Elektrik Şebeke Yönetmeliği

DEĞİŞTİRİLMİŞ ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİ
Kamuoyu Görüşünün Alınmasından Sonra
Temmuz 2015
Değişiklikler kırmızı ve yeşil ile yazılmıştır
7 Mayıs 2015 tarihinde 29348 sayılı Resmi Gazetede yayınlanmış Yönetmeliğe uygun olarak
değiştirilmiştir.
1.KISIM
Genel Esaslar
BÖLÜM 1
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
MADDE 1 Amaç
(1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük
maliyetli olarak planlanması, işletilmesi ve sistem kararlılığının sağlanmasında
uygulanacak standartlara ilişkin usul ve esasların belirlenmesi ile tüketicilere kaliteli ve
yeterli elektrik enerjisi arz edilebilmesi için uygulanacak arz güvenilirliği ve kalitesi
koşullarının belirlenmesidir.
MADDE 2 Kapsam
[Mukaddem Madde 2; ENTSO-E kodu ile uyum doğrultusunda tadil edilmiştir]
(1) Bu Yönetmelik, TEİAŞ, TEİAŞ’la eşgüdüm içerisinde süreç uyguladıkları ya
da kullandıkları hallerde dağıtım şebekesi işletmecileri, iletim sistemi kullanıcıları ve
piyasa katılımcıları ile dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyenler
gibi işbu Yönetmelik içerisinde ortaya konan hükümler çerçevesinde önemli addedilen
diğer kullanıcılar gibi yükümlülüklerini kapsar.
(2) Bu Yönetmelik, aynı zamanda, yukarıda belirtilen işletmecilerin uymaları
gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin planlanması ve sistem
güvenliğine ilişkin koşulların dikkate alınarak işletilmesi için uyulması gereken hususları
kapsar.
(3) İşbu Yönetmeliğin ya da dağıtımla ilgili diğer hükümlerin uygulanmasından
kaynaklanan herhangi bir anlaşmazlık yazılı olarak TEİAŞ (ve/veya EPDK) Başkanına
intikal ettirilecektir. Bu çerçevede; TEİAŞ (ve/veya EPDK) Başkanı konuya ilişkin
açıklamasını atmış (60) takvim günü içerisinde ilgiliye bildirecektir. Söz konusu
açıklama, iletim ve dağıtım sitemi içerisinde faaliyet gösteren tüm işletmeciler açısından
bağlayıcılık arz edecektir.
1
MADDE 3 Dayanak
(1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa
dayanılarak hazırlanmıştır.
MADDE 4 Tanımlar ve Kısaltmalar
[ENTSO-E kodu CACM (Kapasite Tahsisi ve Kısıtlılık Yönetimi) ile uyum
doğrultusunda tadil edilmiş tanımlar]
(1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri
çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumlar
b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini
korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler
getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM
tarafından iletilen bildirimi,
c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile elektriksel bağlantısı olmayan, bağımsız
çalışan alt sistemlerini,
ç) Ana bara: Fiderlerin kendi kesicisi ve ayırıcıları ile bağlı olduğu barayı,
d) Ana enterkonnekte sistem: Kullanıcı devreleri hariç olmak üzere, iletim sisteminin
400 kV ve 154 kV elemanlarını,
e) Anlık talep kontrolü: Sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans
kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması
kapsamında yer alan tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile otomatik
olarak kesilmesini,
f) Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına
düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla tüketim tesislerinin
yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
g) Arz kapasitesi kaybı: Elektrik üretim ve iletim sisteminde, ortaya çıkan arz
kapasitesindeki azalmayı,
ğ) Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin belirlenen işletme değerlerinin altına
düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya üretim birimlerinin ikaz akımlarının
artırılmasını,
h) Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan teçhizatı,
ı) Azami primer rezerv kapasitesi: 200 mHz’lik basamak frekans değişimi durumunda
en geç 30 saniye içerisinde gerçekleştirilebilecek azami çıkış gücü değişimini,
i) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim
sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri
içeren anlaşmayı,
j) Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları
saha veya irtibat noktasını,
k) Bağlantı talebi: Kullanıcının, tesis ve/veya teçhizatının iletim sistemindeki belli bir
noktaya bağlanmasına ilişkin isteğini,
l) Bara: Aynı gerilimdeki elektrik enerjisinin toplandığı ve dağıtıldığı düzeneği,
m) Bara kuplajı: Aynı gerilim seviyesindeki farklı iki baranın yalnızca ayırıcı ya da
kesicili tam bir fiderle ve gerektiğinde seri reaktör yardımı ile birbirine bağlanmasını,
n) Bekleme yedeği hizmeti: Devre harici olan ve üretim kapasitesini dengeleme güç
piyasası vasıtasıyla sunamayan ve TEİAŞ tarafından belirlenen devreye girme süresi içinde
2
devreye girmek üzere emre amade durumda bekleyen Güç Üretim Modülü tesislerinin sistem
işletmecisi tarafından devreye alınmasını,
o) Besleme noktası: İletim ve/veya dağıtım sistemi üzerinde müşterilere elektrik
enerjisi sağlanan noktayı,
ö) Blok: Kombine çevrim üretim tesisleri Güç Üretim Tesisleri için, birlikte yük
alabilen ve yük atabilen birden çok gaz türbini ve jeneratörü ile bunların beslediği buhar
türbin ve jeneratörünü,
p) Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve
yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak
üzere, yeni Güç üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut Güç üretim tesislerine
eklenen ünitelerin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla
kiralanmasını,
r) Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan Türkiye elektrik
enterkonnekte sisteminin sınırları belirlenmiş bir bölgesinin üretim, iletim ve tüketim
yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, işletme manevralarının
koordinasyonunu MYTM ile koordineli olarak yapan/yaptıran kontrol merkezini,
s) Çaprazlama: İletim hattının faz empedanslarının dengelenebilmesi için iletkenlerin,
hattın uzunluğunun yaklaşık 1/3 ve 2/3 oranındaki noktalarında birbirleri ile yer
değiştirmesini,
ş) Çok devreli hatlar: Aynı gerilimli birden fazla hattın aynı direk üzerinde bulunduğu
hatları,
t) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
u) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
ü) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde
işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
v) Dağıtım sistem işletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde
dağıtım sisteminin işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
y) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
z) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve
tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden itibaren,
alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve
sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince
teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
aa) Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke geriliminin dalga
şeklini bozan değişken empedanslı yükü,
bb) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen
faaliyetleri,
cc) Dengeleme birimi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili
mevzuatta tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da
üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
çç) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi
amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile
elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından
işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
dd) Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir
arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
ee) Düşük frekans rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına
düşmesi durumunda tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası
veren teçhizatı,
3
ff) Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin bu Yönetmelikte belirlenen işletme
değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin Güç
üretim birimlerinin ikaz akımlarının düşürülmesini,
gg) Ekip şefi veya sorumlusu: Teçhizat üzerinde yapılacak bir çalışmadan önce gerekli
güvenlik önlemlerini alan veya aldırtan, teçhizat üzerinde yapılacak çalışmaları yürüten,
çalışmaların bitiminde de bu önlemlerin kaldırılmasını sağlayan ve teçhizatın tekrar servise
alınabileceğini ilgili birimlere bildiren personeli,
ğğ) Elektrik kesme: Tesis ve/veya teçhizatın elektriğinin kesici ve ayırıcılar yardımı ile
her yönden kesilmesini,
hh) Enerji depolama sistemleri:
Elektrik enerjisini; mekanik, hidrolik,
elektrokimyasal, kimyasal, elektriksel ve termal enerji depolama sistemleri yardımıyla farklı
biçimlere dönüştürerek sınırlı kapasitede sürekli depolayabilen istenildiği zaman enerjisini
sisteme verebilen veya sistemden enerji çekebilen, enerjiyi sürekli sirküle edebilen, hızlı tepki
verebilen sistemleri,
ıı) Enerji iletim hattı (EİH): Yüksek Gerilim (YG) enerji iletiminde kullanılan havai
hatlar ve/veya güç kablolarından oluşan tesisi,
ii) Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal
elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
jj) ENTSO-E :Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,
kk) Faz dengesizliği: Elektrik sisteminde belli bir noktada faz gerilimleri arasındaki
genlik ve faz açılarının birbirlerinden farklı olmasını,
ll) Fider: Bir merkez barasından kullanıcıya enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
mm) Fliker: Yükteki dalgalanmalar nedeniyle ortaya çıkan ve aydınlatma
armatürlerinde kırpışmaya yol açarak rahatsızlık hissi yaratan 50 Hz altındaki gerilim
salınımlarını,
nn) Fliker şiddeti: Fliker gerilim salınımlarının uluslararası standartlara göre
tanımlanan ve bu standartlara göre ölçülen düzeyini,
oo) Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki
devir sayısını,
öö) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı
olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
pp) Gerilim ani değişimleri: Bir anahtarlama işleminin ardından, geçici rejim şartları
sönümlendikten sonra ve gerilim regülatörleri ve statik VAR kompansatörlerinin çalışmasını
takiben, kademe ayarları ve diğer anahtarlama işlemleri yapılmadan önce gerilimde ortaya
çıkan değişimi,
rr) Gerilim dalga şekli bozulması: Gerilimin sinüsoidal şeklinde meydana gelen
bozulmayı,
ss) Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,
şş) Güç faktörü: Aktif gücün görünen güce olan oranını,
tt) Güç kalitesi ölçüm periyodu: IEC 61000-4-30’da tanımlanan bir haftalık kesintisiz
ölçüm zamanını,
uu) Güç sistemi dengeleyicileri: İkaz seviyesi, hız, frekans, güç veya bunların
kombinasyonunu girdi değişkenleri olarak kullanıp, gerilim regülatörü yoluyla güç
salınımlarını azaltacak şekilde senkron jeneratörü ve türbini kontrol eden teçhizatı,
[ENTSO-E kodu CACM (Kapasite Tahsisi ve Kısıtlılık Yönetimi) ile uyum doğrultusunda
tadil edilmiş tanımlar]
4
üü) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında
elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen
organize toptan elektrik piyasasını,
vv) Güvenlik kuralları: İlgili tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışan kişilerin sistemin
bakım, onarım ve işletilmesi esnasında ortaya çıkabilecek tehlikelerden korunabilmeleri için
TEİAŞ veya kullanıcı tarafından düzenlenen kuralları,
yy) Harmonik: Doğrusal olmayan yükler veya gerilim dalga şekli ideal olmayan
üretim birimlerinden dolayı bozulmaya uğramış bir alternatif akım veya gerilimde ana bileşen
frekansının tam katları frekanslarda oluşan sinüsoidal bileşenlerin her birini,
zz) Harmonik gerilim değeri: Bozulmaya uğramış gerilim dalga şeklindeki harmonik
bileşenlerin etkin değerini,
aaa) Harmonik içerik: Bozulmaya uğramış alternatif akım veya gerilim dalgasında
harmoniklerin toplam etkisini ifade eden ve dalga şeklinin etkin değeri ile ana bileşenin etkin
değeri arasındaki farka neden olan bozulmayı,
bbb) Harmonik sınırları: İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisi ve teçhizat
üzerinde, uluslararası standartlarla belirlenmiş olan ve sistemdeki belirli noktalarda gerilim ve
akım için izin verilen harmonik sınırlarını,
ccc) Hat: Elektrik enerjisi taşıyan iletkenlerden oluşan tesisleri,
ççç) Hız eğimi (Speed droop): Sistem frekansındaki sapma oranına göre ünite çıkış
gücünün değişim oranını belirleyen, yüzde olarak ifade edilen hız regülatörü ayar değerini,
ddd) Hız regülatörü: Türbin hızını ve/veya çıkış gücünü ayarlayan cihazı,
eee) Hız regülatörü blok şeması: Ünitenin hız regülatörünü oluşturan bileşenlerin ve
kontrol birimlerinin matematiksel transfer fonksiyonlarını ve birbirleri ile girdi çıktı
ilişkilerini gösteren şemayı,
fff) Hız regülatörü kazanç değeri: Hız regülatörü çıkış sinyali değişiminin giriş hız
hata sinyaline oranını,
ggg) Hız regülatörü ölü bandı: Hız regülatörünün frekans değişimine müdahalede
bulunmadığı kararlı durum frekans aralığını,
ğğğ) Hız regülatörü zaman sabiti: Hız regülatörünün, girişteki ani bir değişime karşı
tepkisini gösteren sabitini,
hhh) IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,
ııı) IEC standardı: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunun yayınladığı teknik
spesifikasyon ve standartları,
iii) İç ihtiyaç: Bir üretim tesisinin normal işletme koşullarında işletilebilmesi için
gerekli tesis, teçhizat ve diğer unsurlarının toplam elektrik enerjisi tüketimini,
jjj) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak,
elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi
olmayan ticari anlaşmaları,
kkk) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden
naklini,
lll) İletim devresi: İletim sisteminin iki ya da daha fazla kesici arasında kalan
bölümünü,
mmm) İletim ekipmanı: İletim sistemine ait devre, bara ve şalt teçhizatını,
nnn) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
ooo) İletim tesisi: Üretim ve/veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden
bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren,
iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı
noktalarına kadar olan tesisleri,
5
ööö) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge,
Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
ppp) Jeneratör: Mekanik enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren elektromekanik
ekipmanı,
rrr) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
sss) Kararlı durum: Geçici rejim şartları sönümlendikten sonra işletme değerlerinin
sabit kabul edilebileceği sistem durumunu,
şşş) Kesici: Kısa devre dahil olmak üzere elektrik devrelerinde açma/kapama yapan
teçhizatı,
ttt) Kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas verişçekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi
piyasası işlemlerine göre bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem
işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği ve gün içi piyasası
işlemlerine göre güncellediği üretim ya da tüketim değerlerini,
uuu) Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür
gücü,
üüü) Kısa devre oranı: Bir ünitenin senkron reaktansının per unit değerini,
vvv) Kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu: Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşların katılımıyla hazırlanan gelecek 1
yıllık üretim kapasitesi arz-talep projeksiyonunu,
yyy) Kısa dönem fliker şiddeti endeksi (Pst): 10 dakikalık periyotlarla ölçülen fliker
şiddeti endeksini,
zzz) Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını,
aaaa) Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, dağıtım şirketleri, tedarik
şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketicileri,
bbbb) Kuplaj fideri: Aynı gerilimdeki iki ana barayı birbirine bağlayan teçhizatı,
cccc) Kuplaj kesicisi: İki ana baralı sistemlerde, baraları birbirine bağlayan/ayıran
kesiciyi,
çççç) Kuranportör: Enerji iletim hatları üzerinden ses, koruma sinyalizasyonu ve bilgi
iletişimi sağlayan radyo frekanslı alıcı-verici cihazı,
dddd) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
eeee) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ffff) Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını,
gggg) Küçük santral: Toplam kurulu Maksimum gücü 10 MW ve altında olan üretim
tesisini,
ğğğğ) Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için
kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri,
hhhh) Manevra formu: BYTM’lerin yaptıracakları manevralarda, transformatör
merkezi işletme teknisyenlerinin takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla
manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen formu,
ıııı) Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve
isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları,
iiii) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve Türkiye
elektrik enterkonnekte sisteminin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve
ekonomik olarak işletmesini yapan, elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı
dengelenmesini sağlayan, Dengeleme Güç Piyasasını işleten, uluslararası enterkonneksiyon
hatlarının işletilmesi ve bu hatlar üzerinden yapılan enerji alışverişlerinin koordinasyonundan
sorumlu olan ve BYTM arasındaki koordinasyonu sağlayan kontrol merkezini,
jjjj) (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine
bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini,
6
kkkk) (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar
nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini,
llll) Negatif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki
dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden negatif faz
sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
mmmm) Negatif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim
fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece
faz farkı olan ve ters yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
nnnn) Nominal aktif güç: Sistemdeki bir elemanın nominal görünür gücünün nominal
güç faktörü ile çarpılmasıyla elde edilen değeri (Watt),
oooo) Nominal görünür güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli
olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin
çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper),
öööö) Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar
içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir
şekilde çalıştığı işletme koşulunu,
pppp) Orta gerilim (OG) fideri: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler
grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
rrrr) Ortak bağlantı noktası: Birden fazla kullanıcının elektriksel olarak iletim
sistemine bağlı olduğu veya bağlı olması muhtemel ortak noktayı,
ssss) Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder
frekans kontrolü sağlamak için Güç üretim Modüllerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri
gönderen ve jeneratörlerin aktif güç çıkışlarını ayarlayan MYTM’deki kontrol sistemi
donanım ve yazılımı,
şşşş) Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü
altındaki Güç üretim Modüllerininsekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması
amacıyla otomatik olarak hesap ettiği aktif güç hedef üretim değerlerini (set-point) SCADA
sistemi üzerinden ilgili Güç üretim Modüllerine gönderen programı,
tttt) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne
katılacak Güç üretim Modüllerinde bulunan ve MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol
programı tarafından gönderilen sinyaller vasıtasıyla ilgili üretim tesisinin sekonder frekans
kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi,
uuuu) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması
durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen Güç üretim
Modülleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi
verilmesi ve diğer Güç üretim Modüllerinin yeniden devreye alınması,
üüüü) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama
kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,
vvvv) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış,
ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi
piyasasını,
yyyy) Piyasa Katılımcısı: Lisans Sahibi olarak hareket eden tüzel kişi ve toptan
elektrik piyasasında teklif vermek dahil olmak üzere, işlemlere katılan iletim sistemi
işletmecisi, tedarikçi, üretici, aracı, büyük kullanıcıyı da kapsayan diğer tüzel kişiler.
yyyy 2) Lisans Sahibi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili
mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri
zzzz) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin
işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, lisans sahibi, ve
7
sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına
sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
aaaaa) Pozitif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki
dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden pozitif faz
sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
bbbbb) Pozitif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim
fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece
faz farkı olan ve doğru yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
[ENTSO-E LFC&R NC (Yük Frekans Kontrolü ve Rezerv Ağ Kodu) ile uyum doğrultusunda
tadil edilmiştir.]
ccccc) Primer frekans kontrolü: Dengesizliklerin, uygun rezervler (Frekans
Sınırlandırma Süreci ile ilgili olarak) ile telafi edilmesi suretiyle Sistem Frekansının stabilize
edilmesine yönelik bir süreci,
ççççç) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans
testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, ilgili
Güç üretim Modülleri tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,
ddddd) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler
tarafından bildirilen ve Güç üretim Modüllerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar
doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
eeeee) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi
durumunda primer frekans kontrol hizmeti kapsamında ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü
ile otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
fffff) Reaktif güç kontrolü: Üretim Ünitelerinin jeneratör veya senkron kompansatör
olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,
ggggg) Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve
gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
[Yeni tanım;ENTSO-E OS NC ile uyumlaştırma]
...) Sorumluluk alanı: Enterkonnekte İletim sisteminin , Talep Tesisleri bağlantılı tek
bir TSO tarafından işletilen enterkonnektörler veya eğer varsa Güç Üretim Modüllerini içeren
tutarlı bölümleridir.
[ENTSO-E LFC&R NC (Yük Frekans Kontrolü ve Rezerv Ağ Kodu) ile uyum doğrultusunda
yeni tanım]
….Frekans Restorasyon Rezervleri (FRR): Sistem Frekansının Nominal Frekansa ve
birden fazla LFC Alanı güç dengesinden oluşan Senkronize Alanın programlanan değere
getirilmesi amacıyla aktif hale getirilen Aktif Güç Rezervlerini,
ğğğğğ) Sekonder frekans rezervleri: Sistem Frekansının Nominal Frekansa ve birden
fazla LFC Alanı güç dengesinden oluşan Senkronize Alanın programlanan değere (Otomatik
Frekans Restorasyon Süreci ile ilgili olarak) getirilmesi amacıyla otomatik biçimde aktif hale
getirilen Aktif Güç Rezervlerini,
hhhhh) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir Güç üretim Modülünün primer
frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile
emreamade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya sistem işletmecisi tarafından
dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve
sistem işletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim
lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, Güç üretim Modüllerinin sekonder frekans kontrol
tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
8
[ENTSO-E LFC&R NC (Yük Frekans Kontrolü ve Rezerv Ağ Kodu) ile uyum doğrultusunda
yeni tanım]
ııııı) Yenileme Rezervleri (RR): İlâve sistem dengesizlikleri için hazırlanacak, gerekli
FRR seviyesinin yeniden tesis edilmesinde/ desteklenmesine kullanılan rezervleri ifade
etmektedir. Bu kategoriye, aktivasyon süresi Frekans Restorasyon Süresinden saatlere kadar
olan işletme rezervleri de dâhildir.
iiiii) Rezerv Paylaşımı: İçerisinde birden fazla TSO’nun, rezerv ebatlandırma
süreçlerine ilişkin olarak ortaya çıkan rezerv gerekliliklerinin yerine getirilmesinde, FCR,
FRR ya da RR olmak üzere aynı Rezerv Kapasitesini dikkate aldığı bir mekanizmayı,
jjjjj) ACE Açık-Döngü: LFC Bloğu içerisindeki ACE, Sekonder Rezerv Aktivasyonu
ve Tersiyer Rezerv Aktivasyonu ile Dengesizlik Netleştirme Değişimi, bu LFC Bloğunun
diğer LFC Blokları ile Güç Alışverişinin toplamını,
kkkkk) Ölçülendirme Olayı: Bir LFC Bloğu içerisinde, hem pozitif hem negatif yönde,
beklenen en yüksek anlık olarak meydana gelen Aktif Güç Dengesizliğini,
lllll) Rezerv Değişimi: Bir TSO açısından, kendi FCR, FRR ya da RR rezerve
ölçülendirme süreci sonucu ortaya çıkan gerek duyulan rezerv miktarına uyum doğrultusuna,
bir başka LFC Alanı, LFC Bloğu ya da Senkronize Alana bağlı Rezerve Kapasitesine erişim
imkânına sahip olma kavramını ifade etmektedir. Söz konusu rezervler yalnızca bu TSO’ya
ilişkin olup; bunun anlamı, kendi rezerv ölçülendirme süreçlerinden kaynaklı gerek duyulan
rezerv miktarlarına uyum doğrultusunda herhangi bir başka TSO tarafından dikkate
alınmamalarıdır;
mmmmm) Tam Aktivasyon Süresi: Primer rezerve ilişkin referans olayın meydana
gelmesi, Sekonder Rezerve ilişkin frekans restorasyon kontrolörü tarafından yeni bir Referans
değerin ayarlanması, Tersiyer Rezervlere ilişkin referans değişimi ve ilgili rezervlerin buna
karşılık gelen aktivasyonu ya da deaktivasyonu arasındaki süreyi;
nnnnn) Dengesizlik Netleştirme: Bir ya da daha fazla sayıdaki Senkronize Alan
içerisindeki iki ya da daha fazla sayıdaki LFC Alanının TSO’ları arasındaki, aktifleştirilmiş
Rezervlerin yanı sıra ilgili ACE’leri dikkate almak ve bu çerçevede söz konusu Sekonder
Kontrolörün girdisi düzeltilmek suretiyle zıt yönlerde eşzamanlı Sekonder ve Tersiyer
Restorasyon Rezervlerinden kaçınılmasına olanak sağlayan, mutabakata bağlanmış bir süreci;
ooooo) 1. Seviye Aralık: LFC Bloğu seviyesinde Sistem Frekansı kalite
değerlendirmesi amacıyla kullanılan ve ACE’nin, içerisinde belirli bir süre yüzdeliği boyunca
tutulmasının gerektiği birinci aralığı,
ööööö) 2. Seviye Aralık: LFC Bloğu seviyesinde Sistem Frekansı kalite
değerlendirmesi amacıyla kullanılan ve FRCE’nin, içerisinde belirli bir süre yüzdeliği
boyunca tutulmasının gerektiği ikinci aralığı,
ppppp) LFCR NC: Avrupa “Yük Frekans Kontrolü ve Rezervleri” Şebeke Kodunu;
(hazırlık aşamasında)
rrrrr) LFC Alanı: Bir LFC Alanına ait yükümlülükleri yerine getiren bir ya da daha
fazla sayıda TSO tarafından işletilen, diğer LFC Alanlarıyla fiziksel sınırı İnterkonnektörlerin
ölçüm noktalarıyla belirlenen,bir Senkronize Alanın bir kısmı ya da bütününü,
sssss) LFC Bloğu: Bir LFC Alanına ait yükümlülükleri yerine getiren bir ya da daha
fazla sayıda TSO tarafından işletilen, diğer LFC Bloklarıyla fiziksel sınırı İnterkonnektörlerin
ölçüm noktalarıyla belirlenen,bir Senkronize Alanın bir kısmı ya da bütününü,
şşşşş) Rezerve Kapasitesi: TSO’nun kullanımına açık ve uygun durumda bulunması
gereken FCR, FRR ya da RR miktarını,
ttttt) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için
çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi
veya tüketilmesini,
9
uuuuu) Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine
bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını,
üüüüü) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha
fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi
bölgesi tüzel kişiliğine haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel
kişiyi,
vvvvv) Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem
stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu,
yyyyy) Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan
sargıyı,
zzzzz) Sıfır bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki
dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden sıfır faz sırasına
sahip olan ve birbirine eşit üç vektörden her birini,
aaaaaa) Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının
bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini,
bbbbbb) Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim
fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü,
cccccc) Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi
amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan
hız ya da frekans sinyalini,
çççççç) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm
kullanıcı sistemlerini,
dddddd) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
eeeeee) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya
tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve
ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
ffffff) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı
enerjisiz kalmasını,
gggggg) Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı
arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki
salınımları,
ğğğğğğ) Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı
korumasını sağlayan sistemi,
hhhhhh) Şalt sahası: Elektrik bağlantı elemanlarının ve ekipmanlarının bulunduğu
sahayı,
ıııııı) Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,
iiiiii) Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken
ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
jjjjjj) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,
kkkkkk) Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya
belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi,
llllll) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik
tüketim öngörülerini,
mmmmmm) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı
ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
nnnnnn) Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması
ve ünite veya bloğun, frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış
gücünü,
oooooo) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile
tedarik lisansına sahip şirketleri,
10
öööööö) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin toptan ve/veya
perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
pppppp) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
rrrrrr) Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü
ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramını,
ssssss) Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin
verilen güç miktarını,
şşşşşş) Tersiyer frekans kontrolü: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen
ilgili mevzuatı hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme
birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirten yük
alma, yük atma talimatları ile işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde arz ve
talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi kapsamında dengeleme birimlerinin aktif güç
çıkışlarını artırmaları ya da azaltmalarını,
tttttt) Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde
gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını,
uuuuuu) Tersiyer frekans kontrolü rezerv yedeği: İşletme yedeklerinin ihtiyaç
duyulduğunda dengeleme güç piyasası vasıtasıyla manuel olarak servise alınan ve
sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak
şekilde seçilen kısmını,
[ENTSO-E LFC&R NC (Yük Frekans Kontrolü ve Rezerv Ağ Kodu) ile uyum doğrultusunda
yeni tanım]
üüüüüü) Tersiyer Yenileme Rezervi: İlâve sistem dengesizlikleri için hazırlanacak,
gerekli Sekonder ve tersiyer restorasyon rezervleri seviyesinin yeniden tesis edilmesinde/
desteklenmesinde kullanılan rezervleri ifade etmektedir. Bu kategoriye, aktivasyon süresi
Frekans Restorasyon Süresinden saatlere kadar olan işletme rezervleri de dâhildir.
vvvvvv) Tersiyer Restorasyon Rezervi: Sistem Frekansının Nominal Frekansa ve
birden fazla LFC Alanı güç dengesinden oluşan Senkronize Alanın programlanan değere
(Manüel Frekans Restorasyon Süreci ile ilgili olarak) getirilmesi amacıyla manüel biçimde
aktif hale getirilen Aktif Güç Rezervlerini
yyyyyy) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini
yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
zzzzzz) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
aaaaaaa) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin
TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye
girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini,
bbbbbbb) Toplam Harmonik Bozulma (THBv): Gerilim harmonik bileşenlerinin etkin
değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga
şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
ccccccc) Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin
değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve
dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
ççççççç) Topraklama: Gerilimsiz hale getirilmiş teçhizatın, toprak ayırıcısını kapatarak
veya topraklama donanımı kullanılarak toprakla irtibatlandırılmasını,
ddddddd) Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın
arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını,
11
eeeeeee) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satış için
satışını,
fffffff) Transfer bara: Teçhizatın transfer kesicisi ve/veya ayırıcısı ile bağlı olduğu
barayı,
ggggggg) Transfer fideri : Bir fiderin yerine geçebilen teçhizatı,
ğğğğğğğ) Transfer kesicisi: Bir fiderin kendi kesicisi yerine geçebilen ve ana barayı
transfer baraya bağlayan kesiciyi,
hhhhhhh) Transfer-kuplaj fideri: Transfer ya da kuplaj olarak kullanılabilen teçhizatı,
ııııııı) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
iiiiiii) Türkiye elektrik enerjisi talep projeksiyonu: İki yıllık periyotlarda, Kalkınma
Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı
tarafından hazırlanan ve yayımlanan yirmi yıllık talep tahmini raporunu,
jjjjjjj) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait
elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge
yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
kkkkkkk) Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için
geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans
standartlarını,
lllllll) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı tarafından hazırlanan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasını ve
kaynak potansiyelini esas alarak TEİAŞ tarafından hazırlanan 20 yıllık üretim gelişim planını,
mmmmmmm) Uzun dönem fliker şiddeti endeksi (Plt): İki saatlik zaman aralığı
boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) Pst değerleri kullanılarak hesaplanan fliker şiddeti
endeksini,
nnnnnnn) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu,
kombine çevrim Güç Üretim Tesisleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve
jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
ooooooo) Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü
içindeki kontrol devresini,
ööööööö) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik Güç Üretim Tesislerinde elektrik
enerjisine dönüştürülmesini,
ppppppp) Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp
Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan ve Kurulca onaylanan talep
tahminlerinin esas alınarak TEİAŞ tarafından, gelecek 5 yıl içinde işletmeye girmesi beklenen
yıllık kapasite artışına göre hazırlanan üretim-tüketim denge analizi raporunu,
rrrrrrrr) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği
veya işletme hakkını devraldığı Güç üretim Modülünde ya da Güç Üretim tesislerinde elektrik
enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel
kişiyi,
şşşşşşş) Yan hizmetler: 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de
yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya
dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir
şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere
ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
ttttttt) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim
şirketleri, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a;
dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri veya tüketiciler tarafından 2/1/2014 tarihli ve
28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca
ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini
belirleyen anlaşmaları,
12
uuuuuuu) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından
verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu
Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları,
üüüüüüü) Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya Güç Üretim Modülünün yıllık
fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya Güç Üretim Modülünün üretebileceği yıllık
azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını,
vvvvvvv) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen
talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması
durumunu,
yyyyyyy) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının
yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
zzzzzzz) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının
yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren
teklifleri,
aaaaaaaa) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen
talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji
alması durumunu,
bbbbbbbb) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa
katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından
yapılan bildirimleri,
cccccccc) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının
yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren
teklifleri,
çççççççç) Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme
kapasitesini gösteren grafiği,
dddddddd) Yüklenme hızı: Güç Üretim Modülünün
birim zamanda
gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini,
[ENTSO-E RfG (Jeneratörlere ilişkin Gereklilikler) ve DCC (Talep Bağlantı Kodları) ile
uyum doğrultusunda yeni tanım]
eeeeeeee) Aktif Güç: Temel Frekansta Zahiri Gücün gerçek unsuru olup, watt ya da
katları (örneğin; kilowatt (kW) ya da megawatt (MW)) cinsinden ifade edilmektedir.
ffffffff) Aktif Güç Frekans Yanıtı: Bir Güç Üretim Modülünden kaynaklı, sistem
Frekansında, nominal sistem Frekansına göre meydana gelen bir değişikliğe yanıt olarak
ortaya çıkan bir otomatik Aktif Güç çıktısı yanıtını,
ğğğğğğğğ) Alternator: Dönen bir manyetik alan vasıtasıyla mekanik enerjiyi elektrik
enerjisine çeviren bir cihazı,
hhhhhhhh) Zahiri Güç: Temel Frekansta, Gerilimle Akımın çarpımı ile elde edilen güç
değerini ifade etmektedir. Genellikle kilovolt-amper (kVA) ya da megavolt-amper (MVA)
cinsinden ifade edilmekte ve bir gerçek unsur (Aktif Güç) ile bir sanal unsurdan (Reaktif
Güç) oluşmaktadır.
ıııııııı) Yetkili Belgelendirme Kuruluşu: Ekipman Belgelerini düzenleyen bir kuruluşu
ifade etmektedir. Yetkili Belgelendirme Kuruluşunun akreditasyonu, Avrupa Akreditasyon
Birliği’nin (EA) ulusal üyeliği tarafından verilecektir.
iiiiiiii) Otomatik Gerilim Regülatörü (AVR): Gerçek uç Gerilimi bir referans değerler
13
karşılaştırmak ve sapmalara bağlı olarak, uygun yoldan, bir İkaz Sisteminin çıktısını kontrol
etmek suretiyle, bir Senkronize Güç Üretim Modülünün uç Gerilimini kontrol eden,
mütemadiyen hareket eden otomatik ekipmanı;
jjjjjjjj) Toparlanma Yeteneği: Bir Güç Üretim Modülünün, Güç Üretim Tesisinin
haricinde herhangi bir enerji beslemesi olmaksızın, bir tahsisli yardımcı güç kaynağı yoluyla,
bir tam kapanma halinden toparlanma yeteneğini;
kkkkkkkk) Kapalı Dağıtım Sistemi İşletmecisi (CDSO): ENTSO-E kodları
çerçevesinde, kapalı bir dağıtım Şebekesini işleten, bakımını sağlayan ve gerekli olduğu
takdirde, geliştiren bir gerçek ya da tüzel kişiyi;
llllllll) Maliyet – Fayda Analizi: İlgili Ağ İşletmecisinin, en yüksek net sosyoekonomik faydayı sunan alternatifi belirlemek üzere, aynı amaca yönelik alternatif projelerin
beklenen maliyetleri ile beklenen faydalarını karşılaştırmasına olanak veren bir süreci ifade
etmektedir. İcabında, alternatifler arasında şebeke tabanlı ve piyasa tabanlı projeler de yer
almaktadır.
mmmmmmmm) Akım: Aksi belirtilmediği takdirde, Akım ile, temel Frekansta, faz
Akımının pozitif sırasının etkin değeri ifade edilmektedir.
nnnnnnnn) Uygunluk Takibi:Güç Üretim Modüllerinin,HDVC sistemlerinin, Talep
Tesislerinin, Dağıtım Şebekelerinin,veya Dağıtım Şebeke Bağlantılarının teknik
kabiliyetlerinin, faaliyete başladıktan sonra, bu Şebeke Yönetmeliğinin şart ve gereklerine
uygun biçimde idame ettirildiğinin doğrulanmasına yönelik süreci;
oooooooo) Uygunluk Simülasyonu: Güç Üretim Modüllerinin, HDVC sistemlerinin
,Talep Tesislerinin, Dağıtım Şebekelerinin ya da Dağıtım Şebeke Bağlantılarının, örneğin
yeni kurulumların işletiminin başlaması öncesinde, bu ŞebekeYönetmeliği şartname ve
gereklerine uygunluğunun doğrulaması sürecini ifade etmektedir. Doğrulama kapsamına,
diğer hususların yanı sıra, dokümanların revizyonu, tesisin Dağıtım Şebekesinin ya da
Dağıtım Şebekesi Bağlantılarının talep edilen kabiliyetlerinin simülasyon çalışmaları yoluyla
doğrulanması ve gerçek ve güncel ölçümlerle karşılaştırmalı olarak revizyonu dahildir.
öööööööö) Uygunluk Testi: Güç Üretim Modüllerinin, HDVC sistemlerinin,Talep
Tesislerinin, Dağıtım Şebekelerinin ya da Dağıtım Şebeke Bağlantılarının, örneğin yeni
kurulumların işletiminin başlaması öncesinde, bu Şebeke Yönetmeliği şartname ve
gereklerine uygunluğunun doğrulaması sürecini ifade etmektedir. Doğrulama kapsamına
dokümanların revizyonu, tesisin Dağıtım Şebekesinin ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantılarının
talep edilen kabiliyetlerinin uygulamaları testler ve simülasyon çalışmaları yoluyla
doğrulanması ve deneme işletimi sırasında yapılan gerçek ve güncel ölçümlerin revizyonu
dahildir..
pppppppp) Bağlantı Sözleşmesi: İlgili Şebeke İşletmecisi ile Talep Tesisi Sahibi ya da
Dağıtım Şebekesi İşletmecisi arasındaki, tesis ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantısına ilişkin
teknik şartları ve tesise özel gerekleri içeren bir sözleşmeyi ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ve
Güç Üretim Tesisi Sahibi arasındaki, Güç Üretim Tesisine ilişkin ilgili tesis ve teknik özel
gereklilikleri içeren bir sözleşmeyi;
rrrrrrrr) Bağlantı Noktası: Bağlantı Sözleşmesi içerisinde tanımlanan ve

Talep Tesisinin bir İletim Şebekesine ya da Dağıtım Şebekesine
bağlandığı ya da

Dağıtım Şebekesinin bir İletim Şebekesine bağlandığı ya da

Kapalı Dağıtım Şebekesinin Dağıtım Şebekesine bağlandığı ara yüzü;
14

ya da Güç Üretim Modülünün, Bağlantı Sözleşmesi içerisinde
tanımlanan ENTSO-E kodları çerçevesinde bir iletim, dağıtım ya da
kapalı dağıtım Şebekesine bağlandığı ara yüzü;
ssssssss) Kontrol Alanı: Tek bir İletim Sistemi İşletmecisi tarafından kontrol edilen,
birbirine bağlı elektrik iletim sisteminin bir parçasını;
şşşşşşşş) Droop: Frekansın kararlı durum değişiminin (nominal Frekansa referansla)
güç çıktısındaki kararlı durum değişimine (Maksimum Kapasiteye referansla) oranını;
tttttttt) Dağıtım Sistemi İşletmecisi (DSO): Belirli bir bölgedeki dağıtım Şebekesini ve
icabında diğer Şebekelerle aralarındaki bağlantıların işletilmesinden, bakımının
sağlanmasından ve gerektiği takdirde geliştirilmesinden ve Şebekenin, uzun vadeli olarak,
makul elektrik dağıtım taleplerini karşılanma kabiliyetine sahip olmasının sağlamasından
sorumlu bir gerçek ya da tüzel kişiyi;
uuuuuuuu) Enerjileme İşletim Bildirimi (EON): İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından,
dâhili Şebekesine enerji verilmesi öncesinde bir Talep Tesisi Sahibine, Dağıtım Şebekesi
İşletmecisine, HDVC sistem sahibine, Güç Üretim Tesisi sahibine gönderilen bir bildirimi..
üüüüüüüü) Ekipman Sertifikası: Bir Yetkili Belgelendirme Kuruluşu tarafından, ,
İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesine ya da İletim Bağlantılı Talep Ünitesinde veya Güç
Üretim Modülünde kullanılan bir ekipman için düzenlenen ve söz konusu ekipmanın genel
performans üzerindeki etkisine ilişkin olarak, bu Yönetmeliğin ilgili gerekliliklerine
uygunluğu teyit eden bir belgeyi ifade etmektedir. Ekipman Sertifikası, bu belge içerisinde
kendilerine ilişkin yalnızca bir değer aralığının tanımlandığı parametrelere ilişkin olarak
geçerliliğinin ölçü ve kapsamını tanımlayacaktır. Bu da, Ekipman Sertifikasının, Avrupa
seviyesinde müsaade edilen aralıktan belirli bir değerin seçileceği bir ulusal ya da diğer
seviyedeki geçerliliğini belirleyecektir. Ekipman Sertifikası, ek olarak, Tip B, C ve D Güç
Üretim Modüllerine ilişkin uygunluk sürecinin belirli parçalarının yerini almak üzere, test
sonuçlarıyla teyit edilmiş modelleri de içerebilir. Ekipman Sertifikasında, belgeye bir
Kurulum Dokümanı ya da Güç Üretim Modülü Dokümanı içerisinde basit referans
verilmesine olanak sağlayan, belgeye özgü bir numara bulunacaktır
vvvvvvvv) İkaz Sistemi: Tüm düzenleme ve kontrol elemanları ile alan boşalması ya
da alan silinmesi ekipmanı ve koruyucu cihazlar dâhil olmak üzere, bir senkronize elektrikli
makinenin alan Akımını sağlayan ekipmanı;
yyyyyyyy) Mevcut Güç Üretim Modülü: Bu Yönetmelik dâhilinde, bir Yeni Güç
Üretim Modülü niteliğinde olmayan bir Güç Üretim Modülünü;
zzzzzzzz) Nihai İşletim Bildirimi (FON): İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından bir Talep
Tesisi Sahibine, Dağıtım Şebekesi İşletmecisine, HDVC sistem sahibine veya Güç Üretim
tesisi sahibine gönderilen ve teknik tasarım ve işletme kriterlerine uygunluğun, bu
Yönetmelik içerisinde belirtildiği şekilde ispatlanmış olması nedeniyle Talep Tesisi
Sahibinin,Dağıtım Şebekesi İşletmecisinin, HDVC sistem sahibinin veya Güç Üretim tesisi
sahibininkendi Talep Tesisini ya da Dağıtım Şebekesini Şebeke bağlantısını kullanarak
işletme yetkisine sahip olduğunu teyit eden bir bildirimi;
aaaaaaaaa) Frekans: Elektriksel güç sisteminin, saniyelerle ifade edilen zaman dilimi
içerisinde evre uyumlu (farklı ölçüm lokasyonları arasında yalnızca cüzi farklar arz etmek
üzere) bir değer varsayımı çerçevesinde, senkronize sistemin tüm Şebeke alanlarında
ölçülebilen Frekansını ifade etmekte olup; nominal değeri 50 Hz'dir.
bbbbbbbbb) Frekans Kontrolü: Bir Güç Üretim Modülünün, sistem Frekansını sabit ve
dengeli biçimde sürdürme ve muhafaza etme doğrultusunda, Aktif Güç Çıktısını ayarlamak
15
suretiyle hızı kontrol etme kabiliyetini (Sekronize Güç Üretim Modülleri açısından hız
kontrolü olarak kabul edilebilir)
ccccccccc) Frekans Yanıt Ölü Bandı : Frekans Kontrolünün duyarlılığının engellemesi
için kasten kullanılmaktadır. Ölü bant, hassasiyetsizliğin aksine, yapay bir mahiyete sahiptir
ve temel olarak ayarlanabilir niteliktedir.
ççççççççç) Frekans Yanıt Duyarsızlığı: Kontrol sisteminin, minimum Frekans
büyüklüğü (girdi sinyali) olarak tanımlanan ve çıktı gücünde (çıktı sinyali) bir değişikliğe yol
açan, içsel özelliği;
ddddddddd) Frekans Duyarlı Mod (FSM): Aktif Güç çıktısının, Sistem Frekansındaki
bir değişikliğe yanıt olarak, Frekans Yanıtı sağlayacak şekilde çalışmak suretiyle Hedef
Frekansın toparlanmasına yardımcı olacak bir yönde değişmesine yol açacak bir Güç Üretim
Modülü işleyiş modunu;
eeeeeeeee) Tesis Yükünde Çalışma: Güç Üretim Modüllerinin Şebeke ile
bağlantılarının kesilmesi ve yardımcı beslemelerine geçiş yapmaları sonuçlarını doğuran
Şebeke arızalarında, tesis yükünde çalışma Güç Üretim Tesislerinin kendi tesis içi yüklerine
besleme yapmayı sürdürmelerini sağlar.
fffffffff) Eylemsizlik: Bir Alternatör gibi dönen katı bir cismin, yeknesak dönme
hareketi durumunu koruduğu gerçeğidir. Katı cismin açısal momentumu, dışarıdan bir tork
uygulanmadığı takdirde, değişmez. Bu kod bağlamında, bu tanım, Alternatör hızı ve sistem
Frekansının bağlaşık olduğu teknolojilere atıfta bulunmaktadır.
ggggggggg) Kurulum Dokümanı: 1000V‘nin altında bir Talep Ünitesi veya A tipi Güç
Üretim Modülü hakkında bilgi içeren ve bu Yönetmeliğin ilgili gerekliliklerine uygunluğu
teyit eden sade yapılı, veri ya da işaret listesi şeklinde bir dokümanı ifade eder;. Boş Kurulum
Dokümanı, A Tipi Güç Üretim Tesis Sahibi ya da alternatif olarak, tesis sahibi adına tesis
kurulumcusu tarafından, ilgili Şebeke İşletmecisinden alınarak doldurulacak ve İlgili Şebeke
İşletmecisine sunulacaktır.
ğğğğğğğğğ) Talimat: Bir Şebeke İşletmecisinden, bir Talep Tesisi Sahibine, Dağıtım
Şebekesi İşletmecisine, HDVC sistem sahibine vaya Güç Üretim Modülü sahibine bir işlemin
gerçekleştirilmesi doğrultusunda sözlü olarak, manüel olarak ya da örneğin bir Talep
Tesisinin ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantısının yeniden bağlantısı olmak üzere, otomatik
uzaktan kumanda tesisleri yoluyla verilen bir komutu;
hhhhhhhhh) Geçici İşletim Bildirimi (ION): İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından bir
Talep Tesisi Sahibine,Dağıtım Şebekesi İşletmecisine,HDVC sistem sahibine veya Güç
Üretim tesisi sahibine düzenlenen, ekipmanlarını sınırlı bir süre için Şebeke bağlantısını
kullanarak işletme ve bu Yönetmeliğin teknik tasarım ve işletme kriterlerinin karşılanmasına
yönelik uygunluk testlerini gerçekleştirme hak ve yetkisine sahip olduklarını teyit eden bir
bildirimi;
ııııııııı) Bağımsız İşletim: Kendisine güç beslemesi yapan ve Frekans ve Gerilimi
kontrol eden en az bir adet Güç Üretim Modülüne sahip bir Şebekenin tümünün ya da bir
kısmının, enterkonnekte sistemle bağlantısı kesildikten sonra izole vaziyette, bağımsız olarak
çalışmasını;
iiiiiiiii) Sınırlı Frekans Duyarlı Mod – Aşırı Frekans (LFSM-O): Sistem Frekansında,
belirli bir değerin üzerindeki bir değişikliğe yanıt olarak, Aktif Güç çıktısında azalma
sonucunu doğuracak bir Güç Üretim Modülü işletim modunu;
jjjjjjjjj) Sınırlı Frekans Duyarlı Mod – Düşük Frekans (LFSM-U): Sistem Frekansında,
16
belirli bir değerin altındaki bir değişikliğe yanıt olarak, Aktif Güç çıktısında artma sonucunu
doğuracak bir Güç Üretim Modülü işletim modunu;
kkkkkkkkk) Sınırlı İşletim Bildirimi (LON): İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından, daha
önce FON statüsüne ulaşmış fakat geçici olarak, Yönetmeliği uygunsuzluğa yol açan önemli
bir modifikasyon ya da yeterlilik kaybı yaşamakta olan bir Talep Tesisi Sahibine,Dağıtım
Şebekesi İşletmecisine, HDVC sistem sahibine ya da Güç Üretim Tesisi sahibine düzenlenen
bir bildirimi;
lllllllll) Maksimum Kapasite: Bir Güç Üretim Modülünün, Bağlantı Sözleşmesi
içerisinde tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ile Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında
mutabakata bağlandığı üzere, Şebekeye besleme yapabildiği maksimum kesintisiz Aktif Gücü
ifade etmektedir. Bu Yönetmelil içerisinde, Pmax olarak da anılmaktadır.
mmmmmmmmm) Minimum Düzenleme Seviyesi: Bağlantı Sözleşmesi içerisinde
tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında mutabakata
bağlandığı üzere, Güç Üretim Modülünün düzenleyebildiği ve Aktif Güç Kontrolü
sağlayabildiği minimum Aktif Gücü;
nnnnnnnnn) Minimum Stabil İşletim Seviyesi: Bağlantı Sözleşmesi içerisinde
tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında mutabakata
bağlandığı üzere, Güç Üretim Modülünün sınırsız bir süre için stabil bir biçimde işletilebildiği
minimum Aktif Gücü;
ooooooooo) Şebeke: Santral ile, elektriksel gücün iletimi ya da dağıtımı amacıyla
bağlanmış teçhizatı;
ööööööööö) Yeni Güç Üretim Modülü: Aşağıdaki nitelikleri haiz bir Güç Üretim
Modülünü ifade eder;



bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak, ana tesise
ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmeliğin yürürlüğe
girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu
bir Güç Üretim Modülü ya da
bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak, Güç
Üretim Tesisi Sahibi tarafından, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarih
itibariyle otuz ayı aşmayan bir gecikmeyle, ana tesise ait nihai ve bağlayıcı bir
satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmeliğinyürürlüğe girdiği tarihten iki yıl
sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu yönünde herhangi bir
teyidin sunulmamış olduğu bir Güç Üretim Modülü ya da
bu Yönetmelikte yapılan sonraki herhangi bir tadil hükümlerine ilişkin olarak
ve/veya MADDE10(6) daki yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesindeki
eşiklerdeki herhangi bir değişiklik sonrası; ana tesise ait nihai ve bağlayıcı bir
satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmelikte yapılan sonraki herhangi bir tadilin
yürürlüğe girdiği tarihten MADDE10(6) daki yeniden değerlendirme
prosedürü çerçevesindeki eşiklerdeki herhangi bir değişikliğin yürürlüğe
girmesinden iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu
bir Güç Üretim Modülü.
ppppppppp) Şebeke İşletmecisi: Bir Şebekeyi işleten herhangi bir kuruluşu ifade
etmektedir. Bu kuruluş bir TSO, DSO ya da bir Kapalı Dağıtım Şebekesinin işletmecisi
olabilir;
rrrrrrrrr) İlgili Şebeke İşletmecisi: Bir Talep Tesisinin, Talep Ünitesinin ya da Dağıtım
Şebekesinin bağlı olduğu ya da bağlanacağı Şebekenin işletmecisini;
17
sssssssss) Uygunluk Beyanı: bir Talep Tesisi Sahibi,Dağıtım Şebekesi
İşletmecisi,HDVC sistem sahibi veya Güç Üretim tesisi sahibi tarafından İlgili Şebeke
İşletmecisine sunulan ve bu Yönetmeliğin her bir unsuruna ilişkin olarak maddeler halinde
ifade edilmiş uygunluğa ilişkin mevcut durumun beyanını içeren bir dokümanı;
şşşşşşşşş) Talep Toptancısı: Talep Toplama yoluyla bir dizi Talep Tesisinin
işletmesinden sorumlu bir tüzel kişiyi;
ttttttttt) Blok Yükleme: Kesinti (İletim Sisteminin bir kısmının ya da tümünün
işleyişinin durduğu durum) sonrasında sistem restorasyonu sırasında yeniden bağlanan talebin
maksimum basamak Aktif Güç Yüklemesini;
uuuuuuuuu) Kapalı Dağıtım Şebekesi: Bu Yönetmelik bağlamında, ENTSO-E kodları
çerçevesinde kapalı dağıtım şebekesi olarak sınıflandırılmış bir Şebekeyi ifade etmektedir.
ENTSO-E kodları içerisinde, böyle Şebeke, coğrafi sınırları belirlenmiş bir endüstriyel, ticari
ya da ortak hizmetler tesisi içerisinde elektrik dağıtımı yapan ve hane halkı müşterilere
elektrik temin etmeyen (sistemin dağıtım yaptığı bölge içerisinde bulunan ve sistem sahibi
bünyesinde çalışan ya da sistem sahibiyle benzer bir ilintisi bulunan az sayıda hane halkı hariç
olmak üzere) bir sistem olarak tanımlanmaktadır. Söz konusu Kapalı Dağıtım Şebekesinde,
şebeke faaliyetlerini ya da sistem kullanıcılarının üretim süreci belirli ya da teknik
gerekçelerle entegre edilecek ya da şebeke, birincil olarak, Kapalı Dağıtım Şebekesinin
sahibine ya da işletmecisine ya da ilgili kuruluşlarına elektrik dağıtımı yapılacaktır.
üüüüüüüüü) Kumanda Odası: İlgili Şebeke İşletmecisinin merkezi operasyon
merkezini;
vvvvvvvvv) Talep Toplama: Tek bir tesis olarak işletilebilen bir dizi Talep Tesisini;
yyyyyyyyy) Talep Tesisi: Elektrik enerjisi tüketen ve bir ya da daha fazla sayıda
Bağlantı Noktası üzerinden Şebekeye bağlı bulunan bir tesisi ifade etmektedir. Şüpheye
mahal vermemek adına; bir Dağıtım Şebekesi ve/veya bir Güç Üretim Modülünün yardımcı
beslemeleri bir Talep Tesisi olarak addedilmeyecektir;
zzzzzzzzz) Talep Tesisi Sahibi: Talep Tesisinin sahibini;
aaaaaaaaaa) Talep Ünitesi: Bir Talep Tesisi Sahibi ya da Dağıtım Şebekesi İşletmecisi
tarafından, elektrik enerjisi talebinin makul bir düzeyde tutulmazı amacıyla aktif biçimde
kontrol edilen, ayrılmaz bir tesisler öbeği ifade etmektedir. Elektrik tüketim modunda
çalışmakta olan bir Talep Tesisi ya da Kapalı Dağıtım Şebekesi içerisindeki bir depolama
cihazı, bir Talep Ünitesi olarak kabul edilmektedir. Hem üretim hem pompalama işleyiş
moduna sahip bir pompa depolamalı hidrolik ünite kapsam dışındadır. Bir Talep Tesisi
bünyesinde, birbirinden bağımsız biçimde işletilemeyen ya da makul olarak birleşik biçimde
kabul edilebilecek nitelikte, güç tüketimi yapan birden fazla ünite bulunduğu takdirde; bu
ünite kombinasyonlarından her biri bir Talep Ünitesi olarak kabul edilecektir.
bbbbbbbbbb) Dağıtım Şebekesi: Kapalı Dağıtım Şebekeleri dâhil olmak üzere, kendisi
ile bağlantılı bir üçüncü şahıstan (üçüncü şahıslardan), bir İletim Şebekesinden ya da bir
başka Dağıtım Şebekesinden ve bir üçüncü şahsa (üçüncü şahıslara), bir İletim Şebekesine ya
da bir başka Dağıtım Şebekesine elektriksel güç dağıtımına yönelik bir elektrik Şebekesini;
cccccccccc) Dağıtım Şebekesi Bağlantısı: Tipik olarak bir trafo merkezi olmak üzere,
yeni ya da mevcut bir Dağıtım Şebekesinin, bir İletim Şebekesine Bağlantı Noktasında
bulunan elektrik tesis ve teçhizatını;
çççççççççç) Dağıtım Şebekesi İşletmecisi (DNO): bir Dağıtım Sistemi İşletmecisini ya
da bir Kapalı Dağıtım Şebekesinin işletmecisini;
18
dddddddddd) ENTSO-E Şebeke Bölgesi: ENTSO-E üyeleri Şebekesinin kapsadığı
coğrafi bölgeyi;
eeeeeeeeee) Mevcut Talep Tesisi: Bir Yeni Talep Tesisi niteliğinde olmayan bir Talep
Tesisini;
ffffffffff) Mevcut Dağıtım Şebekesi Bağlantısı: Bir Yeni Dağıtım Şebekesi Bağlantısı
niteliğinde olmayan bir Dağıtım Şebekesi Bağlantısını;
gggggggggg) Geçici Uygunluk Beyanı: Talep Tesisi Sahibi ya da Dağıtım Şebekesi
İşletmecisi tarafından İlgili Şebeke İşletmecisine sunulan ve bu Yönetmelik içerisinde ortaya
konduğu ve buna ek olarak, ulusal kodlar dâhil olmak üzere, ulusal mevzuatta gerekli
kılındığı şekilde oluşturulan, maddeler halinde düzenlenmiş bir uygunluk beyanını;
ıııııııııı) Ana Tesis: Bağlantı Noktası ve süreç üretim tesisindeki ekipman motorları,
trafolar, yüksek gerilim ekipmanlarından en az birini;
iiiiiiiiii) Maksimum Dış Aktarım Kabiliyeti (MEC): Bir Talep Tesisinin ya da Dağıtım
Şebekesinin, Bağlantı Sözleşmesi içerisinde tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ile
Talep Tesisi Sahibi ya da yerine göre Dağıtım Şebekesi İşletmecisi arasında mutabakata
bağlandığı üzere, Şebekeye besleme yapabildiği maksimum kesintisiz Aktif Gücü;
jjjjjjjjjj) Maksimum İç Aktarım Kabiliyeti (MIC): Bir Talep Tesisinin ya da Dağıtım
Şebekesinin, Bağlantı Sözleşmesi içerisinde tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ile
Talep Tesisi Sahibi ya da yerine göre Dağıtım Şebekesi İşletmecisi arasında mutabakata
bağlandığı üzere, Şebekeden tüketebildiği maksimum kesintisiz Aktif Gücü;
kkkkkkkkkk) Yeni Talep Tesisi: Aşağıdaki nitelikleri haiz bir Talep Tesisini:

bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak,
Ana Tesise ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu
Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden
tarihten sonra imzalanmış olduğu bir Talep Tesisi ya da

bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak,
Talep Tesisi Sahibi tarafından, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarih
itibariyle otuz ayı aşmayan bir gecikmeyle, Ana Tesise ait nihai ve
bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmeliğin yürürlüğe
girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış
olduğu yönünde herhangi bir teyidin sunulmamış olduğu bir Talep
Tesisi ya da

bu Yönetmelikte yapılan sonraki herhangi bir tadil hükümlerine ilişkin
olarak MADDE 14 deki yeniden değerlendirme prosedürü
çerçevesindeki eşiklerdeki herhangi bir değişiklik sonrası; ana santrale
ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmelikte
yapılan sonraki herhangi bir tadilin yürürlüğe girdiği tarihten MADDE
14 deki yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesindeki eşiklerdeki
herhangi bir değişikliğin yürürlüğe girmesinden iki yıl sonrasına
tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu bir Talep Tesisi.
llllllllll) Yeni Dağıtım Şebekesi Bağlantısı: Aşağıdaki nitelikleri haiz olup, İletim
Şebekesine bağlı ya da bağlanacak yeni ya da mevcut bir Dağıtım Şebekesinin bir Dağıtım
Şebekesi Bağlantısını;

bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak,
Ana Tesise ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin,
19


Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden
tarihten sonra imzalanmış olduğu bir Dağıtım Şebekesi Bağlantısı ya da
bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak,
Dağıtım Şebekesi İşletmecisi tarafından, bu Yönetmeliğin yürürlüğe
girdiği tarih itibariyle otuz ayı aşmayan bir gecikmeyle, Ana Tesise ait
nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Şebeke Kodunun
yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra
imzalanmış olduğu yönünde herhangi bir teyidin sunulmamış olduğu
bir Dağıtım Şebekesi Bağlantısı ya da
bu Yönetmelikte yapılan sonraki herhangi bir tadil hükümlerine ilişkin
olarak ve/veya MADDE 14’ün yeniden değerlendirme prosedürü
çerçevesindeki eşiklerdeki herhangi bir değişiklik sonrası; ana santrale
ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Yönetmelikte
yapılan sonraki herhangi bir tadilin yürürlüğe girdiği tarihten ve/veya
MADDE 14’ün yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesindeki
eşiklerdeki herhangi bir değişikliğin yürürlüğe girmesinden iki yıl
sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu bir Talep
Tesisi.
mmmmmmmmmm) Yük Altında Kademe Değiştirici: Bir sargının kademesinin
değiştirilmesine yönelik olup, trafonun enerjilendirildiği ya da yük altında bulunduğu hallerde
çalışmaya uygun bir cihazı;
nnnnnnnnnn) Yük Altında Kademe Değiştirici Blokajı: Bir düşük Gerilim hali
sırasında, trafoların, bir bölgedeki Gerilimleri daha fazla kademelendirmesini ve bastırmasını
önlemek üzere, Yük Altında Kademe Değiştiriciyi (Değiştiricileri) bloke eden bir işlemi ifade
etmektedir. Bu işlemin LVDD ile birlikte kullanılması gerekmektedir;
oooooooooo) Önemli Talep Tesisi: Bu Yönetmelik içerisinde, MADDE 11 ila
MADDE 16 dâhilinde ortaya konan kriterler çerçevesinde tespit edilmek üzere, kontrol
alanının besleme güvenliği, RES entegrasyonu ya da piyasa entegrasyonu üzerindeki tesiri
üzerinden, sınır ötesi sistem performansı üzerindeki etkisi temelinde, tek başına ya da toplu
olarak düşünüldüğünde önemli addedilen bir Talep Tesisini;
öööööööööö) Önemli Dağıtım Şebekesi: Bu Yönetmelik içerisinde, MADDE 11 ila
MADDE 16 dâhilinde ortaya konan kriterler çerçevesinde tespit edilmek üzere, kontrol
alanının besleme güvenliği, RES entegrasyonu ya da piyasa entegrasyonu üzerindeki tesiri
üzerinden, sınır ötesi sistem performansı üzerindeki etkisi temelinde önemli addedilen bir
Dağıtım Şebekesini;
pppppppppp) Önemli Dağıtım Şebekesi Bağlantısı: Bu Yönetmelik içerisinde,
MADDE 11 ila MADDE 16 dâhilinde ortaya konan kriterler çerçevesinde tespit edilmek
üzere, kontrol alanının besleme güvenliği, RES entegrasyonu ya da piyasa entegrasyonu
üzerindeki tesiri üzerinden, sınır ötesi sistem performansı üzerindeki etkisi temelinde önemli
addedilen bir Dağıtım Şebekesi Bağlantısını;
rrrrrrrrrr) Sistem Rezervi: Ağırlıklı olarak Frekans ve Gerilim dalgalanmalarına yanıt
vermek üzere, Şebekenin aktif bir biçimde yönetilmesi amaçlı Aktif ya da Reaktif Güç
rezervlerini;
ssssssssss) İletim Bağlantılı Kapalı Dağıtım Şebekesi: Bir İletim Şebekesine bir
Bağlantı Noktası üzerinden bağlı bir Kapalı Dağıtım Şebekesini;
şşşşşşşşşş) İletim Bağlantılı Talep Tesisi: Bir İletim Şebekesine bir Bağlantı Noktası
üzerinden bağlı bir Talep Tesisini;
20
tttttttttt) İletim Bağlantılı Talep Tesisi Sahibi: Bir İletim Bağlantılı Talep Tesisini;
uuuuuuuuuu) İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesi İşletmecisi: Bir İletim Bağlantılı
Dağıtım Şebekesinin işletmecisini;
üüüüüüüüüü) İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesi: Bir İletim Şebekesine bir Bağlantı
Noktası üzerinden bağlı bir Dağıtım Şebekesini;
vvvvvvvvvv) İletim Şebekesi: Talep Tesisleri, Dağıtım Şebekeleri ya da diğer İletim
Şebekeleri dâhil olmak üzere, kendisi ile bağlantılı bir üçüncü şahıstan (üçüncü şahıslardan)
ve bir üçüncü şahsa (üçüncü şahıslara) elektriksel güç iletimine yönelik bir elektrik
Şebekesini ifade etmektedir. Bu Şebekenin ölçü ve kapsamı ulusal düzeyde tanımlanır.
zzzzzzzzzz) Aşırı İkaz Sınırlayıcı – AVR içerisindeki, ikaz Akımını sınırlandırmak
suretiyle, Alternatörün rotorunun aşırı yüklenmesini önleyen bir kontrol cihazını;
aaaaaaaaaaa) Güç Faktörü: Aktif Gücün Zahiri Güce oranını;
bbbbbbbbbbb) Güç Üretim Tesisi: Bir ya da daha fazla sayıda Bağlantı Noktası
üzerinden bir Şebekeye bağlı bir ya da daha fazla sayıda Güç Üretim Modülünden oluşan,
primer enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren bir tesisi;
ccccccccccc) Güç Üretim Tesisi Sahibi: Bir Güç Üretim Tesisine sahip olan bir gerçek
ya da tüzel kişiyi;
Güç Üretim Modülü: Aşağıdakilerden herhangi birini;

Senkronize Güç Üretim Modülü ya da

Güç Park Modülü;
ççççççççççç) Güç Üretim Modülü Dokümanı (PGMD): Güç Üretim Tesisi Sahibi
tarafından, bir B ya da C Tipi Güç Üretim Modülüne ilişkin olarak, İlgili Şebeke İşletmecisine
düzenlenip tevdi edilen bir dokümanı ifade etmektedir. PGMD içerisinde, Güç Üretim
Modülünün, bu Yönetmelik içerisinde belirtilen teknik kriterlere uygunluk gösterdiğini ve bir
Uygunluk beyanı dâhil olmak üzere gerekli veri ve beyanları sağladığını teyit eden bilgilerin
yer alması amaçlanmaktadır.
ddddddddddd) Güç Park Modülü (PPM): aşağıdaki nitelikleri arz eden ve elektrik
üreten bir ünite ya da ünite grubunu;


senkronsuz biçimde ya da güç elektroniği cihazları üzerinden Şebekeye bağlı ve
bir iletim, dağıtım ya da kapalı dağıtım Şebekesine tek bir Bağlantı Noktasına
sahip.
eeeeeeeeeee) Güç Sistemi Dengeleyici (PSS): Bir Senkronize Güç Üretim Modülünün,
güç salınımlarının sönümlendirilmesi amacına yönelik ilâve bir işlevselliğini;
fffffffffff) Pompa Depolamalı Ünite – Suyun pompalar yoluyla yükseltilip daha sonra
elektrik enerjisi üretimi için kullanılmak üzere depolanabildiği bir hidrolik üniteyi;
ggggggggggg) P-Q-Kapasite Şeması: Bir Güç Üretim Modülünün, Bağlantı
Noktasında değişen Aktif Güç bağlamında, Reaktif Güç kapasitesini açıklayan şemayı;
ğğğğğğğğğğğ) Reaktif Güç: Temel Frekansta Zahiri Gücün sanal unsuru olup,
genellikle kilovar (kvar) ya da megavar (Mvar) cinsinden ifade edilmektedir.
hhhhhhhhhhh) İlgili Ulusal Düzenleyici Otorite – Enerji Piyasası Düzenleme
Kurumu'nu (EPDK);
iiiiiiiiiii) İlgili CDSO: Şebekesine bir Güç Üretim Modülünün bağlı olduğu ya da
bağlanacağı CDSO’yu; İlgili DSO: Şebekesine bir Güç Üretim Modülünün bağlı olduğu ya da
21
bağlanacağı DSO’yu;
ııııııııııı) İlgili Şebeke İşletmecisi: Şebekesine bir Güç Üretim Modülünün bağlı
olduğu ya da bağlanacağı işletmeciyi;
jjjjjjjjjjj) İlgili TSO: Kontrol Bölgesi içerisinde, bir Güç Üretim Modülünün, Talep
tesisinin,Talep Unitesinin veya Dağıtım Şebekesi bağlantısının herhangi bir Gerilim
seviyesinde Şebekeye bağlı olduğu veya bağlanacağı TSO'yu;
kkkkkkkkkkk) Güvence Altına Alınmış Arıza: Şebeke İşletmecisinin planlama
kriterlerine uygun biçimde Şebeke korumasıyla başarılı bir biçimde giderilmiş bir arızayı;
lllllllllll) Referans değer: Kontrol şemalarında tipik olarak kullanılan herhangi bir
parametreye ilişkin bir hedef değeri;
mmmmmmmmmmm) Önemli Güç Üretim Modülü: Bu Yönetmelik içerisinde ortaya
konan ve MADDE 10(6) içerisinde belirtilen kategorilerden birinin kapsamına giren kriterler
çerçevesinde tespit edilmek üzere, kontrol alanının besleme güvenliği üzerindeki tesiri
üzerinden, sınır ötesi sistem performansı üzerindeki etkisi temelinde önemli addedilen bir Güç
Üretim Modülünü;
nnnnnnnnnnn) Eğim: Nominal Gerilim esasına göre, Gerilim değişiminin, Reaktif Güç
beslemesinde meydana gelen, maksimum Reaktif Güç esasına göre, sıfırla maksimum Reaktif
Güç arasındaki bir değişime oranını;
ooooooooooo) Uygunluk Beyanı: Güç Üretim Tesisi tarafından Şebeke İşletmecisine
sunulan ve bu Yönetmeliğin her bir ilgili unsuruna ilişkin olarak maddeler halinde ifade
edilmiş uygunluğa ilişkin mevcut durumun beyanını içeren bir dokümanı;
ööööööööööö) Kararlı Durum Dengesi: Daha önce kararlı durumda bulunan Şebeke ya
da bir Senkronize Güç Üretim Modülü, yeterli düzeyde cüzi bir bozulma sonrasında tekrar bu
duruma geri döndüğü takdirde, Şebeke ya da söz konusu Senkronize Güç Üretim Modülü
Kararlı Durum Dengesine sahiptir.
ppppppppppp) Senkronize Kompanzasyon İşlemi: Bir Alternatörün, bir ana işletici
olmaksızın, Reaktif Güç üretimi ya da absorpsiyonu yoluyla dinamik olarak Gerilimi
düzenleme işlemini;
rrrrrrrrrrr) Senkronize Bölge: Kıta Avrupası (CE), Kıbrıs (CY), Büyük Britanya (GB),
İrlanda (IRE), Kuzey Avrupa (NE) Senkronize Bölgeleri ve bir Senkronize Bölge parçası
olarak Litvanya, Letonya ve Estonya (Baltık) güç sistemleri gibi olmak üzere, bir kararlı
durumda ortak bir Sistem Frekansına sahip, birbiri ile bağlantılı TSO’ların kapsadığı bir
bölgeyi;
sssssssssss) Senkronize Güç Üretim Modülü: Elektrik enerjisi üretebilen, ayrılmaz bir
tesisat grubu olup; aşağıdakilerden biri şeklinde tesis edilebilir;

bir Güç Üretim Tesisi bünyesinde güç üretimi yapan, doğrudan bir
iletim, dağıtım ya da kapalı dağıtım Şebekesine bağlı bir tekil
senkronize ünite ya da

bir Güç Üretim Tesisi bünyesinde güç üretimi yapan, ortak bir Bağlantı
Noktasıyla doğrudan bir iletim, dağıtım ya da kapalı dağıtım
Şebekesine bağlı bir senkronize ünite düzeneği ya da

bir Güç Üretim Tesisi bünyesinde güç üretimi yapan, doğrudan bir
iletim, dağıtım ya da kapalı dağıtım Şebekesine bağlı, birbirinden
bağımsız biçimde işletilemeyen bir senkronize ünite düzeneği (örneğin;
bir kombine çevrim gaz türbin tesisinde üretim yapan üniteler) ya da
22


