Che cos’è FCAS? Servizi di frequenza e misura in Australia

FCAS sta per frequency control ancillary services, cioè servizi ancillari di controllo della frequenza. Sono le riserve che l'operatore del mercato energetico australiano (AEMO) acquista per mantenere la frequenza del mercato nazionale dell'elettricità (NEM) vicino a 50 Hz. Sulla terraferma, la banda di frequenza operativa normale è compresa tra 49,85 e 50,15 Hz. Dopo un evento di generazione o carico credibile, lo standard operativo sulla frequenza richiede che la frequenza rimanga compresa tra 49,5 e 50,5 Hz e ritorni alla banda normale entro 5 minuti. I fornitori di FCAS dispongono di margine di aumento o di riduzione della potenza per questo e AEMO lo abilita in ogni intervallo di dispacciamento di 5 minuti insieme all'energia.

Esistono dieci mercati FCAS. I servizi di aumento e riduzione molto rapidi (1 secondo) sono iniziati il 9 ottobre 2023 con la versione 8.0 di MASS e hanno portato il conteggio da otto a dieci. L'attuale Specifica dei servizi ancillari del mercato (MASS) è la versione 8.2, in vigore dal 3 giugno 2024. Stabilisce le regole di controllo, misurazione e verifica che questa guida cita per sezione e tabella.

I dieci mercati NEM FCAS

Una valutazione di contingency inizia al momento del disturbo della frequenza (FDT), quando la frequenza lascia la banda normale. Termina al Recupero della Frequenza o al periodo massimo, a seconda di quale evento si verifica per primo. Il ripristino anticipato rilascia anche i servizi più lenti. Se la frequenza torna sopra i 49,9 Hz entro 1 s dall'FDT, il fornitore non è tenuto a fornire un aumento veloce, lento o ritardato per quell'evento. Il recupero entro 6 s rilascia il servizio di aumento lento e ritardato, mentre il recupero entro 60 s rilascia il servizio di aumento ritardato. I servizi di riduzione utilizzano la stessa regola a 50,1 Hz (MASS Tabella 4).

Come funziona l’FCAS: abilitazione, prezzo e pagamento

Ogni mercato FCAS è un mercato spot a 5 minuti. I fornitori si registrano presso AEMO per ciascun servizio e offrono quantità in MW in un massimo di dieci fasce di prezzo. I prezzi delle fasce sono fissati entro le 12:30 AEST del giorno precedente; le quantità possono essere modificate con nuove offerte (rebid). In ogni intervallo di dispacciamento, il National Electricity Market Dispatch Engine (NEMDE) abilita una quantità sufficiente di ciascun servizio per coprire il fabbisogno di AEMO, in ordine di prezzo crescente, e co-ottimizza il risultato con il dispacciamento dell’energia. L’offerta abilitata con il prezzo più alto fissa il prezzo di equilibrio di quel servizio in quella regione.

AEMO paga l’abilitazione, non l’energia erogata. Per ogni intervallo:

Pagamento = MW abilitati × prezzo di equilibrio ($/MW/h) ÷ 12

Una batteria abilitata per 5 MW di aumento veloce in un intervallo con prezzo di equilibrio di $12/MW/h guadagna 5 × 12 ÷ 12 = $5 per quell’intervallo, che la frequenza si muova o no. AEMO recupera il costo dai soggetti che ne creano la necessità. I costi della contingency in aumento sono a carico dei generatori in proporzione all’energia immessa, quelli della contingency in riduzione a carico dei consumatori in proporzione all’energia consumata, nelle regioni interessate. Dall’8 giugno 2025 i costi della regolazione sono ripartiti tramite i Frequency Performance Payments, che pagano le unità che sostengono la frequenza e addebitano un costo alle unità che la spingono nella direzione sbagliata. Questo meccanismo ha sostituito il causer pays.

