantidad proporcionada | Generación adicional y reducción de demanda agregadas atribuidas a la respuesta | La concordancia con el contador físico de cada instalación |
| Carga en la acometida principal | Suma de las lecturas en MW de las acometidas principales de las instalaciones participantes | La causa del cambio o el estado de cada activo |
Para las señales de respuesta automática de frecuencia descritas en los requisitos publicados, los valores analógicos de disponibilidad, cantidad proporcionada y acometida principal utilizan una resolución de un segundo con una latencia máxima de cinco segundos. El protocolo DS3 vigente exige por separado datos SCADA de demanda agregada en tiempo real a una frecuencia de un hercio o superior para las instalaciones agregadas que proporcionan POR, SOR o TOR1, con marcas temporales y sincronización a una hora común. También exige datos de las instalaciones individuales después de un incidente de rendimiento, conforme al procedimiento establecido.
Son requisitos del programa, no una configuración universal para todos los sensores de una instalación. Conserve el servicio exacto, el contrato, la lista de señales y la revisión del documento que establece cada requisito. No remuestree un punto lento a un segundo y lo describa como una medición con resolución de un segundo.
Las pruebas de un evento necesitan un reloj común
Un registro útil del evento conecta la instrucción con el resultado físico.
- Guarde la instrucción, su origen, su destino, los MW solicitados y la hora de recepción.
- Guarde el estado habilitado o la confirmación sin tratarlo como potencia entregada.
- Mida la respuesta en la acometida principal y la de cada activo que contribuye sobre una base temporal compartida.
- Registre el valor anterior al evento, la rampa de respuesta, el intervalo de respuesta sostenida y la recuperación o el rebote.
- Registre las instalaciones no disponibles, las señales obsoletas, las intervenciones que anulan las órdenes y las restricciones de proceso.
- Conserve los intervalos brutos utilizados en el cálculo agregado y la versión del cálculo.
El DS3 System Services Protocol describe la supervisión del rendimiento después de órdenes de activación, eventos de frecuencia y perturbaciones por fallos. Según el servicio, el TSO puede utilizar contadores, SCADA, unidades de medida fasorial y registradores de eventos. El cuadro de mando operativo del proveedor del servicio puede ayudar a investigar el evento, pero no determina el coeficiente contractual de rendimiento, denominado Performance Scalar.
Para evaluar el rendimiento FFR, el protocolo vigente exige que el proveedor del servicio complete la plantilla del TSO con datos de los equipos de monitorización en el formato y la resolución definidos en un plazo de tres días laborables. Por ello, los datos de origen conservados y alineados temporalmente son más útiles que una captura de pantalla del cuadro de mando o un resumen exportado sin indicadores de calidad.
Comprobaciones de puesta en servicio de una instalación de demanda individual
- Asocie la acometida principal, los activos participantes y las cargas esenciales con el esquema unifilar aprobado y la lista de instalaciones DSU.
- Confirme las relaciones de medida, el orden de fases, el signo y las marcas temporales durante un cambio de carga conocido.
- Compare el valor operativo de la acometida de la instalación con la señal aprobada del TSO o del agregador en el mismo instante.
- Ejecute cada acción aprobada de carga, generador o batería dentro de su procedimiento operativo seguro y mida la respuesta en el límite de la instalación.
- Verifique que un valor obsoleto de un activo elimine su contribución de la disponibilidad en lugar de prolongar el último valor válido.
- Pruebe la pérdida y la recuperación de las comunicaciones sin crear una respuesta falsa ni un evento duplicado.
- Confirme que las protecciones locales, los enclavamientos de proceso y los controladores de batería o generador pueden rechazar una orden insegura.
- Conserve la lista de señales, la configuración, el firmware, la versión del cálculo y el registro de la prueba supervisada utilizados para la aceptación.
Estas comprobaciones no sustituyen las pruebas del Grid Code supervisadas por EirGrid ni el registro en SEMO. Permiten que los datos del propietario expliquen un resultado satisfactorio, una respuesta insuficiente o una discrepancia.
La transición a FASS sigue en curso
El programa Future Arrangements for System Services (FASS), que abarca toda la isla de Irlanda, está modificando los mecanismos de contratación, las reglas de mercado y el marco regulador. A fecha de 6 de octubre de 2026, el SEM Committee está consultando los cambios de licencias necesarios para establecer los mercados de servicios del sistema, mientras que los documentos y contratos vigentes de DS3 Regulated Arrangements siguen definiendo las obligaciones existentes.
No diseñe un proyecto nuevo en torno a una fecha de transición supuesta ni a un borrador de señales. Mantenga un registro controlado de requisitos con el Grid Code vigente, el System Services Code o contrato, la lista de señales del TSO, el calendario de implantación y las decisiones del SEM Committee. Asigne un responsable para revisarlo antes de las compras, antes de las pruebas de conformidad y antes del inicio de la participación en el mercado.
Cómo puede ayudar EpiSensor
EpiSensor puede medir en el límite eléctrico de la instalación, recopilar estados y límites de equipos Modbus o BACnet documentados y conservar series temporales y registros de eventos en un Gateway Edge situado en la instalación. También puede transmitir datos operativos aprobados a la plataforma de un agregador o del propietario.
La vía de comunicación aprobada del TSO, la interfaz de mercado, los equipos de conformidad y el registro de liquidación conservan sus funciones formales. EpiSensor puede proporcionar al propietario una explicación independiente de la disponibilidad y la respuesta a nivel de activo: qué estaba listo, qué se ordenó, qué cambió y qué midió realmente la acometida principal.
Utilice la guía de línea de base para respuesta de la demanda para diseñar los intervalos y el escenario sin activación. Para almacenamiento, aplique la guía de respuesta de la demanda con baterías y el procedimiento de verificación de órdenes antes de habilitar el control.
Preguntas frecuentes
¿Cuál es el tamaño mínimo de una Demand Side Unit en Irlanda?
La página vigente de EirGrid sobre la constitución de DSU indica que una DSU debe disponer de al menos 4 MW de potencia para registrarse en el mercado. Un agregador puede combinar varios Individual Demand Sites para alcanzar la potencia de la DSU, con sujeción al Grid Code y a los requisitos de registro y pruebas.
¿Puede una instalación de 10 MW incorporarse a una DSU agregada?
EirGrid establece que un Individual Demand Site con una potencia igual o superior a 10 MW puede constituir una DSU independiente, pero no puede agregarse con otros Individual Demand Sites. Confirme el Grid Code vigente y el registro aprobado de la instalación antes de basarse en ese límite.
¿Cumple un sistema de monitorización Edge los requisitos de señales DSU de EirGrid?
No por sí solo. EirGrid desarrolla una lista de señales específica para la instalación y supervisa las pruebas de conformidad. Edge puede recopilar mediciones operativas, cambios de estado y pruebas de eventos alrededor de esa interfaz, pero las interfaces aprobadas del TSO y del mercado conservan sus funciones formales.
¿Se están sustituyendo los DS3 System Services por FASS?
Irlanda e Irlanda del Norte están implantando los Future Arrangements for System Services, incluidas nuevas reglas de mercado y disposiciones regulatorias. La transición sigue en curso en octubre de 2026. Un proyecto debe comprobar el protocolo DS3 vigente, las decisiones FASS, el calendario de implantación y su propio contrato antes de diseñar las señales.