doğrudan bir iletim, dağıtım ya da kapalı dağıtım Şebekesine bağlı,
elektrik üretim modunda çalışan bir tekil senkronize depolama cihazı
ya da
ortak bir Bağlantı Noktasıyla doğrudan bir iletim, dağıtım ya da kapalı
dağıtım Şebekesine bağlı, elektrik üretim modunda çalışan bir
senkronize ünite düzeneği.
şşşşşşşşşşş) Sentetik Eylemsizlik: Bir Güç Park Modülünün, öngörülen bir performans
düzeyinde, bir Senkronize Güç Üretim Modülünün Eylemsizlik etkisini kopyalamak için
sağladığı bir aracı;
ttttttttttt) İletim Sistemi İşletmecisi (TSO): Belirli bir bölgedeki iletim sistemini ve
icabında diğer sistemlerle aralarındaki bağlantıların işletilmesinden, bakımının
sağlanmasından ve gerektiği takdirde geliştirilmesinden ve sistemin, uzun vadeli olarak,
makul elektrik iletim taleplerini karşılanma kabiliyetine sahip olmasının sağlamasından
sorumlu bir gerçek ya da tüzel kişiyi;
uuuuuuuuuuu) U-Q-Pmax-profili: Bir Güç Üretim Modülünün, Bağlantı Noktasında
değişen Aktif Güç bağlamında, Reaktif Güç kapasitesini açıklayan profili;
üüüüüüüüüüü) Düşük İkaz Sınırlayıcı – AVR içerisindeki, Alternatörün ikaz eksikliği
nedeniyle senkronizasyonunu yitirmesini önleme amacı taşıyan bir kontrol cihazını;
vvvvvvvvvvv) Gerilim: Aksi belirtilmediği takdirde, Gerilim, temel Frekansta, fazlar
arası gerilimin pozitif sırasının etkin değerini ifade etmektedir.
1 pu şebeke Gerilimi – 400 kV şebeke Gerilim seviyesi (ya da alternatif olarak olarak,
yaygım biçimde anıldığı üzere, 380 kV seviyesi) için referans 1 pu değeri 400 kV’dir; diğer
şebeke Gerilim seviyeleri için, referans 1 pu Gerilim, aynı sekronize bölge içerisindeki her bir
TSO için farklı bir değer alabilir, yani bir senkronize bölge içerisindeki tüm TSO’lara ilişkin
kV cinsinden Gerilim aralığı aynı olmayabilir.
[ENTSO-E HVDC (Yüksek Gerilim Doğru Akım Bağlantıları) kodu ile uyum doğrultusunda
eklenen tanımlar]
yyyyyyyyyyy) DCbağlantılı Güç Park Modülü: Bir ya da daha fazla sayıda Ara Yüz
Noktasından bir ya da daha fazla sayıda HVDC Sistemine bağlı bir Güç Park Modülünü ifade
etmektedir. Aksi belirtilmediği takdirde, bu yönetmelik içerisinde belirtilen Güç Park Modülü
bir DC-bağlantılı Güç Park Modülünü ifade etmektedir;
aaaaaaaaaaaa) DC-bağlantılı Güç Park Modülü Sahibi: Bir DC-bağlantılı Güç Park
Modülüne sahip olan bir gerçek ya da tüzel kişiyi;
bbbbbbbbbbbb) Tümleşik HVDC Sistemi: Bir Senkronize Bölge içerisinde ya da bir
Kontrol Alanı içerisinde bağlı bulunan ve kurulum sırasında bir DC-bağlantılı Güç Park
Modülünün bağlantısı için teçhiz edilmemiş ya da bir Talep Tesisinin bağlantısı için teçhiz
edilmemiş bir HVDC Sistemini;
cccccccccccc) Mevcut HVDC Sistemi: Bir Yei HVDC Sistemi niteliği arz etmeyen bir
HVDC Sistemini;
çççççççççççç) Şebeke Kullanıcısı: İlgili gereklilik içerisinde, bu Yönetmelikte
tanımlandığı üzere, iletim ya da dağıtım sistemini kullanan Sistem Kullanıcısını ifade
etmektedir. Bu ibare ile, gerekliliğin uygulandığı herhangi bir Sistem Kullanıcısı (İlgili
Şebeke İşletmecisi ya da İlgili TSO dışında) kastedilmektedir.
dddddddddddd) HVDC Sistemi Maksimum Akımı: Maksimum HVDC Aktif Güç
İletim Kapasitesinde, HVDC Konvertör İstasyanının U-Q/Pmax-profili içerisinde bir işletim
noktası ile ilintili, en yüksek faz Akımını;
23
eeeeeeeeeeee) HVDC Konvertör İstasyonu: HVDC Sisteminin, binalar, reaktör
filtreleri, reaktif güç cihazları, kontrol, izleme, koruma, ölçme ve yardımcı ekipman ile
birlikte tek bir lokasyonda kurulu bulunan bir ya da daha fazla sayıda HVDC Konvertör
Ünitesinden oluşan bölümünü;
ffffffffffff) HVDC Konvertör Ünitesi: Bir ya da daha fazla sayıda konvertör trafosu,
teaktör, konvertör ünitesi kontrol ekipmanı, temel koruma ve şalt cihazları ile söz konusu
olduğu takdirde, çevrim için kullanılan yardımcı cihazlar ile birlikte bir ya da daha fazla
sayıda konvertör köprüsünden oluşan bir üniteyi;
gggggggggggg) HVDC Sistemi: Enerjiyi, iki ya da daha fazla sayıda AC barası
arasında yüksek gerilim doğru akım şeklinde aktaran bir elektriksel güç sistemini ifade
etmektedir. Bir HVDC Sistemi, HVDC Konvertör İstasyonları arasında DC iletim hatlarına ya
da kablolarına sahip en az iki HVDC Konvertör İstasyonundan oluşmaktadır. Bir back-toback sisteminin söz konusu olduğu hallerde, HVDC Sistemi yalnızca, iki HVDC Konvertör
Ünitesi arasında doğrudan DC devre bağlantısı ile bir HVDC Konvertör İstasyonundan
oluşur. Bir HVDC Sisteminde en az iki Ara Yüz Noktası bulunur;
ğğğğğğğğğğğğ) HVDC Sistemi Sahibi: Bir HVDC Sistemine sahip bir gerçek ya da
tüzel kişiyi;
hhhhhhhhhhhh) Maksimum HVDC Aktif Güç İlerim Kapasitesi: Bir HVDC
Sisteminin, Bağlantı Sözleşmesi içerisinde tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ile
HVDC Sistemi Sahibi arasında mutabakata bağlandığı üzere, her bir Bağlantı Noktasında
Şebeke ile alıp verebildiği maksimum kesintisiz Aktif Gücü ifade etmektedir. Bu Şebeke
Kodu içerisinde, Pmax olarak da anılmaktadır.
ıııııııııııı) Minimum HVDC Aktif Güç İlerim Kapasitesi: Bir HVDC Sisteminin,
Bağlantı Sözleşmesi içerisinde tanımlandığı ya da İlgili Şebeke İşletmecisi ile HVDC Sistemi
Sahibi arasında mutabakata bağlandığı üzere, her bir Bağlantı Noktasında Şebeke ile alıp
verebildiği minimum kesintisiz Aktif Gücü ifade etmektedir. Bu Yönetmelikiçerisinde, Pmin
olarak da anılmaktadır.
iiiiiiiiiiii) Yeni HVDC Sistemi: Aşağıdaki nitelikleri haiz bir HVDC Sistemini:
 bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak, ana
santrale ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Şebeke
Kodunun yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra
imzalanmış olduğu bir HVDC Sistemi ya da
 bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak, HVDC
Sistemi Sahibi tarafından, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarih itibariyle
otuz ayı aşmayan bir gecikmeyle, ana santrale ait nihai ve bağlayıcı bir satın
alma sözleşmesinin, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl
sonrasına tekabül eden tarihten sonra imzalanmış olduğu yönünde herhangi bir
teyidin sunulmamış olduğu bir HVDC Sistemi ya da
 bu Yönetmeliğin ilk versiyonunda yer alan hükümlere ilişkin olarak, ana
santrale ait nihai ve bağlayıcı bir satın alma sözleşmesinin, bu Şebeke
Kodunun yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarihten sonra
imzalanmış olduğu bir HVDC Sistemi;
[ENTSO-E OP&S (Operasyon Planlama ve Programlama) kodu ile uyum doğrultusunda
eklenen tanımlar]
24
jjjjjjjjjjjj) G-2: “G”den iki gün öncesi
kkkkkkkkkkkk) G-1: “G”den önceki gün
llllllllllll) G+1: “G”den sonraki gün
mmmmmmmmmmmm) Hafta: Kesinti programlama süreci açısından, hafta
Cumartesiden itibaren Cumaya kadar olan süre olarak tanımlanmaktadır.
nnnnnnnnnnnn) Yeterlilik; bir bölgeye yapılan beslemenin, bu bölgedeki talebi
karşılama kabiliyetini;
oooooooooooo) Mevcudiyet Planı: Belirli bir zaman dilimi için, bir İlgili Varlığa
ilişkin olarak planlanan Mevcudiyet Durumlarının tümünün kombinasyonunu;
öööööööööööö) Mevcudiyet Durumu: Bir Güç Üretim Modülünün, şebeke
elemanının, Talep Tesisinin ya da bir başka tesisin, çalışır halde olup olmadığına
bakılmaksızın, hizmet verebilme kabiliyetini;
pppppppppppp) Kısıt: Operasyon Güvenlik Limitlerine uygunluğun temini için
Düzeltici Tedbir Uygulanması gereğinin söz konusu oldu bir durumu;
rrrrrrrrrrrr) Zorunlu Kesinti: Bir İlgili Varlığın, sorumlu işletmecinin operasyon
kontrolü altında olmayan herhangi bir acil durum nitelikli sebeple, planlanmamasına rağmen
hizmetten çekilmesini;
ssssssssssss) Kesinti Koordinasyon Süreci: İlgili Varlıkların tümüne ait Mevcudiyet
Planlarının koordine edilmesi sürecini;
şşşşşşşşşşşş) Kesinti Koordinasyonu Yapan TSO: Bir İlgili Varlığın doğrudan kendi
İletim Sistemine bağlı olduğu ya da bir İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesi ya da bir İletim
Bağlantılı Kapalı Dağıtım Şebekesi üzerinden bağlı olduğu TSO’yu;
tttttttttttt) Kesinti Uyuşmazlığı: Bir ya da daha fazla sayıda İlgili Şebeke Elemanının,
İlgili Güç Üretim Modülünün ve/veya İlgili Talep Tesisinin Mevcudiyet Durumu ile tahmini
elektrik şebeke durumuna ilişkin en iyi tahminin, bir arada, TSO’nun tasarrufundaki
Maliyetsiz Düzeltici Tedbirler göz önüne alındığında, Operasyon Güvenlik Limitlerinin
ihlaline yol açtığı durumu;
uuuuuuuuuuuu) Kesinti Planlama Kurumu: Bir İlgili Güç Üretim Modülünün, bir İlgili
Talep Tesisinin ya da bir İlgili Şebeke Elemanının Mevcudiyet Durumunu planlama rolünü;
vvvvvvvvvvvv) İlgili Varlık: Kesinti Koordinasyon Sürecine katılan herhangi bir İlgili
Talep Tesisini, İlgili Güç Üretim Modülünü ya da İlgili Şebeke Elemanını;
yyyyyyyyyyyy) İlgili Talep Tesisi: Mevcudiyet Durumunun sınır ötesi Operasyon
Güvenliğine etkisi olması nedeniyle Kesinti Koordinasyon Sürecine katılan bir Talep Tesisini;
zzzzzzzzzzzz) İlgili Şebeke Elemanı: Mevcudiyet Durumunun sınır ötesi Operasyon
Güvenliğine etkisi olması nedeniyle Kesinti Koordinasyon Sürecine katılan, bir İletim
Sistemi, Dağıtım Şebekesi ya da Kapalı Dağıtım Şebekesi içerisinde yer alan bir şebeke
elemanını;
aaaaaaaaaaaaa) İlgili Güç Üretim Modülü: Mevcudiyet Durumunun sınır ötesi
Operasyon Güvenliğine etkisi olması nedeniyle Kesinti Koordinasyon Sürecine katılan bir
Güç Üretim Modülünü;
bbbbbbbbbbbbb) ESKİ Hafta: Operasyon takvim haftasından ESKİ haftayı
ccccccccccccc) ESKİ Yıl: Operasyon takvim yılından ESKİ haftayı;
[ENTSO-E CACM (Kapasite Tahsisi ve Kısıtlılık Yönetimi) kodu ile uyum doğrultusunda
eklenen tanımlar]
25
Bireysel Şebeke Modeli : Ortak Şebeke Modelinin oluşturulması için diğer Bireysel Şebeke
Modelleri bileşenleri ile birleştirilmek üzere TEİAŞ tarafından hazırlanan ve sistem
özelliklerini anlatan ( üretim, yük ve şebeke topolojisi) ve bu özelliklerin kapasite
hesaplaması esnasında değiştirilmesi ile ilgili verileri,
Fiziksel Kısıtlılık :Şebeke ve gerilim istikrar unsurları termik sınırlarını veya güç sistemi
sınır açısını ihlal eden tahmini veya gerçekleşmiş akım akışının oluştuğu herhangi bir şebeke
durumu anlamına gelir,,Güç
Düzeltici Tedbir :TEİAŞ tarafından manuel veya otomatik olarak uygulanan operasyonel
güvenliği sağlamak amacıyla alınan bir tedbir,
[ENTSO-E FCA (İleriye Dönük Kapasite Tahsisi) kodu ile uyum doğrultusunda eklenen
tanımlar]
İleriye Dönük: İletim haklarının ESKİ Gün öncesinde tahsis edildiği zaman dilimini;
Uzun Vade: 24 saatten daha uzun bir zaman dilimini;
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve
kapsama sahiptir.
MADDE 5 Mevzuata İlişkin Hususlar
[ENTSO-E kodları ile uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
(1) Bu Yönetmelik ve uygulamaları, 14/32013 tarihli ve 6446 Sayılı Elektrik Piyasası
Kanununun Maddesinde ortaya konan hükümlere dayanmakta olup; ayrım yapmama,
ölçülülük ve şeffaflık ilkesi ile tüm ilgili taraflar açısından en yüksek genel verimlilik ve en
düşük maliyet arasında optimizasyon ilkesini gözetecektir . Bu Yönetmelik, aynı zamanda, 7
Kasım 1982 tarihli Anayasanın 10. Maddesinde ortaya konan hükümleri de gözetecektir.
(2) Yukarıdaki hususlara bakılmaksızın; tüm ilgili taraflar açısından en büyük öncelik olan
Operasyon Güvenliğinin korunup sürdürülmesi sırasında ayrımcılık yapmama ilkesi ile en
yüksek genel verimlilik ve en düşük toplam maliyet arasında optimizasyon ilkesinin
uygulanmasında, piyasaya ilişkin menfaat hususlarında azami şeffaflığın sağlanması ve
maliyetlerin esas kaynağına tahsisinin sağlanması amacı ile denge gözetilecektir. Bu
yaklaşım, kendilerine özgü farklı özelliklere sahip talep teknolojilerine muamele edilmesinde
uygulanacak objektif farklara yansıtılacaktır. Ayrıca; kimi coğrafi bölgelerin bölgesel
özgüllüklerinin gerektiği biçimde dikkate alınması doğrultusunda, bu bölgelerde gereksiz
yatırımlardan kaçınılması gerekmektedir. İlgili Şebeke İşletmecisi, bu Yönetmelik
hükümlerine uygun biçimde, gerekliliklerin belirlenmesine söz konusu farkları göz önünde
bulundurma hakkını haiz olacaktır.
(3) İlgili TSO niteliği taşımayan bir Şebeke İşletmecisi tarafından verilen herhangi bir karar
ve İlgili TSO niteliği taşımayan bir Şebeke İşletmecisi ile bir Talep Tesisi Sahibi ya da
Dağıtım Şebekesi İşletmecisi arasındaki herhangi anlaşma ya da mutabakat, İlgili TSO’nun,
ulusal mevzuat çerçevesinde sistem güvenliğini temin etme sorumluluğuna uygun biçimde ve
bu sorumluluk gözetilerek uygulanacaktır.
(4) Dağıtım Şebekesi İşletmecisi işlettiği varlığın sahibi olmadığı için, Dağıtım Şebekesi
İşletmecisi gerekli durumlarda TEDAŞ’ın bilgilendirilmesini ve dahil olmasını sağlayacaktır .
MADDE 6
Maliyetin İyileştirilmesi
26
[ENTSO-E kodları ile uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
(1) Bu Yönetmelik içerisinde ortaya konan yükümlülüklerle ilgili ve Yönetmeliğe tâbi Şebeke
İşletmecileri tarafından yüklenilmesi gereken maliyetler EPDK tarafından
değerlendirilecektir.
(2) Makul ve orantılı olduğu değerlendirilen maliyetler Yönetmeliğe tâbi Şebeke İşletmecileri
tarafından, uygun zamanda, şebeke tarifeleri ve EPDK tarafından belirlenecek diğer uygun
mekanizmalar yoluyla iyileştirilecektir.
(3) EPDK tarafından talep edildiği takdirde, Yönetmeliğe tâbi Şebeke İşletmecileri, ilgili talep
üzerine 3 ay içerisinde, EPDK’nın, altına girilen maliyetlerin değerlendirilmesinin
kolaylaştırılması doğrultusunda makul surette talep edeceği ilâve bilgileri sunmak için
ellerinden gelen gayreti gösterecektir.
MADDE 7 Gizlilik Yükümlülükleri
[ENTSO-E kodları ile uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
1. Bu Madde hükümleri, aşağıdaki kısımlarda “TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf” olarak
tanımlanan TEİAŞ ve icabında, DSO, CDSO ve herhangi bir başka Rezerv Sağlayıcı,
Güç Üretim Tesisi İşletmecisi, Talep Tesisi İşletmecisi ile bu Tesislerin Sahipleri,
Tayin Edilen Elektrik Piyasası İşletmecileri, Tahsis Platformları ve Piyasa
Katılımcıları, Önemli şebeke kullanıcıları ve İlgili şebeke işletmecileri açısından
geçerlilik arz etmektedir.
2. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf faaliyetlerinin yürütülmesi dâhilinde elde ettikleri,
ticari açıdan hassas nitelikteki bilgilerin gizliliğini muhafaza edecek ve kendi
faaliyetleri hakkındaki, üçüncü şahıslar açısından ticari olarak avantaj yaratabilecek
bilgilerin, ayrımcılığa yol açacak şekilde ifşa edilmesini önleyeceklerdir.
TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf, bilhassa, ticari açıdan hassas nitelikteki bilgileri, bir
ticari muamelenin yürütülmesinde gereklilik arz etmediği takdirde, kendi bünyesindeki
geri kalan kısımlara ifşa etmeyecektir. Herhangi bir ilgili Taraf, bilgilerin ayrıştırılması
hususundaki kuralların tam olarak gözetilmesini temin etmek üzere, TEİAŞ’ın geri
kalan kurum kısımlarının, yalnızca idari ya da bilişim işlevleri dışında, hukuki
hizmetler gibi müşterek hizmetleri kullanmamasını sağlayacaktır. Söz konusu hüküm,
benzer durumlarda, TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf açısından da geçerli olacaktır.
Bu Madde,10/11/2005 tarihli ve 5429 Sayılı Türkiye İstatistik Kanununun 13. ve 53.
Maddelerinde ortaya konan hükümlere uygunluk arz edecektir.
3. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf, sisteme erişim sağlanması ya da bunun müzakere
edilmesi bağlamında üçüncü şahıslardan elde edilen ticari açıdan hassas bilgileri
suiistimal etmeyecektir.
4. Etkin rekabet ve elektrik piyasasının verimli işleyişi açısından gerekli olan bilgiler
kamuya açık hale getirilecektir. Söz konusu yükümlülük, ticari açıdan hassas bilgilerin
gizliliğinin korunmasına halel getirmeyecektir. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf bu
27
Yönetmelik çerçevesindeki yükümlülüklerin yerine getirilmesi dâhilinde kendilerine
iletilen bilgi ve verilerin gizliliğini muhafaza edecek ve bunları münhasıran, bu
Yönetmeliğe riayet dâhilinde sunulmuş oldukları amaçlar doğrultusunda, özellikle de
bu Yönetmelik içerisinde ortaya konan gerekliliklere uygunluğun doğrulanması
amacıyla kullanacaklardır.
5. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf açısından ifşa yükümlülüğünün söz konusu olduğu
hallerde, gizli bilgiler ve veriler ifşa edilebilecektir. Böyle bir ifşa hali, söz konusu
bilgilerin ve verilerin sahibine bildirilecektir.
6. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf, yukarıda açıklananlar dışındaki amaçlarla ifşaat
halinde, söz konusu bilgi ve verilerin sahibinin rızasını arayacaktır.
7. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf, bu minvalde, ilgili ifşaatın gerekçesini – yazılı
olarak - sunacaktır. Bu rızanın verilmesinden, makul olmayan bir biçime, imtina
edilemez. Anlaşmazlık halinde, mağdur taraf TEİAŞ’a yazılı bir talep iletecek, TEİAŞ
da, şikâyetin kendisini ulaşmasını müteakip 60 gün içerisinde mağdur tarafa bir yanıt
göndermekle yükümlü olacaktır. Anlaşmazlığın devamı halinde, meri kanun ve
yönetmelikler çerçevesinde uyuşmazlık çözüm süreci işletilecektir.
8. Bölgesel Güvenlik Koordinasyon Merkezi Türkiye’de uygulamaya geçirildiği takdirde;
Merkez bu Yönetmelikle rabıtalı olarak kendisine sunulan bilgi ve verilerin gizliliğini
muhafaza edecek ve bunları yalnızca, bu Yönetmeliğe riayet dâhilinde, sunuldukları
amaçlarla kullanacaktır.
9. TEİAŞ ve herhangi bir ilgili Taraf, Arabağlantı Anlaşmaları çerçevesinde, yukarıda
izah edilen gizlilik hükümleri ile bağlıdır.
MADDE 8 Avrupa Şebeke Kodları ile İlişki
[ENTSO-E kodları ile uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
(1) Bu Yönetmelik, Türkiye’nin kendi mevzuatını, ulusal elektrik piyasasının ve daha özelde,
iletim ve dağıtım faaliyetlerinin gereğince işleyişine halel gelmeksizin, ENSTO-E mevzuatı
ile uyumlaştırma taahhüdü çerçevesinde hazırlanmıştır.
(2) Bu Yönetmelik, ENTSO-E Şebeke Kodları ve 28 Mayıs 2014 tarihinde yayımlanmış olan
Elektrik İletim Şebekesi Yönetmeliği ile mevcut yönetmelikler arasında herhangi bir çatışma
ortaya çıktığı takdirde, bu Yönetmelik üstünlük arz edecektir.
MADDE 9 Sözleşmelerin tadili ve genel şart ve koşullar
[ENTSO-E kodları ile uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
(1) Bu Yönetmelikte yapılan tadiller, re’sen, mevcut Bağlantı Anlaşmaları, Sistem Kullanım
Anlaşmaları açısından da bağlayıcılık arz edecek ve ilgili Genel Şart ve Koşullar, bu
Yönetmeliğe göre tadil edilecektir.
28
2.KISIM
Önemli tesisler ve Önemli Şebeke Kullanıcıları
MADDE 10 Önemli Güç Üretim Modülleri
[ENTSO-E RFG (Jeneratörlere İlişkin Gereklilikler) kodu, Madde 3 ile uyum doğrultusunda,
Yeni Madde]
1. Bu Yönetmelikte ortaya konan gereklilikler, aksi bu Yönetmelik içerisinde öngörülmediği
takdirde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde önemli addedilen Yeni Güç Üretim
Modülleri açısından geçerlilik arz edecektir.
2. Bu Yönetmelikte ortaya konan gereklilikler, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde önemli
addedilen Mevcut Güç Üretim Modülleri açısından geçerlilik arz edecektir. TEİAŞ, sistem
gerekliliklerinin inkişafı (örneğin; yenilenebilir enerji kaynaklarının, akıllı şebekelerin,
dağıtılmış üretim, talep katılımı vb.) gibi fiili değişikliklerin söz konusu olduğu hallerde, bu
Yönetmelik içerisinde ortaya konan gerekliliklerin Mevcut Güç Üretim Modüllerine
uygulanabilirliğini, üç yılda birden daha sık olmamak üzere, düzenli olarak yeniden
değerlendirmeye tâbi tutma hakkını haiz olacaktır. TEİAŞ, yeniden değerlendirme
prosedürünün başlatıldığını internet sitesinden bildirecektir. İnternet sitesinden yapılacak
duyurunun tarihi, yeniden değerlendirme prosedürünün başlatılışının ilk gününü teşkil
edecektir. Yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesinde halkın katılımı ile bir istişare
yürütülecektir. TEİAŞ tarafından niceliksel Maliyet – Fayda Analizinin gerçekleştirilmesi
öncesinde; Güç Üretim Modüllerinin büyüklüklerine ya da Güç Üretim Modüllerinin tiplerine
ya da Güç Üretim Modüllerinin lokasyonlarına ilişkin durumların durumlarının ya da bu
Yönetmeliğin Mevcut Güç Üretim Modüllerinin uygulanması açısından sürdürülebilir bir
duruma olanak sağlayabilecek hükümlerinin tespitine yönelik olarak bir niteliksel maliyet ve
fayda karşılaştırılması gerekleştirilecektir. Bu hazırlık aşaması sonucunda sonrasında
yapılacak bir analitik Maliyet – Fayda Analizinden pozitif maliyet – fayda elde edileceği
yönünde makul bir beklenti ortaya çıktığı takdirde, TEİAŞ, bu Yönetmelikte ortaya konan
gerekliliklerin Mevcut Güç Üretim Modüllere uygulanmasından elde edilecek sosyoekonomik faydayı ortaya koyacak uygunluğun gerekli kılınması maliyetleri de dâhil olmak
üzere, sahih ve şeffaf bir niceliksel Maliyet – Fayda Analizi yapabilecektir. Hazırlık
aşamasında ya da sonraki aşamada, bu Yönetmeliğin Mevcut Güç Üretim Modülleri açısından
geçerli kılınmasının gerekli olmadığı sonucuna varıldığı takdirde, herhangi bir başka
tasarrufta bulunulmayacaktır.
3. Henüz Şebekeye bağlanmamış Güç Üretim Modüllerine ilişkin olarak:
a) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girme tarihi itibariyle otuz ayı aşmayacak bir mühlet
içerisinde, Güç Üretim Tesisi Sahibi, bu Yönetmelik hükümlerine uygunluk dâhilinde
bir Güç Üretim Modülünün ana tesisinin yapım, montaj ya da satın alımına ilişkin
olarak akdetmiş olduğu nihai ve bağlayıcı sözleşmelere ve bunların, bu Yönetmeliğin
yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarih öncesinde mevcut
bulunduğuna dair bir teyit sunacaktır.
29
b) Teyit içerisinde, asgari olarak, sözleşme başlığı, imza tarihi ve yürürlüğe giriş tarihi
ile yapımı, montajı ya da satın alımı gerçekleştirilecek ana tesisin teknik özellikleri ve
şartnamesi belirtilecektir.
c) İlgili Şebeke İşletmecisi, EPDK’nin mevcudiyetini, uygunluğunu ve nihailiğini,
yani esaslı önem arz eden şartlarının, sözleşmenin taraflarından biri tarafından tek
taraflı olarak değiştirilemeyeceğini ve sözleşmenin hiçbir tarafının sözleşmeyi kendi
iradesiyle feshetme hakkına sahip olmadığını teyit etmesini talep edebilir. Güç Üretim
Tesisi Sahibi, EPDK tarafından, bağlayıcı ve nihai bir sözleşmenin mevcut
bulunduğunun belirlenmesi doğrultusunda talep edeceği tüm dokümanları EPDK’ye
temin edecektir.
1) Yukarıdaki MADDE 10 (3) (a) ve (b) çerçevesinde; İlgili Şebeke
Operatörüne, bir Güç Üretim Modülünün ana tesisinin yapım, montaj ya da
satın alımına ilişkin olarak akdetmiş olduğu nihai ve bağlayıcı sözleşmelere ve
bunların, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül
eden tarih öncesinde mevcut bulunduğuna dair yeterli delil ve müstenidat
sunulur ya da
2) MADDE 10 (3) (c) çerçevesinde EPDK tarafından yapılacak doğrulamayı
müteakip; bir Güç Üretim Modülünün ana tesisinin yapım, montaj ya da satın
alımına ilişkin olarak akdetmiş olduğu nihai ve bağlayıcı sözleşmelere ve
bunların, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül
eden tarih öncesinde mevcut bulunduğu tespit edilir.
e) Güç Üretim Tesisi Sahibi MADDE 10 (3) (a) içerisinde ortaya konan mühlet
içerisinde söz konusu teyidi İlgili Şebeke İşletmecisine sunmadığı takdirde; Güç
Üretim Modülü bir Yeni Güç Üretim Modülü olarak addedilecektir.
4. Bir Güç Üretim Modülünün uygunluk arz etmek zorunda olduğu gerekliliklerin geçerliliği
ve kapsamı, MADDE 10 (6) içerisinde tanımlanan kategoriler çerçevesinde, bunların Bağlantı
Noktasının Gerilim seviyesine ve Maksimum Kapasitesine bağlılık arz etmektedir.
5. Bu Yönetmelik kapsamında Önemli Güç Üretim Modülleri olarak addedilen Güç Üretim
Modülleri aşağıdaki şekilde kategorize edilmektedir:
a) Bağlantı Noktası 66 kV’nin altında ve Maksimum Kapasitesi 0,8 kW ya da üstü
olan bir Güç Üretim Modülü, A Tipidir. A Tipi Güç Üretim Modülleri açısından
geçerli olan gereklilikler, sınırlı otomatik yanıt ve üretim üzerinde minimal sistem
işletmecisi kontrolü ile işletim aralıkları içerisinde üretim kabiliyetini temin etmek için
gereken temel seviye gerekliliklerdir. Sistem işletim aralıkları üzerinde geniş ölçekli
üretim kaybı olmamasını, böylelikle kritik olayların en aza indirilmesini sağlar ve
sistem kritik olayları sırasında geniş çaplı müdahale için lüzumlu gereklilikleri
kapsarlar.
b) Bağlantı Noktası 66 kV’nin altında ve Maksimum Kapasitesi 1 MW ya da üstü olan
bir Güç Üretim Modülü, B Tipidir. TEİAŞ, ilgili hal ve koşullarda esaslı ölçüde bir
değişiklik meydana geldiği takdirde, eşiklerin tespitini, üç yılda birden daha sık
olmamak üzere, düzenli olarak yeniden değerlendirmeye tâbi tutmak hakkını haiz
olacaktır. Yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesinde halkın katılımı ile bir
30
istişare yürütülecektir. Eşiklerde yapılan herhangi bir değişiklikten sonra, yeni bir tip
kategorisine dâhil edilmiş olan herhangi bir Güç Üretim Modülü, otomatik olarak,
geriye dönük geçerli olacak şekilde ilâve gerekliliklere uygunluk arz etmek zorunda
olmayacak, ancak MADDE 159 çerçevesinde Mevcut Güç Üretim Modüllerinin tâbi
olduğu prosedüre tâbi olacaktır. B Tipi Güç Üretim Modülleri açısından geçerli olan
gerekliliklerde belirli işletim olaylarına daha yüksek dayanıklılık ile daha geniş bir
otomatik dinamik yanıt seviyesi öngörülerek, bu kabiliyetlerden yararlanılması
doğrultusunda, söz konusu daha yüksek dinamik yanıtın ve daha yüksek düzeyde bir
sistem işletmeci kontrolü ve bilgisinin kullanılması temin edilir. Söz konusu
gereklilikler, sistem olaylarının azaltılmasına ve bunlara dinamik üretim yanıtının
azamiye çıkarılmasına yönelik olarak otomatik yanıt, bu olaylara karşı daha fazla Güç
Üretim Modülü Dayanıklılığı sağlayarak, söz konusu dinamik yanıtın ve daha iyi
iletişim ve kontrolün, söz konusu kabiliyetleri güçlendirmesini temin eder.
c) Bağlantı Noktası 110 kV’nin altında ve Maksimum Kapasitesi 50 MW ya da üstü
olan bir Güç Üretim Modülü, C Tipidir. TEİAŞ, ilgili hal ve koşullarda esaslı ölçüde
bir değişiklik meydana geldiği takdirde, eşiklerin tespitini, üç yılda birden daha sık
olmamak üzere, düzenli olarak yeniden değerlendirmeye tâbi tutmak hakkını haiz
olacaktır. Yeniden değerlendirme prosedürü çerçevesinde halkın katılımı ile bir
istişare yürütülecektir. Eşiklerde yapılan herhangi bir değişiklikten sonra, yeni bir tip
kategorisine dâhil edilmiş olan herhangi bir Güç Üretim Modülü, otomatik olarak,
geriye dönük geçerli olacak şekilde ilâve gerekliliklere uygunluk arz etmek zorunda
olmayacak, ancak MADDE 159 çerçevesinde Mevcut Güç Üretim Modüllerinin tâbi
olduğu prosedüre tâbi olacaktır. C Tipi Güç Üretim Modüllerine ilişkin
gerekliliklerde, beslemenin güvenliğini temin etmek üzere asli yardımcı hizmetlerin
sağlanması doğrultusunda iyileştirilmiş, dengeli ve üst düzey kontrol edilebilir (gerçek
zamanlı) dinamik yanıt öngörülür. Bu gereklilikler, söz konusu kabiliyetlerden
yararlanılmasına yönelik olarak, gerekliliklerin, fonksiyonların, kontrol ve bilgilerin
etkileşimine ait, bağıntılı ayrıntılı spesifikasyonlarla, tüm operasyonel Şebeke
durumlarını kapsamaktadır. Olayların önlenmesi, yönetimi ve bunlara müdahale
edilmesi için gerekli gerçek zamanlı sistem yanıtı sağlarlar. Bu gereklilikler gerek
bozulmamış gerekse de sistem bozulmasının olduğu durumlara yanıt verecek yeterli
üretim işlevselliğini ve belirtilen durum çeşitliliği üzerinde söz konusu üretimden
yararlanılması için gerekli bilgi ve kontrol ihtiyacını sağlar.
Bir Güç Üretim Modülünün Bir Güç Üretim Modülünün Bir Güç Üretim Modülünün
B Tipi kategorisine dâhil C Tipi kategorisine dâhil D Tipi kategorisine dâhil
edilmesi için öngörülen edilmesi için öngörülen edilmesi için öngörülen
maksimum kapasite eşiği
maksimum kapasite eşiği
maksimum kapasite eşiği
1 MW
50 MW
75 MW
Tablo 1: B, C ve D Tipi Güç Üretim Modüllerine ilişkin eşikler
d) Bağlantı Noktası 110 kV ya da üstü olan bir Güç Üretim Modülü, D Tipidir. v)
Bağlantı Noktası 110 kV’nin altında ve Maksimum Kapasitesi 75 MW ya da üstü olan
bir Senkronize Güç Üretim Modülü ya da Güç Park Modülü de D Tipidir. TEİAŞ,
ilgili hal ve koşullarda esaslı ölçüde bir değişiklik meydana geldiği takdirde, eşiklerin
tespitini, üç yılda birden daha sık olmamak üzere, düzenli olarak yeniden
değerlendirmeye tâbi tutmak hakkını haiz olacaktır. Yeniden değerlendirme prosedürü
çerçevesinde halkın katılımı ile bir istişare yürütülecektir. Eşiklerde yapılan herhangi
bir değişiklikten sonra, yeni bir tip kategorisine dâhil edilmiş olan herhangi bir Güç
31
Üretim Modülü, otomatik olarak, geriye dönük geçerli olacak şekilde ilâve
gerekliliklere uygunluk arz etmek zorunda olmayacak, ancak MADDE 159
çerçevesinde Mevcut Güç Üretim Modüllerinin tâbi olduğu prosedüre tâbi olacaktır. D
Tipi Güç Üretim Modüllerine ilişkin gereklilikler, bilhassa, sistem kontrolü ve
işletiminin bütünü üzerinde etki ile daha yüksek Gerilim bağlantılı üretime özeldir. Bu
gereklilikler enterkonnekte Şebekenin dengeli işleyişini temin ederek, Avrupa çapında
yan hizmetlerin kullanılmasına olanak sağlar.
e) Pompa Depolamalı Güç Üretim Modülleri, gerek üretim gerek pompalama çalışma
modlarında, tüm gereklilikleri karşılayacaktır. Pompa Depolamalı Güç Üretim
Modüllerinin Senkronize Kompanzasyon İşletimi, zaman içinde, Güç Üretim
Modüllerinin teknik tasarımıyla sınırlandırılmayacaktır. Pompa Depolamalı değişken
hızdaki Güç Üretim Modülleri, B, C ya da D tipi oldukları takdirde, MADDE 54(2)
(b) içerisinde ortaya konanlara ek olarak, senkronize Güç Üretim Modülleri açısından
geçerli tüm gerekliliklere uygun olacaktır.
f) Bu Yönetmelik içerisinde ortaya konan gerekliliklerin genel geçerliliğine halel
gelmeksizin; bir Güç Üretim Tesisi Sahibi, bir endüstriyel tesisin Şebeke İşletmecisi
ve endüstriyel tesisin Şebekesinin bağlı olduğu Şebekeyi işleten İlgili Şebeke
İşletmecisi, TEİAŞ’la koordinasyon içerisinde, sanayi tesislerinin Şebekeleri
içerisinde tümleşik bulunan Güç Üretim Modüllerine ilişkin olarak, üretim
süreçlerinin güvenliğini sağlayan kritik yüklü Güç Üretim Modüllerinin İlgili Şebeke
İşletmecisinin Şebekesiyle bağlantılarının kesilmesi hususunda anlaşmaya varma
hakkını haiz olacaktır. Böyle bir anlaşmanın tek amacı, İlgili Şebeke İşletmecisinin
Şebekesinde bozuk koşullar söz konusu olduğu takdirde, ilgili tesisin üretim
süreçlerinin güvenliğinin sağlanması olacaktır. Bu Yönetmeliğin gereklilikleri, böyle
bir anlaşmaya bakılmaksızın, bu gibi endüstriyel tesislerinin Şebekeleri içerisinde
tümleşik halde bulunan Güç Üretim Modülleri açısından geçerlilik arz edecektir.
g) Bu Yönetmelik içerisinde ortaya konan gerekliliklerin genel geçerliliğine halel
gelmeksizin, bu Yönetmeliğin herhangi bir gerekliliği, aşağıda belirtilen kümülatif hal
ve koşullarda, sanayi tesislerinin Şebekelerinde tümleşik halde bulunan, kombine ısı
ve güç üretimi (CHP) tesislerinin Güç Üretim Modülleri açısından geçerlilik arz
etmeyecektir:
- söz konusu tesislerin asli amacının, ilgili endüstriyel tesisin üretim süreçleri
için ısı üretimi olması;
- ısı ve güç üretiminin birbiriyle sıkı sıkıya bağlı bulunması; yani ısı
üretimindeki herhangi bir değişikliğin, kaçınılmaz olarak, Aktif Güç
üretiminde de bir değişikliğe yol açacak olması ya da Aktif Güç üretimindeki
herhangi bir değişikliğin, aynı şekilde, kaçınılmaz olarak, ısı üretiminde bir
değişikliğe yol açacak olması;
- Güç Üretim Modüllerinin, MADDE 10 (6) (a) ilâ (c) çerçevesinde A, B ya da
C Tipi olması ve
- gerekliliğin sabit Aktif Güç çıktısının sürdürülmesi ya da Aktif Güç çıktısının
MADDE 47 (1) (c) ve (e) hükümleri dışında Modüle edilmesi kabiliyetine ilişkin
olması.
h) Şüpheye mahal vermemek üzere; kombine ısı ve güç üretim tesisleri, elektriksel
Maksimum Kapasiteleri üzerinden dikkate alınacaktır.
32
MADDE 11 Önemli Dağıtım Şebekeleri ve Talep Tesisleri
[ENTSO-E DCC (Talep Bağlantı Kodları) kodu, Madde 3 ile uyum doğrultusunda, Yeni
Madde]
1. Bu Yönetmelikte ortaya konan gereklilikler Talep Tesisleri, Dağıtım Şebekeleri ve Dağıtım
Şebeke Bağlantıları açısından geçerlilik arz edecektir.
2. Hem üretim hem pompalama modu olan herhangi bir pompa depolamalı Güç Üretim
Modülünün, bu Yönetmelikte öngörülen gereklilikleri karşılaması zorunlu değildir.
3. Bir pompa depolamalı istasyon bünyesindeki, yalnızca pompalama modu bulunan herhangi
bir pompalama Modülü bu Yönetmelikte öngörülen gerekliliklere tâbidir ve bir Talep Tesisi
olarak addedilecektir.
4. Bu Yönetmelik içerisinde ortaya konan gerekliliklerin genel geçerliliğine halel
gelmeksizin; bir endüstriyel tesisin Şebeke İşletmecisi ve endüstriyel tesisin Şebekesinin bağlı
olduğu Şebekeyi işleten İlgili Şebeke İşletmecisi, TEİAŞ’la koordinasyon içerisinde, sanayi
tesislerinin Şebekeleri içerisinde tümleşik bulunan Güç Üretim Modüllerine ilişkin olarak,
kritik yüklerin İlgili Şebeke İşletmecisinin Şebekesiyle bağlantılarının kesilmesi hususunda
anlaşmaya varma hakkını haiz olacaktır. Böyle bir anlaşmanın tek amacı, İlgili Şebeke
İşletmecisinin Şebekesinde bozuk koşullar söz konusu olduğu takdirde, bu Güç Üretim
Modüllerinden üretilen gücü kullanarak, ilgili tesisin üretim süreçlerinin güvenliğinin
sağlanması olacaktır. Bu Yönetmeliğin gereklilikleri, böyle bir anlaşmaya bakılmaksızın, bu
gibi endüstriyel tesisler içerisinde tümleşik halde bulunan Talep Üniteleri açısından geçerlilik
arz edecektir.
MADDE 12 Önemli Dağıtım Şebekeleri ve Talep Tesisleri
1. Bu Yönetmelikte öngörülen ilgili gereklilikler doğrultusunda, aşağıdakiler bir Önemli
Dağıtım Şebekesi olarak kategorize edilmektedir:
a) Bir başka Dağıtım Şebekesine ya da İletim Şebekesine bağlı Dağıtım Şebekesi.
Dağıtım Şebekelerinin tümü açısından geçerli tek frekans gerekliliği, sistem işletim
aralıkları üzerinde geniş ölçekli üretim kaybı olmamasını sağlayan, böylelikle kritik
olayları en aza indiren bir temel seviye gerekliliktir. Sistem kritik olayları sırasında
geniş çaplı müdahale için lüzumlu gereklilikleri kapsar;
b) İletim Şebekesine Dağıtım Şebekesi Bağlantısı. Dağıtım Şebekesi Bağlantısına
ilişkin gereklilikler, bu ara yüzlerin kabiliyetleri ile gerekli otomatik yanıtlarını ve veri
alışverişini tespit eder. Bu gereklilikler İletim Şebekesinin işletilebilirliği ile bu
Şebekeler içerisinde tümleşik üretimin sistem işletim aralıkları üzerinde kullanımına
yönelik işlevselliği ve kritik olayları sağlar;
c) İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesi. İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekesine ilişkin
gereklilikler, bu şebekelerin işletim aralığı ile gerekli otomatik yanıtlarını ve veri
alışverişini ortaya koyar. Bu gereklilikler İletim Şebekesinin etkin gelişimi ve
işletilebilirliği ile bu Şebekeler içerisinde tümleşik üretimin sistem işletim aralıkları
üzerinde kullanımına yönelik işlevselliği ve kritik olayları sağlar;
33
d) Bir başka Dağıtım Şebekesine ya da İletim Şebekesine bağlı Kapalı Dağıtım
Şebekesi. Bir Kapalı Dağıtım Şebekesine ilişkin gereklilikler daha geniş düzeyde bir
otomatik yanıt öngörmekte, böylelikle sistem işletim aralıkları üzerinde kullanım
işlevselliği sağlayarak, kritik olayları en aza indirmekte ve sistem kritik olayları
sırasında geniş çaplı müdahale için lüzumlu gereklilikleri içermektedir.
2. Bu Yönetmelikte öngörülen ilgili gereklilikler doğrultusunda, aşağıdakiler bir Önemli
Talep Tesisi olarak kategorize edilmektedir:
a) İletim Bağlantılı Talep Tesisi. Gereklilikler, bu ara yüzlerin kabiliyetleri ile gerekli
otomatik yanıtlarını ve veri alışverişini tespit eder. Bu gereklilikler İletim Sisteminin,
sistem işletim aralıkları üzerinde işletilebilirliğini ve kritik olayları sağlar;
b) Bir Dağıtım Şebekesine ya da İletim Şebekesine bağlı Talep Tesisi. Bir Talep
Tesisine ilişkin gereklilikler daha geniş düzeyde bir otomatik yanıt öngörmekte,
böylelikle sistem işletim aralıkları üzerinde kullanım işlevselliği sağlayarak, kritik
olayları en aza indirmekte ve sistem kritik olayları sırasında geniş çaplı müdahale için
lüzumlu gereklilikleri içermektedir.
MADDE 13 Mevcut Talep Tesisleri ve Mevcut Dağıtım Şebekesi
Bağlantılarına İlişkin Geçerlilik
[ENTSO-E DCC (Talep Bağlantı Kodları) kodu, Madde 5 ile uyum doğrultusunda, Yeni
Madde]
1. Bu Yönetmelikte öngörülen gereklilikler,MADDE 63 hükümleri çerçevesinde bu
Yönetmelik hükümlerine ilişkin olarak ya da EPDK kararıyla MADDE 160 hükümleri
çerçevesinde bir önemli addedilen Mevcut Talep Tesisleri, Mevcut Dağıtım Şebekeleri ve
Mevcut Dağıtım Şebekesi Bağlantıları açısından geçerlilik arz edecektir.
MADDE 14 Mevcut talep tesislerinin ve mevcut Dağıtım şebekesi
bağlantılarının önemlilik durumunun yeniden değerlendirilmesi
[ENTSO-E DCC (Talep Bağlantı Kodları) kodu, Madde 6 ile uyum doğrultusunda, Yeni
Madde]
1. TEİAŞ, üç yılda birden daha sık olmamak kaydıyla düzenli olarak, bu Yönetmelik
içerisinde ortaya konan gerekliliklerin Mevcut Talep Tesisleri ve Mevcut Dağıtım Şebekesi
Bağlantıları açısından geçerliliğini yeniden değerlendirmeye tâbi tutabilir.
2. Bu yeniden değerlendirme ve EPDK onayına sunma işlemleri, MADDE 160 içerisinde
ortaya konan koşullar dâhilinde gerçekleştirilecektir.
3. TEİAŞ, yeniden değerlendirme prosedürünün başlatıldığını internet sitesinden bildirecektir.
İnternet sitesinden yapılacak duyurunun tarihi, yeniden değerlendirme prosedürünün
başlatılışının ilk tarihini teşkil edecektir.
34
MADDE 15 Yeni talep tesisleri ve yeni dağıtım şebekesi bağlantıları
[ENTSO-E DCC (Talep Bağlantı Kodları) kodu, Madde 7 ile uyum doğrultusunda, Yeni
Madde]
1. İlgili Şebeke İşletmecisine yeterli delil ve müstenidat sunulmak ve aşağıdaki prosedür
gözetilmek kaydıyla, henüz Şebekeye bağlanmamış Talep Tesisleri ya da Dağıtım Şebekesi
Bağlantıları Mevcut Talep Tesisleri ya da Mevcut Dağıtım Şebekesi Bağlantıları olarak
addedilecektir:
a) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girme tarihi itibariyle otuz ayı aşmayacak bir mühlet
içerisinde, Talep Tesisi Sahibi ya da Dağıtım Şebekesi İşletmecisi İlgili Şebeke
İşletmecisine, bir Talep Tesisinin ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantısının Ana Tesisinin
yapım, montaj ya da satın alımına ilişkin olarak akdetmiş olduğu nihai ve bağlayıcı
sözleşmelere dair bir teyit sunacaktır. Söz konusu sözleşmeler, bu Yönetmeliğin
yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarih öncesinde mevcut
bulunacaktır.
b) Teyit içerisinde, asgari olarak, sözleşme başlığı, imza tarihi ve yürürlüğe giriş tarihi
ile yapımı, montajı ya da satın alımı gerçekleştirilecek Ana Tesisin teknik özellikleri
ve şartnamesi belirtilecektir.
c) İlgili Şebeke İşletmecisi, EPDK’nin mevcudiyetini, uygunluğunu ve nihailiğini,
yani esaslı önem arz eden şartlarının, sözleşmenin taraflarından biri tarafından tek
taraflı olarak değiştirilemeyeceğini ve sözleşmenin hiçbir tarafının sözleşmeyi kendi
iradesiyle feshetme hakkına sahip olmadığını teyit etmesini talep edebilir. Talep Tesisi
Sahibi ya da Dağıtım Şebekesi İşletmecisi, EPDK tarafından, bağlayıcı ve nihai bir
sözleşmenin mevcut bulunduğunun belirlenmesi doğrultusunda talep edeceği tüm
dokümanları EPDK’ye temin edecektir.
d) Yukarıdaki a) ilâ c) bentleri içerisinde ortaya konan prosedür çerçevesinde teyit
edilmiş olan Talep Tesisi ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantısı, aşağıdaki koşulların
karşılanması kaydıyla, bir Mevcut Talep Tesisi ya da Mevcut Dağıtım Şebekesi
Bağlantısı olarak addedilecektir:
1) Yukarıdaki (1) (a) ve (b) çerçevesinde; İlgili Şebeke Operatörüne, bir Talep
Tesisinin ya da Dağıtım Şebeke Bağlantısının Ana Tesisinin yapım, montaj ya
da satın alımına ilişkin olarak akdetmiş olduğu nihai ve bağlayıcı sözleşmelere
ve bunların, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten iki yıl sonrasına
tekabül eden tarih öncesinde mevcut bulunduğuna dair yeterli delil ve
müstenidat sunulur ya da
2) Yukarıdaki (c) bendi çerçevesinde EPDK tarafından yapılacak doğrulamayı
müteakip; bir Talep Tesisinin ya da Dağıtım Şebeke Bağlantısının Ana
Tesisinin yapım, montaj ya da satın alımına ilişkin olarak akdetmiş olduğu
nihai ve bağlayıcı sözleşmelere ve bunların, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği
tarihten iki yıl sonrasına tekabül eden tarih öncesinde mevcut bulunduğu tespit
edilir.
35
e) Talep Tesisi Sahibi ya da Dağıtım Şebekesi İşletmecisi yukarıdaki (a) bendi içerisinde
ortaya konan mühlet içerisinde söz konusu teyidi İlgili Şebeke İşletmecisine sunmadığı
takdirde; Talep Tesisi ya da Dağıtım Şebekesi Bağlantısı bir Yeni Talep Tesisi ya da bir
Yeni Dağıtım Şebekesi Bağlantısı olarak addedilecektir.
MADDE 16 Yeni talep tesislerinin ve yeni dağıtım şebekesi bağlantılarının
önem niteliği
[ENTSO-E DCC (Talep Bağlantı Kodları) kodu, Madde 8 ile uyum doğrultusunda, Yeni
Madde]
1. Bir Yeni İletim Bağlantılı Talep Tesisi, Yeni Talep Tesisi, Yeni Dağıtım Şebekesi ya da
Yeni Dağıtım Şebekesi Bağlantısı önemli nitelikte addedilecektir.
MADDE 17 Önemli HVDC Sistemleri
[ENTSO-E HVDC NC (Yüksek Gerilim Doğru Akım Şebeke Bağlantıları) kodu, Madde 3 ile
uyum doğrultusunda, Yeni Madde]
1. Aşağıdaki HVDC Sistemleri Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde önemli HVDC
Sistemleri olarak kategorize edilmektedir:
(a) Arka arkaya şemalar dâhil olmak üzere, Senkronize Bölgeleri ya da Kontrol
Bölgelerini bağlayan HVDC Sistemleri;
(b) Bir Kontrol Bölgesi içerisinde bulunan ve İletim Şebekesine bağlı olan tümleşik
HVDC Sistemleri ve
(c) Bir Kontrol Bölgesi içerisinde bulunan ve TEİAŞ tarafından bir sınır ötesi etki
ispat edildiği takdirde Dağıtım Şebekesine bağlı olan tümleşik HVDC Sistemleri.
TEİAŞ, bu değerlendirme dâhilinde, Şebekenin uzun vadeli gelişimini göz önünde
bulunduracaktır.
2. Veri ve inceleme katkılarına ilişkin MADDE 81 [Yüksek Gerilim Doğru Akım Şebeke
Bağlantıları kodunun 22. maddesi], MADDE 86, MADDE 88 [Yüksek Gerilim Doğru Akım
Şebeke Bağlantıları kodunun 27. maddesi], MADDE 88 [Yüksek Gerilim Doğru Akım
Şebeke Bağlantıları kodunun 29. maddesi] Mevcut Güç Üretim Modülleri, Mevcut Dağıtım
Şebekeleri, Mevcut Talep Tesisleri ve Mevcut HVDC Sistemleri açısından geçerlilik arz
etmektedir.
3. Bu Yönetmelikte ortaya konan gereklilikler, aksi bu Yönetmelik içerisinde öngörülmediği
takdirde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde önemli addedilen Yeni HVDC Sistemleri
açısından geçerlilik arz edecektir.
4. Yukarıdaki 1(b) ve (c) bentleri içerisinde zikredilen, bir Kontrol Bölgesi içerisindeki
Tümleşik HVDC Sistemleri, aşağıda sayılan kategorilerden birinin kapsamında oldukları
hallerde:
1. En az bir adet TEİAŞ’a ait HVDC Konvertör İstasyonu bulunan HVDC
Sistemleri;
2. İlgili TSO üzerinde kontrol sahibi bir kuruluşa ait HVDC Sistemleri ya da
36
3. İlgili TSO üzerinde de kontrol sahibi bir kuruluşça doğrudan ya da dolaylı
olarak kontrol edilen bir kuruluşa ait HVDC Sistemleri,
aşağıdaki hususlar uygulanacaktır:
a. MADDE 150 den MADDE 158 e ve MADDE 9 [ (HDVC)Yüksek Gerilim
Doğru Akım Şebeke Bağlantıları kodunun 53. ilâ 57. Maddeleri, 65. ilâ 69.
Maddeleri ve 76. Maddesi], geçerlilik arz etmeyecek ve
b.
b. HVDC Sistemi Sahibi, HVDC Sisteminin MADDE 67 den MADDE 98 e kadar
[Yüksek Gerilim Doğru Akım Şebeke Bağlantıları kodunun 7. ilâ 35. Maddeleri,
49. Maddesi ve 51. Maddesi] çerçevesindeki gerekliliklere uygun olmasını temin
edecektir. Bu uygunluk, tesisin kullanım ömrü boyunca sürdürülecektir.
MADDE 18 Önemli Şebeke Kullanıcıları
[Yeni Madde, ENTSO-E OS şebeke kodu 1.Madde ile uyumlaştırma]
Bu İletim Şebekesi yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği kapsamı içerisinde,
Önemli Şebeke Kullanıcıları, aşağıda ortaya konduğu gibidir :
a)
MADDE 10 [RfG (Jeneratörlere ilişkin Gereklilikler) Şebeke Kodu, Madde 3(6)]
içerisinde tanımlanan kriterler çerçevesinde B, C ve D tipi Mevcut ve Yeni Güç
Üretim Modülleri;
b) MADDE 13 ve MADDE 16 [DC (Doğru Akım) Şebeke Kodunun 5. ve 8.
Maddeleri] içerisinde tanımlanan kriterler çerçevesinde Mevcut ve Yeni İletim
Bağlantılı Talep Tesisleri ve tüm Mevcut ve Yeni İletim Bağlantılı Kapalı
Dağıtım Şebekeleri;
c)
Doğrudan TSO’ya Talep Tarafı Yanıtı sağladıkları hallerde, Önemli Talep
Tesisleri, Kapalı Dağıtım Şebekeleri ve Talep Toptancıları;
d) Yeniden Gönderim Yapan Talep Toptancıları ve Aktif Güç Rezervi Sağlayıcılar.
3.KISIM
İletim Sisteminin Planlama,Tasarım ve Performansı
BÖLÜM 1
İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları
MADDE 19 İletim sisteminin planlama esasları
([ESKİ MADDE 5]
(1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara
göre planlar ve geliştirir.
37
(2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, Güç Üretim Modüllerinin
azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve
frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin
termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem
kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(3) İletim sistemindeki (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek
amacıyla üretim veya tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi yöntemlerine başvurulabilir.
(4) Nükleer Güç Üretim Modülünün sisteme bağlantı noktalarında (N-2) kısıtlılık
durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması
sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının
kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini
sağlayacak şekilde planlanır.
(5) İletim sisteminin nominal gerilimleri; 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi;
arıza öncesi planlama gerilim sınırları 400 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile
162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. İletim kısıtlarının olduğu bölgelerde 154
kV’lik sistem için bu limitlerin 140 kV ile 170 kV olduğu kabul edilir.
(6) İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir
yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin beşinci fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak
şekilde planlanır.
(7) İletim sistemindeki indirici güç transformatörleri için,
karakteristikler kullanılır.
Ek-1’de belirtilen
MADDE 20 İletim sisteminin tasarım esasları
[ ESKİ MADDE 6]
(1) Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi,
154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım
seviyelerinin limitler dahilinde kalması, ekonomik durum ve sistem güvenliği dikkate alınarak
daha fazla fiderin bağlantısı yapılabilir.
(2)İletim sistemi; hidroelektrik ve termik üniteler eş zamanlı olarak maksimum
üretimle çalışırken, (N-1) kısıtlılık durumunda iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak
şekilde tasarlanır. Bu maksatla, toplam çıkış gücü 1500 MW’tan az olan Güç üretim
Modüllerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, bir iletim devresinin kaybı
veya (N-1) kısıtlılık durumunda hiçbir üretim kaybı olmayacak ve üretimin tamamı sisteme
aktarılabilecek şekilde; toplam çıkış gücü 1500 MW’tan fazla olan Güç üretim Modüllerinin
iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu ise iki iletim devresinin kaybı veya (N-2)
kısıtlılık durumunda bile üretiminin en az %80’ini sisteme aktarabilecek şekilde
yapılır.Nükleer Güç Üretim Modülleri için ise (N-2) kısıtlılık durumunda da iletim
kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla; nükleer enerjiye
dayalı Güç üretim Modüllerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, kurulu
gücüne bakılmaksızın iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretimin
tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
38
(3)İletim sistemi, birbiriyle ilişkili iki iletim hattının kaybı veya (N-2) kısıtlılık
durumunda ortaya çıkacak üretim kaybı 1200 MW’ı aşmayacak şekilde tasarlanır.
(4)İletim sisteminin bir iletim devresi veya barası bakım onarım nedeniyle devre dışı
edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması
durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol
açmayacak şekilde tasarlanır.
(5)400/154 kV transformatör merkezlerinin 400 kV ve 154 kV kısımları, iki ana ve bir
transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır. Ancak, zorunlu hallerde
tek kesicili transfer-kuplaj fiderli olarak tasarlanabilir. Transformatör merkezinin gaz izoleli
olması durumunda, 400kV ve 154kV tarafı iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
(6)400 kV transformatör merkezlerinin 400 kV kısmı iki ana ve bir transfer bara
düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli, tek kesicili transfer-kuplaj fiderli veya bir-buçuk kesicili
olarak tasarlanır. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, iki ana baralı ve
kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
(7) 400 /154 kV transformatör merkezleri; 4x250 MVA veya 6x250 MVA, özel
durumlarda ise 8x250 MVA transformatör düzeninde tasarlanır. Ancak transformatör
merkezinin 6x250 MVA veya 8x250MVA olması durumunda 400 kV şalt parçalı iki ana bara
ve transfer baralı olarak tasarlanır.
(8)400/33 kV transformatör merkezleri; 2x125 veya 4x125 MVA olarak tasarlanır.
(9)154 kV transformatör merkezleri, sistemin bölgesel ada veya katlı şebeke şeklinde
işletilmesine imkan verecek şekilde iki ana bara düzeninde kuplaj fiderli olarak, ada besleme
gerekliliğinin bulunmadığı durumlarda ise 154 kV transformatör merkezlerinin 154 kV kısmı
ana+transfer bara veya iki ana baraya dönüştürülebilir ana+transfer bara düzeninde transfer
fiderli olarak tasarlanır. Fiziki imkanlar ve sistem ihtiyaçları dahilinde, iki ana baralı
merkezler transfer baralı tesis edilebilir.
(10)Uluslararası asenkron paralel bağlantı durumunda AC/DC/AC çevirici merkezleri
tesis edilir.
(11)154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan yeni transformatör merkezleri 2x100
MVA, 3x100 MVA, 4x100 MVA şeklinde tasarlanır. Yeni transformatör merkezlerinde
tasarım 100 MVA maksimum gücünde transformatöre göre yapılmakla birlikte fiili yüklere
göre daha küçük kurulu güçte transformatörler kullanılabilir. Transformatörlerin fiili yükleri,
maksimum gücünün %70’ine ulaştığı takdirde, kapasite artırımı planlanır. 100 MVA
transformatörlerin kullanıldığı merkezler için transformatör başına 33 kV hat fiderlerinin
sayısı, bir tanesi kapasitör, reaktör ve benzeri teçhizat için kullanılmak üzere, 8+1 olarak
tasarlanır. Ark ocağı tesisleri; fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimini sınırlamak
amacıyla, tesis edileceği yere ve gücüne bağlı olarak, uygun gerilim seviyesinden bağlanır.
Sürekli işletmede kalacak, uzaktan erişimli, veri kaydetme özelliğine sahip, mühürlenebilir
tipte ölçüm sistemi ile fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimleri ölçülür.
(12)Direkt transformasyonun gerekli olduğu hallerde, 400 kV sistemi dağıtım
sistemine bağlayan transformatörler 400/33 kV ve 125 MVA olarak tasarlanır.
39
Transformatörün sekonderinin üçgen bağlı olması durumunda bu transformatörler topraklama
transformatörü kullanılarak topraklanır.
(13)Tek faz alternatif akım ile beslenen yükler ve üç faz dalgalı yükler, sistemin kısa
devre gücünün yeterli yükseklikte olduğu noktalarına bağlanır. Tek faz alternatif akım
yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için
farklı faz çiftleri arasına bağlanır. Sistem kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olmadığı
noktalarda tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim
dengesizliklerini azaltmak için sisteme üç faz olarak bağlanır.
(14)İletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 400
kV için 63 kA, 154 kV için 31,5 kA’dir. 33 kV gerilim seviyesinde de kısa devre arıza
akımları 16 kA ile sınırlandırılır. Orta gerilimden sadece Güç üretim Modüllerinin bağlı
olduğu 400/33 kV merkezlerde 33 kV gerilim seviyesinde kısa devre arıza akımı 25 kA ile
sınırlandırılır.
(15) 400 kV ve 154 kV sistem tasarımlarında topraklamaya ilişkin olarak;
a) 400 kV ve 154 kV sistemlerde TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe,
toprak arıza faktörü 1,4 olarak kabul edilir.
b) İletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama sisteminin
gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve
gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı
yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir.
c) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim
sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı
yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer
topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır. Topraklama
bağlantıları, TEİAŞ’ın onayladığı bağlantı sistemi ile yapılır.
ç) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç
transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza
akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü
üzerinden topraklanır.
d) 400/154 kV yıldız-yıldız bağlı ototransformatörlerin primer ve sekonder
sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır ve nötr noktaları şalt
merkezinin topraklama şebekesine bağlanır. 400 kV’yi dağıtım sistemine
bağlayan yıldız–üçgen transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası
doğrudan, sekonder sargısı ise topraklama transformatörü üzerinden
topraklanır. 154 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–yıldız tersiyersiz
transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder
sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden
topraklanır.
e) 154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan bir transformatörün sekonder
sargısının nötr noktası 1000 A’lik direnç veya nötr reaktörü üzerinden
topraklanır.
40
f) Bu fıkrada düzenlenmeyen hususlarda 21/8/2001 tarihli ve 24500 sayılı
Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tesislerinde Topraklamalar
Yönetmeliği hükümleri uygulanır.
(16) 400 kV uzun iletim hatlarında gerektiğinde hattın endüktif reaktansını düşürmek
için seri kapasitörler kullanılır.
(17)Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörler ve şönt kapasitörlerle yapılır. Şönt
reaktörler 400 kV seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat olmaması durumunda ise
baraya bağlanabilecek şekilde tasarlanır. 154 kV seviyesinde baraya bağlanabilecek şekilde ve
400/158 kV ototransformatörlerin tersiyer sargılarına bağlanabilecek şekilde tasarlanır. Şönt
kapasitörler ise 154 kV transformatör merkezlerinin primer veya sekonder tarafındaki baralara
tesis edilir. 400 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri 420 kV gerilim
seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve 160-250
MVAr’dır.154 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri ise 5 MVAr, 10
MVAr ve 20 MVAr’dır. Şönt reaktörler 420 kV ve 170 kV sistem gerilimlerinde sürekli
çalışabilecek şekilde tasarlanır. Şönt reaktörler, ayarlı olarak da tesis edilebilir.154 kV
transformatör merkezlerindeki 154 kV şönt reaktörler ve kapasitörler transformatör
merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskleri hesaplanarak tesis edilir. 154 kV
transformatör merkezlerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörlerin sekonder
tarafındaki baraya gerilim regülasyonu amacıyla 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde
şönt kapasitör grupları ve dinamik kompanzasyon sistemleri veya uygun güçte reaktörler tesis
edilir. Şönt kapasitörler, transformatör kapasitesinin %20’sini geçmeyecek şekilde ve
gerektiğinde ayrı fiderlere bağlı iki kapasitör grubu şeklinde tesis edilir. Şönt reaktörler ve
kapasitörler, bağlantı noktalarına kesici ve ayırıcı üzerinden bağlanır.
(18) İletim hatlarının güzergahlarının ve transformatör merkezlerinin yerlerinin
seçiminde, teknik, ekonomik, sosyal ve çevrenin korunmasına yönelik hususlar ile ilgili
mevzuat dikkate alınır. İletim sistemi master planlarının ilgili belediyelerin imar planlarında
dikkate alınması için TEİAŞ tarafından gerekli girişimler yapılır. Bu imar planlarına bağlı
kalınıp kalınmadığı takip edilir ve iletim hatlarının kamulaştırma işlemleri en kısa sürede
sonuçlandırılır. İmar alanı dışında kalan yerler için ise ilgili mercilerden izin alınması için
gerekli girişimler TEİAŞ tarafından yapılır. Nüfusun yoğun olduğu yerleşim merkezlerinde ve
sanayi bölgelerinde şartlar göz önünde bulundurularak, düşük kapasiteli iletim hatları aynı
güzergah üzerinde yüksek kapasiteli çok devreli iletim hatları ile yenilenir. Transformatör
merkezleri, elektrik sistemi tesis ve teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan
uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarına uygun olarak uzaktan insansız
çalıştırılabilecek şekilde gerekli altyapı ile tasarımlanır ve tesis edilir.
(19) Uzunluğu 120 km’nin üzerindeki 400 kV hatlar için Ek-2’de gösterilen şekilde
hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır. 45 km’nin üzerindeki 154 kV
hatlar için ise hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır.
(20) 400 kV iletim hatları, standart 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM
Pheasant (726 mm2) kesitli, her bir fazda üç veya çoklu demet halinde çelik özlü (ACSR)
alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak
kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler kullanılarak tesis edilir. Uygun iklim
ve hat profili/mekanik yüklenme şartlarına göre tasarlanan standart tek veya çok devre
direkler üzerinde yukarıda tanımlanan iletken karakteristikli 400 kV hatlar kullanılır.
41
(21) İstisnai veya aşırı buz yükünün olabileceği bölgelerde ilave emniyet gerektiren
durumlar için özel tasarlanmış direkler üzerine, her demetteki üç veya çoklu iletken yerine,
akım taşıma kapasitesi bunlara eşdeğer olacak özelliklere sahip iletken tesis edilebilir.
(22) Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 400 kV
en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
(23) 400 kV ve 154 kV denizaltı kablo bağlantıları, en az 1600 mm 2 kesitli XLPE
bakır iletkenli olarak tesis edilir.
(24) 400 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken
termik kapasiteleri ve sınırları Ek-3’te düzenlenmiştir.
(25) 154 kV iletim hatları, standart 795 MCM Drake (468 mm2 ), 954 MCM Cardinal
(546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) olan çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler
veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek
akım taşıma kapasiteli iletkenler tek, çift veya çok devreli direkler kullanılarak tesis edilir.
154 kV hatlarda genellikle her fazda bir iletken bulunur. Çok yüksek talep bölgelerinde iletim
hatlarının taşıma kapasitesini arttırmak için 154 kV çoklu demet iletkenli çok devreli hatlar
tesis edilir.
(26) Havai hatların güzergahının temin edilemediği yoğun yerleşim bölgelerinde
standart olarak 154 kV, 1000 mm2 veya 1600 mm2 kesitli XLPE bakır veya eşdeğer
alüminyum iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
(27) 154 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken
termik kapasiteleri ve sınırları ile yer altı güç kablolarının tipleri ve kapasiteleri Ek-3’te
düzenlenmiştir.
(28) İletim hattını yıldırımdan korumak için faz iletkenlerine ilave olarak direklerin
tepe noktalarına galvenize çelik toprak teli tesis edilir. Genel olarak, 400 kV ve 154 kV
standart direklerde hatları yıldırım darbelerinden korumak için direk tasarımına bağlı olarak
bir veya birden çok toprak teli kullanılır. Standart olarak, 400 kV ve 154 kV hatlarda sırasıyla
96 mm2 ve 70 mm2 koruma iletkenleri kullanılır.
(29) Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak
tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ
tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun
optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
(30) İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak
amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
(31) Transformatör merkezleri sistem tasarımında kullanılan 400 kV ve 154 kV ortam
koşulları ve sistem bilgileri Ek-4’te düzenlenmiştir. Anahtarlama aşırı gerilimlerinin
sınırlandırılması amacıyla parafudr kullanıldığı durumlarda, bu uygulamaların teknik
karakteristikleri ile ilgili olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında karşılıklı bilgi alışverişi yapılır.
Planlanan sistemin bütünlüğünün ve tasarım uyumluluğunun sağlanması için her uygulamanın
ayrıntıları üzerinde mutabakata varılır. Transformatör merkezleri şalt tesislerinin tasarımı Ek5’te yer alan örnek tek hat şemalarına ve TEİAŞ’ın tip teknik şartnamelerine göre yapılır.
42
BÖLÜM 2
İletim Sisteminin Performans, Tesis ve Teçhizatına İlişkin
Teknik Kriterler
MADDE 21 Sistem frekansı ve değişimi
( ESKİ MADDE 7)
(1) Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal frekansı, TEİAŞ tarafından 49,8-50,2 Hz
aralığında kontrol edilir.
MADDE 22 Sistem gerilimleri ve değişim sınırları
( ESKİ MADDE 8)
(1) İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal
işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim
sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için
gerilim değişimi %10’dur.
(2) İletim sistemi içindeki dağıtım seviyesi ve iç ihtiyaçlar için gerilim seviyeleri
34,5 kV, 33 kV, 31,5 kV, 15,8 kV, 10,5 kV ve 6,3 kV’dir.
(3) 400 kV ve 154 kV sistemler, Ek-6’da yer alan gerilim sınır değerlerine göre
planlanır ve işletilir. İşletme gerilim sınırları, arıza sonrası ünite ana güç transformatörünün
kademe ayarları değiştirilmeden veya şönt kompanzasyon anahtarlaması yapılmadan ESKİ
değerler olarak uygulanır.
(4) Sistem arızalarında; 400 kV’lik iletim sisteminin bazı bölümlerinin, aşırı
gerilim korumasını harekete geçirecek gerilim üst sınırı olarak belirlenen 450 kV’ye
kadar aşırı gerilime maruz kalmasına izin verilebilir.
MADDE 23 İletim sistemi gerilim dalga şekli kalitesi
( ESKİ MADDE 9)
(1) İletim sistemine bağlı tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları, Ek-7’de gerilim
seviyesine göre verilen Tablo 1, Tablo 2 ve Tablo 3’te belirtilen gerilim harmonik
planlama sınır değerlerine uygun olarak tasarlanır. Tablolarda sunulan değerler her bir
gerilim harmoniğinin ana bileşene göre oransal değerini ifade eder.
(2) İletim sistemindeki ortak bağlantı noktalarında güç kalitesi ölçüm periyodu
boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi
gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra 3 saniye çözünürlükle ölçülen her bir gerilim
harmoniği etkin değerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’i, Ek-7’de verilen
Tablo 4, Tablo 5 ve Tablo 6’da verilen değerlerden küçük veya bu değerlere eşit olmak
zorundadır.
43
(3) Normal işletme koşullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir
tesis ve/veya teçhizatın devre dışı olması durumunda ölçülen toplam harmonik bozulma,
güç kalitesi ölçüm periyodunun %5’inden uzun bir süre için;
a. 400 kV’de, 40. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek7’de verilen Tablo 4’deki üst sınırlar geçilmeksizin % 3,5 ’luk toplam
harmonik bozulma sınırını,
b. 154 kV seviyesindeki 40. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her
biri için Ek-7’de verilen Tablo 5’deki üst sınırlar geçilmeksizin %5’lik
toplam harmonik bozulma sınırını,
c. 154 kV seviyesi altında 40. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her
biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %4’lük
toplam harmonik bozulma sınırını,
geçemez.
(4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
2
40
THBV 
 (U
h2
U1
h
)
x100
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
Uh: h numaralı gerilim harmoniğinin etkin değerini,
U1: Gerilim ana bileşeni etkin değerini,
ifade eder.
(6) TEİAŞ, istisnai durumlarda toplam harmonik bozulma için üçüncü fıkranın
(a), (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sınırları geçen kısa süreli artışlara izin verebilir.
(7) İletim sistemine bağlı kullanıcılar, ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı
noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında gerilim harmoniği planlama sınır
değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Kullanıcılar
tarafından gerilim harmonik değerlerini sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC
61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu cihazlar tesis edilir. Söz konusu cihazlar,
kullanıcı mülkiyet sahasında ise kullanıcı tarafından, TEİAŞ mülkiyet sahasında ise
TEİAŞ tarafından işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin formatı ve TEİAŞ sistemine
aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı anlaşmasında yer verilir.
MADDE 24 Gerilim ani değişimleri
( ESKİ MADDE 10)
(1) Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani
değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez.
(2) Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen
gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez.
44
MADDE 25 Gerilim salınımları ve fliker
( ESKİ MADDE 11)
(1) İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden
kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak;
a) 1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim
değişimleri gerilim seviyesinin %1’ini geçemez. 1 saat içinde 3 seferden az olmak
kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri durumunda veya iletim sistemini veya
iletim sistemine bağlı başka bir kullanıcıyı risk altına almadığı sürece, istisnai
durumlarda TEİAŞ tarafından gerilim seviyesinin %3’üne kadar gerilim değişimine
izin verilebilir. 1 saat içinde 10 seferden fazla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri
fliker olarak değerlendirilir.
b) İletim sistemi kısa dönem (Pst) ve uzun dönem (Plt) planlama fliker sınır
değerleri Ek-7’de verilen Tablo 7’de sunulmuştur. Uzun dönem fliker şiddeti kısa
dönem fliker değerleri kullanılarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır.
Plt  3
1 12
3
Pst j