Servizi di regolazione e di contingency

Il servizio FCAS di regolazione è il controllo centrale. Il controllo di generazione automatica (AGC) di AEMO invia segnali di aumento e diminuzione tramite SCADA con un ciclo regolare, in genere ogni 4 s. Le quantità abilitate formano una fascia attorno al riferimento di carico dell’impianto e AGC sposta l’impianto all'interno di tale fascia. Solo un'unità dispacciata centralmente, come un'unità di generazione programmata o semi-programmata, un carico programmato o un'unità bidirezionale programmata, può offrire la regolazione, perché AGC necessita di un livello di MW controllato centralmente. Il sistema di controllo invia la quantità controllata, i flag di stato e i limiti di aumento e diminuzione ad AEMO ogni 4 s con una latenza non superiore a 8 s. Il ritardo della risposta di controllo deve rimanere pari o inferiore a 150 s (MASS sezione 7.4). L'offerta più piccola è pari a 1 MW o all'1% del massimo registrato, a seconda di quale sia maggiore.

L'FCAS di contingency è il controllo locale. AEMO abilita una quantità in anticipo e l’impianto risponde quindi alla propria misura della frequenza locale senza ulteriori istruzioni. Un impianto abilitato per entrambi i servizi somma le risposte. La sezione 7.3 MASS richiede che il controllore dell'impianto sommi la risposta di contingency e la richiesta AGC. Nell'esempio MASS, un'unità da 100 MW ha un setpoint AGC di 102 MW e una risposta di contingency di 30 MW a 49,5 Hz, quindi funziona a 132 MW.

Cosa significano aumento e riduzione

Una risposta di aumento aumenta la generazione o diminuisce il consumo, il che aumenta la frequenza del sistema. Per una batteria, ciò significa più scarica o meno carica. Una risposta di riduzione fa il contrario.

Il MASS fissa la convenzione dei segni. La quantità di generazione è la potenza attiva immessa nella rete, come valore positivo in MW. La quantità di carico è la potenza attiva proveniente dalla rete, come valore negativo in MW. Il suo glossario descrive la risposta in aumento come un aumento della quantità di generazione o una diminuzione della quantità di carico rispetto al valore iniziale prima dell'FDT. Per una riduzione del carico fisico, la quantità di carico con segno si sposta verso zero, quindi confrontare l'aritmetica con la convenzione di analisi approvata anziché sottrarre letteralmente le parole del glossario.

I dispositivi su un sito raramente condividono questa convenzione. Prendiamo un sito che importa 3,0 MW. In caso di aumento, la batteria scarica 2,0 MW e l'importazione del sito scende a 1,0 MW. In termini di MASS, la quantità di carico si sposta da -3,0 MW a -1,0 MW, che corrisponde a una risposta di aumento di 2,0 MW. Un contatore del sito che riporta l'importazione come positiva registra +3,0 MW e poi +1,0 MW. Una cartella di lavoro che sottrae tali valori senza conversione mostra -2,0 MW, che si legge come una risposta di riduzione di 2,0 MW. L'inverter può registrare la stessa scarica di +2,0 MW o -2,0 MW, a seconda del produttore. Prima del primo evento reale, comanda una scarica nota e traccia il suo segno attraverso ogni interfaccia fino al file di analisi.

Risposta in frequenza statica e dinamica nel MASS

Gli ingegneri spesso chiamano "statica" la risposta di un carico commutato da relè e "dinamica" la risposta proporzionale della batteria. Il MASS utilizza i termini controller di commutazione e controller variabile. La Gran Bretagna utilizza "dinamico" come nome di una famiglia di servizi, quindi nei documenti di progettazione NEM usa il tipo di controller MASS.

