En Irlande, une Demand Side Unit (DSU) réunit un ou plusieurs consommateurs d’électricité au sein du Single Electricity Market sous la forme d’une unité pilotable. Sa réponse peut provenir de l’arrêt d’équipements, de la production sur site ou d’une combinaison convenue dans le cadre de la DSU.
Le produit commercial, l’obligation prévue par le Grid Code et le plan d’exploitation du site sont liés, mais constituent des dossiers distincts. Le participant au marché enregistre l’unité et reçoit l’ordre d’activation. EirGrid est responsable de la procédure de conformité et des exigences de signaux propres au site. Le propriétaire du site a également besoin d’un historique opérationnel expliquant ce qui était disponible, ce qui a changé et si les contraintes de production, de sécurité ou des équipements ont limité la réponse.
Seuils de puissance et conditions d’enregistrement actuels des DSU
Les consignes DSU publiées par EirGrid définissent les limites suivantes.
| Élément | Position actuellement publiée |
|---|---|
| Puissance minimale d’une DSU | Au moins 4 MW |
| Agrégation | Un DSU Aggregator peut regrouper un ou plusieurs Individual Demand Sites |
| Grand site individuel | Un Individual Demand Site d’au moins 10 MW peut constituer une DSU autonome, mais ne peut pas être agrégé avec d’autres sites |
| Demandes | Déposer une demande auprès d’EirGrid et de SEMO |
| Exploitation commerciale | Des essais de conformité au Grid Code sont requis avant la mise en exploitation commerciale de l’unité |
La puissance ne se confond ni avec la consommation annuelle habituelle ni avec la puissance maximale de soutirage autorisée au raccordement du site. Consignez le calcul de la puissance flexible en MW, les équipements qui y contribuent, les charges qui doivent rester en service et le traitement de la production sur site. L’enregistrement DSU approuvé et les documents du Grid Code déterminent la puissance reconnue officiellement.
EirGrid publie des procédures distinctes d’essai de puissance sur deux heures, six heures et 24 heures, un essai des signaux et des communications, ainsi qu’un modèle de rapport consolidé. Des essais supplémentaires peuvent aussi être exigés pour le suivi continu des performances. Utilisez les modèles actuels fournis pour l’essai concerné plutôt que de reprendre le dossier d’essais d’un autre site.
Construire l’historique du site à partir de l’arrivée électrique principale
La première mesure opérationnelle se situe à la limite électrique où la variation de la demande du site est visible. À partir de ce point, distinguez les équipements qui produisent la réponse.
- Arrivée électrique principale. Enregistrez la puissance active et réactive triphasée, la tension, le courant, le facteur de puissance, la fréquence et l’énergie cumulée, avec une convention de signe documentée.
- Charges pilotables. Enregistrez l’état de marche, la demande mesurée, la limite de fonctionnement, la commande, son acquittement et la contrainte de procédé pour chaque charge ou groupe participant.
- Production sur site. Enregistrez la puissance du générateur, sa disponibilité, la contrainte de combustible ou d’énergie, la commande de démarrage, l’état du disjoncteur et la variation mesurée indépendamment à l’arrivée principale.
- Stockage par batterie. Enregistrez la puissance AC, l’état de charge, les puissances de charge et de décharge disponibles, le mode, les alarmes et la limite active. Préservez le rôle de protection du système de gestion de batterie.
- Charges essentielles. Identifiez les charges qui ne peuvent pas être réduites et la condition qui rétablit une charge flexible avant que la sécurité, la qualité ou la production ne soient affectées.
- Communications. Enregistrez la fraîcheur, la latence, la source d’horloge et la qualité de chaque valeur utilisée dans les calculs de disponibilité ou de performance.
Un site peut réduire sa demande sur le réseau en arrêtant une charge, en démarrant une production ou en déchargeant une batterie. Ces actions peuvent produire une courbe similaire à l’arrivée principale tout en ayant des conséquences différentes sur les émissions, le combustible, le procédé, la garantie et le retour au fonctionnement normal. Conservez l’historique de chaque équipement avec la mesure à la limite du site.