12 j 1
Güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli
kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra kısa
dönem fliker değerlerinin, en az %95’i Tablo 7’de verilen değerlerden veya %99’u bu
değerlerin 1,5 katından küçük ya da 1,5 katına eşit olmak zorundadır.
c) Ek-7’deki tabloda yer alan sınırların altında flikere yol açan dalgalı yüklerin
iletim sistemine bağlanmasına ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yapıladeğerlendirmede,
mevcut ve muhtemel kullanıcıların fliker değerleri ile ilgili tesis ve/veya teçhizatın yerleri
dikkate alınır.
(2) İletim sistemine bağlı kullanıcılar ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı
noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında fliker planlama sınır değerlerini geçmesine
sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Kullanıcı tarafından fliker değerlerini
sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına
uyumlu cihazlar tesis edilir ve işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin formatı ve TEİAŞ
sistemine aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı anlaşmasında yer
verilir.
MADDE 26 Faz dengesizliği
( ESKİ MADDE 12)
(1) İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının,
faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga şekli bozulmalarına dayanacak şekilde
tasarımlanmış olması zorunludur.
(2) Normal işletme koşullarında; iletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre
dışı olması durumunda, güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca 3 saniye çözünürlükle
ölçülen şebeke temel frekansındaki gerilim negatif bileşeni etkin değerlerinin 10’ar
45
dakikalık ortalamalarının en az %95’inin şebeke temel frekansındaki gerilim pozitif
bileşenlere oranı 400 kV gerilim seviyesinde %1’i; 154 kV seviyesinde %1,5 ve 154kV
altı gerilim seviyelerinde %2 oranını aşmamalıdır. TEİAŞ’ın onayı ile bu oran tek fazlı
veya iki fazlı yüklerin beslendiği noktalarda 400 kV gerilim seviyesinde %1,4’e, 154 kV
seviyesinde %2’ye kadar çıkabilir.
(3) İletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı edilmeleri ile ortaya çıkan
faz dengesizliklerine; toplam harmonik bozulma seviyesinin bağlı oldukları gerilim
seviyesi için tanımlanan planlama limit değerlerini geçmemesi, sık olmaması ve kısa
süreli olması kaydı ile TEİAŞ’ın onayı ile izin verilebilir. Bu husus taraflar arasındaki
bağlantı anlaşmasında yer alır.
MADDE 27 Akım harmonikleri
( ESKİ MADDE 13)
(1) İletim sistemi kullanıcıları, Ek-8’de verilen tablodaki akım harmonik sınır
değerlerine uymakla yükümlüdür. Tabloda sunulan değerler ortak bağlantı noktasındaki her
bir akım harmoniğinin etkin değerinin maksimum yük akımının ana bileşeninin etkin değerine
oransal değerini ifade eder. Kullanıcılar tarafından akım harmonik değerlerinin 10’ar
dakikalık ortalamalarını sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC 61000-4-30 A sınıfı
ölçüm standardına uyumlu cihazlar tesis edilir ve işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin
formatı ve TEİAŞ sistemine aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı
anlaşmasında yer verilir.
MADDE 28 Reaktif enerjinin kompanzasyonu
( ESKİ MADDE 14 7/05/2015 tarihinde değiştirilmiştir)
(1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler
tarafından; aylık olarak sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif
enerjiye oranı yüzde yirmiyi, aylık olarak sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden
çekilen aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez.
(2) Birinci fıkranın uygulanmasında aşağıda yer alan esaslar dikkate alınır:
a) TEİAŞ transformatör merkezlerinde 36 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı
kullanıcılar için; aynı baradan birden fazla kullanıcının beslenmesi durumunda,
kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin
aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kullanıcının o barada ölçülen aktif/reaktif
enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. Ancak, bir transformatör merkezinde
aynı kullanıcının bağlantısı birden fazla ve farklı baralar ile gerçekleşiyor ise
değerlendirme, kullanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapılır.
b) İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden tek bir hat ile
doğrudan bağlı veya birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki aynı baraya bağlı
kullanıcının birden fazla ölçüm noktası var ise, sistemden çekilen endüktif veya
sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu ölçüm
noktalarındaki aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. İletim
sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden birden fazla hat ile kullanıcı
tesisindeki ayrı baralara doğrudan bağlı kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya
46
sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu
kullanıcının iletim sistemine bağlı olduğu her bir bara için ayrı değerlendirme yapılır.
(3) İkinci fıkradaki esaslar çerçevesinde ölçülen toplam aylık aktif enerji tüketimi
dikkate alınarak hesaplanan aylık ortalama güç miktarının; söz konusu ölçüme tabi noktalarda
ölçümün yapıldığı aydan geriye dönük 12 ayın demand ölçüm değerleri dikkate alınarak
belirlenmiş maksimum eş zamanlı demand değerlerinin toplamına oranının yüzde beşten daha
az olması halinde o ay için birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz.1
(4) Reaktif enerjiye ilişkin olarak birinci fıkrada belirtilen oranlara uyulmaması
durumunda, kullanıcılara uygulanacak yaptırımlar bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında
düzenlenir.
MADDE 29 Kısıtlılık durumları
( ESKİ MADDE 15)
(1) İletim sisteminde olasılığı en yüksek iletim kısıtlılık durumları;
a) (N-1) kısıtlılık:
1) Bir iletim devresinin,
2) Bir üretim ünitesinin,
3) Güç Üretim Modülünün iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
4) Senkron kompansatör, statik Var kompansatör, şönt reaktör, kapasitör gibi
bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
5) Bir seri kompanzasyon ünitesinin,
6) Bir transformatör ünitesinin,
7) Bir harici enterkonneksiyonun
açma işlemi sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
b) (N-2) kısıtlılık:
1)
İletim devresi ile buna bağımlı olmaksızın açan ikinci bir iletim
devresinin,
2)
İletim devresi ile bir transformatör ünitesinin,
3)
İletim devresi ile güç üretim Modülünün iletim sistemine bağlantı
elemanlarından birinin,
4)
Güç Üretim Modülünün iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri
ile bir transformatör ünitesinin,
5)
Güç Üretim Modülünün iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri
ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
6)
Güç Üretim Modülünün iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri
ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
7)
Transformatör ünitesi ile ikinci bir transformatör ünitesinin,
8)
Transformatör ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
9)
Şönt kompanzasyon ünitesi ile ikinci bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
10)
İletim devresi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
1
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir..
47
11)
Bir üretim ünitesi ile bir iletim devresinin,
12)
Bir üretim ünitesi ile bir transformatör ünitesinin,
13)
Bir üretim ünitesi ile ikinci bir üretim ünitesinin,
14)
Bir üretim ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
15)
Bir iletim devresi ve bu devre ile ilişkili diğer bir hattın seri
kompanzasyon ünitesinin,
16)
Transformatör ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
17)
Bir üretim ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
18)
Aynı direkteki çift devre hattın
açma işlemleri sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
c) İletim sisteminde olasılığı düşük kısıtlılıklar ise:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
Bara arızası,
Bara kuplajı kesicisi arızası,
Kesici arızası,
Koruma sistemi arızası,
İletişim koruma kanalı arızası,
Beklenmedik (N-2) kısıtlılık durumlarını
kapsar.
MADDE 30 İşletme esasları
( ESKİ
uyumlaştırma]
MADDE
16)[Madde
tadili;
ENTSO-E
şebeke
kodları
ile
(1) İşletme esasları; [Meddeye ekleme; ENTSO-E OS şebeke kodu, madde 8,4”sistem
durumları” ile uyumlaştırma] Sistem gerçek zamanlı işletim koşulları altında, berirlenen
limitler dâhilinde gerilim, frekans ve yükakışları dengesi yitirilmeksizin sistemin bir Normal
Durum işletiminin sağlanması ve Alarm Durumunun ya da Acil Durumun Sorumluluk
Bölgesi dışına yayılmasının önlenmesi açısından gerekli, ekonomik olarak etkin ve verimli
tedbir, önlem ve işletme prensiplerinin tümünü kapsar. Sistemin aylık, haftalık ve günlük
işletme programları; fiili çalışma koşulları, iklim değişimleri, bakım onarım programları ile
birlikte işletmede gerçek zamanda ortaya çıkacak program dışı üretim ve iletim devre dışı
olma durumları, beklenmedik talep ve hava koşulları gibi olaylar dikkate alınarak belirlenir.
[Maddeye ekleme; ENTSO-E kuarl 4-Kapasite Değerlendirme-Kılavuz- B-G5.4 - C-G5.1 ile
uyumlaştırma] TSO şebeke modelleri güncellenmiş beklenen yük profilleri, üretim
programları ve beklenen topoloji (kesintiler, faz değiştirici trafo kademe pozisyonları dâhil
olmak üzere) düzeltilir. Modeller, TSO şebekesinin mevcut enstantanesi temelinde düzenlenip
oluşturulabilir.
İşletme esasları kapsamında, fiili işletme şartları altında sistemin işletilebilmesi için
işletme zaman çizelgelerine uygun olarak alınması gereken önlemler yer alır.
(2) [Maddeye ekleme; ENTSO-E OS şebeke kodu madde 13.1” Kısıt analizi ve
yönetimi” ile uyumlaştırma]İletim sistemi N durumunda ve aşağıdaki, Beklenmeyen Durum
Listesine ait Olağan ve İstisnai Beklenmeyen Durumlarda emniyetli bir biçimde işletilecektir;
48
a) Tek bir iletim devresi, üretim ünitesi, reaktif kompansatör ya da diğer reaktif
güç sağlayıcısının arızalanması,
b) Sistemin birbirinden uzak noktalarında olması veya söz konusu hatların
kapasitelerinin altında yüklendiği durumlarda, iki iletim devresinin veya tek bir
iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış diğer bir iletim devresinin
arızalanması,
c) Baranın birinin arızalanması,
d) Tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış bir üretim ünitesi, bir
reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının arızalanması ya da
e) Enterkoneksiyon İşletim Anlaşması içerisinde Harici Beklenmeyen Durum
olarak tanımlandığı üzere tek ya da iki iletim devresinin, üretim ünitesinin,
reaktif kompansatörün ya da herhangi bir başka reaktif güç sağlayıcısının ya da
bir baranın arızalanması.
Bu durumda, (N-1) kısıtlılığa yol açan arıza; bir iletim ekipmanının aşırı
yüklenmesine, frekans veya gerilimlerin belirlenen limitler dışına çıkmasına veya
sistemin kararsızlığına neden olamaz.
(3) Aşağıdaki durumlar için ikinci fıkradaki işletme esasları dikkate alınmaz:
a) İletim sisteminin bir parçasını oluşturan saplama bağlantılı devrelerden oluşan
transformatör merkezlerinde herhangi bir fider veya hat arızasında devrelerin
açılması ile birlikte transformatörlerin bağlantılarının kesilmesi durumunda,
b) Arıza riskinin arttığı yıldırım, buzlanma, kar, tipi, sel, aşırı rüzgar gibi kötü hava
koşullarının ortaya çıkması durumunda TEİAŞ tarafından, bu risklerin azaltılması
için sistemin yedek kapasitesinin arttırılması, üretim ünitelerinin otomatik olarak
devre dışı olmalarını sağlayan koruma sistemlerinin kurulması, (N-1) ve (N-2)
kısıtlılık durumlarına karşı, uygun işletme alternatif stratejilerinin oluşturulması
veya sistemin sıcak yedek kapasitesinin arttırılarak iletim ekipmanları üzerindeki
güç akış yükünün azaltılması gibi önlemlerin alınması durumunda,
c) Arz veya talep kaybına ilişkin risklerin artması durumunda,
daha ekonomik olması kaydıyla, sistem işletme prensipleri bakımından (N-1) kısıtlılık
durumunda (N-2) kısıtlılık durumunun işletme kurallarına geçilebilir. Bu şekildeki
işletme durumuna hava şartları tekrar elverişli hale gelinceye ve sistem tekrar güvenli
hale getirilinceye kadar devam edilir.
(4) (N-2) kısıtlılıklara yol açan arızalarda ana iletim ekipmanlarının aşırı
yüklenmelerinin ve talep kaybının engellenebilmesi için gecikmeden yeni bir üretim programı
hazırlanır. Bu programın uygulanamaması durumunda, arıza sonrası önlem olarak planlı
kesinti/kısıntı uygulaması yapılır.
[Silinecek Madde, ENTSO CACM şebeke kodu Madde 41 ile çelişiyor]
(5) Demand control may not be performed for economical reasons.
(6) Arıza sonrası alınan tüm önlemler ve gerekçeleri, üretim faaliyeti gösteren ilgili
tüzel kişiler ile etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilere bildirilir. Bu durumda, bu
49
Yönetmeliğin acil durum işletme şartları ile ilgili hükümleri uygulanır. (N-1) kısıtlılığa yol
açan arızanın ardından, mümkün olan en kısa süre içerisinde sistemi tekrar normal işletme
koşullarına geri döndürmek için gerekli önlemler alınır.
(7) İşletme güvenliği usul ve esasları; dağıtım şirketlerine, iletim sistemine doğrudan
bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve iletim sistemine bağlı tüketicilere uygulanır.
Ancak, sistemin işletme güvenliğinin ve bütünlüğünün tehlikeye girmesi durumunda,
taraflarla müzakere edilerek, bu hükümlerin dışında birtakım özel işletme usul ve esasları da
uygulanabilir.
(8) OG kısmı açık tip transformatör merkezlerinde geçerli olmak üzere dağıtım
şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu kablo şebekesindeki arıza yerinin tespiti amacı ile ve
dağıtım şirketinin talebi durumunda, can ve mal güvenliği konusundaki tüm sorumluluk
dağıtım şirketinde olmak üzere arıza yerini tespit etme cihazlarının sinyal sürme işlemi
enerjisiz durumdaki TEİAŞ fideri üzerinden yapılabilir.
(9) Dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu fiderlerdeki teçhizat, dağıtım
şirketinin talebi durumunda, dağıtım şirketinin kablo ve/veya havai hat kapasitesine uygun
dağıtım şirketince talep edilecek malzeme ile TEİAŞ tarafından en kısa zamanda değiştirilir.
(10) İletim sisteminde kullanılacak olan indirici güç transformatörleri manevra süresi
boyunca Ek-1’ e uygun olarak paralel çalıştırılabilir.
[Yeni Madde;ENTSO-E Şebeke OS Kodu Madde 8.1,8.2,8.13,8.14 “ Sistem
durumları”; Madde 9.6, 9.14 “ Frekans Kontrol Yönetimi; Madde 11.3, 11.4, 11.5 “ Kısa
devir yönetimi; Madde 12.3 “ Güç Akım yönetimi”; Madde 13.2, 13.4” Kısıt analizi ve
yönetimi”; Madde 15.1, 15.3 “ Dinamik istikrar yönetimi”; Madde 19.1 “ TSO sorumluluk
sahasında TSO’lar ve DSO’lar arası yapısal veri alış veriş”; Madde 32.10 “ TSO ve DSO’ların
sorumlulukları”; Madde 19.2 “TSO sorumluluk sahasında TSO’lar ve DSO’lar arası yapısal
veri alış veriş” ile uyumlaştırma]
(11) TEIAŞ, gerçek zamanlı işletimde, bu Yönetmelik içerisinde tanımlanan İşletim
Güvenliği Limitler, İşletim Güvenlği Analizi, frekans kontrol yönetimi hükümleri temelinde,
beş Sistem Durumunu ayıracaktır. Bu temelde; TEİAŞ İletim Sisteminin Sistem Durumunu,
aşağıdaki kriterleri uygulamak suretiyle sınıflandıracaktır:
a) Normal Durum:
i. gerilim ve güç akışları, bu Yönetmelikte tanımlanan Normal Duruma ilişkin
İşletim Güvenliği Limitleri içerisinde, frekans da bu Yönetmelikte tanımlanan
Normal Duruma ilişkin frekans limitleri içerisindedir;
ii. Aktif ve Reaktif Güç rezervleri, Madde 16(2) çerçevesinde tanımlanan
Beklenmeyen Durum Listesinde belirtilen Beklenmeyen Durumlara
dayanmaya yeterlidir ve
iii. Sorumluluk Bölgesi içerisinde işletim, Madde 16(2) çerçevesinde
tanımlanan Beklenmeyen Durum Listesinde belirtilen Beklenmeyen Durumlar
sonrasında ve Düzeltici Tedbirler sonrasında dahi İşletim Güvenliği Limitleri
içerisindedir ve böyle kalacaktır;
50
b) Alarm Durumu:
i. gerilim ve güç akışları, bu Yönetmelikte tanımlanan Normal Duruma ilişkin
İşletim Güvenliği Limitleri içerisindedir ve
ii. Aşağıdaki koşullardan en az biri karşılanmaktadır:
a.Aktif Güç Rezervi gereklilikleri, aşağıdakilerden herhangi birinin
gerekli miktarın % 20’sinden fazlasının eksikliği nedeniyle
karşılanmamaktadır: 30 dakikadan daha uzun bir süre boyunca ve
ikame aracı olmaksızın, ölçülendirme kriterleri çerçevesinde FCR,
RRR ve RR;
b. frekans, bu Yönetmelik içerisinde tanımlanan Alarm Durumuna
ilişkin frekans limitleri içerisindedir;
c. Madde 16(2) çerçevesinde tanımlanan Beklenmeyen Durum
Listesinden en az bir Beklenmeyen Durum, Düzeltici Tedbirlerin
etkileri sonrasında dahi İşletim Güvenliği Limitlerinden sapmalara
neden olabilir;
c) Acil Durum:
i. bu Yönetmelikte tanımlanan İşletim Güvenliği Limitlerinden en az bir sapma
söz konusudur ya da
ii.frekans, bu Yönetmelik içerisinde tanımlanan Normal Duruma ilişkin
frekans limitlerinin dışında ve bu Yönetmelik içerisinde tanımlanan Alarm
Duruma ilişkin frekans limitlerinin dışındadır ya da
iii. Sistem Savuma Planı dâhilindeki tedbirlerden en az biri etkinleştirilmiştir
ya da
iv. 30 dakikadan uzun bir süre boyunca Sevk araç ve tesislerinin tümüne ilişkin
tam kapsamlı bir kayıp söz konusudur;
d) Kesinti Durumu:
i. Sorumluluk Bölgesi içerisinde %50’yi aşkın bir kayıp ya da
ii. Sorumluluk Bölgesi içerisinde en az 3 dakika boyunca tam gerilim yokluğu
ve Restorasyon planlarının tetiklenmesi;
e) Onarım (Restorasyon):
i. frekans, gerilim ve diğer işletim parametrelerinin bu Yönetmelikte
tanımlanan İşletim Güvenliği Limitleri içerisine getirilmesine yönelik
prosedürler uygulamaya koyulur ve
ii. Talep Tesisleri, İletim Sistemi kaynaklarının ve Güç Üretim Tesisleri olan
Önemli Şebeke Kullanıcılarının teknik kabiliyetine ve fizibilitesine bağlı
olarak, TEİAŞ tarafından kararlaştırılan bir hızda bağlanır.
51
(12) TEİAŞ, Sistem Durumlarının belirlenmesi amacıyla, gerçek zamanlı olarak, en az
her 15 dakikada bir ve tüm İşlerim Planlama evrelerinde, doğrudan enterkonnekte TSO’ların,
İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekelerinin ve İletim Bağlantılı Kapalı Dağıtım Şebekelerinin, bu
Yönetmelik içerisinde belirtilen İşletim Güvenliği Limitleri üzerinde, N durumunda ve
Düzeltici Tedbirlerin etkileri de göz önünde bulundurularak, Madde 16(2) içerisinde
tanımlanan Beklenmeyen Durum listesinde yer alan her bir Beklenmeyen Durum sonrasında,
etkilerinin takip edilip değerlendirilmesi doğrultusunda, Durum Tahminine, yük akışına ve
icabında kısa devre ve dinamik hesaplamalara dayalı İşletim Güvenliği Analizi
gerçekleştirecektir.
(13) TEİAŞ, İşletim Güvenliği Analizini gerçekleştirirken, İletim Sistemindeki gerçek
ve öngörülen durumu mümkün olduğunda yakın biçimde yansıtan en iyi mevcut veri ve
bilgileri kullanacak, yanlışlıkları ve belirsizlikleri en aza indirecek ve kullanılan veri ve
bilgilerin yüksek kalitesini sürekli olarak temin edecektir.
(14) TEIAŞ şebeke kullanıcılarından ve dağıtım şirketlerinden, asgari olarak aşağıdaki
hususlara ilişkin, Sorumluluk ve Gözlenebilirlik Bölgeleri dâhilindeki ve İşletim Güvenliği
Analizi için gerekli olan bilgileri toplama yetkisine sahip olacaktır:
a) üretim;
b) tüketim;
c) programlar;
d) denge pozisyonları;
e) yapısal veriler, topolojiler ve trafo merkezlerinin ve şebeke ekipmanlarının
planlanan kesintileri ve
f) kullanıcı ve dağıtım şirketlerinin kendi öngörüleri.
(15) TEİAŞ, Geri Gönderme ya da Karşılıklı Ticaret dâhil, bir Düzeltici Tedbir ya da
Sistem Savunma Planı kapsamında bir önlem hazırlarken, karşılıklı sonuçların söz konusu
olması halinde, doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası olan Önemli Şebekesi
Kullanıcıları ve DSO'larla işbirliği yapacaktır. TEİAŞ, Düzeltici Tedbirin Dağıtım Şebekesi
üzerindeki etkisinin değerlendirilmesinde, Düzeltici Tedbirde ya da Sistem Savunma Planı
önleminde rol oynayan, bundan etkilenen ya da buna katılan DSO'larla beklendiği şekilde
işbirliği yapacak ve etkilenen tarafların tümü için İşletim Güvenliğini artıran Düzeltici
Tedbirin ya da Sistem Savunma Planı önleminin seçiminde DSO’larla koordinasyon
sağlayacaktır. Her bir etkilenen DSO, beklendiği şekilde, bu işbirliği için gereken her türlü
bilgiyi sağlayacaktır.
(16) Doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası olan her bir Önemli Şebeke
Kullanıcısı ya da DSO, bir Düzeltici Tedbir ya da Sistem Savunma Planı önlemi
uygulanırken, TEİAŞ tarafından İletim Sisteminin İşletim Güvenliğinin muhafaza edilmesine
yönelik olarak verilen talimatları, aşırı ve gerekçesiz bir gecikme olmaksızın yerine
getirecektir. TEİAŞ Dağıtım Şebekesine bağlı Önemli Şebeke Kullanıcılarına herhangi bir
talimat vermediği takdirde, TEİAŞ’ın talimatları DSO’lar tarafından Önemli Şebeke
Kullanıcılarına iletilecektir.
52
(17) Doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası olan her bir Şebeke Kullanıcısı,
yeniden senkronizasyon izni gereklilikleri dâhil olmak üzere, TEİAŞ tarafından yeniden
senkronizasyona ilişkin olarak belirlenen kriter ve koşulları kabul edecektir.
(18) TEİAŞ, Sistem Frekansı kalitesini artırmak üzere, Önemli Şebeke
Kullanıcılarının ve HVDC enterkonnektörlerinin Artış Oranları üzerinde kısıtlamalar tesis
edilmesi dâhil olmak üzere, tasarrufta bulunma yetkisini haiz olacaktır.
(19) TEİAŞ, kendi Sorumluluk Bölgesi içerisindeki gerilimlerin belirtilen limitler
dâhilinde muhafaza edilmesi doğrultusunda, yeterli hacim ve süre yanıtına sahip Reaktif Güç
rezervi temin edecektir.
(20) TEİAŞ, Sistem Durumunun doğru ve etki biçimde tespit edilmesi açısından önem
arz eden Komşu İletim Sistemlerinin ve İletim Bağlantılı Dağıtım Şebekelerinin
Gözlenebilirlik Bölgelerini belirleyecektir.
(21) TEİAŞ, Güç Üretim Tesisleri ve Talep Tesisleri olmak üzere, bağlantı kesilmesi
ve yeniden enerji verilmesi koşulları açısından yüksek öncelikli Önemli Şebeke
Kullanıcılarını içeren detaylı bir liste hazırlayacaktır.
(22) Doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası olan her bir DSO ve Şebeke
Kullanıcısının bağlantısı, TSO tarafından belirlenen frekanslarda ve önceden tanımlanmış
Aktif Güç basamağında otomatik olarak kesilecektir.
(23) Her bir şebeke kullanıcısının, aşağıda belirtilen gerilim aralığı içerisinde, sınırsız
bir süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak işleyecek şekilde tasarlanması
gerekmektedir:
- 400 kV’lik bir iletim sistemi 340 kV ve 420 kV arasında işletilir;
- 154 kV’lik bir iletim sistemi 140 kV ve 170 kV arasında işletilir.
- Gerilimi 66kV ya da altında olan bir sistem +/- %10 aralığında işletilir.
(24) Bir talep tesisi niteliğindeki her bir şebeke kullanıcısı, TSO ya da Talep Tesisinin
dağıtım şebekesine bağlantı noktası bulunduğu takdirde DSO tarafından belirlenen gerilimde,
belirlenen zaman dilimi içerisinde otomatik ya da manüel olarak bağlantısını kesecektir.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E kural 4-Kısıt Tahminleri- Standartlar- C-S2.3, C-S6, C-S7, C-S9
ile uyumlaştırma]
(25) TEİAŞ, eksiksiz DACF yük akışı veri öbeğini EH ftp-sunucu üzerindeki değişim
programı ile, diğer katılımcı TSO’ların tümü tarafından erişilebilir olacak şekilde saat 18.00
(C.E.T.) öncesinde iletmek, böylelikle eksiksiz DACF yük akışı veri öbeğini Avrupa
Birleştirme Fonksiyonunun sunmak zorundadır.
(26) TEİAŞ DACF yöntemine katılmaktadır. DACF’ye ilişkin veri öbekleri. Günlük
veri öbekleri, asgari, olarak 3:30, 07:30, 10:30, 12:30, 17:30 ve 19:30 (C.E.T.) olmak üzere
referans saatler için sağlanacaktır.
(27) TEİAŞ, ENTSO-E İşletim El Kitabının 3 No.lu Politikası çerçevesinde DACF N1 güvenlik hesaplamaları gerçekleştirecektir.
53
[Yeni Maddeler; ENTSO-E OP&S şebeke kodu Madde 9.3 “Bireysel ve Ortak Şebeke Modeli
genel hükümleri” ile uyumlaştırma]
(28) Bireysel Şebeke Modelleri aşağıdakileri kapsayacaktır:
a) TEİAŞ’ın Sorumluluk Bölgesi içerisindeki 220 kV ve daha yüksek gerilimli İletim
Sisteminin topolojisi;
b) İletim Sisteminin, İletim Sistemine önemli ölçüde etkisi olan, 220 kV altında
gerilimli bir modeli ya da muadili;
c) İletim Sistemi elemanlarının termal limitleri.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E OP&S şebeke kodu Madde 15.3 D-1 ve güniçi Şebeke Modelleri
ile uyumlaştırma]
(29) Bireysel Şebeke Modelleri, asgari olarak, şu değişkenleri içerecektir: güncel talep
ve Üretim öngörüleri; Dağıtım Şebekelerine bağlı Güç Üretim Tesislerine ilişkin olarak, asli
enerji kaynağı tipine göre ayrılmış toplanan Aktif Güç çıktısı; İletim Sisteminin Topolojisi ve
Kısıtlılık yönetimi için önerilen Düzeltici Tedbirler.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E CACM şebeke kodu Madde 41 ile uyumlaştırma]
(30)TEİAŞ, uygun mekanizmalar ve enterkonnektırlarıda kapsayan Kontrol
Bölgesi açısından geçerlilik arz eden ikili anlaşmalar çerçevesinde mevcut üretim
ünitelerinin ya da yüklemenin tümünü geri gönderme yetkisini haiz olabilir.
Tekrar Tevzi ve Karşılıklı Ticaret fiyatlaması, ilgili zaman dilimi için ilgili elektrik
piyasası fiyatları veya Tekarar tevzi ve Karşılıklı ticaret kaynakları esas alınarak şeffaf
biçimde katlanılan maliyet üzerinden hesaplanır. Üretim üniteleri ve yükler, beklendiği
biçimde, Tekrar Tevzi ve Karşılıklı Ticaret maliyetinin hesaplanması için gereken bilgilerin
tümünü TEİAŞ’a iletecektir. Bu bilgiler, yalnızca Tekrar tevzi ve Karşılıklı Ticaret amaçları
doğrultusunda olmak üzere, ilgili TSO’lar arasında paylaşılacaktır.
MADDE 31 Tesis ve teçhizata ilişkin teknik kriterler
( ESKİ MADDE 17)
(1) İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu
Yönetmelik ile belirlenen teknik tasarım ve işletme kriterlerine uygunluğu kullanıcı
tarafından sağlanır.
(2) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde uygulanan arıza
temizleme süreleri içerisinde temizlenen arızalarda etkilenmeyecek şekilde uygun
tasarlanmasını sağlar.
(3) Bağlantı noktasında iletim sisteminin performansı ve sağlanması gereken
şartlarla ilgili ayrıntılı bilgiler, bağlantı yapacak kullanıcının talebi üzerine TEİAŞ
tarafından sağlanır.
54
(4) Kullanıcılar iletim sistemine bağlanacağı fider ve/veya ilişkili fiderlerde
koruma, kumanda ve ölçü sistemleri hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın
gerekli gördüğü hususları uygular.
(5) Kullanıcılar, iletim sistemine bağlanacak tesiste kullanılan ve iletim sistemin
bir parçası olan kısımlara ait primer ve sekonder teçhizattan en az 1 adet olmak üzere
%10 işletme yedeği bulundurur.
(6) Bir kullanıcıya ait transformatör merkezine ve/veya bir sistem kontrol
anlaşması gereği sağlanacak olan tesis ve/veya teçhizat ile malzemelere ilişkin tasarım,
imalat ve ilgili testler, TEİAŞ’ın teknik şartnamelerine göre gerçekleştirilir.
(7) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde bozucu etkilere yol
açmamasını, iletim sistemi ile uyumlu olmasını ve;
1. İletim sisteminin 400 kV ve 154 kV izolasyon seviyelerine,
2. Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için
bağlantı noktasında belirlenmiş harmonik gerilim sınırlarına,
3. Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için
bağlantı noktasında belirlenmiş fliker şiddeti sınırlarına,
uygun olmasını sağlar.
(8) Kullanıcının bu Yönetmeliğe uyumu, gerekli durumlarda TEİAŞ tarafından
bağlantı noktalarında ölçüm yapılarak kontrol edilebilir.
(9) Kullanıcı, tesislerinde ve bağlantı noktasında, IEC-815’e göre “kirlilik seviyesi
III” olarak tanımlanan ve 25 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesini ve
TEİAŞ teknik şartnamelerinde yer alan diğer teknik şartları sağlayan izolatörler
kullanmak zorundadır. TEİAŞ tarafından 31 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme
mesafesine sahip izolatörler önerilmesi durumunda kullanıcı tesislerinde buna uygun
izolatörler kullanılır.
(10) Güç Üretim Modüllerini iletim sistemine bağlayan hat, bağlantı anlaşmasında
belirtilen tesis sorumluluk sınırı ve Ek-9’da belirtilen saha sorumluluk çizelgesi dikkate
alınarak tesis edilir.
(11) Kullanıcı, bağlantı noktasındaki kısa devre gücüne bağlı olarak şalt
sahasındaki anahtarlama sırası için TEİAŞ’ın talimatlarına uyar.
(12) 400 kV ve altındaki iletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir
topraklama altyapısının gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik
şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı
yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya en kısa sürede bildirilir.
(13) İletim sisteminin şalt teçhizatı için üç faz simetrik arızada açma akımına
dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA ve 154 kV için ise 31,5 kA’dır.
(14) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim
sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek
şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm 2
bakır kullanılır.
(15) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin
sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr
direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır. Ayrıca bazı özel durumlarda dağıtım
barasına nötr topraklama transformatörü tesis edilir.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E OS şebeke kodu Madde 9.6 “ Frekans Kontrol Yönetimi” ile
uyumlaştırma]
55
(16) Doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası olan her bir Güç Üretim
Modülü, yeniden senkronizasyon izni gereklilikleri dâhil olmak üzere, TEİAŞ tarafından
yeniden senkronizasyona ilişkin olarak belirlenen kriter ve koşulları kabul edecektir.
(17) Her bir Güç Üretim Modülü, TEİAŞ tarafıdan belirlenen frekanslarda, otomatik
olarak bağlantısını kesecektir.
MADDE 32 İletim sisteminin korunması
( ESKİ MADDE 18)
(1) TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma
sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak
gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(2) Her kullanıcı gerek kendi tesisinde meydana gelecek arızaların iletim
sistemini etkilememesi, gerekse iletim sisteminde meydana gelecek arızaların kendi
tesisini etkilememesi için gerekli olan tüm koruma ve izleme tedbirlerini kendi tesisinde
sağlar.
(3) Koruma ayarları, arızalı tesis ve/veya teçhizatın, bağlantı esnasında veya
gerektiğinde bağlantı anlaşmasında yer alan kriterlere göre, sorunsuz bir şekilde iletim
sisteminden ayrılması için kullanıcı tarafından TEİAŞ’ın kontrol ve koordinasyonu
altında yapılır ve TEİAŞ’ın onayı olmadan değiştirilemez.
(4) Kullanıcı, iletim sisteminin korunması amacıyla, koruma sistemi ve
uygulanacak yöntem ile ilgili tasarımlarını bu Yönetmeliğe uygun olarak hazırlar,
TEİAŞ’ın onayına sunar ve koordineli koruma ayarlarını uygular.
(5) TEİAŞ transformatör merkezlerinin orta gerilim barasındaki bara giriş, kuplaj,
transfer, hat fideri de dahil olmak üzere tüm orta gerilim fiderlerindeki; bara ayırıcı,
kesici kontak bilgilerine ulaşılmasına, ilgili dağıtım şirketinin talebi halinde TEİAŞ
tarafından izin verilir.
(6) TEİAŞ’ın ve kullanıcının arıza giderme süresi; rölenin çalışması, kesicinin
açması ve telekomünikasyon sinyalinin gönderilme sürelerinin toplamıdır. 400 kV ve 154
kV hatlar için azami arıza giderme süresi 140 milisaniyedir.
(7) TEİAŞ’a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, iletimden dağıtıma
indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider
üzerinden maruz kaldığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ile TEİAŞ merkezi arasında
meydana gelebilecek en yüksek faz arası kısa devre akımı dikkate alınarak TEİAŞ tarafından
belirlenir. Kullanıcıların TEİAŞ barasına bağlı olan ilk dağıtım merkezlerine ait bir hat
dağıtım fideri arızasında, hat dağıtım fiderine ait rölenin çalışma zamanı faz-toprak arızaları
için azami 1,0 saniye, faz-faz arızalarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir.2
(8) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin
koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar, bu amaçla
gerekli tüm tedbirleri alır ve buna ilişkin raporları hazır tutar. Ayrıca kullanıcılar
mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemi arızalarını
ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(9) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait işletme ve arıza
ekiplerinin listelerini TEİAŞ’ın istediği periyotlarda TEİAŞ’a bildirir.
2
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
56
(10) Kullanıcılar, dağıtım sisteminde meydana gelecek arıza akımlarının TEİAŞ
barasına azami ikiden fazla fider üzerinden yansımaması için dağıtım bara düzenlerinde
gerekli tedbirleri alır.
(11) İkinci fıkra uyarınca Güç Üretim Modüllerinde tesis edilmesi gereken
koruma teçhizatı ile ilgili olarak:
a) Ünite ikaz sisteminin devre dışı olması durumunda ünite jeneratörünü de
devre dışı eden ikaz koruma sistemi tesis edilecektir.
b) TEİAŞ, gerekli durumlarda şartlarını belirtmek suretiyle, ünitede kutup
kayması korumasının tesis edilmesini talep edebilir.
c) TEİAŞ, gerekli durumlarda, ünitede sub-senkron rezonans korumasının
tesis edilmesi için gerekli şartları belirler.
ç) Koruma teçhizatı üzerinde iletim sistemini etkileyebilecek bir çalışma,
tadilat veya ayar değişikliği, ancak TEİAŞ’tan bir teknik gözlemci
gözetiminde yapılabilir.
(12) TEİAŞ, 189. ( ESKİ 63. Madde) maddede açıklanan şekilde talebin düşük
frekans röleleri ile kesilmesi için gerekli olan düşük frekans rölelerini tesis eder.
(13) Sistem frekansının belirlenen frekans kademelerine düşmesi nedeniyle, düşük
frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep miktarı, sistem şartları dikkate alınarak
TEİAŞ tarafından her yılın 31 Ekim tarihine kadar takip eden bir yıllık dönem için belirlenir
ve Kurum bilgilendirildikten sonra uygulamaya konulur.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E OS şebeke kodu Madde 14.2, 14.3, 14.4 “ Koruma” ile
uyumlaştırma]
(14) TEİAŞ, en seyrek her beş yılda bir olmak üzere, koruma strateji ve konseptlerini
gözden geçirip analiz edecek ve gerekli olduğu hallerde koruma işlevlerini, İşletim
Güvenliğinin korunması ve idame ettirilmesi faaliyetini doğru işleyişini temin edecek şekilde
uyumlaştıracaktır. Her bir TSO, kendi Sorumluluk Bölgesinin dışarısında etkiye neden olan
her koruma işlemi sonrasında, kendi Sorumluluk Bölgesindeki koruma sisteminin planlandığı
şekilde işleyip işlemediğini değerlendirecek ve gerektiği takdirde düzeltici tedbirler
yürütecektir.
(15) TEİAŞ İletim Sisteminin korumasını, ana koruma sisteminin arızalanması haline
Arıza temizlemeye yönelik yedek koruma dâhil olmak üzere, güvenilir, hızlı ve seçici arıza
temizleme işlemini temin eden Referans Değerler ile işletecektir.
(16) Her bir TSO, enterkonnekte İletim Sisteminin İşletim Güvenliğini tehlikeye
atabilecek Bozulma yayılımını otomatik olarak önlemek üzere, kendi İletim Sistemi içerisine
gerekli koruma ve yedek koruma ekipmanını tesis edecektir.
BÖLÜM 3
Güç Üretim Modüllerinin Tasarım ve Performans Şartları
57
MADDE 33 Güç Üretim şalt Modüllerinin tasarım ve bağlantı esasları
( ESKİ MADDE 19)
(1) Güç Üretim şalt Modüllerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim
sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
a) Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe
değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı 2 x %2,5’dir. Yükte kademe
değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda 8 x %1,25’lik bir regülasyon
aralığı uygulanır.
b) Güç Üretim şalt Modülleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım
nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza
nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden
daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarımlanır ve tesis edilir.
c) Güç Üretim Modülü şaltına bağlı üretim ünitelerinin havai hat
bağlantılarının azami uzunluğu; yıllık yük faktörü %30’dan büyük veya eşit üretim
üniteleri için 5 km’yi, diğer durumlarda ise 20 km’yi geçemez
ç) Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantısı için belirlenen iletim
kapasitesi, herhangi bir arızadan önce;
1) Teçhizatın kapasitesinin üzerinde yüklenmemesi,
2)Gerilimlerin normal işletme koşulları için belirlenen sınırların dışına
çıkmaması ve gerilim regülasyonunun yetersiz kalmaması,
3)Sistemin kararlılığını kaybetmemesi,
şartları sağlanacak şekilde planlanır.
d) Güç Üretim Modülü ve iletim sistemi arasındaki bağlantının kapasitesi,
aynı zamanda;
1) Bir iletim devresi ile bir kompansatör veya bir reaktif güç
sağlayıcısının,
2) İki iletim devresi veya bir iletim devresi ile daha önce devre dışı
olmuş diğer bir iletim devresinin,
3) Baranın birinin,
4) Bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş bir üretim ünitesi,
bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcının,
herhangi birinin arıza nedeniyle devre dışı olması durumları dikkate alınarak planlanır. Bu
bentte belirtilen arızalardan dolayı devre dışı olmalarda iletim sistemi; sistem kararsızlığı
gerçekleşmeyecek şekilde planlanır.Güç Üretim Modüllerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan
örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
e) Bir bağlantı noktasında, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı
üretim tesisi maksimum gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre
yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde
belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer
sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir.
Rüzgar enerjisine dayalı Güç üretim Modüllerinin sisteme bağlantısında Ek-18
hükümleri uygulanır.
58
MADDE 34 Mevcut Güç üretim Modüllerinin tasarım ve performans
esasları
( ESKİ MADDE 20)
(1) Güç Üretim Modüllerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine
doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması gereken teknik
ve tasarım kriterlerini kapsar.
(2) 30 MW maksimum gücün altındaki termik ve hidroelektrik güç üretim
Modülleri bu şartların dışındadır. Rüzgâr enerjisine dayalı GüçGüç Park Modülleri için
Ek-18’de yer alan şebeke bağlantı kriterleri geçerlidir.
(3) Maksimum gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan güç üretim
Modülleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak
zorundadır. Rüzgâr enerjisine dayalı GüçGüç Park Modülleri için reaktif güç kontrolü ile ilgili
Ek-18’de yer alan şebeke bağlantı kriterleri geçerlidir.
(4) Konvansiyonel tip senkron Güç Üretim Modülleri, nominal aktif güçleri
seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazlı
olarak 0,85 düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada
çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin
altındaki seviyelerde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki
performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada
çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Ancak işletmedeki mevcut güç üretim
Modülleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak
suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmayı talep etmeleri halinde
jeneratör terminallerinde güç faktörlerini aşırı ikazlı olarak en fazla 0,9 değerine çekebilecek
şekilde lisans gücünü arttırabilir. Bu durumda üretici Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına
Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda
jeneratörün aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktöründeki nominal aktif güç seviyesine inmeyi, bu
talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı
veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep
etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine
getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
(5) Nükleer Güç Üretim tesislerindeki Güç Üretim Modülleri; nominal aktif
güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada
aşırı ikazı olarak 0,9, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her
noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış
güçlerinin altındaki seviyelerinde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet
eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her
noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır.
(6) Ünitenin kısa devre oranı; termik ve kombine çevrim gaz türbini üniteleri için
0,5 maksimum gücü 10 MW ve altındaki hidroelektrik üniteler için 0,75 ve 10 MW’ın
üzerindeki hidroelektrik üniteler için ise 1,0’dan küçük olamaz.
(7) Senkron kompansatör olarak çalışabilme özelliğine sahip üniteler, sıfır güç
faktörü ile çalışabilecek, termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal güçlerinin
%75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %30 una kadar
reaktif güç tüketebilecek, hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal
59
görünür gücünün %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında
ise %60’ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmak zorundadır. Güç Üretim
Modülünün senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı
anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(8) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 52,5 Hz’e çıkabileceği veya
47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya
teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı
kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
Frekans Aralığı
51,5 Hz ≤f≤ 52,5 Hz
50,5 Hz≤f<51,5 Hz
49 Hz ≤f<50,5 Hz
48,5 Hz ≤f< 49 Hz
48 Hz ≤f< 48,5 Hz
47,5 Hz ≤f< 48 Hz
Minimum
Çalışma Süresi
10 dakika
1 saat
sürekli
1 saat
20 dakika
10 dakika
(9) Ünite, Ek-15’deki grafik doğrultusunda;
a)
50,5 – 49,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri
için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,
b)
49,5 – 47,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri
için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif
güç verebilecek,
kapasitede olmak zorundadır.
(10) Normal işletme koşullarında, iletim sistemine doğrudan bağlı bir ünitenin aktif
güç çıkışı, gerilim değişimlerinden etkilenmemelidir. Bu durumda ünitenin reaktif güç çıkışı
400 kV, 154 kV ve 66 kV ile altındaki gerilimlerde ±%5 gerilim değişim aralığı içinde
tümüyle emreamade olmak zorundadır.
(11) Güç Üretim Modülünün toparlanma yeteneğine sahip olması gerekliliği
bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(12) Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam
maksimum gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip Güç Üretim Tesislerinin
ünitelerinde, enterkonnekte şebeke sisteminde ortaya çıkabilecek 0-5 Hz arasındaki düşük
frekanslı elektromekanik salınımlarına karşı otomatik gerilim regülatöründe elektriksel
sönümleme sağlama özelliğine sahip ve ENTSO-E sistemi bağlantısıyla birlikte ortaya
çıkan düşük frekanslı bölgelerarası salınımları sönümleyebilen bir güç sistemi
dengeleyicisi bulunmalıdır. Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde
veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların
ünitelerinde, bağlantı anlaşması imzalanmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ’a;
ünitenin ikaz sistemi, güç sistemi dengeleyicisinin teknik özellikleri, güç sistemi
dengeleyicisinin blok şeması ve IEEE modeli, otomatik gerilim regülâtörü ve bunların
kararlı durum ve dinamik performansları ile ilgili ayrıntılı bilgiler ve teknik özellikler Ek12’de belirtildiği şekilde verilir. Güç sistemi dengeleyicisi ayarları TEİAŞ’ın gerekli
gördüğü durumlarda, Ek-12’de belirtilen ayar prosedürüne uygun olarak kullanıcı
tarafından yapılır. TEİAŞ isterse bu ayar çalışmalarında gözlemci bulundurabilir.
[Yeni Maddeler; ENTSO-E OS şebeke kodu Madde 10.3 “ Gerilim kontrolü ve reaktif güç
yönetimi” ile uyumlaştırma]
60
(13) Her bir Güç Üretim Modülünün, aşağıda belirtilen gerilim aralığı içerisinde,
sınırsız bir süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak işleyecek şekilde tasarlanması
gerekmektedir:
- 400 kV’lik bir iletim sistemi 340 kV ve 420 kV arasında işletilir;
- 154 kV’lik bir iletim sistemi 140 kV ve 170 kV arasında işletilir.
- Gerilimi 66kV ya da altında olan bir sistem +/- %10 aralığında işletilir.
MADDE 35 Mevcut Güç Üretim Modülü kontrol düzenekleri
( ESKİ MADDE 21)
(1) Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sürekli
değiştirilmesi ile frekans ve gerilim kontrolüne katkıda bulunabilecek şekilde
tasarımlanmış kontrol düzeneklerine sahip olmak zorundadır.
(2) Her ünite, normal işletme koşullarında frekans kontrolü yapan, bu
Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen ölçütler doğrultusunda hızlı cevap veren,
orantılı bir hız regülatörü veya ünite yük kontrolörü veya denk bir kontrol cihazına sahip
olmak zorundadır.
(3) Hız regülatörü; uluslararası enterkonneksiyon şartında yer alan kuralları
sağlayacak standartlara uygun olarak tasarlanmalı ve çalıştırılmalıdır.
(4) Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemi ile entegrasyon hedefleri
doğrultusunda ENTSO-E dökümanlarında yer alan ve alacak standartlar temel alınır.
(5) Hız regülatörleri için kullanılan standartlar;
a) Bağlantı anlaşması başvurusunda veya,
b) Bağlantı anlaşmasının değiştirilmesi için yapılan başvuruda veya,
c) Hız regülatörü üzerinde yapılacak tadilattan önce mümkün olan en
kısa sürede,
TEİAŞ’a bildirilir.
(6) Hız regülatörü aşağıdaki asgari şartları sağlar:
a) Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma
aralığı içinde ünitenin aktif güç çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda
kontrol eder.
b) Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim
sisteminden ayrılması fakat ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda,
frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir. Ancak, bu durum çıkış gücünün
ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol açmamalıdır.
c) Hız regülatörü; primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami
primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde 233 üncü maddede [eski 105
inci madde] belirtilen esaslar dahilinde bir hız eğimi ile çalışacak şekilde ayarlanır.3
ç) Bir blok içindeki buhar türbini hariç, primer frekans kontrol hizmeti
sunan tüm üniteler için hız regülatörünün duyarsızlığı ±0,010 Hz’i aşmamalıdır. Ayrıca
hız regülatöründe kullanılan mahallinde frekans ölçümünün hassasiyeti ±0,010 Hz’i
aşmamalıdır.
(7) Hız regülatörü için belirlenen asgari şartlar, başka parametrelere dayanan yan
hizmetlerin TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından sağlanmasına engel olmamalıdır.
(8) Otomatik gerilim regülatörü (AVR) ile ilgili olarak;
3
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir
61
a)İkaz kontrol teçhizatı ve güç sistemi dengeleyicileri için teknik bilgiler
ayrıntılı olarak bağlantı anlaşmasında belirtilir.
b)Sistem kararlılığına ve çalışma aralığında ikaz akımı sınırlarına uygun
olarak ünitenin reaktif güç çıkışını sınırlayan reaktif güç sınırlayıcıları
bağlantı anlaşmasında belirtildiği şekliyle tesis edilir ve ayarlanır.
c)Gerilim kontrolüne ilişkin olarak, sabit reaktif güç çıkışı kontrol modları
ve sabit güç faktörü kontrol modları da dahil olmak üzere, diğer kontrol
teçhizatı bağlantı anlaşmasında belirtilir. Ancak, bu teçhizat ikaz kontrol
sisteminde mevcut ise, TEİAŞ’ın talebi üzerine, kullanıcı tarafından devre
dışı bırakılabilir.
ç)İkaz kontrol sistemi, ünite gücünün sıfırdan tam yüke kadar yavaş yavaş
arttırılması durumunda, çıkış geriliminin önceden saptanan nominal
değerinden termik güç üretim Modülleri için %0,5’den, hidrolik güç üretim
Modülleri için %0,2’den daha fazla değişmemesini sağlayabilecek
hassasiyette olmak zorundadır. Ünite terminal çıkış gerilimi, nominal
gerilim değerinin en az %95-%105’ine ayarlanabilir durumda olmak
zorundadır.
d)Ünitenin büyük bir gerilim değişimine maruz kalması durumunda, çıkışı
otomatik gerilim regülatörü tarafından kontrol edilen ikaz kontrol sistemi,
jeneratör ikaz sargısının alt ve üst gerilim sınırlarına 50 milisaniyeyi
geçmeyecek kadar kısa bir süre içinde ulaşabilmelidir.
e)Ünite çıkışında %10 veya daha yüksek ani gerilim değişimlerinin
meydana gelmesi durumunda, ikaz kontrol sistemi, nominal ikaz
geriliminin 2 katından veya nominal yüksüz ikaz geriliminin 6-7 katından
daha az olmamak üzere, yüklü pozitif ikaz geriliminin üst sınır değerini en
fazla 50 milisaniyede sağlayabilmelidir. Aynı zamanda pozitif üst sınır
geriliminin %80’ine eşit negatif üst sınır gerilim değerini
sağlayabilmelidir.
f)İkaz gücünü ünite çıkışlarından bir güç transformatörü yardımı ile alan
statik ikaz kaynakları için ikaz sistemi; ünite çıkış geriliminin, nominal
değerinin %20 ile %30’una düşmesi durumunda otomatik tetikleme yapma
yeteneğinde olmak zorundadır.
g)Nominal görünür gücü 100 MVA veya daha fazla olan jeneratörler
için;
1) Yüksek gerilim şebekesinde kısa devre arızası olması
durumunda, pozitif ikaz geriliminin üst sınır değeri en az 3 saniye
boyunca sağlanır.
2) Sistem arızaları sırasında, en az 10 saniye nominal ikaz akımının
%150’sinden az olmamak koşuluyla ikaz akımı sağlanır.
ğ) Nominal görünür gücü 50 MVA’dan büyük jeneratörler, iletim
sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin en fazla %70-80 gerilim
düşümüne karşılık gerilim düşümü kapasitesi sağlar.
62
MADDE 36 Kararlı durum çıkış gücü değişimleri
( ESKİ MADDE 22)
(1)Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içindeki
değişimlerin standart sapması, ünitenin maksimum gücünün %2,5’ini geçmemelidir.
(2) Erreur ! Source du renvoi introuvable. (1) Birincil enerji kaynağı rüzgar,
güneş, dalga ve gelgit gücüne dayalı Güç Üretim Modülleri için geçerli değildir.
MADDE 37 Negatif bileşen yüklenmeleri
( ESKİ MADDE 23)
(1) 400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini
aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemindeki faz-faz arızalarından veya dengesiz
yüklerden kaynaklanan negatif bileşen yüklenmelerine karşı, arıza, sistem yedek koruması
tarafından temizleninceye kadar devre dışı olmadan dayanabilmelidir.
MADDE 38 Ünite transformatör ve jeneratörlerinin nötr noktalarının
topraklanması
( ESKİ MADDE 24)
(1) İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki
sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu
bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından
yüksek olduğu durumlarda, tek faz toprak arıza akımlarını sınırlayabilmek için ünite
transformatörünün iletim sistemi tarafındaki sargısının nötr noktası tam olarak izole
edilir. İzole edilecek bu transformatörlerde, nötr noktaları izolasyon seviyeleri 154 kV
gerilim seviyesinde yapılır.
(2)Jeneratörlerin nötr noktası direnç veya topraklama transformatörü üzerinden
topraklanır. Jeneratör topraklama direnci, faz toprak arıza akımının rezistif ve kapasitif
bileşenlerinin birbirine eşit olması şartına göre hesaplanarak tespit ve tesis edilir.
Jeneratörlerin nötr noktası tam izole edilmez ve doğrudan veya reaktans üzerinden
topraklanmaz.
MADDE 39 Ünite frekans hassasiyeti
( ESKİ MADDE 25)
(1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki
frekanslardan doğabilecek zararlara karşı korumakla yükümlüdür. Bu aralık dışındaki
frekanslarda teçhizatın, tesisin ve/veya personelin güvenliği için ünitenin sistem ile
bağlantısını kesme ve diğer her türlü tedbirin alınması hususundaki yükümlülükler üretim
faaliyeti gösteren tüzel kişiye aittir.
63
BÖLÜM 4
İletişim Şartları
MADDE 40 İletişim
( ESKİ MADDE 26)
(1) İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin gereksinim duyduğu ses, bilgi
ve koruma sinyalizasyon amaçlı iletişim ortamı tesis edilir.
(2) İletim sisteminin yönetimi, işletilmesi ve kontrolünün sağlanması amacıyla
TEİAŞ ile kullanıcılar arasında kurulan iletişim ve kontrol sisteminin teknik özellikleri,
tesis ve işletme bakım yükümlülükleri bağlantı anlaşmalarında yer alır.
(3) İletim sisteminde veri ve ses iletişimi kuranportör ve fiber optik iletişim
sistemleri ile yapılır. Ayrıca, ihtiyaç duyulan durumlarda telekomünikasyon
firmalarından kiralanan iletişim kanalları kullanılır. Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama
Sistemi (SCADA) ile veri alışverişi amacıyla, transformatör merkezleri ve güç üretim
Modüllerinde gerekli donanım, yazılım ve iletişim linkleri temin ve tesis edilir.
(4) Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik
toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre
TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik
Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
(5) İşletmede olan enerji iletim hatlarındaki koruma iletkenleri ihtiyaç
duyulduğunda optik fiberli koruma iletkeni ile değiştirilir.
[ Yeni maddeler ; ENTSO-E OS kodu madde 8.15, 8.16 « sistem durumları » ile
uyumlaştırma ]
(6) TEİAŞ sistemlerini, sistem işletimi açısından gereklilik arz eden aşağıdaki
kritik araç ve tesislerin bulunurluğunu, güvenilirliğini ve yedekliliğini temin edecek
şekilde tasarlayacaktır:
a) Durum Tahmin uygulamaları dâhil olmak üzere, İletim Sistemi
Sistem Durumunun takibine yönelik tesisler;
b) anahtarlamanın kontrolüne yönelik araçlar;
c) diğer TSO’ların kontrol merkezleri ile iletişim araçları;
d) İşletim Güvenliği Analizine yönelik araçlar.
Yukarıda belirtilen araç ve tesislerinin, doğrudan İletim Sistemine
Bağlantı Noktası bulunan DSO’ları ya da dengeleme, Yan Hizmetler,
sistem savunması, Restorasyon ya da gerçek zamanlı işletim verilerinin
sunulması süreçlerinde rol alan Önemli Şebeke Kullanıcılarını içerdiği
hallerde; TSO, doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası bulunan
DSO’lar ve ilgili Önemli Şebeke Kullanıcıları, söz konusu araç ve
tesislerin
bulunurluğunun,
güvenirliğinin
ve
yedekliliğinin
sağlanmasında işbirliği ve koordinasyon içerisinde hareket edecektir.
64
(7) TEİAŞ, içerisinde TSO’ların bir kritik araç ve tesis kaybı durumuna
verecekleri yanıtların ve böyle bir durumda gerçekleştirecekleri müdahalelerin ayrıntılı
biçimde açıklandığı ve kritik araç ve tesislerin bakımına, ikamesine ve geliştirilmesine
yönelik hükümler içeren bir iş sürekliliği planı tesis edecek ve uygulayacaktır. İş
sürekliliği planı, en seyrek olarak yılda bir kez ya da kritik araç ve tesislerde ya da ilgili
sistem işletim şartlarında meydana gelen herhangi bir önemli değişikliğin ardından
gözden geçirilecek gerektiği biçimde güncellenecektir. İş sürekliliği planı içeriği,
etkilenme ölçü ve kapsamlarında olmak üzere, DSO’lar ve Önemli Şebeke Kullanıcıları
ile paylaşılacaktır.
MADDE 41 Ses iletişim sistemi
( ESKİ MADDE 27)
(1) Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli
iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması
amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir.
(2) Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı
tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve
yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen gerekli teknik
değişiklikler ve ilavelerin yapılması, kullanıcıların yükümlülüğündedir.
(3) İletim sisteminin yönetiminde, işletilmesinde ve kontrolünde etkinliğin sağlanması
amacıyla, bağlantı anlaşması uyarınca kullanıcının ilgili kontrol odasında, sabit telefon veya
GSM bulundurulur.
(4) TEİAŞ ve dağıtım şirketlerinin kontrol merkezlerinde, güç üretim
Modüllerinin kontrol odasında, ticari işlemlerin yürütüldüğü ve doğrudan bağlı
müşterilerin kontrol noktalarında ayrı bir hat üzerinden çalışan bir faks cihazı da
bulundurulur.
(5) İletişim tesis ve/veya teçhizatı sisteme bağlanmadan önce, telefon ve faks
numaraları ile bu numaralarda yapılacak değişiklikler, değişiklik yapılmadan önce
kullanıcı tarafından TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketlerine bildirilir.
MADDE 42 Koruma sinyalizasyon sistemi
( ESKİ MADDE 28)
(1) İletim sistemi ile kullanıcı sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait
sinyalizasyon için gerekli donanımlar, karşılıklı olarak kullanıcı tarafından temin ve tesis
edilir.
MADDE 43 Veri iletişim sistemi
( ESKİ MADDE 29)
(1) Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği,
değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve gerekli bilgi ve komutların ilgili
yük tevzi merkezinden kullanıcının tesisine iletildiği sistemdir.
(2) Sistem kontrol ve veri toplama işlevinin yürütülmesi için gerekli uzak terminal
birimi veya geçit kapısı (gateway), donanım, yazılım, iletişim linki ve cihazlar bağlantı
65
anlaşmasında yer alan şartlara uygun olarak kullanıcı ve TEİAŞ’ın ilgili tesislerinde
kurulur. Kullanıcıların, dengeleme güç piyasasına katılan ve yan hizmetlere katılım
zorunluluğu bulunan güç üretim Modülleri için TEİAŞ’ın veri iletişim sistemi ile veri
alışverişi sağlamak üzere bağlantı sağlamaları esastır. Kullanıcı, TEİAŞ için gerekli
sinyal, gösterge, alarm, ölçümler, kesici ve ayırıcı konum bilgileri, yükte kademe
değiştiricisi gibi kontrol girdilerini sistem kontrol ve veri toplama teçhizatına, bu
teçhizatın yanında tesis edeceği bir bilgi toplama panosu üzerinden bağlar.
(3) Kullanıcının; veri iletişimini, uzak terminal birimi kullanmak yerine, tesisinin
ayrılmaz bir parçası durumunda olan bilgisayar kontrol sistemi üzerinden sağlamayı
tercih etmesi ve bu tercihinin TEİAŞ tarafından kabul edilmesi halinde, gerekli
performansın temini açısından TEİAŞ işletim sistemi ile uyumlu sistem, kullanıcı
tarafından sağlanır. İstasyon otomasyonu uygulaması yapılması durumunda da, uzak
terminal birimi ve bilgi toplama panosuna ihtiyaç olmaksızın, ilgili yük tevzi merkezi ile
veri alışverişi istasyon bilgisayarı ve bir geçit kapısı üzerinden sağlanır.
(4) İletim sisteminin izlenmesi amacıyla toplanacak gerilim, akım, aktif ve reaktif
güç sinyalleri ve diğer sinyaller TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir ve bu bilgilerin
TEİAŞ’ın ilgili yük tevzi merkezi ile alışverişi sağlanır. Bu sinyallerin temin edilmesi ile
ilgili teçhizatın ne zaman, ne şekilde, nereye ve nasıl tesis edileceği bağlantı
anlaşmasında yer alan hükümlere uygun olarak belirlenir.
(5) Kullanıcı ve TEİAŞ kontrol ve sistem işletme merkezleri arasındaki veri
iletişimi MYTM kurallarına, bağlantı anlaşmasında belirtilen, iletişim protokolü ve
iletişim ortamına uygun olarak sağlanır.
(6) Veri iletişimi ana ve yedek olmak üzere iki ayrı link üzerinden sağlanır. 50
MW altı güç üretim Modüllerinin ikinci linki oluşturulamıyorsa veri iletişimi tek link
üzerinden sağlanabilir.
(7) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri
tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin
şebekelerine bağlanacak maksimum gücü 30 MW ve üzeri olan güç üretim tesislerine ait tesis
bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili dağıtım şirketinin/dağıtım lisansı sahibi
organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden
TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu güç üretim tesisleri kendi tesislerinde bu
amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik
dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin
SCADA
sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı
sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla
iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili
dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin sorumluluğundadır.
(8) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri
tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin
şebekelerine bağlanacak maksimum gücü 10 MW ve üzeri olan yenilenebilir enerji
kaynaklarından güneş ve rüzgar enerjisine dayalı güç üretim tesislerine ait tesis bazında
toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili elektrik dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi
organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden
TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu Güç Üretim Tesisleri kendi tesislerinde
bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik
dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA
sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı
sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla
iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili
dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin sorumluluğundadır.
66
(9) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri
tarafından, sorumluluk alanında dağıtım seviyesinden bağlı tüm güç üretim Modüllerinin
toplam MW ve MVAr değerleri, toplam tüketim değerleri, bağlantı noktalarına ilişkin
bilgiler ile TEİAŞ tarafından talep edilecek diğer bilgileri, kendi SCADA kontrol merkezi
ile TEİAŞ SCADA sistemi arasında tesis edecekleri iletişim linki üzerinden, TEİAŞ
sisteminde kullanılan iletişim protokolleri vasıtasıyla TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır.
TEİAŞ SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç
duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar TEİAŞ’ın sorumluluğundadır.
MADDE 44 İlave iletişim şartları
( ESKİ MADDE 30)
(1) İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle,
kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları,
bağlı olduğu TEİAŞ merkezindeki kendisiyle ilgili ihtiyaçlar da dahil, TEİAŞ tarafından
yapılacak planlama çerçevesinde kullanıcı tarafından yerine getirilir.
MADDE 45 Veri iletişim ağı
( ESKİ MADDE 31)
(1) TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve teknik konulardaki bilgi
alışverişi için kullanılacak olan veri iletişim ağı ve bu ağ ile ilgili teknik altyapı ilgili
mevzuat uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanan standart ve kurallara uygun olarak tesis
edilir.
MADDE 46 Sekonder frekans kontrolü teçhizatı ve Rüzgar enerjisi GüçGüç
Park Modülleri kontrol Sistemi
( ESKİ MADDE 32)
(1) Sekonder frekans kontrolü için gerekli olan teçhizat ve ilgili bağlantı, Elektrik
Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca bu kapsama giren GüçGüç
Park Modüllerinde, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programının gerekliliklerini
tam olarak sağlayacak şekilde temin ve tesis edilir. MYTM’deki otomatik üretim kontrol
programının parametrelerinin ayarları için gerekli veriler ilgili üretim şirketi tarafından
sağlanır.
(2) GüçGüç Park Modülde kurulacak olan otomatik üretim kontrol
sistemi/arabirimi, MYTM’deki otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen
sinyal ile uyumlu olmak zorundadır.
67
4.KISIM
Yeni kullanıcıların Bağlanmasına ilişkin Gereklilikler
1 BÖLÜM
Güç Üretim Tesislerine ilişkin Şartlar
1.1
Genel Şartlar
MADDE 47 A tipi güç üretim Modüllerine ilişkin genel gereklilikler
[ Yeni madde; ENTSO-E RFG kodu Madde 8 ile uyumlaştırma]
1. A tipi Güç Üretim Modülleri, Frekans dengesine ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
a) Frekans aralıkları ile ilgili olarak:
1) Bir Güç Üretim Modülü, aşağıda belirtilen Frekans aralıkları ve süreler
içinde Şebekeye bağlı ve çalışır vaziyette kalma kabiliyetine sahip olacaktır:
Frekans Aralığı
51 Hz ≤ f < 51.5 Hz
49 Hz ≤ f < 51 Hz
48.5 Hz ≤ f < 49 Hz
47.5 Hz ≤ f < 48.5 Hz
Minimum Süre
30 dakika
Sınırız
1 saat
>30 dakika
2) Bir Güç Üretim Modülü, MADDE 47(1) (a) bent 1) hükümlerine uygunluk
arz etmenin yanı sıra, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından gerekli kılındığı
takdirde, belirtilen frekanslarda otomatik olarak bağlantısını kesme
kabiliyetine de sahip olacaktır. Otomatik bağlantı kesme şart ve ayarları ilgili
Şebeke İşletmecisi ile Güç Üretim Tesisi arasında kararlaştırılacaktır.
b) Bir Güç Üretim Modülü, Frekans değişim oranına dayanma kabiliyeti ile ilgili
olarak, ana şebeke koruma kaybından kaynaklı Frekans değişim oranının tetiklediği
haller dışında, -5ve +5 Hz/ sn değerine kadar olan Frekans değişim oranlarında bağlı
ve işler durumda kalma kabiliyetine sahip olacaktır.
c) Sınırlı Frekansa Duyarlı Modu – Aşırı Frekans (LFSM-O) ile ilgili olarak:
1)Güç Üretim Modülü, % 2 – 12 aralığında bir Droop ile, bu değer dâhil olmak
üzere 50.2 Hz ve 50.5 Hz arasında ayarlanabilir Frekans eşiğinde Şekil 1’e
uygun biçimde Aktif Güç Frekans Yanıtını başlatma kabiliyetine sahip
olacaktır. Aksi TEİAŞ tarafından belirtilmediği takdirde, Frekans eşiği 50.2 Hz
ve Droop %4’tür.
Güç Üretim Modülü Aktif Güç Frekans Yanıtını, başlangıç gecikme süresi
mümkün olduğunca kısa olmak ve 2 saniyeden fazla olduğu takdirde gerekçesi
makul çerçevede Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından TEİAŞ’a açıklanmak
üzere, teknik olarak mümkün olduğunda hızlı bir biçimde başlatma
kabiliyetine sahip olacaktır. Güç Üretim Modülü, Minimum Düzenleme
68
Seviyesinde çalışmasını sürdürme ya da Aktif Güç çıktısını daha da düşürme
kabiliyetine sahip olacaktır.
.
Şekil 1: LFSM-O içerisinde Güç Üretim Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıtı kabiliyeti.
Pref, ∆P’nin ilintili olduğu referans Aktif Güç olup, Senkronize Güç Üretim Modülleri ve Güç
Park Modülleri için farklı olarak belirlenebilir. ∆P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç
çıktısındaki değişimi temsil etmektedir.
fn Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), ∆f ise Şebekedeki Frekans değişimidir. ∆f’nin
∆f1’den yüksek olduğu aşırı frekanslarda, Güç Üretim Modülünün, Droop S2’ye göre bir
negatif Aktif Güç çıktı değişimi sağlaması gerekmektedir.
2) Güç Üretim Modülü, LFSM-O işletimi esnasında, dengeli çalışma
kabiliyetine sahip olacaktır. LFSM-O’nın aktif olduğu hallerde, LFSM-O
Referans Değeri, herhangi bir başka Aktif Güç Referans Değerine üstünlük arz
edecektir.
d) Güç Üretim Modülü, MADDE 47 (1) (c), (e) veya MADDE 49(2) (b) ve icabında
MADDE 49(2) (c) bağlamında belirlenen çıktı değişimlerine uymadığı takdirde,
Frekans değişimlerine bakılmaksızın, hedef Aktif Güç değerinde sabit çıktı sağlamayı
sürdürme kabiliyetine sahip olacaktır.
e) Frekans düşüşü ile birlikte maksimum çıkışından kabul edilebilir Aktif Güç
azalması Şekil 2’deki kesiksiz çizgilerle belirtile değerler içinde olacak ve bunları
aşmayacaktır:

Beher 1 Hz Frekans droop’u için 50 Hz’te Maksimum Kapasitenin % 2’si
düzeyinde bir azalma oranında 49.5 Hz’i altında.
69
Frekans (Hz)
47.5
49.5
50.5
%100 Aktif
Güç Çıkışı
%96 Aktif
Güç Çıkışı
Şekil 2 – Frekans düşüşü ile birlikte maksimum güç kapasitesi azalması. Şekil, TEİAŞ’in
belirlediği sınırları göstermektedir.
f) Güç Üretim Modülünde, İlgili Şebeke İşletmecisinden gelecek Bir Talimatın
ardından 5 saniyeden daha kısa bir süre içerisinde Aktif Güç çıkışının durdurulmasına
yönelik olarak bir mantık ara yüzü (girdi portu) teçhiz edilmiş olacaktır. İlgili Şebeke
İşletmecisi, bu tesisin uzaktan işletilebilir hale getirilmesine yönelik diğer ekipmanlara
ilişkin gereklilikleri belirleme hakkını haiz olacaktır.
g) A tipi Güç Üretim Modülleri, sistem restorasyonuna ilişkin olarak, aşağıdaki
gereklilikleri karşılayacaktır:
Şebeke bozulması dolayısıyla meydana gelecek bir arızi bağlantı kesilmesi sonrasında
yeniden bağlanma kabiliyeti ile ilgili olarak; bağlantı noktasında, aşağıdaki koşullar
yerine getirildiğinde yeniden bağlantıya müsaade edilecektir:

Frekans aralıkları 47.5 Hz ve 50.5 Hz arasında

Gerilim seviyesi (fazla arası) > % 95 Urated

Maksimum kabul edilebilir Aktif Güç artışı eğimi, dakika başına, maksimum
kapasitenin % 10'u olmalıdır.
Güç Üretim Modülünün, 50.05 Hz’in üzerinde bir frekansta şebeke ile senkronize
olmasına müsaade edilmekte; şebekeye bir güç dış-aktarımına müsaade
edilmemektedir.
Otomatik yeniden bağlantı sistemlerinin kurulumu, TEİAŞ tarafından belirlenen
yeniden bağlanma koşullarına tâbi olarak, İlgili Şebeke İşletmecisinin önceden iznine
tâbi olacaktır.
MADDE 48 A tipi güç üretim Modüllerine ilişkin genel gereklilikler
[Yeni Madde; ENTSO-E RFG kodu Madde 9 ile uyumlaştırma]
1. B Tipi Güç Üretim Modülleri, Madde 47 içerisinde belirtilen gerekliliklerin karşılanmasına
ek olarak bu Madde içerisinde ortaya konan gereklilikleri karşılayacaktır.
2. B tipi Güç Üretim Modülleri, Frekans dengesine ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
a) Güç Üretim Modülüne, Aktif Güç çıkışının kontrol edilebilmesi amacıyla, Aktif
Güç çıkışının, ilgili Şebeke İşletmecisi ve/veya TEİAŞ talimatı gereğince, Önceki
70
Aktif Güç çıkışının % 20’si ile % 100’ü arasında bir değere azaltılabilmesine yönelik
bir ara yüz (girdi portu) teçhiz edilecektir. Bu tesisin uzaktan işletilebilir hale
getirilmesine yönelik diğer ekipmanlara ilişkin gereklilikler İlgili Şebeke İşletmecisi
tarafından belirlenecektir.
3. B tipi Güç Üretim Modülleri, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığına ilişkin olarak,
aşağıdaki gereklilikleri karşılayacaktır:
a) Güç Üretim Modüllerinin arıza sonrası sisteme katkı (fault-ride-through - frt)
kabiliyetleri ile ilgili olarak:
1.) Şekil 3’e göre bağlantı noktasındaki Güç Üretim Modülünün, Şebekedeki teminatlı
arızalar ile güç sistemindeki bozulmadan sonra Şebekeye bağlı ve istikrarlı
çalışmaya devam edebilme kabileyeti şartlarının anlatıdığı arıza şartlarını Zamanakarşı-gerilim profilini TEİAŞ ve İlgili Şebeke İşletmecisi belirler.
2.) Bu Zamana-karşı-gerilim profili, bağlantı noktasındaki simetrik hatada Şebeke
Gerilimindeki faz-faz’ın düşük limiti olarak arızadan önce, arıza sırasında ve
arızadan sonra olarak ifade edilmelidir. Bu düşük limit Şekil 3’deki 3.1 tablosu
parametrelerine göre belirlenmiştir.
3.) Arıza sonrası sisteme katkı kabiliyetine yönelik koşullar, aşağıda belirilen koşullar
açısından, arıza öncesine ve arıza sonrasına ilişkin olarak TEİAŞ tarafından
belirlenecek ve kamuya açık biçimde duyurulacaktır:

Bağlantı Noktasında arıza öncesi minimum kısa devre kapasitesinin
hesaplanmasına ilişkin koşullar;

Bağlantı Noktasında ve Bağlantı Noktasındaki Gerilimde, Güç Üretim
Modülünün arıza öncesi aktif ve Reaktif Güç işletim noktasına ilişkin koşullar
ve

Bağlantı Noktasında arıza sonrası minimum kısa devre kapasitesinin
hesaplanmasına ilişkin koşullar;
4.) Her bir İlgili Şebeke İşletmecisi, Güç Üretim Tesisinin talebi üzerine,
aşağıdakilere ilişkin olarak, MADDE 48 (3) (a) bent 3) içerisinde tanımlandığı
şekilde Bağlantı Noktası itibariyle yapılacak hesaplamaların bir sonucu olarak
arıza sonrası sisteme katkı kabiliyeti açısından dikkate alınmak üzere arıza öncesi
ve arıza sonrası koşulları iletecektir:

MVA cinsinden, her bir Bağlantı Noktasında arıza öncesi minimum kısa devre
kapasitesi;

Bağlantı Noktasında ve Bağlantı Noktasındaki Gerilimde, Aktif Güç çıkışı ve
Reaktif Güç çıkışı cinsinden ifade edilmek üzere, Güç Üretim Modülünün arıza
öncesi işletim noktası ve

MVA cinsinden, her bir Bağlantı Noktasında arıza sonrası minimum kısa devre
kapasitesi.
İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından, alternatif olarak, yukarıdaki koşullar için, tipik
durumlardan elde edilmiş jenerik değerler sağlanabilir.
71
Şekil 3 – Bir Güç Üretim Modülünün arıza sonrası sisteme katkı profili. Şekilde, bir
arıza öncesinde, esnasında ve sonrasına beher ünite başına gerçek değerinin ve
nominal değerinin oranı ile ifade edilerek, Bağlantı Noktasında, Gerilim ile, bir
gerilim - zaman profilinin alt limiti gösterilmektedir. Uret Bağlantı Noktasında tutulan
Gerilimi ifade etmektedir. Bir arıza esnasında, tclear arızanın temizlendiği anı ifade
etmektedir. Urec1, Urec2, trec1, trec2 ve trec3 arızanın temizlenmesi sonrasında Gerilim
toparlanmasının alt limitlerinin belli noktalarını belirtmektedir.
Gerilim parametresi
[pu]
U ret :
0.00 pu
Zaman parametreleri [saniye]
U clear :
t rec1 :
0.00 pu
t clear :
0.150 sn
1,5 sn
(Aksi belirtilmediği
takdirde. Bu süre TEİAŞ
U rec1 :
0.90 pu
tarafından 3 sn'ye kadar
uzatılabilir.)
Tablo 3.1 – Senkronize Güç Üretim Modüllerinin arıza sonrası sisteme katkı
kabiliyetine ilişkin Şekil 3 ile ilgili parametreler
5) Güç Üretim Modülü, dâhili elektrik arızaları koruma düzeni Güç Üretim
Modülünün Şebeke ile bağlantısının kesilmesini gerektirmediği takdirde, bir simetrik
arıza esnasında, Bağlantı Noktasında, Şebeke Gerilim seviyesi üzerinde fazlar arası
Gerilimlerin gerçek seyri, MADDE 48 (3) (a) bent 3) ve 4) çerçevesindeki arıza öncesi
ve arıza sonrası koşullar göz önünde bulundurularak, MADDE 48(3) (a) bent 2)
içerisinde tanımlanan alt limitin üzerinde bulunduğu hallerde Şebekeye bağlı kalma ve
dengeli çalışmayı sürdürme kabiliyetine sahip olacaktır. Dâhili elektrik arızalarına
ilişkin koruma düzenleri ve ayarları, arıza sonrası sisteme katkı performansını
tehlikeye atmayacak şekilde tasarlanacaktır.
6) MADDE 48(3) (a) bent 5) hükümlerine riayet etmekle birlikte; Güç Üretim Tesisi
Sahibi tarafından, İlgili Şebeke İşletmecisi MADDE 48(5) (b) çerçevesinde daha dar
ölçekli ayarları gerekli kılmadığı takdirde, Güç Üretim Modülünün teknik
kabiliyetinin elverdiği en geniş ölçekte düşük gerilim koruması (arıza sonrası sisteme
katkı kabiliyeti ya da bağlantı noktası Geriliminde belirlenmiş minimum Gerilim) tesis
edilecektir. Ayarlar, bu esas çerçevesinde Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından
gerekçelendirilecektir.
72
7) Asimetrik arızaların (1-faz ya da 2-faz) söz konusu olduğu hallere ilişkin arıza
sonrası sisteme katkı kabiliyetleri, MADDE 48 (3) (a) bent (1) hükümleri göz önünde
bulundurularak TEİAŞ tarafından belirlenecektir.
4. B tipi Güç Üretim Modülleri, sistem restorasyonuna ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
a) Şebeke bozulması dolayısıyla meydana gelecek bir arızi bağlantı kesilmesi
sonrasında yeniden bağlanma kabiliyeti ile ilgili olarak; bağlantı noktasında, aşağıdaki
koşullar yerine getirildiği takdide bağlantıya müsaade edilir:



Frekans Aralıkları 47.5 Hz ve 50.5 Hz arasında
Gerilim seviyesi (fazla arası) > % 95 Oranlanmamış
Maksimum kabul edilebilir Aktif Güç artışı eğimi, dakika başına, maksimum
kapasitenin % 10'u olmalıdır.
Güç Üretim Modülünün, 50.05 Hz’in üzerinde bir frekansta şebeke ile senkronize olmasına
müsaade edilmekte; şebekeye bir güç dış-aktarımına müsaade edilmemektedir.
Otomatik yeniden bağlantı sistemlerinin kurulumu, TEİAŞ tarafından belirlenen yeniden
bağlanma koşullarına tâbi olarak, İlgili Şebeke İşletmecisinin önceden iznine tâbi olacaktır.
5. B tipi Güç Üretim Modülleri aşağıdaki genel sistem yönetimi gerekliliklerini
karşılayacaktır:
a) Kontrol düzenleri ve ayarları ile ilgili olarak:
1) Güç Üretim Modülünün, iletim sistemi dengesi ve acil durum tedbirlerine
olanak sağlanması açısından önem arz eden farklı kontrol cihazlarının düzen ve
ayarları TEİAŞ, İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından
koordine edilecek ve kararlaştırılacaktır.
Güç Üretim Modülünün farklı kontrol cihazlarına ilişkin olarak aşağıdaki düzen ve
ayarların koordine edilmesi gerekmektedir:
 Uzaktan açma/ kapama
 Aktif Güç Azalması
 Reaktif Güç Kontrolü
2) Güç Üretim Modülünün, iletim sistemi dengesi ve acil durum tedbirlerine
olanak sağlanması açısından önem arz eden farklı kontrol cihazlarının düzen ve
ayarlarındaki değişiklikler, özellikle MADDE 48 (5) (a) bent 1) çerçevesinde
belirtilen hal ve koşullar ile ilgili oldukları takdirde, TEİAŞ, İlgili Şebeke
İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından koordine edilecek ve
kararlaştırılacaktır.
b) Koruma düzenleri ve ayarları ile ilgili olarak:
73
1) Şebekenin korunması açısından gerekli düzen ve ayarlar, Güç Üretim
Modülünün özellikleri dikkate alınarak İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından
belirlenecektir. Güç Üretim Modülü ve Şebeke ile ilgili koruma düzenleri ve
Güç Üretim Modülü ile ilgili ayarlar İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim
Tesisi Sahibi arasında koordine edilecek ve kararlaştırılacaktır. Dâhili elektrik
arızalarına ilişkin koruma düzenleri ve ayarları, aksi belirtilmediği takdirde, bu
Yönetmelikte öngörülen gerekliliklere çerçevesinde bir Güç Üretim
Modülünün performansını tehlikeye atmayacak şekilde tasarlanacaktır.
2) Güç Üretim Modülünün elektriksel korunması, sistem güvenliği, personelin
ve halkın sağlığı ve emniyeti ile Güç Üretim Modülünün maruz kalabileceği
hasarın en aza indirilmesi göz önünde bulundurulmakla, işletim kontrollerine
öncellik arz edecektir.
3) Koruma düzenleri, aşağıdaki durumlara karşı koruma sağlayabilecektir:

harici ve dâhili kısa devre;

asimetrik yük (Negatif Faz Sırası);

stator ve rotor aşırı yüklenmesi;

aşırı / düşük ikaz;

Bağlantı Noktasında aşırı/ düşük gerilim;

Alternatör terminallerinde aşırı/ düşük gerilim;

bölgeler arası salınımlar;

ani Akım;

asenkronize çalışma (kutup kayması);

kabul edilemez mil burulmalarına karşı koruma (örneğin; sekronaltı
rezonans);

Güç Üretim Modülü hat koruması;

ünite trafo koruması;

koruma ve şalt tesisi arızasına karşı yedek düzenler;

aşırı akı koruma (U/f);

ters güç;

Frekans değişim oranı ve

Nötral Gerilim deplasmanı.
4) Güç Üretim Modülü ve Şebeke ile ilgili koruma düzenlerinde ve Güç Üretim
Modülü ile ilgili ayarlarda yapılacak her türlü değişiklik İlgili Şebeke
İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında kararlaştırılacaktır ve
değişikliklerin uygulamaya konması öncesinde sonuçlandırılacaktır.
c) Koruma ve kontrol öncelik sıralaması ile ilgili olarak; Güç Üretim Tesisi Sahibi
koruma ve kontrol cihazlarını, azalan önem sırasına göre düzenlenmiş olan aşağıdaki
öncelik sıralamasına uygun olarak düzenleyecektir:





Şebeke sistemi ve Güç Üretim Modülü koruması;
İcabında, Sentetik Eylemsizlik;
Frekans kontrolü (Aktif Güç ayarlaması);
Güç Kısıtlaması ve
Güç eğim kısıtı.
74
d) Bilgi alışverişi ile ilgili olarak:
1) Güç Üretim Tesisleri, zaman damgalaması İlgili Şebeke İşletmecisi ve/veya
TEİAŞ tarafından belirlendiği şekilde olmak üzere, Güç Üretim Tesis Sahibi
ve İlgili Şebeke İşletmecisi ve/veya TEİAŞ arasında gerçek zamanlı ya da
periyodik olarak bilgi alışverişine olanak sağlayacak kabiliyette olacaktır.
2)Bilgi alışverişlerinin içeriği ile sağlanacak verilerin tam ve ayrıntılı listesi
ve zamanı İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından koordine edilecektir.
6. İletim sistemine bağlı, trafoların 33 kV bara bağlantılı veya daha düşük gerlim seviyelerine
bağlı B Tipi Güç Üretim Modülleri, güç kalitesi ile ilgili olarak aşağıdaki şartları yerine
getirmesi gerekir:
a)Tüm Güç Üretim Tesisi sahipleri, Bağlantı noktasında ,Şebekeye bağlantılarının
Şebekedeki Gerilim arzının aşırı dalgalanmasına ve bozulmaya sebebiyet vermemesini
sağlamalıdır. Bozulma veya dalgalanma seviyesi MADDE 23 -MADDE 27 de
tanımlanan eşikleri geçemez.
b) TEIAŞ, aşırı derecede bozulmanın oluşmasını önlemek için, çalışmalrın kapsamını
belirleme ve genişletilmesini talep etme hakkına sahiptir. Eğer Şebekedeki Gerilim
arzı bozulma ve dalgalanmaları belirlenen eşikleri aşıyor ise, çalışmalar, bu
Yönetmeliğin şartları ile uyumun sağlanabilmesi için gerekli düzeltici eylemler
olasılıklarını belirlemelidir, çalışmalar, bu Yönetmelik şartları ile uyumun sağlanması
için uygulanabilecek olası iyileştirici eylemleri belirler.
c) Çalışmalar her yeni bağlantı noktası ile ilgili olarak, TEİAŞ tarafından belirlenen
ilgili tüm tarafların katılımı ile güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından yürütülür. Bu gibi
diğer taraflar, çalışmaların amacını karşılamak için, çalışmalara katkıda bulunacak ve
kendi girdilerini sağlayacaktır. TEİAŞ, bu girdileri toplamak ve MADDE 7 gizlilik
yükümlülüklerine uygun olarak çalışmalardan sorumlu tarafa iletmek zorundadır.
d) TEİAŞ, değerlendirme için gerekirse , çalışmaların sonucunu değerlendirecektir,
TEIAŞ,Güç Üretim tesisi Sahiplerinden aynı kapsamda daha ileri ve geniş çalışmalar
talep etme hakkına sahiptir.
e) TEİAŞ gözlemi altında,bu maddenin hükümleri kapsamında yürütülen çalışmalarla
belirlenen herhangi bir iyileştirme eylemi, yeni Güç Üretme Tesisi bağlantısının bir
parçası olarak kabul edilecektir.
MADDE 49 C tipi güç üretim Modüllerine ilişkin genel gereklilikler
[ENTSO-E RFG (Jeneratörlere İlişkin Gereklilikler) kodu, Madde 10 ile uyum
doğrultusunda, Yeni Madde]
1. C Tipi Güç Üretim Modülleri, MADDE 47 ve MADDE 48 de listelenen zorunluluklara ek
olarak MADDE 47(1) (f) ve MADDE 48 (2) (a) haricinde bu Madde içerisinde ortaya konan
gereklilikleri karşılayacaktır.
75
2. C tipi Güç Üretim Modülleri, Frekans dengesine ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
a) Aktif Güç kontrol edilebilirliği ve kontrol aralığı ile ilgili olarak, Güç Üretim
Modülü kontrol sistemi, İlgili Şebeke İşletmecisi ya da TEİAŞ tarafından Güç Üretim
Tesisi Sahibine iletilecek talimatta öngörüldüğü şekilde bir Aktif Güç Referans
Değerine ayarlanabilme kabiliyetine sahip olacaktır. Güç Üretim Modülü kontrol
sistemi, yukarıda belirtilen Talimat içerisine öngörülen süre içinde ve EPDK'ye
bildirilmek kaydıyla İlgili Şebeke İşletmecisi ya da TEİAŞ tarafından belirlenecek bir
tolerans içerisinde (ana işletici kaynağının bulunurluğuna tâbi olarak) Referans Değeri
uygulama kabiliyetine sahip olacaktır. Herhangi bir otomatik uzaktan kontrol
(kumanda) cihazının hizmet dışı kaldığı hallerde, manüel, yerinden tedbir alınması
mümkün olacaktır.
b) Sınırlı Frekansa Duyarlı Modu – Düşük Frekans (LFSM-U) ile ilgili olarak,
MADDE 47(1) (c) içerisinde öngörülen gerekliliklere ilâveten, aşağıdaki gereklilikler
toplu olarak geçerlilik arz edecektir:
1) Güç Üretim Modülü, % 2 – 12 aralığında bir Droop ile, bu değer dâhil
olmak üzere 49,8 Hz ve 49,5 Hz arasında ayarlanabilir Frekans eşiğinde Şekil
4’e uygun biçimde Aktif Güç Frekans Yanıtını başlatma kabiliyetine sahip
olacaktır. Aksi TEİAŞ tarafından belirtilmediği takdirde, TEİAŞ tarafından
önerilen değer Frekans eşiği değeri 49.8 Hz ve droop değeri %4 dür. LFSM-U
modunda Güç Üretim Modülü, Maksimum Kapasitesine kadar bir güç artışı
sağlama kabiliyetine sahip olacaktır. LFSM-U modunda Aktif Güç Frekans
Yanıtının bilfiil verilmesi, MADDE (1) (e) çerçevesinde düşük frekanslarda
Maksimum Kapasiteye yakın çalışma ve birincil enerji kaynaklarının
bulunurluğu hususundaki özel sınırlamalar dâhilinde, bu yanıt tetiklendiği
sırada Güç Üretim Modülünün içinde bulunduğu işletim ve ortam koşullarına
bağlıdır. Aktif Güç Frekans Yanıtı, başlangıç gecikme süresi mümkün
olduğunca kısa olmak ve 2 saniyeden fazla olduğu takdirde gerekçesi makul
çerçevede Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından TEİAŞ’a açıklanmak üzere,
teknik olarak mümkün olduğunda hızlı bir biçimde başlatılacaktır. Şekil 4
76
Şekil 4: LFSM-U içerisinde Güç Üretim Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıtı
kabiliyeti.
Pref, ∆P’nin ilintili olduğu referans Aktif Güç olup, Senkronize Güç Üretim Modülleri
ve Güç Park Modülleri için farklı olarak belirlenebilir.
∆P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç çıktısındaki değişimi temsil etmektedir.
fn Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), ∆f ise Şebekedeki Frekans değişimidir. ∆f’nin
∆f1’den düşük olduğu düşük frekanslarda, Güç Üretim Modülünün, Droop S2’ye göre
bir negatif Aktif Güç çıktı değişimi sağlaması gerekmektedir.
2) Güç Üretim Modülünün, LFSM-U işletimi esnasında, dengeli çalışması
temin edilecektir. LFSM-U referans Aktif Gücü, LFSM-U’nun başlatıldığı
andaki Aktif Güç çıkışı olacak ve bir frekans restorasyon işlemi ile
tetiklenmediği takdirde değiştirilmeyecektir.
2. C tipi Güç Üretim Modülleri, Frekans dengesine ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
c) Frekansa Duyarlı Modunda (FSM) işletim halinde, MADDE 49 (2) (c) içerisinde
öngörülen gerekliliklere ilâveten, aşağıdaki gereklilikler toplu olarak geçerlilik arz
edecektir:
1) Güç üretim Modülü Şekil 5’e göre ve TEİAŞ tarafından Tablo 4 içerisinde
ortaya konan aralıklar dâhilinde belirlenen parametreler çerçevesinde Aktif
Güç Frekans Yanıtı sağlama kabiliyetine sahip olacaktır.
Aksi TEİAŞ tarafından belirtilmediği takdirde, bir Güç Üretim Modülüne
ilişkin parametrelerin değerleri aşağıda belirtildiği şekilde olacaktır:



Maksimum Kapasiteye ilişkin Aktif Güç aralığı │∆P1│/ Pmax %2.5’e eşit
ya da bundan yüksek
Frekans Yanıt Duyarsızlığı│∆fi│=10 mHz’e eşit ya da bundan düşük ya da
│∆fi│/ fn = % 0.02
Frekans Yanıtı ölü bandı 10 mHz’e eşit ya da bundan düşük.
Droop değerleri TEİAŞ ve Güç Üretim Modülü sahibi arasında, bağlantı
sözleşmesi dâhilinde kararlaştırılacaktır.
2) Aşırı frekans halinde, Aktif Güç Frekans Yanıtı, Minimum Düzenleme
Seviyesi ile sınırlıdır.
3) Düşük frekans halinde, Aktif Güç Frekans Yanıtı, Maksimum Kapasite ile
sınırlıdır. Aktif Güç Frekans Yanıtının bilfiil verilmesi, MADDE 47(1) (e)
çerçevesinde düşük frekanslarda Maksimum Kapasiteye yakın çalışma ve
birincil enerji kaynaklarının bulunurluğu hususundaki özel sınırlamalar
dâhilinde, bu yanıt tetiklendiği sırada Güç Üretim Modülünün içinde
bulunduğu işletim ve ortam koşullarına bağlıdır. Şekil 5 ve Tablo 4
77
Şekil 5: Sıfır ölü bandı ve duyarsızlık durumunu gösteren, FSM’de Güç Üretim
Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıt kabiliyeti. Pmax, ∆P’nin ilgili olduğu
Maksimum Kapasiteyi ifade etmektedir. ∆P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç
çıktısındaki değişimi temsil etmektedir.
fn Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), ∆f ise Şebekedeki Frekans sapmasıdır.
Parametreler
Aralıklar
Maksimum Kapasiteye ilişkin 1.5 - 10%
Aktif Güç aralığı │∆P1│/
Pmax
Frekans Yanıt
│∆f i │
10-30 mHz
Duyarsızlığı
Frekans Yanıt
│∆f i │/ f n
0.02 - 0.06%
Ölü bandı
Frekans Yanıt Ölü bandı
0 - 500mHz
Droop s 1
2 -12 %
Tablo 4: FSM’de Aktif Güç Frekans Yanıtına ilişkin parametreler (Şekil 5’e ilişkin
açıklama)
4) Frekans sapması Frekans Yanıt Ölü Bandı ve Droop TEİAŞ tarafından
seçilmekte olup, bunların, EPDK’ye bildirilmek kaydıyla, tablo 4’te ortaya
konan çerçeveler içerisinde daha sonra yeniden seçilmesi (çevrimçi (online) ta
da uzakta olunmasını gerektirmeksizin) mümkün olacaktır. Bu bildirime ilişkin
usuller, ilgili meri ulusal mevzuat çerçevesine uygun biçimde tespit edilecektir.
5) Frekans basamak değişimi sonucunda, Güç Üretim Modülü, Tablo 5’te yer
alan aralıklar dâhilinde, TEİAŞ tarafından (Güç Üretim Modülüne ilişkin
olarak Aktif Güç salınımlarının önlenmesi amacıyla) belirlenen parametreler
çerçevesinde, Şekil 6’da yer alan kesiksiz çizgi ya da üzerinde, tam Aktif Güç
Frekans Yanıtı başlatma kabiliyetine sahip olacaktır.
Bu parametre belirlemesi EPDK’ye bildirilecektir. Bu bildirime ilişkin usuller,
ilgili meri ulusal mevzuat çerçevesine uygun biçimde tespit edilecektir. Tablo
5 çerçevesindeki parametre tercih kombinasyonlarına, olası teknolojiye bağlı
sınırlamalar göz önünde bulundurulacaktır. Bu süreçteki başlangıç gecikmesi
mümkün olduğunda kısa olacak ve 2 saniyeden ya da TEİAŞ tarafından
Eylemsizlik içermeyen üretim teknolojileri için daha kısa bir süre belirlendiği
takdirde bu daha kısa süreden daha uzun olduğu takdirde, bu durumun
78
gerekçesi teknik delil ve belgelerle Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından
TEİAŞ'a açıklanacaktır. Şekil 6
Şekil 6: Aktif Güç Frekans Yanıtı kabiliyeti. Pmax, ∆P’nin ilgili olduğu Maksimum
Kapasiteyi ifade etmektedir. ∆P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç çıktısındaki
değişimi temsil etmektedir. Güç Üretim Modüllerinin, t1 ve t2 süreleri çerçevesinde
∆P1 noktasına kadar olmak üzere AKtif Güç Çıkışı ∆P sağlamaları gerekmekte olup; t1
ve t2 süreleri Tablo 5 çerçevesinde TEİAŞ tarafından belirlenecektir.
t1 başlangıç gecikmesi süresini ifade etmektedir.
t2 tam başlatma için gereken süreyi ifade etmektedir.
6) Güç Üretim Modülü, Aktif Güç boşluk payı ve Güç Üretim Modülünün
birincil enerji kaynağı göz önünde bulundurularak, her bir Senkronize Bölge
için, TEİAŞ tarafından, teknik fizibilite göz önünde bulundurularak, 15
dakikalık bir süre boyunca tam Aktif Güç Frekans Yanıtı sağlama kabiliyetine
sahip olacaktır.
7) Bir Frekans sapması devam ettiği süre boyunca, Aktif Güç kontrolünün,
MADDE 49 (2) (c) bent 6) çerçevesinde Frekans yanıtı üzerinde hiçbir
olumsuz etkisi olmayacaktır.
Aralıklar veya
değerler
10%
Parametreler
Maksimum Kapasiteye ilişkin Aktif Güç aralığı
│∆P1│/ Pmax
Eylemsizlik içeren üretim teknolojileri için aksi
2 saniye
gerekçelendirilmediği takdirde maksimum Kabul
edilebilir başlangıç gecikmesi t 1
TEİAŞ tarafından Sistem dengesi ile ilgili
30 saniye
gerekçelerle daha uzun başlatma süreleri kabul
edilmiş olmadığı takdirde, maksimum kabul
edilebilir tam başlatma tercihi süresi t 2
Tablo 5: Frekans basamak değişimi sonucunda Aktif Güç Frekans Yanıtının tam
başlatılmasına ilişkin parametreler (Şekil 6’e ilişkin açıklama)
d) Frekans sekonder ve hızlı tersiyer kontrolü ile ilgili olarak; Güç Üretim Modülü,
Frekansın nominal değerine getirilmesi ve/ veya kontrol bölgeleri arasında,
programlanan değerleri üzerinden, güç alışverişi akışlarının sürdürülmesi amacıyla,
TEİAŞ tarafından belirlenen spesifikasyonlara uygun işlevsellikleri sağlayacaktır.
79
e) Düşük frekans nedeniyle bağlantı kesilmesi ile ilgili olarak; hidrolik Pompa
Depolamalı Güç Üretim Tesisleri dâhil olmak üzere, yardımcı besleme hariç bir yük
olarak hareket etme kabiliyetine sahip herhangi bir Güç Üretim Tesisi, düşük frekans
halinde yükünün bağlantısını kesme kabiliyetine sahip olacaktır.
f) FSM’nin gerçek zamanlı olarak izlenmesi ile ilgili olarak:
1) Aktif Güç Frekans Yanıtının işleyişinin izlenmesi doğrultusunda, iletişim
ara yüzü, Güç Üretim Tesisinden İlgili Şebeke İşletmecisinin ve/veya
TEİAŞ’ın Şebeke kontrol merkezine, İlgili Şebeke İşletmecisinin ve/veya
TEİAŞ’ın talebi üzerine, aşağıdaki sinyalleri çevrimiçi (online) olarak
aktarabilecek şekilde teçhiz edilecektir:
 FSM durum sinyali (açık/kapalı);
 programlanmış Aktif Güç çıktısı;
 Aktif Güç çıktısının güncel değeri;
 Aktif Güç Frekans Yanıtına ilişkin güncel parametre ayarları ve
 Droop ve ölü bant.
2) Katılımcı Güç Üretim Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıtı sağlama
performansının kontrol ve teyit edilmesi doğrultusunda, Güç Üretim Tesisi
tarafından izleme ve/veya kayıt cihazlarına ilişkin olarak iletilmesi gereken
ilâve sinyaller İlgili Şebeke İşletmecisinin ve TEİAŞ tarafından belirlenecektir.
3. C tipi Güç Üretim Modülleri, Gerilim dengesine (stabilitesine) ilişkin olarak, aşağıdaki
gereklilikleri karşılayacaktır:
a) İlgili Şebeke İşletmecisi, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde, Bağlantı Noktasında,
bir Güç Üretim Modülünün otomatik olarak bağlantı kesme kabiliyetine sahip olacağı
Gerilimleri belirleme hakkını haiz olacaktır. Bu şekilde, bağlantının otomatik olarak
kesilmesine ilişkin şart ve ayarlar TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke
İşletmecisi tarafından belirlenecektir.
4. C tipi Güç Üretim Modülleri, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığına ilişkin olarak,
aşağıdaki gereklilikleri karşılayacaktır:
a) Güç salınımlarının söz konusu olduğu hallere, Güç Üretim Modülünün, P-QKapasite Şemasında belirtilen herhangi bir işletim noktasında çalışırken, Kararlı
durum Dengesine sahip olması gerekmektedir. Bir Güç Üretim Modülü, Gerilim ve
Frekans bu Yönetmelik çerçevesindeki kabul edilebilir limitler içerisinde kaldığı
sürece, MADDE 47 (1) (e) hükümlerine bakılmaksızın, Şebekeye bağlı kalma ve güç
azalması söz konusu olmadan çalışma kabiliyetine sahip olacaktır.
b) Bu Şebeke açısından geçerli olduğu takdirde, örgüsel Şebeke hatları üzerindeki tek
fazlı ya da üç fazlı otomatik yeniden kapanmalar, Güç Üretim Modülleri tarafından,
geçiş yaşanmaksızın, bertaraf edilecektir. Bu kabiliyete ilişkin ayrıntılar, MADDE 48
(5) (b) çerçevesindeki koruma düzen ve ayarlarına ilişkin koordinasyon ve
sözleşmelere tâbi olacaktır.
5. C tipi Güç Üretim Modülleri, sistem restorasyonuna ilişkin olarak, aşağıdaki gereklilikleri
karşılayacaktır:
80
a) Toparlanma Kabiliyeti (Black Start Capability) ile ilgili olarak:
1) Toparlanma Kabiliyeti zorunlu olmamakla birlikte, TEİAŞ, Kontrol
Bölgesinde Toparlanma kabiliyetinin yokluğu nedeniyle sistem güvenliğinin
risk altında olduğunu mütalaa ettiği takdirde, Toparlanma kabiliyetini gerekli
kılma hakkını haiz olacaktır.
TEİAŞ, Güç Üretim Tesisi Sahipleri için Toparlanma Kabiliyeti gerekliliğini
zorunlu kılma hakkını haiz olacaktır ve bu husus TEİAŞ tarafından, bağlantı
sözleşmesinin imzalanması öncesinde tespit edilecektir.
2) Toparlanma Kabiliyetine sahip bir Güç Üretim Modülü kapandıktan sonra
ya da kapalı vaziyetteyken, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından TEİAŞ’la
koordinasyon içerisinde kararlaştırılacak bir süre içerisinde, herhangi bir harici
enerji beslemesi olmaksızın çalışmasını başlatma kabiliyetine sahip olacaktır.
Güç Üretim Modülü MADDE 47 (1) içerisinde belirtilen Frekans limitleri ve
İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından belirlenen ya da icabında MADDE 50 (2)
gereğince belirlenen Gerilim limitleri içerisinde senkronize olma kabiliyetine
sahip olacaktır.
3) Güç Üretim Modülü Gerilim ayarı, ani Gerilim düşüşlerine neden olan yük
bağlantılarını otomatik olarak düzenleme kabiliyetine sahip olacaktır.
Güç Üretim Modülü:
 blok yükte yük bağlantılarını düzenleme kabiliyetine sahip olacak;
 aşırı frekans ve düşük frekans halinde, Minimum Düzenleme Seviyesi ve
Maksimum Kapasite arasındaki Aktif Güç çıktı aralığının bütünü ile tesis
yükü seviyesi içerisinde Frekansı kontrol edecektir;
 bir bağımsız alan içerisinde birkaç Güç Üretim Modülünün paralel
çalışmasına olanak sağlama ve sistem restorasyon fazı sırasında Gerilimi
otomatik olarak kontrol etme kabiliyetine sahip olacaktır.
b) Bağımsız İşletime katılma kabiliyeti ile ilgili olarak:
1) TEİAŞ tarafından gerekli kılındığı takdirde, MADDE 47(1) içerisinde
belirlenen Frekans limitleri ve MADDE 49 (3) ya da icabında MADDE 50 (2)
çerçevesinde belirlenen Gerilim limitleri dâhilinde Bağımsız İşletime katılma
kabiliyeti mümkün olacaktır.
2) Gerekli kılındığı takdirde, Güç Üretim Modülü, MADDE 49 (2) (b)
içerisinde belirtildiği üzere, Bağımsız İşletim sırasında FSM’de çalışma
kabiliyetine sahip olacaktır. Güç fazlasının söz konusu olduğu hallerde, Güç
Üretim Modülünün Aktif Güç Çıktısının, ESKİ işletim noktasından, yapısı
gereği teknik olarak mümkün olduğu ölçüde, P-Q-Kapasite Şeması içerisindeki
herhangi bir işletim noktasına kadar azaltılması mümkün olacak; fakat, asgari
olarak, Maksimum Kapasitenin % 55’ine kadar bir Aktif Güç çıktı azalması
mümkün olacaktır.
3) Enterkonnekte sistem işletiminden Bağımsız İşletime geçişin tespitinde
yalnızca Şebeke İşletmecisinin şalt tesisi pozisyon sinyallerine istinat
81
edilmeyecektir. Tespit yöntemi Güç Üretim Tesisi Sahibi ve TEİAŞ ile
koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi arasında kararlaştırılacaktır.
c) Hızlı Yeniden senkron olma Kabiliyeti ile ilgili olarak:
1) TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim
Tesisi Sahibi arasında, sistem bozulmaları hallerine karşı kararlaştırılmış
koruma stratejisi dâhilinde Güç Üretim Modülünün Şebeke ile bağlantısının
kesildiği hallerde hızlı yeniden senkronizasyon kabiliyeti gereklilik arz
etmektedir.
2) Herhangi bir harici güç kaynağı ile bağlantısı kesildikten sonra minimum
yeniden senkronizasyon süresi 15 dakikayı aşan Güç Üretim Modülü, P-QKapasite Şemasındaki herhangi bir işletim noktasından tesis yüküne geçiş
yapacak şekilde tasarlanacaktır. Tesis yükü işletiminin tespitinde, herhangi bir
Şebeke İşletmecisinin şat tesisi pozisyon sinyalleri yalnızca ilâve bilgi olarak
kullanılabilecek, ilgili tespitte yalnızca söz konusu sinyallere istinat
edilmeyecektir.
3) Güç Üretim Modülleri, tesis yüküne geçişin ardından, harici Şebekeye
herhangi bir ikinci bağlantı olmaksızın, minimum 30 dakika boyunca çalışmayı
sürdürme kabiliyetine sahip olacaktır. Minimum çalışma süresi, İlgili Şebeke
İşletmecisi tarafından, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde, ana işletici
teknolojisinin kendine özgü özellikleri göz önünde bulundurularak
belirlenecektir.
6. C tipi Güç Üretim Modülleri aşağıdaki genel sistem yönetimi gerekliliklerini
karşılayacaktır:
a) Açısal dengenin kaybı ya da kontrol kaybı ile ilgili olarak; bir Güç Üretim Modülü,
sistem güvenliğinin muhafazası ve/veya Güç Üretim Modülünden kaynaklı hasarın
önlenmesi amacıyla, Şebeke ile bağlantısını otomatik olarak kesme kabiliyetine sahip
olacaktır. Açısal denge kaybının ya da kontrol kaybının tespitine ilişkin kriterler Güç
Üretim Tesisi Sahibi ve TEİAŞ’la koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi
tarafından kararlaştırılacaktır.
b) Teçhizat ile ilgili olarak:
1) Güç Üretim Tesisleri, arıza kaydı ve aşağıdaki parametrelere ilişkin dinamik
sistem davranışı izlemesi sağlayacak bir tesis ile teçhiz edilecektir:
 Gerilim;
 Aktif Güç;
 Reaktif Güç ve
 Frekans.
Makul bir süre önceden bildirimde bulunmak kaydıyla, uyulacak besleme
parametrelerinin niteliğini belirleme hakkı İlgili Şebeke İşletmecisine ait
olacaktır.
82
2) Tetikleme kriterleri ve örnek alım hızları dâhil olmak üzere arıza kayıp
teçhizatının ayarları Güç Üretim Tesisi Sahibi ve TEİAŞ ile koordinasyon
içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi arasında kararlaştırılacaktır.
3) Dinamik sistem davranışı takibi, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde İlgili
Şebeke İşletmecisi tarafından belirlenecek, yetersiz biçimde sönümlendirilmiş
güç salınımlarını tespit eden bir salınım tetiklemesi içerecektir.
4) Besleme niteliği (kalitesi) ve dinamik sistem davranışı takibine yönelik
tesisler, Güç Üretim Tesisi Sahibinin, İlgili Şebeke İşletmecisinin ve/veya
TEİAŞ’ın bilgilere erişimine olanak sağlayacak düzenekler içerecektir.
Kaydedilen verilere ilişkin iletişim protokolleri Güç Üretim Tesisi Sahibi ve
İlgili Şebeke İşletmecisi ile TEİAŞ arasında kararlaştırılacaktır.
c) Simülasyon modelleri ile ilgili olarak:
1) TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi, Güç Üretim
Tesisi Sahibi açısından, Güç Üretim Modülünün gerek kararlı durumda
gerekse de dinamik simülasyonlarda (50 Hz komponent) ve icabında ve
lüzumuna ilişkin gerekçeler ortaya konduğu takdirde, elektromanyetik geçici
simülasyonlarda davranışını doğru ve gerektiği biçimde yansıtan simülasyon
modelleri sunulmasını gerekli kılma hakkını haiz olacaktır.
Bu karar aşağıdakileri içerecektir:
 modellerin sunulacağı format
 modellerin yapısına ait dokümanların ve blok şemaların sunulması.
Modeller, BÖLÜM V, KISIM 4, 4.2 ve ve 4.3 çerçevesindeki uygunluk
testlerinin sonuçlarına göre kontrol ve teyit edilecektir. Ardından, BÖLÜM V,
KISIM 4, 4.4 ve 4.5 çerçevesindeki Uygunluk Simülasyonları dâhil olmak ve
fakat bunlarla sınırlı kalmamak üzere bu Şebeke Kodunda öngörülen
gerekliliklerin karşılandığının kontrol ve teyit edilmesi doğrultusunda ve
sistem planlama ve işletmesi dâhilinde sürekli değerlendirme amaçlı
çalışmalarda kullanılacaktır.
2) Dinamik simülasyonlara ilişkin olarak; sunulan modeller, belirtilen
unsurların mevcudiyetine bağlı olarak, aşağıdaki alt-modelleri içerecektir;
 Alternatör ve ana işletici;
 Hız ve güç kontrolü;
 İcabında, Güç Sistemi Dengeleyici fonksiyonu ve ikaz sistemi dâhil
olmak üzere gerilim kontrolü;
 İlgili Şebeke İşletmecisi ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında
kararlaştırılmış olan Güç Üretim Modülü koruma modelleri ve
 Güç Park Modüllerine ilişkin olarak konvertör modelleri.
 Yukarıda belirtilen alt-modeller TEİAŞ ile kararlaştırılacak bir formatta
sunulacaktır.
3) İlgili Şebeke İşletmecisi, Güç Üretim Tesisi Sahibine, Şebekenin bir muadili
olarak MVA cinsinden ifade edilmek üzere, bağlantı noktasındaki minimum ve
maksimum kısa devre kapasitesine ilişkin bir tahmin iletecektir.
83
4) İlgili Şebeke İşletmecisi ya da TEİAŞ, modellerin yanıtı ile karşılaştırmak
üzere, Güç Üretim Modülü kayıtlarını talep etme hakkını haiz olacaktır.
d) Sistem işletimine ve/veya güvenliğine ilişkin cihazların kurulumu ile ilgili olarak;
İlgili Şebeke İşletmecisi ya da TEİAŞ sistem işletiminin ya da güvenliğinin korunması
ya da yeniden tesis edilmesi (restorasyonu) doğrultusunda Güç Üretim Tesisine ilâve
cihazların tesis edilmesini gerekli addettiği takdirde; İlgili Şebeke İşletmecisi ya da
TEİAŞ ve Güç Üretim Tesisi Sahibi bu talebi inceleyecek ve uygun bir çözüm
üzerinde karara varacaktır.
e) İlgili Şebeke İşletmecisi, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde, bir Güç Üretim
Modülüne ilişkin olarak, ana işletici teknolojisinin kendine özgü özelliklerini de göz
önünde bulundurarak, gerek yukarı gerekse de aşağı yönde olmak üzere minimum ve
maksimum Aktif Güç çıktı değişim oranı limitlerini (artış limitleri) belirleme hakkını
haiz olacaktır.
f) Yükseltici trafoların Şebeke tarafında nötr noktanın topraklama düzeneği, İlgili
Şebeke İşletmecisinin spesifikasyonlarına uygun biçimde tesis edilecektir.
g) Güç Üretim Modüllerinde bulunan teçhizatlarda yapılacak değişikliklere, bunların
modernizasyonuna veya değiştirilip yenilenmesine ilişkin olarak; Güç Üretim
Modülünde bulunan, türbinler, Alternatörler, konvertörler, yüksek gerilim teçhizatı,
koruma ve kontrol sistemleri (donanım ve yazılım) gibi şebeke bağlantısı ve etkileşim
üzerinde etkisi olabilecek tesis ve teçhizatı değiştirmek niyetinde olan herhangi bir
Güç Üretim Tesisi Sahibi, makul çerçevede planlanan değişikliklerin bu Yönetmelik
çerçevesindeki gerekliliklere tâbi olabileceğinin öngörülebileceği hallerde, önceden
(mutabık olunan ya da kararlaştırılan ulusal zaman dilimleri dâhilinde) İlgili Şebeke
İşletmecisine bu konuda bildirimde bulunacak ve öngörülen değişiklikler uygulamaya
geçirilmeden önce ilgili gereklilikler üzerinde, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde
İlgili Şebeke İşletmecisi ile mutabakata varacaktır. Mevcut Güç Üretim Modülünde
bulunan teçhizatın modernizasyonu ya da değiştirilip yenilenmesi halinde, yeni
teçhizatı, planlanan çalışma ile ilgili gerekliliklere uygun olacaktır. Bu gerekliliklere
uygun olmayan mevcut yedek komponentlerin kullanımı hususunda, durum bazlı
olarak, TEİAŞ ile koordinasyon içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi ile mutabakata
varılması gerekmektedir.
MADDE 50 D Tipi güç üretim Modülleri için genel gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 11 ile uyumluluk]
1. MADDE 47, MADDE 48 ve MADDE 49’da listelenen gerekliliklerin yerine getirilmesine
ek olarak, bu Maddede aksine atıfta bulunulmadıkça, MADDE 47 (1), (f), (g), MADDE 48 (2)
(a) ve MADDE 49 (3) (a) hariç olmak üzere, D Tipi Güç Üretim Modülleri, bu Maddedeki
gereklilikleri yerine getirecektir.
2. D Tipi Güç Üretim Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirecektir:
84
a) Gerilim aralıkları ile ilgili olarak:
1) MADDE 48 (3) (a) ve MADDE 50 (3) (a)’ya göre hükümlere halen itibar ederken,
bir Güç Üretim Modülü, Ağa bağlı olarak kalma ve nominal Gerilim (V) ile iligli
Bağlantı Noktasındaki Gerilim tarafından ifade edilen Bağlantı Noktasında Ağ
Geriliminin aralıklarında ve tablolar 6.1 ve 6.2’de ifade edilen zaman aralıklarında
çalışma yeteneğine sahip olacaktır.
Ölçülen Nominal
Gerilim
[kV]
154
66
Gerilim Aralığı
[kV]
170 - 172.5
140 - 170
130.9 - 140
72.5 - 75.9
59.4 - 72.5
56.1 - 59.4
İşlem süresi
20 dakika
Limitsiz
60 dakika
20 dakika
Limitsiz
60 dakika
Tablo 6.1: Bu Tablo bir Güç Üretim Modülünün Ağdan bağlantısı kesilmeksizin
Bağlantı Noktasındaki nominal değerden sapan Gerilimler için çalışabilir olacağı
minimum zaman aralıklarını göstermektedir. (pu değerleri için Gerilim esası 66 kV ila
300 kV (bu değerler hariç) arasındadır)
Ölçülen Nominal
Gerilim
[kV]
400
Gerilim Aralığı
[kV]
420 - 440
360 - 420
340 - 360
İşlem süresi
60 dakika
Sınırsız
60 dakika
Tablo 6.2: Bu Tablo bir Güç Üretim Modülünün Ağdan bağlantısı kesilmeksizin
Bağlantı Noktasındaki nominal değerden sapan Gerilimler için çalışabilir olacağı
minimum zaman aralıklarını göstermektedir.
2) Daha geniş Gerilim aralıkları ya da işletim için daha uzunu minimum süreler,
system güvenliğini korumak ya da yeniden sağlamak için ihtiyaç duyulması
halinde bir Güç Üretim Modülünün teknik yeteneklerinden en iyi şekilde
yararlanmak amacıyla TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü ve
Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında kararlaştırılabilir. Daha geniş Gerilim
aralıklarının ya da işletim için daha uzun minimum sürelerin ekonomik ve teknik
açıdan elverişli olması halinde, Güç Üretim Tesisi Sahibinin onayı makul olmayan
bir şekilde alıkonulmayacaktir.
3) MADDE 50 (2) (a) paragraf 1)’in hükümlerine halen itibar ederken, TEİAŞ ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, bir Güç Üretim Modülünün otomatik
bağlantı kesintisini gerçekleştirebileceği Bağlantı Noktasında Gerilimleri belirtme
85
hakkına sahip olacaktır. Otomatik bağlantı kesintisi için şartlar ve ayarlamalar,
İlgili Ağ Operatörü ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında kabul edilecektir.
3.D Tipi Güç Üretim Modülleri, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığına atıf eden aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Güç Üretim Modüllerinin arıza sonrası sisteme katkı yeteneği ile ilgili olarak:
1) Gerilim ile zaman profili kıyaslaması tablolar 7.1 e göre şekil 3’teki
parametreler kullanılarak TEİAŞ tarafından tanımlanacaktır.
Gerilim
parametresi [pu]
U ret :
0.00 pu
U clear :
0.00 pu
U rec1 :
0.90 pu
Zaman parametreleri [saniye]
t clear :
t rec1 :
0.150 saniye
1.5 saniye
(Aksi ifade edilmedikçe
TEİAŞ zamanı 3 saniyeye
kadar uzatabilir)
Tablo 7.1 – Senkronize Güç Üretim Modüllerinin arıza sonrası sisteme katkı yeteneği
için şekil 3’ün parametreleri.
2) TEİAŞ, MADDE 48 (3) (a) paragraf 3)’e göre arıza sonrası sisteme katkı
yeteneği için arıza öncesi ve arıza sonrası koşullarını tanımlayacaktır ve kamu
oyu ile paylaşacaktır .
3) TEİAŞ, Güç Üretim Tesisi Sahibinin talep etmesi halinde, aşağıdakilerle
ilgili olarak MADDE 48 (3) (a) paragraf 3)’te tanımlandığı gibi Bağlantı
Noktasındaki hesaplamaların bir sonucu olarak arıza sonrası sisteme katkı
yeteneği için göz önüne alınması gereken arıza öncesi ve arıza sonrası koşulları
tedarik edecektir:



MVA’da ifade edilen her bir Bağlantı Noktasında arıza öncesi minimum
kısa devre kapasitesi;
Bağlantı Noktasındaki Aktif Güç çıktısında ve Reaktif Güç çıktısında ve
Bağlantı Noktasındaki Gerilimde ifade edilen Güç Üretim Modülünün
arıza öncesi işletim noktası; ve
MVA’da ifade edilen her bir Bağlantı Noktasındaki arıza sonrası minimum
kısa devre kapasitesi.
4) Asimetrik arızalar durumunda arıza sonrası sisteme katkı yetenekleri, her bir
TSO tarafından tanımlanacaktır.
4. D Tipi Güç Üretim Modülleri aşağıdaki genel system yönetimi gerekliliklerini yerine
getirecektir:
a) Senkronizasyonla ilgili olarak bir Güç Üretim Modülünü başlatırken,
senkronizasyon TEİAŞ tarafından yetkilendirmenin ardından Güç Üretim Tesisi
Sahibi tarafından gerçekleştirilecektir. Güç Üretim Modülü, gereken senkronizasyon
86
tesisleri ile teçhiz edilecektir. Güç Üretim Modüllerinin senkronizasyonu, MADDE 47
(1) (a)’da ifade edilen aralıklar içindeki frekansları için mümkün olacaktır. TEİAŞ ve
Güç Üretim Tesisi Sahibi, Güç Üretim Modülünün işletilmesinden önce imzalanacak
senkronizasyon cihazlarının ayarlamaları üzerinde anlaşmaya varacaktır. Bir Anlaşma
şu işlemleri kapsayacaktır: Gerilim, Frekans, faz açısı aralığı, faz sekansı, Gerilim ve
Frekans sapması.
1.2
Senkronize güç üretim Modülleri için gereklilikler
MADDE 51 B tipi senkronize güç üretim Modülleri için gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 12 ile uyumluluk]
1. MADDE 47’de ve 48’de listelenen gerekliliklerin yerine getirilmesine ek olarak, B tipi
Senkronize Güç Üretim Modülleri bu Maddede yer alan gereklilikleri yerine getirecektir.
2. B tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri Gerilim stabilitesi ile ilgili aşağıdaki gereklilikleri
yerine getirecektir:
a) Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak İlgili Ağ Operatörü, Reaktif Gücü tedarik
etmek için bir Senkronize Güç Üretim Modülünün yeteneğini tanımlama hakkına
sahip olacaktır.
b) Gerilim kontrol sistemi ile ilgili olarak, bir Senkronize Güç Üretim Modülü,
Senkronize Güç Üretim Modülünün bütün işletim aralığı üzerinde istikrarsızlık
olmaksızın seçilebilir bir Ayarlama noktasında sabit Alternatör terminal Gerilimini
tedarik etmek amacıyla bir kalıcı otomatik uyarı kontrol sistemi ile teçhiz edilecektir.
3. B tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, Güç Üretim Modüllerinni sağlamlığına atfen
aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Arıza sonrası sisteme katkı yeteneğinden sonra arıza sonrası Aktif Güç geri kazanımı
ile ilgili olarak, TEİAŞ, Güç Üretim Modülünün tedarik etme kapasitesine sahip olacağı
Aktif Güç geri kazanımı için büyüklüğü ve zamanı tanımlayacaktır.
MADDE 52 C tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri için Gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 13 ile uyumluluk]
1. MADDE 47, MADDE 48, MADDE 49 ve MADDE 51’de listelenen gerekliliklerin yerine
getirilmesine ek olarak, MADDE 47 (1) (f), MADDE 48 (2) (a) ve MADDE 51 (2) (a) hariç,
C Tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, bu Maddedeki gereklilikleri yerine getirecektir.
2. C tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gereklilikleri
yerine getirecektir:
a) Reaktif Güç Yeteneği ile ilgili olarak, Bağlantı Noktasının, Bağlantı Noktasının
Gerilim seviyesine yükseltme transformatörünün yüksek gerilim terminallerinin
lokasyonunda ya da Alternatör terminallerde olmadığı Senkronize Güç Üretim
Modülleri için, hiçbir yükseltme transformatörü mevcut değil ise, bu hattın ya da
87
kablonun sorumlusundan gelen bu iki nokta arasındaki yüksek voltaj hattı ya da kablo
talebinin reaktif güç talebini telafi etmek amacıyla takviye Reaktif Güç, İlgili Ağ
Operatörü tarafından tanımlanabilir.
b) Maksimum Kapasitedeki Reaktif Güç Yeteneği ile ilgili olarak:
1) Maksimum Kapasitede Reaktif Güç sağlama yeteneğine sahip olanC tipi
Senkron Güç Üretim Modüllleri sınırı içerisinde olan U-Q/Pmax-profili,
aşağıdaki taobloda koordinatları ile belirlendiği gibi dikdörtgen şeklindedir.
Gerilim Noktasında Gerilim (kV)
Q/Pmax [pu]
33 kV busbar of 400/33
stations
66 kV:
için
x1=0.41pu (lag)
y1=
31.35
59.4 kV
x2=0.41pu (lag)
y2=
34.65
72.5 kV
x3=-0.33 (lead)
y3=
34.65
72.5 kV
x4=-0.33 (lead)
y4=
31.35
59.4 kV
C tipi senkronize güç üretim Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax profilini
gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları
2) Reaktif Güç tedarik yeteneği gerekliliği Bağlantı Noktası için geçerlidir.
3) Senkronize Güç Üretim Modülü, İlgili Ağ Operatörü ya da TEİAŞ
tarafından, bağlantı anlaşmasına dahil edilen bağlantı şart ve koşullarına göre,
talep edilen hedef değerlerine, 10 saniye ve 1 dakika arasında ayarlanabilen
uygun zaman ölçeklerindeki U-Q/Pmaks-profili içindeki herhangi bir işletim
noktasına hareket edebilecektir.
c) Maksimum Kapasitenin altındaki Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak, Maksimum
Kapasitenin (P<Pmaks) altındaki bir Aktif Güçte çalışırken, Senkronize Güç Üretim
Modülleri, en azından Minimum Stabil İşletim Seviyesine kadar bu Senkronize Güç
Üretim Modülünün Alternatörünün P-Q Yetenek Diyagramındaki tüm olası işletim
noktalarında çalışabilecektir. Uygulanabilir ise, yükseltme transformatörünün yardımcı
kaynak gücünü ve Aktif ve Reaktif Güç kayıplarını hesaba katarak, Azaltılmış Aktif Güç
çıktısında dahi, Bağlantı Noktasındaki Reaktif Güç tedariki, bu Senkronize Güç Üretim
Modülünün Alternatörünün P-Q-Yetenek Diyagramına tam olarak karşılık gelecektir.
MADDE 53 D tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 14 ile uyumluluk]
1. (a) MADDE 47, 48, 49,50,51 ve 52 de listelenen gerekliliklerin yerine getirilmesine ek
olarak, MADDE 47 (1) (f), 48(2) (a), 49 (3) (a) , 51(2) ve 52(2) hariç,
(b) D Tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, bu Maddedeki gereklilikleri yerine getirecektir.
2. D tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gereklilikleri
yerine getirecektir:
88
a) Gerilim kontrol sisteminin bileşenlerinin parametreleri ve ayarlamaları, Güç Üretim
Tesisi Sahibi ve TEİAŞ arasında kabul edilecektir Bu şekilde bir anlaşma aşağıdakileri
içerecektir:







Kararlı durum Gerilimi ve geçici Gerilim kontrolü ile ilgili olarak bir Otomatik
Gerilim Regülatörünün (AVR) spesifikasyonları ve performansı; ve
Uyarı Sisteminin spesifikasyonları ve performansı:
en yüksek yanıt Frekansının, Ağa bağlanan diğer Güç Üretim Modüllerinin
üzerinde torsiyon salınımlarını uyaramamasını sağlamak için çıktı sinyalinin
bant genişliği sınırlaması;
Otomati Gerilim Regülatörünün Alternatör uyarısını senkronize stabiliteyi
tehlikeye atacak bir seviyeye düşürmesini önlemek için bir Az Uyarı
Sınırlayıcısı;
Senkronize Güç Üretim Modülünin tasarım limitleri dahilinde işletilmesini
sağlarken, Alternatör uyarısının, başarılabilen maksimum değerden daha azı ile
sınırlı olmamasını sağlamak için bir Fazla Uyarı Sınırlayıcısı;
bir statör Akım sınırlayıcısı; ve
Senkronize Güç Üretim Modülünün TEİAŞ tarafından tanımlanan bir
Maksimum Kapasite değerinin üzerinde olması halinde, güç osilasyonlarını
dalgalandırmak için bir PSS işlevi.
b) D tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, TEİAŞ tarafından tanımlandığı gibi Güç
Sistemi Sabitleyici (PSS) forksiyonuna ve uyarı sistemi ile ilgili gereklilikleri yerine
getirecektir. TEIAŞ, güç salınımlarını azaltmak için, bağantıdan önce PSS işlevlerini
talep hakkına sahiptir.
c) Maksimum Kapasitede Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak :
1)D tipi Senkron Güç Üretim Modülü sınırları içerisinde U-Q/Pmax-profili,
Maksimum Kapasitesinde Reaktif Güç sağlama yeteneği aşağıdaki tablodaki
koordinatları ile belirlendiği gibi Dikdörtgen şeklindedir.
Voltage at the Connection Point (kV)
for
for
154 kV:
400 kV:
x1=0.41pu (lag)
y1=
140 kV
360 kV
x2=0.41pu (lag)
y2=
170 kV
420 kV
x3=-0.33 (lead)
y3=
170 kV
420 kV
x4=-0.33 (lead)
y4=
140 kV
360 kV
D tipi senkronize güç üretim Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax
profilini gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları
Q/Pmax [pu]
2) Reaktif Güç sağlanması yeteneği şartı Bağlantı Noktasında geçerlidir.
3) Senkron Güç Üretim Modülü, uygun zaman ölçeklerinde kendi U-Q/Pmax
profili içerisinde tüm işletim noktalarına hareket etme yeteğine sahip
olmalıdır;10 saniye ve 1 dakika arasında ayarlanabilir, bağlantı anlaşmasına
dahil edilen bağlantı ile ilgili şart ve koşullar gereğince, TEİAŞ veya İlgili
Şebeke İşletmecisi tarafından talep edilen hedef değerleri.
89
3. D tipi Senkronize Güç Üretim Modülleri, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığına atfen
aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Arıza koşulları altında açısal stabiliteye yardımcı olmak için teknik yetenekler (ör.
hızlı valf çalışması ya da frenleme rezistörü), TEİAŞ tarafından izin verilmesi ya da
talep edilmesi halinde uygulanacaktır. Spesifikasyonlar, TEİAŞ ve Güç Üretim Tesisi
Sahibi arasında kabul edilecektir.
1.3
Güç park Modülleri için gereklilikler
MADDE 54 B tipi güç park Modülleri için gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 15 ile uyumluluk]
1. MADDE 47 ve 48’de listelenen genel gerekliliklerin yerine getirilmesine ek olarak, B Tipi
Güç Park Modülleri, bu Maddedeki gereklilikleri yerine getirecektir.
2. B Tipi Güç Park Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gerekliliği yerine
getirecektir:
a)
Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak :
1) Maksimum Kapasitede, kendi maksimum kapasitesinde Reaktif Güç sağlama
yeteneğine sahip olan B tipi Güç Park Modülü sınırları içerisindeki U-Q/Pmax-profili,
aşağıdaki tabloda koordinatlarının verildiği şekilde dikdörtgen şeklindedir.
Bağlantı Noktasında Gerilim
Q/Pmax [pu]
66 kV nin altında:
x1=0.33pu (lag)
y1=
0.95 pu
x2=0.33pu (lag)
y2=
1.05 pu
x3=-0.33 (lead)
y3=
1.05 pu
x4=-0.33 (lead)
y4=
0.95 pu
B tipi güç park Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax
diktörtgen şekil köşe koordinatları
profilini gösteren
2) Reaktif Güç sağlama yeteneği Bağlantı Noktası için uygulanır.
3) Maksimum kapasite altında (P<Pmax) Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak,
maksimum kapasitenin altında Reaktif Güç sağlama yeteneğine sahip olan B tipi
GüçGüç Park Modülü sınırları içerisindeki P-Q/Pmax-profili, aşağıdaki tabloda
koordinatlarının verildiği şekilde dikdörtgen şeklindedir:
Q/Pmax
x1=0.33pu (lag)
x2=0.33pu (lag)
x3=-0.33 (lead)
x4=-0.33 (lead)
Bağlantı
noktasında[pu] P/Pmax
y1=1pu
y2=0.1pu
y3=0.1pu
y4=1pu
90
B tipi güç park Modülleri için maksimum kapasite altında P-Q/Pmax profilini
gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları
0.1pu altındaki Aktif Güç için Reaktif güç Yeteneği talep edilmez.
b)
TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak, İlgili Ağ Operatörü, bağlantı anlaşmasına dahil
edilen, bağlantı ile ilgili şart ve koşullarda simetrik (3-faz) arızaları durumunda arıza
öncesi reaktif Akım enjeksiyonuna Bağlantı Noktasında hızlı etki eden ilave reaktif
Akım enjeksiyonunu isteme hakkına sahip olacaktır:
1) Güç Park Modülü, arıza sürelerinde bu ilave reaktif Akım enjeksiyonunu active
edebilme kapasitesine sahip olacaktır. Güç Park Modülü aşağıdakilerden birini
gerçekleştirme yeteneğine sahip olacaktır:
a. nominal değerinden Bağlantı noktasındaki Gerilim sapmasına bağlı olarak
bu Akımın büyüklüğü ile ilgili olarak TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili
Ağ Operatörü tarafından verilecek diğer spesifiaksyonlara göre Bağlantı
Noktasında ilave reaktif Akımın tedarik edilmesinin sağlanması; ya da
b. alternative olarak, Güç Park Modülünün bireysel birimlerinin
terminallerindeki Gerilim sapmalarının ölçülmesi ve nominal değerinden birim
terminallerindeki Gerilim sapmasına bağlı olarak bu Akımın büyüklüğü ile
ilgili olarak TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından
verilecek diğer spesifiaksyonlara göre Bağlantı Noktasında ilave reaktif
Akımın tedarik edilmesinin sağlanması.
2) Güç Park Modülü (MADDE 54(2) (b) madde 1) seçenek a.) ya da Güç Park
Modülünün bireysel birimleri (MADDE 54 (2) (b) seçenek 1) opsiyon b.), 10
milisaniyeden daha az olmaması gereken TEİAŞ tarafından belitilen bir süre zarfı
içinde ilave reaktif Akımın en az 2/3’ünü tedarik etme yeteneğine sahip olacaktır.
(MADDE 54(2) (b) madde 1) tarafından tanımlanan bu ilave reaktif Akımın hedef
değeri, (MADDE 54 (2) (b) madde 1)’e göre ayrıca ifade edildiği gibi Gerilim
sapmasının meydana geldiği andan itibaren 60 milisaniye içinde %10’luk bir
hassasiyetler elde edilecektir.
3) Toplam reaktif Akım katkısı, arıza öncesi reaktif Akımı hesaba katarak, güç Park
Modülünün (MADDE 54 (2) (b) madde 1) seçenek a.)’nın (0.4 saniyeye kadar
kapsayan) kısa vadeli dinamik Akım oranının ya da Güç Park Modülünün (MADDE
54 (2) (b) madde 1) seçenek b.) bireysel birimlerinin kısa vadeli dinamik Akım
oranının 1 pu’sundan daha fazla olmayacaktır. İlave reaktif Akım enjeksiyonu yerine
gerçek Akım enjeksiyonuna öncelik verilirse, bariz Akımın (gerçek ya da reaktif
Akımın vector ilavesi) sınırlamasına dayanarak gerçek Akım tarafından toplam Akım
katkısı (gerçek ve reaktif Akımın vector ilavesi), Güç Park Modülünün (MADDE 54
(2) (b) madde 1) seçenek a.) kısa vadeli dinamik Akım oranlamasının ya da Güç Park
Modülünün (MADDE 54 (2) (b) madde 1) seçenek b.)
c)
Asimetrik (1-faz ya da 2-faz) arızalar durumunda hızlı işleyen ilave reaktif Akım
enjeksiyonu ile ilgili olarak, TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü,
91
bağlantı anlaşmasına dahil edilen, bağlantı ile ilgili şart ve koşullarda ,asimetrik Akım
enjeksiyonu için bir gerekliliği gösterme hakkına sahip olacaktır.
3. B Tipi Güç Park Modülleri, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığına atfen aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirecektir:
a) arıza sonrası sisteme katkı yeteneğinin ardındak arıza sonrası Aktif Güç geri
kazanımı ile ilgili olarak, TEİAŞ, Güç Park Modülünün tedarik edebileceği Aktif Güç
geri kazanımı için büyüklüğü ve zamanı belirtecektir.
b) 10 MW’lik maksimum kapasiteye sahip olan dağıtım sistemine bağlanan rüzgar
enerjisine dayanarak B Tipi Güç Park Modülü, Güç Üretim Modüllerinin sağlamlığı
ile ilgili aşağıdaki gerekliliği yerine getirecektir:
Şebeke Fazı-Faz Gerilimi (p,u)
A Tipi GüçGüç Park Modülleri, Frekansın 51.5 Hz’in üzerine çıktığı hallerde, şebekeye
elektriksel güç sağlanmasını durduracaktır
İletim ya da dağıtım sisteminin bağlantı noktasındaki şebeke fazı-faz geriliminin Şekil
E.18.1.’de gösterilen alan no 1 ve alan no 2’de kaldığı süre boyunca, rüzgar türbinleri,
herhangi bir fazda ya da tüm fazlarda ortaya çıkan gerilim düşmeleri halinde şebeke
bağlanmış olarak kalmalıdır.
Zaman, mili saniye
Şekil E.18.1 – iletim ya da dağıtım sisteminin bağlantı noktasında şebeke fazı-faz gerilimi
Arıza esnasında gerilim düşüşünün alan no.1’de kaldığı durumlarda, rüzgar türbininin aktif
gücü, arızanın giderilmesinden hemen sonraki bir saniyede nominal aktif gücün en az %20’si
oranında arttırılarak üretilebilen maksimum aktif güç değerini başaracaktır. Arıza esnasında
gerilim düşüşünün alan no.2’de kaldığı durumlarda, rüzgar türbininin aktif gücü, arızanın
giderilmesinden hemen sonraki bir saniyede nominal aktif gücün en az %5’i oranında
arttırılarak üretilebilen maksimum aktif güç değerini başaracaktır.
92
Şebeke bağlantı noktasında, belirtilen arıza durumlarında meydana gelecek olan ±%10’dan
daha yüksek olan gerilim dalgalanmalarında, her bir rüzgar türbini jeneratörü, gerekirse
nominal akımın %100’üne ulaşma seviyelerinde tasarlanan geçici oranlı değerleri aşmadan
indüktif ya da kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteğini tedarik etmelidir.
MADDE 55 C tipi güç park Modülleri için gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 16 ile uyumluluk]
1.MADDE 47 , MADDE 48, MADDE 49 ve MADDE 50’de listelenen genel gerekliliklerin
yerine getirilmesine ek olarak, MADDE 47 (1) (f), MADDE 48(2)(a) ve MADDE 54 (2)(a)
hariç olmak üzere, C Tipi Güç Park Modülleri, bu Maddedeki gereklilikleri yerine
getirecektir.
2. C Tipi Güç Park Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gerekliliği yerine
getirecektir:
a) Düşük bir Frekans vakasına Sentetik Eylemsizlik tedarik etme yeteneği ile ilgili
olarak:
1) TEİAŞ, içeri beslemede ani bir kayıp yaşanmasının ardından Frekans
değişiklik oranını sınırlandırmak amacıyla Bağlantı noktasına ilave Aktif Güç
tedarik etmek amacıyla Güç Park Modülünü çalıştıran kontrol sistemine bir
özelliği tesis etmek üzere, Eylemsizliği tarafından Ağa kendiliğinden ilave
Aktif Güç tedarik etme yeteneği bulunmayan bir Güç Park Modülünü ilgili
Senkronize Alanda diğer TSO’lar ile işbirliği içinde talep etme hakkına sahip
olacaktır.
2) Bu kontrol sisteminin işletim prensibi ve ilişkili performans parametreleri
TEİAŞ tarafından bağlantı anlaşmasına dahil edilen, bağlantı ile ilgili şart ve
koşullarında tanımlanacaktır.
3. C Tipi Güç Park Modülleri, Gerilim stabilitesine atfen aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirecektir:
a) Reaktif Güç Yeteneği ile ilgili olarak, Bağlantı Noktasının yükseltme
transformatörünün yüksek voltaj terminallerinin lokasyonunda ya da Güç Park
Modülündeki Bağlantı Noktasına yüksek voltaj hattının ya da kablosunun
terminallerinde mevcut olmadığı Güç Park Modülleri için, hiçbir yükseltme
transformatörü yoksa, bu hattın ya da kablonun sorumlu sahibinden bu iki nokta
arasındaki yüksek voltaj hattı ya da kablo için Reaktif Güç talebini telafi etmek için
İlgili Ağ Operatörü tarafından takviye Reaktif Güç istenebilir.
b) Maksimum Kapasitedeki Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak:
1) Maksimum kapasitede Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak, maksimum
kapasitede Reaktif Güç sağlama yeteneğine sahip olan C tipi Güç Park Modülü
sınırları içerisindeki U-Q/Pmax-profili, aşağıdaki tabloda koordinatlarının
verildiği şekilde dikdörtgen şeklindedir:
93
2) Reaktif Güç sağlanması yeteneği şartı Bağlantı Noktasında geçerlidir .
Bağlantı noktasındaki Gerilim (kV)
for
66 kV:
x1=0.41pu (lag)
y1=
31.35
59.4 kV
x2=0.41pu (lag)
y2=
34.65
72.5 kV
x3=-0.33 (lead)
y3=
34.65
72.5 kV
x4=-0.33 (lead)
y4=
31.35
59.4 kV
C tipi güç park Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax profilini gösteren
diktörtgen şekil köşe koordinatları
Q/Pmax [pu]
33 kV busbar of 400/33
stations
c) Maksimum Kapasitenin altındaki Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak:
1) Maksimum kapasite altında Reaktif Güç sağlama yeteneğine sahip olan C tipi
Güç Park Modülü sınırları içerindeki the P-Q/Pmax-profili aşağıdaki
koordinatlar ile belirlendiği gibi dikdörtgen şeklindedir:
Bağlantı Noktasında
Q/Pmax
[pu]
P/Pmax
x1=0.41pu (lag)
y1=1pu
x2=0.41pu (lag)
y2=0.1pu
x3=-0.33 (lead)
y3=0.1pu
x4=-0.33 (lead)
y4=1pu
C tipi güç park Modülleri için maksimum kapasite altında P-Q/Pmax profilini
gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları
2) 0.1pu den daha az Aktif Güç için Reaktif Güç Yeteneği aranmaz ( şekil 9 )
3) Maksimum Kapasitenin (P<Pmaks) altındaki bir Aktif Güç çıkışında
çalışırken, Güç Park Modülünün güç üreten tüm birimlerinin teknik olarak
mevcut olması halinde (yani, bakım ya da bozulma sebebiyle servis dışı
kalmaması halinde) Güç Park Modülü, P-Q/Pmaks-profilinin içindeki herhangi
bir işletim noktasında Reaktif Gücü tedarik edebilecektir. Aksi halde, Reaktif
Güç yeteneği, teknik elverişlilikleri göz önüne alarak daha az olabilir.
4) üç Park Modülü, İlgili Ağ Operatörü veya TEİAŞ tarafından, bağlantı
anlaşmasına dahil edilen bağlantı ile ilgili şart ve koşullarda talep edilen hedef
değerlere 10 saniye ve 1 dakika arasında ayarlanabilen uygun zaman
ölçeklerindeki P-Q/Pmaks profilinin içindeki herhangi bir işletim noktasına
hareket etmek yeteneğine sahip olacaktır.
d) Reaktif Güç kontrol modları ile ilgili olarak:
1) Güç Park Modülü, Gerilim Kontrol modu, Reaktif Güç Kontrol modu ya da
Güç Faktörü Kontrol modu ile otomatik olarak Reaktif Gücü tedarik
edebilecektir.
94
2) Gerilim Kontrol modu amacıyla, Güç Park Modülü, %0.5’ten daha büyük
olmayan adımlarda en az %2 ila 7’lik bir aralıkla bir Eğime sahip olan 0.01
pu’dan daha büyük olmayan adımlarda en az 0.90 ila 1.10 pu’yu kapsayan bir
Ayarlama Noktası Gerilimine sahip olan Ağın Reaktif Güç alışverişine tedarik
edilmesiyle Bağlantı Noktasındaki Gerilim kontrolüne katkı sağlayabilecektir.
Bağlantı Noktasındaki şebeke Gerilim değeri Gerilim Ayarlama Noktasına eşit
olduğu zaman Reaktif Güç çıktısı sıfır olacaktır. Ayarlama Noktası, %0.5’ten
daha büyük olmayan adımlarda nominal Ağ Geriliminin sıfı ila +- %5’i
arasındaki bir aralıkta seçilebilen bir ölü bant ile ya da ölü bantsız işletilebilir.
Gerilimdeki bir adım değişikliğinin ardından, Güç Park Modülü, TEİAŞ ya da
İlgili Ağ Operatörü tarafından 1 – 5 saniye aralığında belirtilecek olan bir t1
zamanı içindeki Reaktif Güç çıktısındaki değişikliğin %90’ını başarma
kabiliyetine sahip olacaktır ve TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından 5 –
60 saniye aralığında belirtilecek olan bir t2 zamanı içindeki işletim Eğimi
tarafından tanımlanan değerde kalacaktır ve maksimum Reaktif Gücün
%5’inden daha büyük olmayan bir kararlı durum reaktif toleransına sahip
olacaktır. T1 ve t2 zamanları TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından
bağlantı anlaşmasında belirtilecektir.
3) Reaktif Güç Kontrol modu amacıyla, Güç Park Modülü, Reaktif Güç
Ayarlama Noktasını MADDE 54 (2) (a) ve MADDE 55 (3) (a) ve (b)
tarafından tanımlanan Reaktif Güç aralığındaki herhangi bir yerde
ayarlayabilecektir, burada adımlar tam Reaktif Gücün (hangisi daha az ise) en
fazla 5 Mvar ya da %5’i kadar ayarlanacaktır ve Bağlantı Noktasındaki Reaktif
Güç tam Reaktif Gücün (hangisi daha az ise) en fazla 5 Mvar ya da %5’i
arasındaki bir hassasiyette kontrol edilecektir.
4) Güç Faktörü Kontrol modu amacıyla, Güç Park Modülü, göre İlgili Ağ
Operatörü tarafından 0.01’den daha büyük olmayan adımlarda bir hedef Güç
Faktörü ile MADDE 54 (2) (a)’ya tanımlanan ya da MADDE 55 (3) (a) ve (b)
tarafından, 0.01’den daha büyük olmayan adımlarda bir hedef Güç Faktörü
tarafından tanımlanan gereken Reaktif Güç aralıığ içinde Bağlantı Noktasında
Güç Faktörünü kontrol edebilecektir. İlgili Ağ Operatörü, Aktif Güç
çıktısındaki bir ani değişikliğin ardından bir süre içinde Güç Faktörü değerinin
dönüştürülmesinden çıkarılan Reaktif Güç değeri üzerinden hedef Güç Faktörü
değerini ve Mvar ya da % olarak ifade edilen toleransı tanımlayacaktır.
5) TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, yukarıdaki üç adet
reaktif güç kontrol modu opsiyonlarından ve ilişkili Ayarlama Noktalarından
hangisinin geçerli olacağını ve ilgili Ayarlama Noktasının uzaktan
çalıştırılabilmesi için ayarlamayı yapmak amacıyla diğer ekipmanları
tanımlayacaktır.
e) Aktif ya da Reaktif Güç katkısına verilen öncelik bakımından, TEİAŞ, arıza sonrası
sisteme katkı yeteneğinin gerekli olduğu arızalar esnasında Aktif Güç katkısının ya da
Reaktif Güç katkısının önceliğe sahip olup olmadığını tanımlayacaktır. Aktif Güç
katkısına öncelik verilirse, bunun tedariki, arıza başlangıcından en fazla 150 ms sonra
tesis edilecektir.
Aktif ve Reaktif gücün katılımı önceliği ile ilgili şartlar, bağlantı anlaşmasına dahil
edilen bağlantı ile ilgili şartlar ve koşullarda belirlenecektir.
95
f) Güç salınımlarının artış kontrolü ile ilgili olarak, TEİAŞ tarafından gerekli
görülmesi halinde bağlantıdan önce, bir Güç Park Modülü güç salınımlarının
arttırılmasına katkı sağlayabilecektir. Güç Park Modüllerinin voltaj ve reaktif güç
kontrol karakteristikleri güç salınımlarının arttırılmasını aksi yönde etkilemeyecektir.
MADDE 56 D tipi güç park Modülleri için gereklilikler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 17 ile uyumluluk]
1.D Tipi Güç Park Modülleri, MADDE 48 (2)(a), MADDE 49 (3) (a), ve MADDE 54(2) (a)
hariç MADDE 47(1)(f), MADDE 48, MADDE 49, MADDE 50, MADDE 54 ve MADDE 55
(3)(b)’de listelenen gereklilikleri yerine getirecektir.
2. D Güç Park Modülleri, Gerilim istikrarı ile ilgili olarak aşağıdaki şartları yerine getirmek
zorundadır:
a) Maksimum kapasitede Reaktif güç yeteneği ile ilgili olarak:
1) Maksimum kapasitede Reaktif Güç sağlama yeteneğine sahip olan C tipi
Güç Park Modülü sınırları içerindeki the U-Q/Pmax-profili aşağıdaki
koordinatlar ile belirlendiği gibi dikdörtgen şeklindedir:
Bağlantı Noktasında Gerilim (kV)
Q/Pmax [pu]
for
for
for
66 kV:
154 kV:
400 kV:
x1=0.41pu (lag)
y1=
59.4 kV
140 kV
360 kV
x2=0.41pu (lag)
y2=
72.5 kV
170 kV
420 kV
x3=-0.33 (lead)
y3=
72.5 kV
170 kV
420 kV
x4=-0.33 (lead)
y4=
59.4 kV
140 kV
360 kV
D tipi güç park Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax profilini gösteren diktörtgen
şekil köşe koordinatları
2) Reaktif Güç temini yeteneği şartı Bağlantı Noktası için geçerlidir.
2 BÖLÜM
Talep Bağlantısı için Gereklilikler
MADDE 57 Genel frekans gereklilikleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 13 ile uyumluluk]
1. Bütün İletimle Bağlı Talep Tesisleri ve tüm Tevzi Ağları aşağıdaki Frekans stabilitesi
gerekliliklerini yerine getirecektir:
a) Frekans aralıkları ile ilgili olarak:
96
1) Bir İletimle Bağlı Talep Tesis Sahibi ve Tevzi Ağı Operatörü, aşağıda
belirtilen Frekans aralıkları ve sürelerle başetmesi için İletimle Bağlı Talep
Tesisinin ve Tevzi Ağının tarafını için en yüksek çabayı gösterecektir:
Önerilen frekans aralıkları aşağıdaki gibidir:
Frekans Aralığı
51Hz ≤ f ≤ 51,5 Hz
51 Hz ≤ f < 51.5 Hz
49 Hz ≤ f < 51 Hz
48.5 Hz ≤ f < 49 Hz
47.5 Hz ≤ f < 48.5 Hz
Minimum Süre
30 dakika
1 saat
Sınırız
1 saat
>30 dakika
2) TEİAŞ ve Tevzi Ağı Operatörü ya da TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak
İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi arasında işletim için daha geniş frekans
aralıkları ya dad aha uzun minimum süreler kabul edilebilir. İşletim için daha
geniş Frekans aralıklarının ya dad aha uzun minimum sürelerin teknik olarak
uygulanabilir olması halinde, Tevzi Ağı Operatörünün ya da İletimle Bağlı
Talep Tesisi Sahibinin onayı makul olmayan şekilde alıkonulmayacaktır.
MADDE 58 Genel gerilim gereklilikleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 14 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine uygun olarak önemli sayılan tüm İletimle Bağlı Talep
Tesisleri ve tüm İletimle Bağlı Tevzi Ağları, aşağıdaki Gerilim stabilitesi gerekliliklerini
yerine getirecektir:
a) Gerilim aralıkları ile ilgili olarak:
1) Bağlantı Noktasında Ağ Geriliminin nominal değerinden bir sapma
göstermesi halinde, 110 kV ya da daha fazla bir düzeydeki bir Bağlantı
Noktasına sahip olan herhangi bir İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da
İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü, Bağlantı Noktası alanındaki
ekipmanının, aşağıdaki tabloda belirtilen zaman periyotlarının içinde
nominal birim başına Gerilim ile ilgili olarak Bağlantı kV ile ifade edilen
Bağlantı Noktasındaki Gerilim aralığına zarar görmeksizin dayanabilme
yeteneği bulunduğunu garanti edecektir.
Ölçülen Nominal
Gerilim
[kV]
400
154
Gerilim Aralığı
[kV]
420 - 440
360 - 420
340 - 360
170 - 172.5
140 - 170
130.9 - 140
97
İşlem süresi
60 dakika
Limitsiz
60 dakika
20 dakika
Limitsiz
60 dakika
2) Paragraf (1)a)1)’nın hükümlerine rağmen, bir İletimle Bağlı Talep Tesisi ve
İletimle Bağlı Tevzi Ağı, TEİAŞ tarafından gerekli görülmesi halinde belirtilen
Gerilimlerde otomatik olarak bağlantının kesme yeteneğine sahip olacaktır.
Otomatik olarak bağlantının kesilmesi için şartlar ve ayarlamalar, TEİAŞ ve
İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü
arasında kararlaştırılacaktır.
MADDE 59 Kısa devre gereklilikleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 15 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen bütün İletimle Bağlı Talep
Tesisleri ve İletimle Bağlı Tevzi Ağları kısa devre Akımına atfen aşağıdaki gereklilikleri
yerine getirecektir:
a) Ekipmanının oranlı kısa devreye dayanma yeteneğine bağlı olarak, TEİAŞ, İletimle
Bağlı Talep Tesisinin ve İletimle Bağlı Tevzi Ağının dayanabileceği Bağlantı
Noktasındaki maksimum kısa devre Akımını tanımlayacaktır.
b) TEİAŞ, İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibine ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı
Operatörüne, Ağın bir eşdeğeri olarak Bağlantı Noktasındaki minimum va maksimum
kısa devre Akımlarının bir tahminini tedarik edecektir.
c) TEİAŞ, İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibini ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı
Operatörünü mümkün olan en kısa süre içinde ancak planlanmamış bir olaydan
sonraki en fazla bir hafta içinde, paragraf (1)(a)’da Ağında katlanabileceği maksimum
kısa devre akımındaki bir eşiğin üzerindeki yukarıdaki değişiklikler hakkında
bilgilendirecektir. Eşik, tesisleri için ya da İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da
Tevzi Ağı için İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü tarafından belirlenecektir.
d) TEİAŞ, İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibini ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı
Operatörünü planlanmış bir olaydan ESKİ mümkün olan en kısa süre içinde, paragraf
(1)(a)’da Ağında katlanabileceği maksimum kısa devre akımındaki bir eşiğin
üzerindeki yukarıdaki değişiklikler hakkında bilgilendirecektir. Eşik, tesisleri için ya
da İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı için İletimle Bağlı Tevzi Ağı
Operatörü tarafından belirlenecektir.
e) TEİAŞ, bir İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibinden ya da bir İletimle Bağlı Tevzi
Ağı Operatöründen, sırasıyla ilgili tesisten ya da Ağdan kısa devre akımı bakımından
katkıyla ilgili olarak bilgi talep edecektir. En azından bu durum, sıfır, pozitif ve
negative sekans için Ağın bir eşdeğeri olmalıdır.
f) İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü, paragraf
1(e)’deki Talep Tesisinden ya da Dağıtım Ağından gelen TEİAŞ tarafından belirlenen
eşiğin üzerindeki kısa devre katkısındaki değişiklikleri, mümkün olan en kısa süre
içinde ancak planlanmamış bir olaydan sonraki en fazla bir hafta içinde, TEİAŞ’a
bildirecektir.
98
g) İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü, paragraf
1(e)’deki Talep Tesisinden ya da Dağıtım Ağından gelen TEİAŞ tarafından belirlenen
eşiğin üzerindeki kısa devre katkısındaki değişiklikleri, planlanmış bir olaydan önce
mümkün olan en kısa süre içinde, TEİAŞ’a bildirecektir.
MADDE 60 Reaktif güç gereklilikleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 16 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen Tüm İletimle Bağlı Talep Tesisleri
ve tüm İletimle Bağlı Tevzi Ağları Reaktif Güç değişimi ve kontrolü ile ilgili aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Reaktif Güç aralıkları ile ilgili olarak:
1) İletimle Bağlı Tevzi Ağları ve İletimle Bağlı Talep Tesisleri, TEİAŞ ve
aşağıdaki koşullar tarafından belirlenen bir Reaktif Güç aralığındaki Bağlantı
Noktalarında, kararlı durumda işletimlerini muhafaza edebilecektir:
 Sahada üretim yapmayan İletimle Bağlı Talep Tesisleri için,
teknik ya da finansal system çıkarlarının TEİAŞ tarafından
gösterildiği ve kabul edildiği durumlar haricinde, reaktif gücü
ithal etmek için TEİAŞ tarafından öngörülen gerçek Reaktif
Güç aralığı, Maksimum İthalat Yeteneklerinin 0.9 ila 1 Güç
Faktöründen daha geniş olmayacaktır;
 Sahada üretim yapan İletimle Bağlı Talep Tesisleri için, teknik
ya da finansal system çıkarlarının TEİAŞ tarafından gösterildiği
ve kabul edildiği durumlar haricinde, reaktif gücü ithal etmek
için TEİAŞ tarafından öngörülen gerçek Reaktif Güç aralığı,
ithalat için Maksimum İthalat Yeteneklerinin ya da Maksimum
İhracat Yeteneklerinin daha büyük olanının 0.9 Güç Faktörü ila
ihracat için Maksimum İhracat Yeteneklerinin 0.9 Güç
Faktöründen daha geniş olmayacaktır;
 İletimle Bağlı Tevzi Ağları için, teknik ya da finansal sistem
çıkarlarının TEİAŞ ve Tevzi Ağı Operatörü tarafından müşterek
analiz yoluyla gösterildiği durumlar haricinde, TEİAŞ
tarafından öngörülen gerçek Reaktif Güç aralığı ithalat için
Maksimum İthalat Yeteneklerinin ya da Maksimum İhracat
Yeteneklerinin daha büyük olanının 0.9 Güç Faktörü ila ihracat
için Maksimum İhracak Yeteneklerinin 0.9 Güç Faktöründen
daha geniş olmayacaktır.
 Analizin kapsamı TEİAŞ ve Tevzi Ağı Operatörü arasında
kabul edilecektir ve olası çözümleri göz önüne alacaktır ve
spesifik Ağ karakteristiklerini, güç değişiminin değişken
yapısını, iki yönlü akışları ve Tevzi Ağındaki Reaktif Güç
yeteneklerini göz önüne alarak Ağları arasındaki reaktif güç
değişimi için optimal çözümü tespit edecektir;
 Eş değer Reaktif Güç yeteneği aralıklarını tanımlamak için Güç
Faktöründen başka ölçütlerin kullanımı TEİAŞ tarafından
öngörülebilir
Reaktif Güç aralığı gerekliliği Bağlantı noktası için geçerli olacaktır.
99
2) İletimle Bağlı Talep Tesisi Ağları, teknik ya da finansal sistem çıkarlarının
TEİAŞ ve Tevzi Ağı Operatörü tarafından müşterek analiz yoluyla gösterildiği
durumlar haricinde, Bağlantı Noktasında Maksimum İthalat Yeteneğinin
%25’inden daha az olmayan bir Aktif Güç Akışında Reaktif Gücü (nominal
Voltajda) ihraç etmeme yeteneğine sahip olacaktır.
3) Analizin kapsamı TEİAŞ ve Tevzi Ağı Operatörü arasında kabul edilecektir
ve olası çözümleri göz önüne alacaktır ve spesifik Ağ karakteristiklerini, güç
değişiminin değişken yapısını, iki yönlü akışları ve Tevzi Ağındaki Reaktif
Güç yeteneklerini göz önüne alarak Ağları arasındaki reaktif güç değişimi için
optimal çözümü tespit edecektir;
b) Bu maddeki paragraph 1(a)’nın hükümlerine halel getirmeksizin, TEİAŞ, İletimle
Bağlı Tevzi Ağından bütün Ağın yararına olacak şekilde Reaktif Güç yeteneklerinin yönetimi
için daha geniş bir ortak kavramın parçası olarak Bağlantı Noktasında Reaktif Gücün
değişimini aktif olarak kontrol etme yeteneğini isteme hakkına sahip olacaktır. Bu kontrol
yöntemi, her iki taraf için doğrulanmış kaynak güvenliğinin seviyesini sağlamak amacıyla
TEİAŞ ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü arasında kabul edilecektir. Doğrulama, içinde
gerekliliğin yerine getirilmesi için adımların ve zaman çizelgesinin belirtildiği bir yol
haritasını içerecektir.
c) Tevzi Ağı Operatörü, paragraf b)’de belirtilen Reaktif Güç yönetimi için göz önüne
alınmak için TEİAŞ’a başvuru yapma hakkına sahip olacaktır.
MADDE 61 Koruma ve kontrol
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 17 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen tüm İletimle Bağlı Talep Tesisleri
ve İletimle Bağlı Tevzi Ağları koruma ve kontrole atfen aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirecektir:
a) Elektrik koruma şemaları ve ayarları ile ilgili olarak:
1) TEİAŞ, İletimle Bağlı Talep Tesisinin ve İletimle Bağlı Tevzi Ağının
karakteristiklerine saygılı olurken Ağı korumak için gereken ayarlamaları
tanımlayacaktır. İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı için
ilgili olan koruma şemaları ve ayrıca ayarlamalar, TEİAŞ ve İletimle Bağlı
Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü arasında kabul
edilecektir.
2) İletimle Bağlı Talep Tesisinin ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağının elektrik
koruması, system güvenliğine, personelin ve kamunun sağlığına ve
güvenliğine ve ayrıca İletimle Bağlı Talep Tesisinin ve İletimle Bağlı Tevzi
Ağının göreceği zararın hafifletilmesine saygılı olurken işletim kontrolleri
üzerinde önceliği alacaktır.
b) Koruma şeması cihazları aşağıdaki yönleri kapsayabilir:
100
1) dış ve iç kısa devre;
2) Bağlantı Noktasındaki aşırı ve yetersiz gerilim;
3) aşırı ve yetersiz frekans;
4) talep devresi koruması;
5) birim transformatörü koruması; ve
6) koruma ve anahtarlama işlev bozukluğuna karşı yedekleme şemaları.
c) TEİAŞ, zorunlu cihazları tanımlayacaktır.
d) İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı ve Ağ için ilgili koruma
şemalarında ve ayrıca İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı için
ilgili düzenlemede yapılacak her türlü değişiklik, TEİAŞ ve İletimle Bağlı Talep
Tesisi Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü arasında kabul edilecektir.
2. Kontrol şemaları ve ayarlamaları ile ilgili olarak:
a) Sistem güvenliği için ilgili olan İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı
Tevzi Ağının farklı kontrol cihazlarının şemaları ve ayarlamaları, TEİAŞ ve İletimle
Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü arasındaki kabul
edilecektir. Bu anlaşma aşağıdaki yönleri kapsayacaktır:
1) izole (Ağ) işletimi;
2) salınımların arttırılması;
3) Ağ bozulmaları;
4) acil durum kaynağına otomatik geçiş ve normal topolojiye geri geliş; ve
5) otomatik devre kesicinin yeniden kapatılması (1-faz arızası üzerine).
b) Sistem güvenliği için ilgili olan İletimle Bağlı Talep Tesisinin ya da İletimle Bağlı
Tevzi Ağının farklı kontrol cihazlarının şemalarına ve ayarlamalarında yapılacak her
türlü değişiklik TEİAŞ ve İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi
Ağı Operatörü arasındaki kabul edilecektir.
3. Korumanın ve kontrolü öncelik sıralaması ile ilgili olarak, İletimle Bağlı Talep Tesisi
Sahibi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü, azalan önem sıralamasında düzenlenen
aşağıdaki öncelik sıralamasına uygun olarak, sırasıyla İletimle Bağlı Talep Tesisinin ya da
Tevzi Ağı Bağlantısının koruma ve kontrol cihazlarını düzenleyecektir:
a) Ağ ve Talep Tesisi ya da Dağıtım Ağı koruması;
b) Frekans kontrolü (Aktif Güç ayarlaması); ve
c) Güç Kısıtlaması.
MADDE 62 Bilgi Alış Verişi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 18 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen tüm İletimle Bağlı Talep Tesisleri
ve İletimle Bağlı Tevzi Ağları bilgi alış verişi ile ilgili aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirecektir:
101
a) İletimle Bağlı Talep Tesisleri, TEİAŞ tarafından tanımlanan standard uygun olarak
tanımlanan zaman damgası ile TEİAŞ ve İletimle Bağlı Talep Tesisi arasında bilgi
transfer etmek için teçhiz edilecektir. Tanımlanan standart, TEİAŞ tarafından kamu
oyuna sunulacaktır.
b) İletimle Bağlı Tevzi Ağları, TEİAŞ tarafından tanımlanan standard uygun olarak
tanımlanan zaman damgası ile TEİAŞ ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı arasında bilgi
transfer etmek için teçhiz edilecektir. Tanımlanan standart, TEİAŞ tarafından kamu
oyuna sunulacaktır.
c) TEİAŞ bilgi alış verişi standartlarını tanımlayacaktır. Gereken verilerin kesin listesi
TEİAŞ tarafından kamu oyuna sunulacaktır.
MADDE 63 Geliştirme, modernizasyon ve ekipmanın değiştirilmesi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 19 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen tüm Mevcut Tevzi Ağı
Bağlantıları, Mevcut İletimle Bağlı Talep Tesisleri, Mevcut Talep Tesisleri ve Mevcut Kapalı
Dağıtım Ağları, ekipman geliştirmesi ile ilgili aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Bu Yönetmeliğin gerekliliklerini yerine getirme konusundaki performansının ve
kabiliyetinin üzerinde bir etkisi olabilecek bir şekilde, Mevcut Talep Tesisinin ya da
Mevcut Dağıtım Ağı Bağlantısının artan tesis ve ekipmanlarını geliştirmek isteyen bir
Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü, (bir Toplayıcı vasıtasıyla yapılmasını
içerecek şekilde ancak bununla sınırlı olmaksızın) doğrudan ya da dolaylı olarak
TEİAŞ’ye bildirim yapacaktır. Bildirim tanımlanan ulusal zaman çizlgelerinden önce
gerçekleşecektir. Bu ekipman geliştirmesi, donanım ve yazılım dahil olmak üzere
yüksek gerilim ekipmanlarını, koruma ve kontrol sistemlerini içerebilir.
b) Geliştirilmiş ekipman planlanan işle ilgili olan ilgili Yönetmelik gerekliliklerine
uygun olacaktır.
2. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen tüm Mevcut Tevzi Ağı
Bağlantıları, Mevcut İletimle Bağlı Talep Tesisleri, Mevcut Talep Tesisleri ve Mevcut Kapalı
Dağıtım Ağları, modernizasyon ve ekipman değişikliği ile ilgili aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirecektir:
a) Bu Yönetmeliğin gerekliliklerini yerine getirme konusundaki performansının ve
kabiliyetinin üzerinde bir etkisi olabilecek bir şekilde, Mevcut Talep Tesisinin ya da
Mevcut Dağıtım Ağı Bağlantısının ekipmanlarını modernize etmek ve değiştirmek
isteyen bir Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü, (bir Toplayıcı vasıtasıyla
yapılmasına bununla sınırlı olmaksızın ilave olarak) doğrudan ya da dolaylı olarak
TEİAŞ’ye bildirim yapacaktır. Bildirim tanımlanan ulusal zaman çizlgelerinden önce
gerçekleşecektir. Bu modernizasyon ve ekipman değişikliği, donanım ve yazılım dahil
olmak üzere yüksek gerilim ekipmanlarını, koruma ve kontrol sistemlerini içerebilir.
b) Modernize edilen ve değiştirilen ekipman, planlanan işle ilgili olan ilgili
Yönetmelik gerekliliklerine uygun olacaktır.
102
MADDE 64 Sistemin Korunması ve Talebin Yeniden Bağlantısının Yapılması
için Talebin Bağlantısının Kesilmesi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 20 ile uyumluluk]
1. Bu Yönetmeliğin hükümlerine göre önemli kabul edilen tüm İletimle Bağlı Talep Tesisleri
ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağları Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için
şemalarla ilgili olarak aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
a) Her bir İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü ve TEİAŞ tarafından belirtildiği gibi,
İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi, taleplerinin bir yüzdesinin otomatik düşük
Frekanslı (ya da alternative olarak TEİAŞ tarafından öne sürülmesi halinde, Frekans
değişikliği oranı ile combine edilerek) bağlantısının kesilmesini sağlayacak
yetenekleri tedarik edecektir. Talebin yüzdesi TEİAŞ tarafından belirtilecektir. Bu
spesifikasyon, TEİAŞ tarafından belirlenen bir kurala dayalı olacaktır.
b) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemalar, çok çeşitli işletim
frekansı aşamalarında talebin bağlantısını kesme kabiliyetine sahip olacaktır.
Aşamaların sayısı ve bunların ilgili operasyonel frekansları TEİAŞ tarafından
tanımlanacaktır.
c) Her bir Frekanstaki talep bağlatısı kesme yüzdesi, TEİAŞ tarafından
tanımlanacaktır.
d) Bu talep bağlantısı kesilmesinin coğrafi dağılımı İletimle Bağlı Tevzi Ağı
Operatörü ya da İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi tarafından tedarik edilecektir ve
TEİAŞ tarafından onaylanacaktır. İçiçe Tevzi Ağları durumlarında, coğrafi dağılım
tüm ilişkili Tevzi Ağı Operatörlerine eşit olarak yapılacaktır
e) Her bir Tevzi Ağı Operatörü ve İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi, Ağındaki
otomatik Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi durumunun detaylarını
TEİAŞ’a yazılı olarak bildirecektir. Bu bildirim her yıl yapılacaktır ve İletim Ağındaki
her bir Bağlantı Noktası için bağlantı kesintisinin başlatılacağı Frekans ayarlamalarını
ve bu şekildeki her bir ayarlamada bağlantısı kesilen talep yüzdesini tanımlayacaktır.
f) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şema, TEİAŞ tarafından
tanımlanacak bir nominal AC girişinden çalıştırılmaya uygun olacaktır ve aşağıdaki
işlevsel yeteneğe sahip olacaktır:
1) Frekand Aralığı: 005Hz’nin adımlarında ayarlanabilen en az 47‐50Hz
arasındadır;
2) İşletim süresi: Frekans ayarlama noktasının tetiklenmesinden sonra en fazla
150 ms;
3) Gerilim kilitlenmesi: gerilim nominal Gerilimin %30’u ila 90’ı arasındaki
bir aralıkta olduğu zaman şemanın blokajı mümkün olmalıdır; ve
4) Bağlantının kesilme noktasında Aktif Güç akışının yönü.
2. Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemalarının AC Gerilim kaynağı ile
ilgili olarak:
103
a) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemalara verilen gerilim
kaynağı, Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemaların Frekansının
Ağınki ile aynı olması için, paragraf 1(f)’deki Düşük Frekanslı Talep Bağlantısının
Kesilmesi için şemada tanımlandığı gibi, Frekans sinyali ölçüm noktasında Ağdan
türetilecektir.
3. Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemalar ile ilgili olarak:
a) İletimle Bağlı Tevzi Ağları için Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için
şemalar İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörleri ile koordineli olarak TEİAŞ tarafından
tanımlanacaktır. İçiçe Tevzi Ağları durumlarında, coğrafi dağılım tüm ilişkili Tevzi
Ağı Operatörlerine eşit olarak yapılacaktır.
b) Bir İletimle Bağlı Talep Tesisi için Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi
için şemalar İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ile koordinasyonlu olarak TEİAŞ
tarafından tanımlanacaktır.
c) TEİAŞ’nin system güvenliği değerlendirmesine dayanarak, Düşük Voltajlı Talep
Bağlantısının Kesilmesinin uygulanması İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörleri için
bağlayıcı olacaktır.
d) TEİAŞ’nin, bir Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemayı
uygulamaya karar vermesi halinde, Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi,
TEİAŞ tarafından izin verilen koordinasyonlu bir şekilde tesis edilecektir.
e) Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için yöntem röle ya da Kontrol Odası
başlatması yoluyla uygulanacaktır.
f) Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şemalar aşağıdaki işlevsel
yeteneğe sahip olacaktır:
1) Düşük Voltajlı Talep Bağlantısının Kesilmesi için şema, Voltajı üç fazın
tümünü ölçerek takip edecektir.
2) Rölelerin işletiminin bloke edilmesi ya Aktif Güç ya da Reaktif Güç
akışının yönüne dayalı olacaktır.
4. Yük Altında Çalışan Kademe Değiştiricilerin bloke edilmesi ile ilgili olarak:
a) Otomatik Yük Altında Çalışan Kademe Değiştirici Blokaj şeması TEİAŞ tarafından
belirtilecektir.
5. İletimle Bağlı Talep Tesisleri ve İletimle Bağlı Tevzi Ağları bir İletimle Bağlı Talep
Tesisinin ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağının bağlantısının kesilmesi ya da yeniden bağlanması
ile ilgili olarak aşağıdaki gerekliliği yerine getirecektir:
a) Bir bağlantı kesintisinin ardından yeniden bağlanma yeteneği ile ilgili olarak,
TEİAŞ, bir İletimle Bağlı Talep Tesisinin ve İletimle Bağlı Tevzi Ağının İletim Ağına
yenien bağlanma hakkına sahip olduğu koşulları tanımlayacaktır. Otomatik yeniden
104
bağlantı sistemlerinin kurulumu, TEİAŞ tarafından önceden yetki verilmesine tabi
olacaktır.
b) İletimle Bağlı Talep Tesisinin ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağının yeniden
bağlanması ile ilgili olarak, İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı,
MADDE 57 (1)(a)(1)’de ifade edilen aralıklar içindeki Frekanslar için senkronizasyon
yapma kabiliyetine sahip olacaktır. TEİAŞ ve İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da
İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörü, Gerilim, Frekans, faz açısı aralığı, Gerilim ve
Frekansın sapması dahil olmak üzere İletimle Bağlı Talep Tesisinin ve İletimle Bağlı
Tevzi Ağının bağlanmasından önce senkronizasyon cihazlarının ayarlamalarının
üzerinde anlaşmaya varacaktır.
c) Bir İletimle Bağlı Talep Tesisi ya da İletimle Bağlı Tevzi Ağı, TEİAŞ tarafından
gerekli görüldüğü zaman İletim Ağından uzaktan ayrılabilme yeteneğine sahip
olacaktır. Otomatik bağlantı kesme ekipmanının (Blok Yüklemesi için hazırlık
esnasında Ağın yeniden konfigürasyonu için) gerekli olduğu yerlerde, bu değişiklikler
TEİAŞ tarafından tanımlanacaktır. Uzaktan bağlantının kesilmesi için geçen zaman
TEİAŞ tarafından tanımlanacaktır.
MADDE 65 Güç Kalitesi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 25 ile uyumluluk]
1.Tüm İletimle Bağlı Talep Tesisi Sahipleri ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı Operatörleri, Ağa
bağlanmalarının, Bağlantı Noktasında, Ağ üzerindeki kaynak Gerilimde aşırı bir bozulma ya
da dalgalanma seviyesi ile sonuçlanmamasını sağlayacaktır. Bozulma veya dalgalanma
seviyesi, Elektrik İletimi Şebeke Yönetmeliğinin maddelerinde tanımlanan eşiği
aşmayacaktır. (MADDE 23 ila MADDE 27)
2.TEİAŞ, hiçbir aşırı bozulma seviyesinin oluşmamasını sağlamak için çalışmaların
kapsamını belirleme ve genişletme hakkına sahiptir. Eğer Şebeke Gerilim arzındaki bozulma
ve dalgalanma belirlenen eşikleri geçerse, araştırmalar, bu yönetmelik şartları ile uyumun
sağlanması için gerekli uygulanması gereken iyileştirici eylemleri belirlemelidir.
3.Çalışmalar, her yeni bağlantı noktası ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenen diğer tüm