Un controller di commutazione eroga un blocco fisso di FCAS quando la frequenza locale incrocia la sua impostazione di frequenza. Sulla terraferma, l'impostazione predefinita è 49,8 Hz per l'aumento e 50,2 Hz per la riduzione. AEMO può assegnare un'impostazione di aumento da 49,80 Hz a 49,60 Hz o un'impostazione di riduzione da 50,20 Hz a 50,40 Hz. Colloca i blocchi commutati più grandi e gli impianti con maggiore disponibilità più vicino alla banda normale. Il controller deve applicare la sua impostazione con un'incertezza intrinseca inferiore a 0,05 Hz (MASS sezione 6.2.2). Le impostazioni predefinite della Tasmania sono 49,00 Hz e 51,00 Hz.

Un controller variabile risponde in proporzione alla deviazione di frequenza. La sua banda morta non può essere più ampia della banda normale, quindi una risposta in aumento inizia al massimo a 49,85 Hz e una risposta di riduzione a 50,15 Hz. Al di fuori della zona morta, l'uscita segue la funzione droop.

Consideriamo una batteria abilitata per 2 MW di aumento rapido, con il limite della banda morta a 49,85 Hz e la massima potenza a 49,5 Hz. Il punto di 49,5 Hz è la frequenza di riferimento dell’aumento continentale, il limite inferiore della banda di contenimento. Il guadagno è 2 MW / 0,35 Hz = 5,7 MW/Hz. A 49,70 Hz, la batteria eroga 0,15 Hz × 5,7 MW/Hz = 0,86 MW di aumento.

Il MASS dimensiona le offerte rispetto a una rampa di frequenza definita, da 50 Hz alla frequenza di riferimento. La rampa di frequenza standard sulla terraferma scende a 0,125 Hz/s. Attraversa 49,85 Hz a 1,2 s e raggiunge 49,5 Hz a 4,0 s, quindi la batteria sopra raggiunge la piena potenza a 4 s più i propri ritardi. FCAS molto veloce utilizza la rampa di frequenza veloce di 1 Hz/s. Quella rampa attraversa 49,85 Hz a 0,15 s e raggiunge 49,5 Hz a 0,5 s. A questo ritmo, ogni 100 ms di ritardo rappresentano un quinto della rampa.

Il ritardo si accumula in ogni fase: acquisizione e filtraggio della frequenza, calcolo del controller, collegamento all'inverter e rampa propria dell'inverter. L'uscita è poi limitata dallo stato di carica e dai limiti dell'inverter e del sito. Il collegamento è facile da sottovalutare. A 9.600 baud, una scrittura Modbus RTU di due registri e la sua risposta ammontano a 21 byte, ovvero circa 24 ms sulla linea prima che uno dei dispositivi la elabori. Un impianto che utilizza entrambi i tipi di controller deve concordare con AEMO come separare la risposta di ciascuno (sezione MASS 6.5.2).

Risorse energetiche distribuite nei mercati della risposta in frequenza

Batterie, generatori e carichi controllabili possono tutti fornire FCAS di contingency. L'offerta deve corrispondere a ciò che l’impianto può fornire fisicamente mentre è abilitata (MASS sezione 5.1). Lo stato di carica, i limiti di importazione ed esportazione del sito, la potenza nominale dell'inverter, i vincoli di processo e altre modalità operative riducono tale cifra. Per una batteria, l’energia è il limite abituale. Per mantenere 5 MW di aumento ritardato per l’intero periodo di valutazione di 600 s, la batteria necessita di 5 MW × 600 s = 0,83 MWh al di sopra del suo stato di carica minimo, prima delle perdite.

L'aggregazione aggiunge due regole di misurazione (MASS sezione 5.3.3). Se un impianto aggregato condivide un punto di connessione con un carico variabile o un generatore, il fornitore deve misurare direttamente la potenza lorda dell'impianto partecipante. La potenza netta del sito non può separare la risposta di una batteria da quella di un refrigeratore che si avvia nello stesso momento. Il fornitore deve inoltre allineare i dati di ciascun contatore all'ora effettiva in cui è stato rilevato il disturbo, in modo da poter sommare le letture di molti siti.