Disponibilité, état d’activation et puissance fournie sont des signaux distincts
Les DS3 New Signals Requirements destinées aux agrégateurs distinguent plusieurs informations qui doivent rester séparées dans le modèle opérationnel.
| Notion de signal | Ce qu’elle indique | Ce qu’elle ne prouve pas |
|---|---|---|
| Disponibilité du service | MW restants que l’agrégateur déclare disponibles pour un service donné | Que la réponse a été demandée ou fournie |
| État activé ou désactivé | Si le mode de réponse automatique en fréquence est activé | La réponse en MW pendant un événement |
| Quantité fournie | Production supplémentaire et réduction de demande agrégées attribuées à la réponse | La concordance avec le compteur physique de chaque site |
| Charge à l’arrivée principale | Somme des mesures en MW aux arrivées principales des sites participants | La cause du changement ou l’état de chaque équipement |
Pour les signaux de réponse automatique en fréquence décrits dans les exigences publiées, les valeurs analogiques de disponibilité, de quantité fournie et de charge à l’arrivée principale ont une résolution d’une seconde et une latence maximale de cinq secondes. Le protocole DS3 actuel exige séparément des données de demande agrégées SCADA en temps réel à une fréquence d’au moins un hertz pour les sites agrégés fournissant POR, SOR ou TOR1. Ces données doivent être horodatées et synchronisées sur une heure commune. Il exige aussi les données des sites individuels après un incident de performance, selon la procédure définie.
Il s’agit d’exigences du programme, pas d’un réglage universel pour chaque capteur du site. Conservez le service exact, le contrat, la liste des signaux et la révision du document à l’origine de chaque exigence. Rééchantillonner un point lent à la seconde ne permet pas de le présenter comme une mesure à la seconde.
Les preuves d’un événement nécessitent une horloge commune
Un historique d’événement utile relie l’instruction au résultat physique.
- Conservez l’instruction, sa source, sa cible, les MW demandés et l’heure de réception.
- Conservez l’état d’activation ou l’acquittement sans l’assimiler à une puissance fournie.
- Mesurez la réponse à l’arrivée principale et celle de chaque équipement contributeur sur une base de temps commune.
- Enregistrez la valeur avant l’événement, la rampe de réponse, la période de maintien et le retour au fonctionnement normal ou l’effet rebond.
- Enregistrez les sites indisponibles, les signaux périmés, les forçages et les contraintes de procédé.
- Conservez les intervalles bruts utilisés dans un calcul d’agrégation et la version du calcul.
Le DS3 System Services Protocol décrit le suivi des performances après les ordres d’activation, les événements de fréquence et les perturbations dues à des défauts. Selon le service, le TSO peut utiliser le comptage, le SCADA, les unités de mesure de phaseurs et les enregistreurs d’événements. Le tableau de bord opérationnel du prestataire peut aider à analyser l’événement, mais ne détermine pas le coefficient contractuel de performance, appelé Performance Scalar.
Pour l’évaluation de la performance FFR, le protocole actuel impose au prestataire de remplir le modèle du TSO, à partir des données des équipements de suivi, au format et à la résolution définis, dans un délai de trois jours ouvrés. Des données sources conservées et alignées dans le temps sont donc plus utiles qu’une capture de tableau de bord ou qu’une synthèse exportée sans indicateurs de qualité.
Vérifications de mise en service d’un site de consommation individuel
- Rapprochez l’arrivée principale, les équipements participants et les charges essentielles du schéma unifilaire approuvé et de la liste des sites DSU.
- Confirmez les rapports de mesure, l’ordre des phases, le signe et les horodatages lors d’une variation de charge connue.
- Comparez la valeur opérationnelle de l’arrivée principale du site avec le signal approuvé du TSO ou de l’agrégateur au même instant.
- Exécutez chaque action autorisée sur une charge, un générateur ou une batterie selon sa procédure d’exploitation sûre et mesurez la réponse à la limite du site.
- Vérifiez qu’une valeur d’équipement périmée retire sa contribution du calcul de disponibilité au lieu de prolonger la dernière valeur valide.