La tabella 5 allenta il campionamento per le grandi aggregazioni. Una flotta di 25 o più impianti senza risposta inerziale e con un ritardo di inizio pari o inferiore a 500 ms può campionare a 100 ms per FCAS molto veloci e a 200 ms per FCAS veloci. AEMO sconta quindi la quantità registrata (sezioni MASS 6.5.3 e 6.5.4). Per FCAS molto veloci campionati a intervalli superiori a 50 ms ma non superiori a 100 ms, lo sconto è del 5% per un controller variabile e del 10% per un controller a commutazione. Per FCAS veloci da 25 a 499 impianti campionati a intervalli superiori a 50 ms ma non superiori a 200 ms, lo sconto è del 5%. Quindi una flotta di 25 o più batterie domestiche con un controller variabile, campionata a 100 ms e abilitata per 3,0 MW di aumento molto rapido, deve fornire almeno 3,15 MW.

Queste regole hanno sostituito le dimostrazioni VPP. Da giugno 2019, AEMO ha consentito alle centrali elettriche virtuali sperimentali di fornire FCAS veloci con misurazioni di 1 s in ciascun punto di connessione. Tale regime transitorio è scaduto il 30 giugno 2023 (MASS sezione 8.3).

Requisiti di misurazione FCAS

La Tabella 5 del MASS v8.2 fissa la frequenza di campionamento per la frequenza locale e per la potenza in base al servizio e al tipo di impianto. La regolazione prevede solo un requisito di potenza.

I controller di commutazione ottengono un'eccezione per FCAS veloce. La potenza può essere registrata a intervalli di 4 s se un'altra misurazione a 50 ms o più veloce fissa il momento dell'erogazione.

La stessa tabella imposta precisione e registrazione. Per FCAS molto veloci e veloci, la frequenza locale richiede un'incertezza intrinseca di 0,01 Hz o migliore e una risoluzione di 0,0025 Hz o migliore. Gli FCAS lenti e ritardati consentono 0,02 Hz e 0,01 Hz. La gamma di frequenza deve coprire almeno la banda di tolleranza della frequenza operativa. La potenza richiede un'incertezza intrinseca del 2% o migliore e una risoluzione dello 0,2% o migliore nell'intervallo di misurazione. Le registrazioni devono iniziare almeno 5 s prima dell'FDT e proseguire fino a 60 s dopo per FCAS molto veloce e veloce. L'FCAS lento richiede 20 s prima e 5 minuti dopo, mentre l'FCAS ritardato richiede 20 s prima e 10 minuti dopo. La registrazione deve attivarsi ogni volta che lo scostamento della frequenza raggiunge l'intervallo di attivazione, che inizia a 0,2 Hz su entrambi i lati di 50 Hz sulla terraferma e a 0,8 Hz in Tasmania. Tutte le misurazioni vengono effettuate in corrispondenza o in prossimità del punto di connessione, con frequenza e potenza su una scala temporale comune (MASS sezione 5.3.1).

AEMO accetta una scheda tecnica come prova quando dichiara l'incertezza intrinseca e la risoluzione per potenza e frequenza. In caso contrario, la sezione 6.5.1 MASS fornisce tre percorsi. Il primo sono i test di tipo conformi alla norma IEC 61557-12 edizione 2.1 condotti da un laboratorio accreditato da NATA, IANZ o da un firmatario dell'ILAC MRA, applicando l'Allegato H quando il contatore è incorporato in un inverter o relè di protezione. Il secondo è la certificazione secondo un altro standard pertinente da parte di uno di questi organismi. Il terzo sono i risultati dei test o altre prove di conformità. Una classe di precisione energetica, come la Classe 0,5S secondo IEC 62053-22, descrive la registrazione dell'energia. Non dichiara l’incertezza intrinseca e la risoluzione nella forma utilizzata dalla Tabella 5.

Le registrazioni devono essere digitali, in un formato che AEMO possa analizzare con software di fogli di calcolo comuni. Il fornitore li conserva per almeno 12 mesi dal momento del disturbo di frequenza e li fornisce ad AEMO su richiesta (MASS sezione 5.4). Per un impianto aggregato, una relazione sulla risposta di ciascun membro è prevista entro 20 giorni lavorativi dalla richiesta di AEMO (sezione 4.2.1 MASS).

Lo strumento di verifica FCAS

Lo strumento di verifica FCAS (FCASVT) è la cartella di lavoro Excel di AEMO per il calcolo della consegna FCAS di contingency. La versione 6.2 calcola tutti e otto i servizi di contingency: R1, R6, R60, R5, L1, L6, L60 e L5. In caso di divergenza tra lo strumento e il MASS, prevale il MASS.

Il calcolo segue la Tabella MASS 10. Per un'unità programmata, innanzitutto costruisce la traiettoria di riferimento che l'unità avrebbe seguito senza il disturbo e misura la risposta rispetto ad essa. Quindi rimuove qualsiasi risposta inerziale. La differenza rispetto all'uscita appena prima del disturbo è la risposta di base. Per un controller variabile, la risposta di base viene compensata per la differenza tra la frequenza locale effettiva e la rampa di frequenza standard o veloce. Per un controller a commutazione, viene compensata per il tempo impiegato dalla frequenza per raggiungere l'impostazione della frequenza, rispetto alla rampa. La consegna deve essere almeno pari alla quantità abilitata in ciascun servizio.

Lo strumento può utilizzare solo ciò che è stato registrato. Non può correggere una lacuna nella registrazione della potenza, uno scostamento tra gli orologi della frequenza e della potenza o una registrazione che inizia dopo l'FDT. Conservare insieme i file grezzi, la configurazione del controller, la versione dello strumento e l'output, in modo che il risultato possa essere riprodotto.

Registrazione FCAS

AEMO classifica ogni impianto in base ai servizi che può fornire e assegna le impostazioni di frequenza del controller di commutazione. Pubblica guide di registrazione FCAS di contingency per i sistemi di accumulo dell'energia delle batterie e per i parchi eolici e solari e nel 2026 ha avviato una consultazione sulle versioni riviste. La guida rivista sulle batterie aggiunge requisiti di test e misurazione per l’accumulo accoppiato in corrente continua. Applicare la versione in vigore alla data della domanda.

Gli impianti di regolazione devono essere sottoposti a nuove prove. Il fornitore deve informare AEMO ed eseguire il test almeno ogni 4 anni, entro 8 settimane dopo una revisione importante o una modifica ai controlli della potenza attiva ed entro 8 settimane da una richiesta AEMO. I risultati devono essere consegnati entro 20 giorni lavorativi dal test (sezione 7.6 MASS).

FCAS con EpiSensor ZDR

Lo ZDR è il controller della risposta alla domanda di EpiSensor. La sua scheda tecnica EPI-211-04 elenca tre varianti:

Tutti e tre campionano la frequenza ogni 100 ms o più velocemente e reagiscono entro 100 ms. La scheda tecnica fornisce una risoluzione di frequenza di 0,01 Hz, una precisione di ±0,01 Hz e una misurazione della potenza trifase di Classe 0,5S secondo IEC 62053-22. Il relè è un contatto in scambio con portata nominale di 4 A su carico resistivo a 250 V CA, quindi un carico di grandi dimensioni viene distaccato tramite un contattore comandato dal relè.