- Testez la perte et le rétablissement des communications sans créer de fausse réponse ni d’événement en double.
- Confirmez que les protections locales, les verrouillages de procédé et les contrôleurs de batterie ou de générateur peuvent refuser une commande dangereuse.
- Conservez la liste des signaux, la configuration, le firmware, la version des calculs et le procès-verbal d’essais supervisés utilisés pour la réception.
Ces vérifications ne remplacent ni les essais Grid Code supervisés par EirGrid ni l’enregistrement SEMO. Elles permettent aux données du propriétaire d’expliquer une réussite, une insuffisance de réponse ou un désaccord.
La transition vers FASS se poursuit
Le programme Future Arrangements for System Services (FASS), qui couvre l’ensemble de l’île d’Irlande, fait évoluer l’achat des services, les règles de marché et le cadre réglementaire. Au 6 octobre 2026, le SEM Committee mène une consultation sur les modifications de licences nécessaires à la mise en place des marchés de services système, tandis que les documents et contrats actuels des DS3 Regulated Arrangements continuent de définir les obligations existantes.
Ne fondez pas un nouveau projet sur une date de bascule supposée ou sur un projet de liste de signaux. Tenez un registre maîtrisé des exigences comprenant le Grid Code actuel, le System Services Code ou le contrat, la liste des signaux du TSO, le calendrier de mise en œuvre et les décisions du SEM Committee. Désignez un responsable chargé de le revoir avant les achats, avant les essais de conformité et avant l’entrée sur le marché.
Le rôle d’EpiSensor
EpiSensor peut mesurer à la limite électrique du site, recueillir les états et les limites d’équipements Modbus ou BACnet documentés et conserver les séries temporelles et les historiques d’événements sur une Gateway Edge sur site. Il peut aussi transmettre les données opérationnelles approuvées à la plateforme d’un agrégateur ou du propriétaire.
Le chemin de communication approuvé du TSO, l’interface de marché, les équipements de conformité et le registre de règlement conservent leurs rôles officiels. EpiSensor peut fournir au propriétaire du site une explication indépendante de la disponibilité et de la réponse au niveau de chaque équipement : ce qui était prêt, ce qui a été demandé, ce qui a changé et ce que l’arrivée principale a réellement mesuré.
Utilisez le guide de la consommation de référence pour l’effacement pour définir les intervalles et le scénario sans activation. Pour le stockage, appliquez le guide de l’effacement par batterie et la méthode de vérification des commandes avant d’activer le pilotage.
Questions fréquentes
Quelle est la taille minimale d’une Demand Side Unit en Irlande ?
La page actuelle d’EirGrid consacrée à la mise en place des DSU indique qu’une DSU doit disposer d’au moins 4 MW pour s’enregistrer sur le marché. Un agrégateur peut regrouper plusieurs Individual Demand Sites afin d’atteindre la puissance de la DSU, sous réserve des exigences du Grid Code, d’enregistrement et d’essais.
Un site de 10 MW peut-il rejoindre une DSU agrégée ?
EirGrid précise qu’un Individual Demand Site d’une puissance supérieure ou égale à 10 MW peut constituer une DSU autonome, mais ne peut pas être agrégé avec d’autres Individual Demand Sites. Vérifiez le Grid Code actuel et l’enregistrement approuvé du site avant de vous fonder sur cette limite.
Un système de suivi Edge satisfait-il les exigences de signaux DSU d’EirGrid ?
Pas à lui seul. EirGrid élabore une liste de signaux propre au site et supervise les essais de conformité. Edge peut recueillir des mesures opérationnelles, des changements d’état et des preuves d’événements autour de cette interface, mais les interfaces approuvées du TSO et du marché conservent leurs rôles officiels.
Les DS3 System Services sont-ils remplacés par FASS ?
L’Irlande et l’Irlande du Nord mettent en œuvre les Future Arrangements for System Services, avec de nouvelles règles de marché et dispositions réglementaires. La transition est toujours en cours en octobre 2026. Avant de concevoir les signaux, le projet doit vérifier le protocole DS3 actuel, les décisions FASS, le calendrier de mise en œuvre et son propre contrat.