Rispetto alla Tabella 5, i dati della scheda tecnica danno una risposta chiara. Per FCAS di contingency lento e ritardato, il campionamento di 100 ms rientra ampiamente nel limite di 4 s, la risoluzione di 0,01 Hz soddisfa il limite di 0,01 Hz e ±0,01 Hz rientra in 0,02 Hz. Per un FCAS molto veloce e veloce, un singolo impianto deve campionare a 50 ms e risolvere 0,0025 Hz, mentre i 100 ms e 0,01 Hz dello ZDR non soddisfano nessuno dei due. Un'aggregazione di 25 o più impianti può utilizzare le righe da 100 ms e 200 ms con lo sconto, ma si applica comunque la risoluzione di 0,0025 Hz. La misurazione propria dello ZDR è quindi adatta ai servizi da 60 secondi e 5 minuti. Uno ZDR-20 o ZDR-21 è adatto come controller di commutazione per un carico che può essere distaccato da un relè, mentre uno ZDR-22 è adatto come controller variabile per una batteria. Per la potenza, la scheda tecnica fornisce una classe energetica, quindi il fornitore ha bisogno delle prove della sezione 6.5.1 per l'incertezza intrinseca e la risoluzione.

La registrazione GPS da 20 ms su ZDR-21 e ZDR-22 aiuta ad allineare i contatori tra i siti, come richiesto nella sezione 5.3.3. Non migliora i dati di frequenza che provengono dalla misurazione di 100 ms. Lo ZDR-20 non dispone di registratore di eventi. I suoi dati raggiungono il Gateway ogni secondo, che rientra nel limite di 4 s per FCAS lento e ritardato. Il fornitore deve comunque dimostrare che i dati memorizzati soddisfano le finestre di registrazione, l'allineamento temporale e la conservazione di 12 mesi.

FCAS, FCESS e risposta in frequenza in altri mercati

FCAS è la terminologia NEM. Il mercato all'ingrosso dell'elettricità dell'Australia occidentale gestisce cinque servizi di sistema essenziali co-ottimizzati in frequenza (FCESS): aumento della regolazione, riduzione della regolazione, aumento della riserva per imprevisti, riduzione della riserva per imprevisti e un servizio di controllo RoCoF. Ognuno ha il proprio accreditamento. La Gran Bretagna acquista Dynamic Containment, Dynamic Moderation e Dynamic Regulation. L'Europa continentale utilizza la riserva di contenimento della frequenza e la riserva di ripristino della frequenza automatica e manuale. Una registrazione NEM non viene trasferita a nessuno di essi. La guida alla risposta in frequenza dinamica mette a confronto questi servizi.

Lista di controllo dei requisiti tecnici

1. Scegli il servizio e la relativa riga della Tabella 5. Un singolo impianto che offre R6 richiede un campionamento di frequenza e potenza di 50 ms e una risoluzione di frequenza di 0,0025 Hz. R60 e R5 consentono 4 s e 0,01 Hz.
2. Definisci le versioni dei documenti. Registra la versione MASS (v8.2, in vigore dal 3 giugno 2024), la versione FCASVT e la versione della guida alla registrazione nel progetto e controllale nuovamente prima del test del sito.
3. Traccia il confine di misurazione. Laddove l'impianto partecipante condivide un punto di connessione con un carico variabile o un generatore, misura direttamente il flusso lordo di tale impianto.
4. Dimostra la convenzione dei segni. Comanda una scarica nota o un distacco del carico e conferma che arrivi nel file di analisi come risposta di aumento.
5. Allinea frequenza e potenza nel tempo. Utilizza un orologio o l'ora GPS per ogni contatore in un’aggregazione e controlla l'offset rispetto a un evento noto.
6. Imposta il controller entro le regole. Un controller di commutazione utilizza l'impostazione di frequenza assegnata (impostazione predefinita per la terraferma: 49,8 Hz in aumento, 50,2 Hz in riduzione). Un controller variabile inizia la sua risposta a 49,85 Hz e 50,15 Hz.
7. Riserva energia per il periodo di valutazione. L’FCAS ritardato dura fino a 600 s, ovvero 0,17 MWh per MW abilitato, prima delle perdite.
8. Conserva i registri. Archivia i registri digitali leggibili su fogli di calcolo per 12 mesi da ciascun disturbo e sii pronto a segnalare entro 20 giorni lavorativi.