tarafların katılımı ile İletim bağlantılı Talep Tesisi Sahibi veya İletim bağlantılı Dağıtım
Şebekesi İşletmeci tarafından yürütülür. Bu diğer taraflar çalışmalara katkıda bulunacak ve
çalışmaların amaçlarını karşılamak için makul bir şekilde istenen girdileri sağlayacaktır.
TEIAŞ, bu girdileri toplayarak MADDE 7 deki gizlilik hükümleri uyarınca çalışmalardan
sorumlu tarafa iletecektir.
4.TEIAŞ, eğer değerlendirme için gerekli bulduğu takdirde çalışma sonuçlarını
değerlendirecektir , TEIAŞ, aynı kapsam ve genişleme doğrultusunda İletim bağlantılı talep
tesisi Sahibinden veya iletim bağlantılı Dağıtım Şebekesi İşletmecisinden ileri çalışmalar
talep etme hakkına sahiptir.
5.TEİAŞ tarafından bu maddenin hükümleri kapsamında yürütülen ve gözden geçirilen
çalışmalarla belirlenen herhangi bir kurtarma eylemi,yeni İletim bağlantılı Talep Tesisi ya da
yeni İletim bağlantılı Dağıtım Şebekesinin bağlantısının parçası olarak üstlenilecektir.
105
MADDE 66 Simulasyon modelleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 26 ile uyumluluk]
1. Tüm İletimle Bağlı Talep Tesisleri, Talep Tesisleri ya da Kapalı Tevzi Ağı ve İletimle
Bağlı Tevzi Ağları, simülasyon modelleri ya da eşdeğer bilgilerle ilgili olarak aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirecektir:
a) TEİAŞ, hem kararlı hem de dinamik durumlarda Talep Tesisi, Kapalı Tevzi Ağı
ve/veya İletimle Bağlı Tevzi Ağı davranışı gösteren simülasyon modellerini ya da
eşdeğer bilgileri talep etme hakkına sahip olacaktır. TEİAŞ, bu simülasyon
modellerinin ya da eş değer bilgilerin içeriğini ve formatını tanımlayacaktır. Burada
tanımlanan içerik ve format aşağıdakileri bunlarla sınırlı olmaksızın içerebilir:
1) 50 Hz bileşenini içeren kararlı ve dinamik haller;
2) Bağlantı Noktasındaki elektromanyetik geçici simülasyonlar;
3) yapı ve blok diyagramlar.
b) Dinamik simülasyonlar amacıyla, paragraf 1(a)’da tanımlandığı gibi simülason
modeli ya da eş değer bilgiler, aşağıdaki alt modelleri ya da eşdeğer bilgileri
içerecektir:
1) Güç kontrolü;
2) Gerilim kontrolü;
3) Talep Tesis ve İletimle Bağlı Tevzi Ağı koruma modelleri;
4) Yapı taşı talep türleri, yani, talebin elektro teknik karakteristikleri; ve
5) Çevirisi modelleri.
c) TEİAŞ, modelin tepkisini bu kayıtlarla kıyaslamak için İletimle Bağlı Talep
Tesisleri ve/veya İletimle Bağlı Tevzi Ağı kayıtlatının gerekliliklerini tanımlayacaktır.
3 BÖLÜM
HVDC Bağlantısı için Gereklilik
3.1
Aktif güç kontrolü ve frekans desteği için gereklilikler
MADDE 67 Frekans aralıkları
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC kodu Madde 7 ile uyumluluk]
1. Bir HVDC Sistemi, Frekans stabilitesi ile ilgili aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
a. Bir HVDC Sistemi, Madde 89(1)b’de belirtildiği gibi kısa devre aralığı için Tablo
1’de belirtilen Frekans aralıklarının ve sürelerin içinde Ağa bağlı kalma ve
işletilmeye devam etme yeteneğine sahip olacaktır.
b. Yukarıda MADDE 67(1)(a)’ya rağmen, bir HVDC Sistemi belirtilen Frekanslarda
otomatik bağlantı kesilmesi yeteneğine sahip olacaktır.
106
c. Sistem Frekansının 49 Hz’nin altına düşmesi halinde işletim noktasından
maksimum kabul edilebilir Aktif Güç çıktısı indirgemesi %2 ile sınırlı olacaktır.
Frekans aralığı
47.0 Hz – 47.5
Hz
47.5 Hz – 48.5
Hz
48.5 Hz – 49.0
Hz
49.0 Hz – 51.0
Hz
51.0 Hz – 51.5
Hz
51.5 Hz – 52.0
Hz
İşletim süresi
60 saniye
90 dakika
90 dakika
Sınırsız
90 dakika
15 dakika
Tablo 1: Bu Tablo, Ağdan bağlantısı kesilmeksizin bir nominal değerden sapan farklı
Frekanslar için bir HVDC Sisteminin işleyebileceği minimum süreleri göstermektedir.
MADDE 68 Frekans değişiklik oranı dayanma yeteneği
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC kodu Madde 8 ile uyumluluk]
1.Frekans değişiklik oranı dayanma yeteneği ile ilgili olarak, bir HVDC Sistemi, Ağ
Frekansının -2.5 ve +2.5 Hz/s arasındaki bir oranda değişmesi halinde (ESKİ 1s için Frekans
değişikliği oranının bir ortalaması olarak zamanda herhangi bir noktada ölçülen) Ağa bağlı ve
işletilebilir kalma yeteneğine sahip olacaktır.
MADDE 69 Aktif Güç, kontrol edilebilirliği, kontrol aralığı ve artış oranı
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 9 ile uyumluluk]
1. İletilen Aktif Gücü kontrol etme yeteneği ile ilgili olarak:
(a) HVDC Sistemi, iletilen Aktif Gücü, İlgili TSO(lar)’dan gelen bir Talimat itibariyle her
bir yönde HVDC Sisteminin Maksimum HVDC Aktif Güç İletimi Kapasitesine kadar
ayarlayabilecektir.
i. İletilen Aktif Güç en az 1 MW’lik adımlarla ayarlanabilecektir.
ii. HVDC Sistemi Sahibinin, iletilen Aktif Gücün ayarlamasının, iletilen Aktif Gücün
düşük seviyesinde teknik olarak elverişli olmadığını makul olarak doğrulaması
halinde bu yetenek talep edilmez. İletilen bu Aktif iletim yönünde HVDC Aktif
Güç İletim Kapasitesinin % 2,5 unu geçemez.
iii. HVDC Sistemi, İlgili TSO(lar)’dan bir manüel talebin alınması üzerine mümkün
olan en kısa sürede ve maksimum 5 dakikalık bir gecikme içinde iletilen Aktif
Gücü ayarlayabilecektir.
107
(b) Bağlanan AC Ağlarından birinde ya dad aha fazlasında Bozulma olması halinde,
HVDC Sistemi, İlgili TSO(lar) ve HVDC Sistem Sahibi arasında kabul edilen
regülasyon sekanslarına uygun olarak iletilen Aktif Gücü modifiye edebilecektir. Bu
sekanslar en azından iletilen Aktif Gücün blokajını içerir (blokaj, hiçbir Aktif ve
Reaktif Güç katkısı olmaksızın Ağa bağlı kalma anlamına gelir). Bu, mümkün
olduğunca kısa bir başlangıç gecikmesi ile teknik olarak mümkün olan en hızlı şekilde
başarılacaktır. Değişikliğin başlamasından ESKİ ilk gecikmenin, İlgili TSO(lar)
tarafından gönderilen tetikleme sinyalinin alınmasından 10 milisaniye daha büyük
olması halinde, bu durum makul olarak HVDC Sistem Sahibi tarafından İlgili
TSO(lar)’a doğrulanacaktır.
(c) HVDC Sistemi Sahibini bu yeteneğin teknik olarak elverişli olmadığını makul olarak
doğrulamadıkça, HVDC Sistemi hızlı Aktif Güç tersinmesini gerçekleştirebilecektir.
Güç tersinmesi, 2 saniyeden daha uzun olması halinde HVDC Sistemi Sahibi
tarafından İlgili TSO’lara makul olarak doğrulanduğu ve teknik olarak elverişli olduğu
ölçüde hızlı olarak bir yöndeki Maksimum Aktif Güç İletim Kapasitesinden diğer
yöndeki Maksimum Aktif Güç İletim Kapasitesine kadar mümkün olacaktır.
(d) Çeşitli Kontrol Alanları ya da Senkronize Alanlar ile bağlantılanan HVDC Sistemleri
için, HVDC Sistemi, İlgili TSO(lar)’ın, İlgili TSO(lar) tarafından periyodik olarak
gönderilen bir sinyale göre iletilen Aktif Gücü otomatik olarak modifiye etlmesini
sağlayan kontrol işlevleri ile teçhiz edilecektir. İki sinyal arasındaki süre 4 saniye
kadar kısa olacaktır. İletilen Aktif Gücün modifikasyonu mümkün olan en kısa
başlangıç gecikmesi ile teknik olarak elverişli olan en hızlı şekilde başarılacaktır.
Değişikliğin başlamasından ESKİ ilk gecikme, İlgili TSO(lar) tarafından gönderilen
sinyalin alınmasından sonraki 10 mili saniyeden daha fazla ise, bu durum HVDC
Sistemi Sahibi tarafından İlgili TSO’lara makul olarak doğrulanacaktır.
2.Artış oranını kontrol etme yeteneği ile ilgili olarak, HVDC Sistemi, İlgili TSO(lar)
tarafından gönderilen Talimatlara uygun olarak teknik yetenekleri dahilinde Aktif Güç
varyasyonlarının artış oranını ayarlayabilecektir. MADDE 69(1)(b) ve (c)’ye uygun olarak
Aktif Gücün modifikasyonu durumunda, artış oranı ayarlaması inhibe edilecektir.
3.TEİAŞ, bir HVDC Sisteminin kontrol işlevlerinin, FSM, LFSM-O, LFSM-U ve Frekans
kontrolünün artışının durdurulması ve blokajını bunlarla sınırlı olmaksızın içeren otomatik
çare aksiyonlarını alabileceltir. Tetikleme ve blokaj kriterleri İlgili TSO(lar) tarafından
tanımlanacaktır ve EPDK’ya bildirim yapılmasına tabi olacaktır.
MADDE 70 Frekans Duyarlılık Modu (FSM)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 11 ile uyumluluk]
1. Frekans Duyarlılık Modunda (FSM) çalışırken, aşağıdakiler geçerli olacaktır:
(a) HVDC Sistemi, Aktif Güç İletimini Şekil 1’de gösterildiği gibi ayarlayarak ve Tablo
2’de gösterilen aralıklar dahilinde TEİAŞ tarafından belirtilen parametreleye uygun
olarak her bir bağlanan AC Ağındaki Frekans sapmalarına cevap verme yeteneğine
sahip olacaktır. Bu spesifikasyon, EPDK’ya bildirim yapılmasına tabi olacaktır.
108
(b) Aktif Güç Frekans Tepkisinin ayarlanması, (her bir yönde) HVDC Sisteminin
Minimum HVDC Aktif Güç İletim Kapasitesi ve Maksimum HVDC Aktif Güç İletim
Kapasitesi tarafından sınırlandırılacaktır.
Şekil 1: Sıfır ölü bant durumunu ve bir pozitif Aktif Güç Ayarlama Noktası ile duyarsızlığı
gösteren FSM’deki bir HVDC Sisteminin Aktif Güç Frekans Tepkisi yeteneği (ithal modu).
P, HVDC Sisteminden Aktif Güç çıktısındaki değişikliktir. fn, FSM servisinin tedarik
edildiği AC Ağındaki hedef Frekanstır ve f FSM servisinin tedarik edildiği AC Ağındaki
Frekans sapmasıdır.
Parametreler
Aralıklar
0–
±500mHz
Eğim s1 (yukarı yönlü
Minimum
regülasyon)
0.1%
Eğim s2 (aşağı yönlü
Minimum
regülasyon)
0.1%
Maksimum
Frekans Tepki Duyarsızlığı
10 mHz
Tablo 2: FSM’deki Aktif Güç Frekans Tepkisi için parametreler
Frekans Tepkisi Ölü Bandı
(c) HVDC Sistemi, TEİAŞ’den gelen bir Talimat itibariyle, Eğimleri, Şekil 1’de
tanımlanan ve daha genel olarak MADDE 70 (1) (a) ve (b) tarafından ayarlanan
limitler dahilinde yukarı ve aşağı yönlü regülasyon, Frekans Tepkisi Ölü Bandı ve
FSM için mevcut olan Aktif Güç aralığı içindeki varyasyonun operasyonel aralığı için
ayarlama yeteneğine sahip olacaktır.
(d) Bir Frekans basamağı değişikliğinin sonucu olarak, HVDC Sistemi, Aktif Gücü Şekil
1’de tanımlanan Aktif Güç Freans tepkisine ayarlama yeteneğine sahip olacaktır, öyle
ki tepki
i. içinde teknik olarak elverişli olduğu kadar hızlıdır; ve
109
ii. Tablo 3’te belirtilen parametrelere uygun olarak Şekil 2’ye göre katı
çizgide ya da üzerinde:
- HVDC Sistemi, Aktif Güç Çıktısını P, Tablo 3’te tanımlanan
maksimum t1 ve t2 zamanlarına uygun olarak TEİAŞ tarafından talep
edilen Aktif Güç aralığının limitine kadar Aktif Güç Çıktısını
ayarlayabilecektir, burada t1 ilk gecikmedir ve t2, tam aktivasyon
zamanıdır.
- Aktivasyonun ilk gecikmesi mümkün olduğunca kısa olacaktır. 0.5
saniyeden daha büyük olması halinde, aktivasyonun ilk gecikmesi
makul olarak HVDC Sistemi Sahibi tarafından TEİAŞ’ye
doğrulanacaktır ve TEİAŞ’nin onayına tabi olacaktır.
P
Pmax
P1
Pmax
t1
t s
t2
Şekil 2: Bir HVDC Sisteminin Aktif Güç Frekansı Tepki yeteneği. P, Frekanstaki adım
değişikliğinin tetiklediği Aktif Güçteki değişikliktir.
Parametreler
Zaman
Maksimum kabul edilebilir ilk
gecikme t1
0.5
saniye
Tam aktivasyon için maksimum
30
saniye
kabul edilebilir zaman t2 ,
Tablo 3: Frekans adımı değişikliğinden kaynaklanan Aktif Güç Frekans Tepkisinin tam
aktivasyonu için parametreler
(e) Çeşitli Kontrol Alanlarına ya da Senronize Alanlara bağlanan HVDC Sistemleri için,
Frekansa Duyarlı Mod işletiminde, HVDC Sistemi, herhangi bir zamanda ve devamlı
bir süre için Aktif Güç Frekans Yanıtını ayarlayabilecektir.
(f) Bir Frekans sapması devam ettiği sürece, Aktif Güç kontrolü, Aktif Güç Frekans
Tepkisinin üzerinde hiçbir advers etkiye sahip olmayacaktır.
MADDE 71 Sınırlı Frekans Duyarlılık Modu Aşırı Frekansı (LFSM-O)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 12 ile uyumluluk]
110
1. MADDE 70’e ek olarak Sınırlı Frekans Duyarlılık Modu –Fazla frekans (LFSM-O) ile
ilgili olarak aşağıdakiler geçerli olacaktır:
(a) HVDC Sistemi, %0.1’den yukarı yönlü olarak ayarlanabilen bir Eğim S3 ile birlikte
50.2 Hz ve 50.5 Hz arasında ayarlanabilir olan bir Frekans eşiğinde f1 Şekil 1’e uygun
olarak hem ihraç hem ithal esnasında AC Ağları ile Aktif Güç alışverişini
ayarlayabilecektir. LFSM-O modunda, HVDC Sistemi gücü Minimum HVDC Aktif
Güç İletim Kapasitesinde aşağı yönlü olarak ayarlayabilecektir. Frekans eşiği 50.2
Hz’ye ayarlanmıştır ve Eğim, TEİAŞ tarafından aksi ifade edilmedikçe %4’e
ayarlanır. Son durumda, Frekans eşiği ve Eğim ayarlamaları, EPDK’ya bildirime tabi
olacaktır. HVDC sistemi, mümkün olduğunca kısa ve 0.5 saniyeyi aşmayacak olan bir
başlangıç gecikmesiyle içine teknik olarak elverişli olduğu kadar hızlı bir şekilde Aktif
Güç Frekansı Yanıtını ayarlayabilecektir. Tam aktivasyon süresi 30 saniyeden daha
kısa olacaktır.
Şekil 3: LFSM-O’da HVDC sistemlerinin Aktif Güç Frekansı Tepkisi. P, ithal gücünün bir
azalması ya da ihraç gücünün bir artması gibi işletim koşuluna bağlı olarak HVDC
Sisteminden Aktif Güç çıkışındaki değişikliktir. fn, HVDC Sisteminin bağlı olduğu AC
Ağlarının nominal Frekansıdır ve f HVDC’nin bağlandığı AC ağlarındaki Frekans
değişikliğidir. F’nin f1’in üzerinde olduğu aşırı frekanslarda, HVDC Sistemi Eğim
ayarlamasına göre Aktif Gücü azaltacaktır.
(b) HVDC Sisteimi, LFSM-O’nun operasyonu esnasında stabil operasyonu
gerçekleştirebilecektir. LFSM-O aktif olduğu zaman, kontrol işlevlerinin hiyerarşisi,
MADDE 92’ye uygun olarak düzenlenecektir.
MADDE 72 Sınırlı Frekans Duyarlılık Modu Düşük Frekansı (LFSM-U)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 13 ile uyumluluk]
1. MADDE 70’e ek olarak Sınırlı Frekans Duyarlılık Modu –Düşük frekans (LFSM-U) ile
ilgili olarak aşağıdakiler geçerli olacaktır:
(a) HVDC Sistemi, %0.1’den yukarı yönlü olarak ayarlanabilen bir Eğim S4 ile
birlikte 49.8 Hz ve 49.5 Hz arasında ayarlanabilir olan bir Frekans eşiğinde f2
Şekil 4’e uygun olarak hem ihraç hem ithal esnasında AC Ağlarına Aktif Güç
111
Tepkisini ayarlayabilecektir. LFSM-U modunda, HVDC Sistemi gücü Maksimum
HVDC Aktif Güç İletim Kapasitesinde yukarı yönlü olarak ayarlayabilecektir.
Frekans eşiği 49.8 Hz’ye ayarlanmıştır ve Eğim, TEİAŞ tarafından aksi ifade
edilmedikçe %4’e ayarlanır. Son durumda, Frekans eşiği ve Eğim ayarlamaları,
EPDK’ya bildirime tabi olacaktır. Mümkün olduğunca kısa ve 0.5 saniyeyi
aşmayacak olan bir başlangıç gecikmesiyle içinde teknik olarak elverişli olduğu
kadar hızlı bir şekilde Aktif Güç Frekansı Yanıtı active edilecektir. Tam
aktivasyon süresi 30 saniyeden daha kısa olacaktır.
Şekil 4: LFSM-U’da HVDC sistemlerinin Aktif Güç Frekansı Tepkisi yeteneği. P, ithal
gücünün bir azalması ya da ihraç gücünün bir artması gibi işletim koşuluna bağlı olarak
HVDC Sisteminden Aktif Güç çıkışındaki değişikliktir. fn, HVDC Sisteminin bağlı olduğu
AC Ağlarının nominal Frekansıdır ve f HVDC’nin bağlandığı AC ağlarındaki Frekans
değişikliğidir. F’nin f2’nin üzerinde olduğu aşırı frekanslarda, HVDC Sistemi Eğim s4
ayarlamasına göre Aktif Gücü azaltacaktır.
(b) HVDC Sisteimi, LFSM-U’nun operasyonu esnasında stabil operasyonu
gerçekleştirebilecektir. LFSM-U aktif olduğu zaman, kontrol işlevlerinin
hiyerarşisi, MADDE 92’ye uygun olarak düzenlenecektir.
MADDE 73 Frekans Kontrolü
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 14 ile uyumluluk]
1. MADDE 70, MADDE 71 ve MADDE 72’de tanımlananlara ilave Frekans Kontrolü
tedarik etme yeteneği ile ilgili olarak
(a) HVDC Sistemi, system Frekansı istikrarının sağlanması için, HVDC Değiştirici
İstasyonun HDVC sistemin tüm Bağlantı noktalarındaki Frekanslara dayanan Aktif
Güç çıktısını module eden bağımsız bir kontrol modu ile donanımına sahip olmalıdır.
(b) Bu Frekans Kontrolünün işletim ilkesi, ilişkili performans parametreleri ve aktivasyon
kriterleri İlgili TSO(lar) tarafından tanımlanacaktır.
MADDE 74 Maksimum aktif güç kaybı
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 15 ile uyumluluk]
112
1. HVDC Sistemi, Türkiye LFC bloğundaki Aktif Güç enjeksiyonunun 1800 MW ile
sınırlı olacağı şekilde konfigüre edilecektir.
2. HVDC Sisteminin iki ya dad aha fazla LFC Bloğuna bağlandığı yerlerde, ortak mod
bozulmalarını hesaba katarak yukarıdaki MADDE 74(1)’de atıf edildiği gibi Aktif
Güç enjeksiyonunun maksimum kaybının bir koordine edilmiş değerini ayarlamak
amacıyla diğer İlgili TSO(lar)a danışacaktır. Bu koordineli değer 1800 MW’yi
aşmayacaktır.
3.2
Reaktif güç kontrolü ve gerilim desteği için gereklilikler
MADDE 75 Gerilim aralıkları
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 16 ile uyumluluk]
1. HVDC Çevirici İstasyonları kararlı durum Gerilim aralıkları ile ilgili olarak aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirebilecektir:
(a) MADDE 82’nin hükümlerine rağmen bir HVDC Çevirici İstasyonu, nominal Gerilim
(kV olarak) ile ilgili olarak Bağlantı Noktasındaki Gerilim ve Tablo 1 ya da Tablo
2’de belirtilen sürelerde Ağa bağlı kalabilecektir ve Bağlantı Noktasındaki Ağ
Geriliminin aralıkları dahilinde HVDC Sistemi Maksimum Akımında çalışabilecektir.
Bağlantı
Noktasında
nominal gerilim
66 kV
154 kV
400 kV
Gerilim
Aralığı
(kV)
İşlem süresi
56,1 – 72,5
Limitsiz
72,5 – 75,9
20 dakika
130,9 – 170
Limitsiz
170 – 172,5
20 dakika
340 – 420
Limitsiz
420 – 440
60 dakika
Tablo 4: Bu Tablo, Ağdan bağlantısı kesilmeksizin Bağlantı Noktalarında nominal system
değerinden sapan Gerilimler için HVDC Sisteminin çalışabileceği minimum süreleri gösterir.
(b) Sistem güvenliğin korunması ya da restore edilmesinin gerekmesi halinde, bir HVDC
Sisteminin teknik yeteneklerinin en iyi şekilde kullanılmasını sağlamak için TEİAŞ ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü ve HVDC Sistem Sahibi arasında işletim
için daha geniş Gerilim aralıkları ya da daha uzun minimum süreler kabul edilebilir.
Daha geniş Gerilim aralıkları ya da daha uzun minimum süreler ekonomik ve teknik
olarak elverişli ise, HVDC Sistem Sahibi onayı makul olmayan şekilde
alıkonmayacaktır.
113
(c) TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü bir HVDC Çevirici İstasyonunun
otomatik bağlantı kesimi yapabildiği Bağlantı Noktasındaki Gerilimleri belirtme
hakkına sahip olacaktır. Otomatik bağlantı kesimi için şartlar ve ayarlamalar TEİAŞ
ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü ve HVDC Sistem Sahibi arasında kabul
edilecektir.
MADDE 76 Arızalar esnasında kısa devre katkısı
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 17 ile uyumluluk]
1.
HVDC Sistemleri Gerilim stabilitesi ile ilgili olarak aşağıdaki gereklilikleri yerine
getirebilecektir:
(a)TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, bir HVDC Sisteminin
simetrik (3-faz) arızaları durumuna bir Bağlantı Noktasında Hızlı Arıza Akımını
tedarik etme yeteneğine sahip olmasını isteme hakkına sahip olacaktır.
(b)TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, HVDC Sistem Sahibine
aşağıdakileri belirtecektir:
– Bir Gerilim sapmasının nasıl ve ne zaman tespit edileceği ve ayrıca Gerili
sapmasının sonu,
– Hızlı Arıza Akımının karakteristikleri,
– Hızlı Arıza Akımının birçok aşamayı içerebilen zamanlaması ve hassasiyeti.
(c) Asimerik (1-faz ya da 2-faz) arızalar durumunda Hızlı Arıza Akımının tedariki ile
ilgili olarak TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü asimetrik akım
enjeksiyonu gerekliliğini isteme hakkına sahip olacaktır.
MADDE 77 Reaktif Güç Yeteneği
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 18 ile uyumluluk]
1.
HVDC Çevirici İstasyonu, MADDE 77(2)’de atıf edilen anlaşmaya uygun olarak
bağlantı esnasında ya da müteakiben Bağlantı Noktalarında Gerilim stabilitesine atfen
aşağıdaki gereklilikleri yerine getirecektir:
(a) Değişen Gerilim bağlamında Reaktif Güç yeteneği şartları ile ilgili olarak.
Sınırları dahilinde HVDC Çevirici İstasyonunun Maksimum Aktif Güç
İletim Kapsitesinde Reaktif Güç tedarik edebileceği U-Q/Pmaks-profili
aşağıdaki noktalar tarafından tanımlanan bir dikdörtgen şekline sahiptir:
Bağlantı Noktasında Gerilim
Q/Pmax [pu]
x1=0.46pu (lag)
x2=0.46pu (lag)
x3=-0.33 (lead)
x4=-0.33 (lead)
y1=
y2=
y3=
y4=
66 kV
için:
56.1 kV
72.5 kV
72.5 kV
56.1 kV
114
154 kV
için:
130.9 kV
170 kV
170 kV
130.9 kV
400 kV
için:
340 kV
420 kV
420 kV
340 kV
(b) HVDC Sistemi 10 saniyeden daha iyi olan zaman çizelgelerinde UQ/Pmaks-profili içinde herhangi bir işletim noktasına hareket edebilir
olacaktır
(c) Maksimum HVDC Aktif Güç İletim Kapasitesinin (P<Pmaks) altındaki bir
Aktif Güç Çıktısında çalışırken, HVDC Çevirici İstasyonu, MADDE
77(1)a’da tanımlandığı gibi aynı dikdörtgen şekilli U-Q/Pmaks-profili içine
dahil edilen her bir olası işletim noktasında çalışabilecektir.
2. MADDE 77(1)’in öngördüğü Reaktif Güç kapasitelerine bağlantı esnasında İlgili Ağ
Operatörünün ihtiyaç duymaması halinde, HVDC Sistem Sahibi, TEİAŞ ile koordinasyonlu
olarak İlgili Ağ Operatörü ile iki taraflı bir anlaşma edinerek MADDE 77(1)’in
gerekliliklerinin yerine getirilmesini erteyebilir. Bu durumda HVDC Sistem Sahibi aşağıdaki
gereklilikleri yerine getirmek zorundadır:
(a) HVDC Çevirici İstasyonunun, MADDE 77(1)’in öngördüğü Reaktif Güç
kapasitelerini karşılamak için ilave tesis ya da ekipman ve/veya yazılım ile yeteneğe
sahip olduğunu göstermek,
(b) Anlaşma, HVDC Sistem Sahibinin TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ
Operatörü tarafından tanımlanan bir süre noktasında HVDC Çevirici İstasyonu için bu
MADDE 77(1) tarafından öngörülen Reaktif Güç kapasitelerini finance edeceğine ve
kuracağına dair bir kontratı içerecektir. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ
Operatörü, HVDC Sistem Sahibinin tam Reaktif Güç kapasitelerini kurmasını
gerektirecek herhangi bir taahhütlü gelişmesinin önerilen tamamlanma tarihini HVDC
Sistem Sahibine bildirecektir.
(c) Anlaşma HVDC Çevirici İstasyonuna Reaktif Güç kapasitelerinin donanımının
iyileştirilmesi için kesin geliştirme zaman çizelgesini içerecektir. TEİAŞ ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, Reaktif Güç kapasitelerinin donanımının
iyileştirilmesi için zaman noktasının belirtilemesinde bu geliştirme zaman çizelgesini
hesaba katmalıdır.
MADDE 78 Network Ağ ile alış veriş edilen reaktif güç
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 19 ile uyumluluk]
1. HVDC Sistem Sahibi, Bağlantı Noktasında Ağ ile alış veriş edilen HVDC Çevirici
İstasyonunun Reaktif Gücünün, 0.1 ila 0.3 pu aralığı arasındaki İlgili TSO(lar) ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından belirtilen bir değerle sınırlı olmasını
sağlayacaktır.
2. MADDE 79(1)’de listelendiği gibi HVDC Çevirici İstasyonunun Reaktif güç kontrol
modu işletiminin sebep olduğu Reaktif Güç varyasyonu, MADDE 24’e göre (±%3)
Bağlantı Noktasındaki izin verilen değeri aşan bir Gerilim adımı ile sonuçlanmayacaktır.
MADDE 79 Reaktif Güç Kontrol Modu
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 20 ile uyumluluk]
115
1. Her bir HVDC Çevirici İstasyonu, bir minimum olarak, MADDE 79(5)’te atıf edilen
anlaşmaya uygun olarak bağlantı zamanında ya da müteakiben gerilim kontrol modunda
çalışabilir olacaktır.
2. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü başka kontrol modu yeteneklerini
isteme hakkına sahip olacaktır.
3. Gerilim kontrol modu amacıyla her bir HVDC Çevirici İstasyonu, aşağıdaki
karakteristiklere uygun olarak MADDE 77 ve MADDE 78’in hükümlerine saygılı olurken
yeteneklerini kullanarak Bağlantı Noktasında Gerilim kontrolüne katkıda bulunma yeteneğine
sahip olacaktır:
(a) Bağlantı Noktasındaki bir Ayarlama Noktası Gerilimi, TEİAŞ ile koordinasyonlu
olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından tanımlandığı gibi devamlı olarak ya da
basamaklar halinde spesifik bir operasyon aralığını kapsamak için belirtilecektir;
(b) Gerilim kontrolü, nominal Ağ Geriliminin sıfır ila +/-%5’i arasındaki bir aralıkta
seçilebilen Ayarlama Noktasının civarındaki bir ölü bant ile ya da ölü bantsız
işletilebilir. Ölü bant %0.5’ten daha büyük olmayan adımlarda ayarlanabilecektir.
(c) Gerilimdeki bir adım değişikliğinin ardından, HVDC Çevirici İstasyonu
aşağıdakileri yapma yeteneğine sahip olacaktır
i. bir zaman t1 = 1 saniye içinde Reaktif Güç çıktısının %90’ının başarılması;
ve
ii. t2=5 saniyelik bir zaman için işletim Eğimi tarafından tanımlanan değerde,
maksimum Reaktif Gücün ± 5 Mvar ya da % 5’inden daha yüksek olmayan
(hangisi daha küçükse) bir kararlı durum toleransı ile düzenlenmesi.
(d) Gerilim kontrol modu, bir modifiye edilmiş Ayarlama Noktası Gerilimi ve bir ilave
talimat verilen Reaktif Güç bileşeni kombinasyonuna dayanarak Reaktif Güç çıktısını
değiştirme yeteneğini içerecektir. Eğim, %2 ila 7 arasındaki bir aralıkta TEİAŞ ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından belirtilecektir ve adımlar
%0.5’ten daha büyük olmayacaktır.
4. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, Ayarlama Noktalarının uzaktan
seçimini sağlamak için gereken herhangi bir ekipmanı tanımlayacaktır.
5. MADDE 79(1) ve MADDE 79(3) tarafından gerekli görülen gerilim kontrol moduna,
bağlantı esnasında İlgili Ağ Operatörünün ihtiyaç duymaması halinde, HVDC Sistem Sahibi,
TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü ile iki taraflı bir anlaşma edinerek
MADDE 79(3)’ün gerekliliklerinin yerine getirilmesini erteyebilir. Bu durumda HVDC
Sistem Sahibi aşağıdaki gereklilikleri yerine getirmek zorundadır:
(a) HVDC Çevirici İstasyonunun, MADDE 79(3)’ün öngördüğü gerilim kontrol
modunu karşılamak için ilave tesis ya da ekipman ve/veya yazılım ile yeteneğe sahip
olduğunu göstermek,
(b) Anlaşma, HVDC Sistem Sahibinin TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ
Operatörü tarafından tanımlanan bir süre noktasında HVDC Çevirici İstasyonu için bu
MADDE 79(3) tarafından öngörülen gerilim kontrol modunu finanse edeceğine ve
116
kuracağına dair bir kontratı içerecektir. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ
Operatörü, HVDC Sistem Sahibinin tam gerilim kontrol modunu kurmasını
gerektirecek herhangi bir taahhütlü gelişmesinin önerilen tamamlanma tarihini HVDC
Sistem Sahibine bildirecektir.
(c) Anlaşma HVDC Çevirici İstasyonuna Reaktif Güç kapasitelerinin donanımının
iyileştirilmesi için kesin geliştirme zaman çizelgesini içerecektir. TEİAŞ ile
koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, bu gerilim kontrol modunundonanımının
iyileştirilmesi için zaman noktasının belirtilemesinde bu geliştirme zaman çizelgesini
hesaba katmalıdır.
MADDE 80 Aktif ya da Reaktif Güç Katkısı Önceliği
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 21 ile uyumluluk]
1. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü, bu Yönetmeliğe uygun olarak
tanımlanan HVDC Sisteminin yeteneklerini kullanarak, düşük ya da yüksek Gerilim işletimi
esnasında ve arıza sonrası sisteme katkı yeteneğinin gerekli olduğu arızalar esnasında Aktif
Güç katkısına ya da Reaktif Güç katkısına öncelik verme hakkına sahip olacaktır. Bunların
tedariki mümkün olan en kısa süre içinde ve arızanın başlamasından sonraki en geç 100
ms’lik bir süre içinde tesis edilecektir.
MADDE 81 Güç kalitesi
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 22 ile uyumluluk]
1. Bir HVDC Sistem Sahibi, Ağa HVDC Sistem Bağlantısının, MADDE 23 ila MADDE
27’de tanımlanan seviyeleri aşarak, Bağlantı Noktalarında Ağ üzerindeki kaynak Geriliminin
bir bozulma ya da dalgalanma seviyesi ile sonuçlanmamasını sağlayacaktır. Yürütülecek
gerekli çalışmaların prosesi ve dahil olan tüm Şebeke Kullanıcıları tarafından tedarik edilecek
ilgili veriler ve ayrıca tanımlanan ve uygulanan iyileştirici eylemler, MADDE 86’daki işleme
uygun olacaktır.
.
3.3
Arıza sonrası sisteme katkı yeteneği için gereklilikler
MADDE 82 Arıza sonrası sisteme katkı yeteneği
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 23 ile uyumluluk]
1. Bir HVDC Sisteminin arıza sonrası sisteme katkı yeteneği ile ilgili olarak:
(a) Şekil 1’e ve Tablo 1’e uygun olarak tanımlanan Gerilime karşı zaman profili,
HVDC Çevirici İstasyonunun Ağa bağlı kalmaya devam etme ve arızanın
giderilmesinin ardından güç sistemi geri geldikten sonra stabil işletime devam
edebilme kabiliyetine sahip olacak arıza koşulları için Bağlantı Noktalarında
geçerlidir. Bu Gerilime karşı zaman profili, arıza öncesinde, esnasında ve arıza
sonrasında bir zaman fonksiyonu olarak bir simetrik arıza esnasındaki Bağlantı
Noktalarındaki Ağ Gerilim Seviyesi üzerindeki fazdan faza Gerilimlerin sürecinin
bir alt limiti tarafından ifade edilir.
117
(b) HVDC Sistem Sahibinden talep gelmesi üzerine TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü,
aşağıdakilerle ilgili olarak MADDE 89’da tanımlanan arıza öncesi ve arıza sonrası
koşullarını tedarik edecektir:
- MVA cinsinden ifade edilen Bağlantı Noktalarındaki arıza öncesi minimum
kısa devre kapasitesi;
- Aktif Güç çıktısı ve Reaktif Güç çıktısı olarak ifade edilen HVDC Çevirici
İstasyonunun arıza öncesi işletim noktası ve Bağlantı Noktalarındaki işletim
Gerilimi;
- MVA cinsinden ifade edilen Bağlantı Noktalarındaki arıza öncesi minimum
kısa devre kapasitesi.
Alternatif olarak, tipik durumlardan türetilen yukarıdaki koşullar için jenerik değerler TEİAŞ
ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından tedarik edilebilir.
Şekil 5: Bir HVDC Çevirici İstasyonunun arıza sonrası sisteme katkı yeteneği profili.
Diyagram, bir arıza öncesinde, esnasında ve sonrasında birim başına gerçek değeri ve nominal
değerinin oranı tarafından ifade edilen Bağlantı Noktasındaki bir Voltaja karşı zaman
profilinin alt limitini temsil eder. URET, bir arıza esnasında Bağlantı Noktasında tutulan
Voltajdır, TCLEAR arızanın süresidir, UREC1 ve tREC1 arızanın giderilmesinin ardından Gerilim
geri kazanımının alt limitlerinin bir noktasını belirtir. Ublock, Bağlantı Noktasındaki blokaj
Voltajıdır. Atıf edilen zaman değerleri TFAULT’tan ölçülür.
Gerilim parametreleri
[pu]
URET
0.00
UREC1
0.425
UREC2
0.85
Zaman parametreleri [saniye]
tCLEAR
tREC1
tREC2
0.25
1,625
3.0
Tablo 6: Şekil 1 için parametreler: bir HVDC Çevirici İstasyonunun arıza sonrası sisteme
katkı yeteneği ile ilgilidir.
(c) HVDC Çevirici İstasyonu, iç arızalar için korunma şeması HVDC Çevirici
İstasyonunun Ağdan bağlantısının kesilmesini gerektirmedikçe MADDE 89’da
açıklanan arıza öncesi ve arıza sonrası koşullar bakımından bir simetrik arıza
esnasında Bağlantı Noktasındaki Ağ Gerilim seviyesinin üzerindeki fazdan-faza
Gerilimlerinin fiili gidişatı Şekil 1’de tanımlanan alt limitin üzerinde kaldığı zaman
Ağa bağlı olarak kalma ve stabil işletime devam etme yeteneğine sahip olacaktır. İç
118
arızalar için korunma şemaları ve ayarlamaları, arıza sonrası sisteme katkı yeteneği
performansını tehlikeye atmamak üzere tasarlanacaktır.
(d) Bağlantı Noktalarındaki Gerilimlerden en az biri Ubloktan düşük olduğu zaman
HVDC Sisteminin bloke yapmasına izin verilir. Blokaj, teknik olarak elverişli
olduğu kadar kısa olacak bir zaman çerçevesi için ve Bağlantı Noktalarındaki tüm
Gerilimleri bir kez daha Ubloğun üzerinde olduğu zamandan en geç 150 ms sonra
hiçbir Aktif ve Reaktif Güç katkısı olmaksızın Ağa bağlı kalmak anlamına gelir.
HVDC Sistem Sahibi makul olarak blokajın 0.1 [pu] üzerindeki Voltajlar için teknik
olarak gerekli olduğunu makul olarak doğrulamadıkça, Ublok 0.1 [pu]’ya eşittir. Bu
durumda Ublok, HVDC Sisteminin blokaj olmaksızın çalıştırılabileceği en düşük
Voltaj değerinde tesis edilir. Her halukarda Ublok 0.5 [pu]’dan daha yüksek
olacaktır.
(e) MADDE 91’in hükümlerine uygun olarak, düşük gerilim koruması, HVDC Çevirici
İstasyonunun olası en geniş teknik yeteneğine kadar HVDC Sistem Sahibi
tarafından ayarlanacaktır TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü,
MADDE 91’e uygun olarak daha düşük genişliğe sahip ayarlamaları gerektirebilir.
(f) Şekil 1’e ve Tablo 1’e uygun olarak MADDE 82 1(a)’da tanımlanan gerilimzaman-profili, aynı zamanda tekil faz arızası için de geçerlidir. HVDC Çevirici
İstasyonunun Ağa bağlı kalmaya devam etme ve arızanın giderilmesinin ardından
güç sistemi geri geldikten sonra stabil işletime devam edebilme kabiliyetine sahip
olacak arıza koşulları için Bağlantı Noktalarında geçerlidir. Bu Gerilime karşı
zaman profili, arıza öncesinde, esnasında ve arıza sonrasında bir zaman fonksiyonu
olarak bir simetrik arıza esnasındaki Bağlantı Noktalarındaki Ağ Gerilim Seviyesi
üzerindeki fazdan faza Gerilimlerin sürecinin bir alt limiti tarafından ifade edilir.
MADDE 83 Arıza sonrası aktif güç geri kazanımı
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 24 ile uyumluluk]
HVDC Çevirici İstasyonunun bağlantıyı kestiği arıza koşulları için, MADDE 82’in
koşullarına itibar ederken, HVDC Sistemi, TEİAŞ’den arıza öncesi koşulların tedarik
edilmesine dair talebin ya da TEİAŞ tarafından talep edilen iletilen Aktif Gücün herhangi
başka bir değeri tedarik edebilme yeteneğine sahip olacaktır.
MADDE 84 DC arızalarının hızlı düzeltilmesi
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 25 ile uyumluluk]
DC ek yük hatlarını içeren HVDC Sistemleri, HVDC Sisteminin içindeki geçici arızalardan
hızlı bir şekilde kurtulabilecektir. Bu yeteneği detayları, MADDE 91’e göre koruma şemaları
ve ayarlamaları hakkındaki koordinasyona ve anlaşmalara tabi olacaktır.
3.4 Kontrol için aranan şartlar
119
MADDE 85 Çeviricinin enerjilendirilmesi ve senkronizasyonu
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 26 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörü tarafından aksi talimat verilmedikçe, aşağıdakiler geçerli olacaktır: Bir
HVDC Çevirici İstasyonunun enerjilendirilmesi ve AC Ağına senkronize edilmesi esnasında,
HVDC Çevirici İstasyonu her türlü Voltaj değişikliğini, MADDE 24’e göre Bağlantı
Noktasında izin verilen değeri (±%3) aşmayacak bir kararlı durum seviyesinde sınırlama
kapasitesine sahip olacaktır. İlgili Ağ Operatörü, TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak, bağlantı
anlaşmasına dahil edilen bağlantı ile ilgili şart ve koşullarda Voltaj geçişlerinin maksimum
büyüklüğünü, süresini ve ölçüm penceresini tanımlama hakkına sahiptir.
MADDE 86 HVDC Sistem(leri) ve/veya diğer tesis(ler) ve ekipmanlar
arasındaki etkileşim
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 27 ile uyumlulaştırma]
1. Birçok HVDC Çevirici İstasyonu ve/veya diğer tesis(ler) ve ekipman yakın elektriksel
çevre içinde olduğu zaman, TEİAŞ (diğer HVDC Sistemlerinin, Güç Üretim Modüllerinin ya
da bitişikteki AC Ağındaki herhangi bir koruma cihazının operasyonuna karşı enterferans ya
da tehlikeye atma durumu yaratılması gibi ancak bunlarla sınırlı olmaksızın) hiçbir advers
etkileşimin meydana gelemeyeceğini gösteren çalışmaların kapsamını isteme ve tanımlama
hakkına sahiptir. Advers etkileşim tanımlanırsa, çalışmalar bu Yönetmeliğin gerekliliklerine
uyulmasını sağlamak için uygulanacak olası hafifletici aksiyonları tanımlayacaktır.
2. Çalışmalar, her bir yeni Bağlantı Noktası ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından tanımlanan tüm
diğer tarafların katılımı ile bağlantıyı yapan HVDC Sistemi Sahibi tarafından
gerçekleştirilecektir. Bu şekildeki üçüncü şahıslar çalışmalara katkı sağlayacaktır ve
çalışmaların amaçlarını yerine getirmek için makul olarak gerekli görüldüğü gibi girdilerini
tedarik edecektir. TEİAŞ, gerekirse bitişik TSO(lar) ile koordinasyonlu olarak bu girdiyi
toplayacaktır ve bunu MADDE 7 deki gizlilik zorunluluklarına uygun olarak çalışmalardan
sorumlu tarafa aktaracaktır.
3. TEİAŞ, MADDE 86 (1)’e uygun olarak tanımlanan kapsamlarına ve derecelerine
dayanarak çalışmaların sonucunu değerlendirecektir. Değerlendirme için gerekli olması
halinde, TEİAŞ, HVDC Sistem Sahibinden bu aynı kapsam ve derece ile bağlantılı olarak
başka çalışmalar gerçekleştirmesini isteme hakkına sahiptir.
4. TEİAŞ, çalışmayı inceleme ya da kopyalama hakkına sahiptir. HVDC Sistem Sahibi,
TEİAŞ’a bu çalışmanın gerçekleştirilmesine izin veren tüm ilgili verileri ve modelleri tedarik
edecektir.
5. MADDE 86 (2) ve MADDE 86 (4)’ün hükümlerine göre yürütülen ve TEİAŞ tarafından
gözden geçirilen çalışmalar tarafından tanımlanan tüm gerekli hafifletme aksiyonları yeni
HVDC Çevirici İstasyonunun parçası olarak üstlenilecektir.
6. TEİAŞ, bireysel HVDC Sistemi için ya da hem TSO ekipmanının gem de Şebeke
Kullanıcılarının bütünlüğünü korumak için yaygın olarak gömülü HVDC Sistemleri boyunca
toplu olarak anahtarlama, yük atma ve enerji verme gibi olaylarla ilişkili geçici performans
seviyelerini belirtme hakkına sahiptir.
120
MADDE 87 Güç salınımı sönümleme kapasitesi
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 28 ile uyumlulaştırma]
1. HVDC Sistemi, bağlanan AC Ağlarındaki güç salınımlarının sönümlenmesine katkı
sağlayabilecektir. HVDC Sisteminin kontrol sistemi, güç salınımlarının
sönümlenmesini azaltmayacaktır. TEİAŞ, en azından [NC OS] MADDE 74’te
öngörüldüğü gibi dinamik stabilite değerlerndirme çalışmalarını hesaba katarak Ağ
Koşullarını ve kontrol şemasının pozitif olarak sönümleyebileceği salınımların bir
Frekans aralığını belirtecektir. Kontrol parametresi ayarlamalarının seçini TEİAŞ ve
HVDC Sistem sahibi arasında kabul edilecektir.
MADDE 88 Senkronaltı torsiyon etkileşimi sönümleme kapasitesi
[Yeni Madde ENTSO-E HVDC NC Madde 29 ile uyumlulaştırma]
1. Senkronaltı torsiyon etkileşimi (SSTI) sönümleme kontrolü bakımından, HVDC Sistemi
torsiyon frekanslarının elektriksel sönümlemesine katkıda bulunabilecektir.
2. TEİAŞ, SSTI çalışmalarının gereken derecesini tanımlar ve Ağındaki ekipman ve ilgili
sistem koşulları ile ilgili olarak mevcut olan derecede girdi parametrelerini tedarik eder. SSTI
çalışmaları HVDC Sistem Sahibi tarafından tedarik edilecektir. Çalışmalar SSTI’nin mevcut
olduğu yerlerde varsa koşulları tanımlayacaktır ve tüm gerekli hafifletme prosedürlerini
önerecektir. Mevcut Güç Üretim Modüllerini, Mevcut Dağıtım Ağlarını, Mevcut Talep
Tesislerini ve Mevcut HVDC Sistemlerini içeren ancak bunlarla sınırlı olmaksızın, diğer
tesis(ler)in ve ekipmanların sahiplerinden bu çalışmalara gereken katkıların yapılmasından
makul olmayan bir şekilde kaçınılmayacaktır. TEİAŞ, gerekirse bitişik TSO’larla
koordinasyon içinde bu girdileri toplayacaktır ve bunları MADDE 70 deki gizlilik
yükümlülüklerine uygun olarak çalışmalar için sorumlu tarafa aktaracaktır.
3. TEİAŞ, SSTI çalışmalarının sonucunu değerlendirecektir. Değerlendirme için gerekli
olması halinde, TEİAŞ, HVDC Sistem Sahibinden bu aynı kapsam ve derece ile eş doğrultuda
başka SSTI çalışması gerçekleştirmesini talep etme hakkına sahiptir.
4. TEİAŞ çalışmayı inceleme ya da çoğaltma hakkına sahiptir. HVDC Sistem Sahibi
TEİAŞ’ye bu çalışmanın gerçekleştirilmesine izin veren tüm ilgili verileri ve modelleri
tedarik edecektir.
5. MADDE 88 (2)’nin ve MADDE 88 (4)’ün hükümleri altında gerçekleştirilen çalışmalar
tarafından tanımlanan ve TEİAŞ tarafından gözden geçirilen tüm gerekli hafifletici aksiyonlar
yeni HVDC Çevirici İstasyonunu bağlantısının parçası olarak üstlenilecektir.
MADDE 89 Ağ karakteristikleri
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 30 ile uyumlulaştırma]
1. Şebeke Karakteristikleri ile ilgili olarak, HVDC Sistemleri için aşağıdakiler geçerli
olacaktır:
121
(a) TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü, Bağlantı Noktasında(larında) en azından
minimum ve maksimum kısa devre gücünün hesaplanması için kullanılan yöntemi ve
arıza öncesi ve arıza sonrası koşulları tanımlayacaktır ve kamu oyuna sunacaktır.
(b) HVDC Sistemi, TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından tanımlanan kısa devre
güç menzili ve Ağ Karakteristikleri dahilinde çalışabilecektir.
(c) Her bir İlgili Ağ Operatörü, HVDC Sistem Sahibine, Bağlantı Noktasında Ağın
davranışını açıklayan Ağ eşdeğerliklerini tedarik ederek HVDC Sistem Sahiplerinin en
azından ancak bunlarla sınırlı olmaksızın HVDC Sisteminin kullanım ömrü üzerindeki
harmonikler ve dinamik stabilite bakımından sistemlerini tasarlamalarını
sağlayacaktır.
MADDE 90 HVDC Sistem sağlamlığı
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 31 ile uyumlulaştırma]
1. HVDC Sistemi, bağlı bulunduğu HVDC Sistemindeki ya da AC Ağındaki herhangi bir
planlı ya da planlanmamış değişiklik esnasında ve sonrasında Aktif Güç akışı ve Voltaj
seviyesinde minimum bir değişiklikle stabil operasyon noktalarını bulabilme kapasitesine
sahip olacaktır. TEİAŞ, HVDC Sistemlerinin stabil operasyonda kalacağı sistem
koşullarındaki değişiklikleri belirtme hakkına sahip olacaktır. Değişiklikler aşağıdakileri,
bunlarla sınırlı olmaksızın, içerebilir:
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
iletişim kaybı
HVDC ya da AC sisteminin yeniden konfigüre edilmesi
yük akışındaki değişiklikler
kontrol modunun değişikliği
kontrol sistemi arızası
bir direğin ya da çeviricinin açılması
2. HVDC Sistem Sahibi bir HVDC Çevirici İstasyonunun, herhangi bir çoklu terminalin ya da
Gömülü HVDC Sisteminin açılmasının ya da bağlantısının kesilmesinin MADDE 23 ila
MADDE 27’de belirtilen limitin ötesinde Bağlantı Noktalarındaki geçişlerle
sonuçlanmamasını sağlayacaktır.
3. HVDC Sisteminin bitişiğindeki ya da yakınındaki Ağda yer alan HVAC hatlarının
üzerindeki geçici arızalar HVDC Sistemindeki hiçbir ekipmanın Ağdaki hatların otomatik
olarak yeniden kapanmasına bağlı olarak Ağdan bağlantısının kesilmesine yol açmayacaktır.
4. HVDC Sistem Sahibi, TEİAŞ’a ya da İlgili Ağ Operatörüne(lerine) HVDC Sisteminin AC
sistem bozulmalarına karşı dirençliliği hakkında bilgi tedarik edecektir.
3.5
Koruma cihazları ve ayarları için gerekenler
MADDE 91 Elektrikten korunma şemaları ve ayarlar
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 32 ile uyumlulaştırma]
122
1.İlgili Ağ Operatörü, TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak, HVDC Sisteminin karakteristiklerini
hesaba katarak Ağı korumak için gereken şemaları ve ayarlamaları tanımlayacaktır. HVDC
Sistemi ve Ağ ile ilgili korunma şemaları ve HVDC Sistem ile ilgili ayarlar, İlgili Ağ
Operatörü, TEİAŞ ve HVDC Sistem Sahibi arasında koordine edilecektir ve
kararlaştırılacaktır. Dahili elektrik arızaları ile ilgili korunma şemaları ve ayarları, bu
yönetmeliğe uygun olarak HVDC Sisteminin performansını tehlikeye atmamak için
tasarlanacaktır.
2. HVDC Sisteminin elektrik koruması, sistem güvenliğini, personelin ve kamunun sağlığını
ve güvenliğini ve HVDC Sistemine gelecek hasarın hafifletilmesini hesaba katarak işletim
kontrollerinden daha öncelikli olacaktır.
3. Korunma şemalarındaki ya da HVDC Sistemi ve Ağ ile ilgili ayarlamalarındaki herhangi
bir değişiklik, HVDC Sistem Sahibi tarafından uygulanmadan önce İlgili Ağ Operatörü,
TEİAŞ ve HVDC Sistem Sahibi arasında kararlaştırılacaktır.
4. HVDC Sistem Sahibi korunma şemalarını ve bunların ayarlamalarını hazırlayacaktır,
bunları TEİAŞ’a ve İlgili Ağ Operatörü’ne onay için ibraz edecektir ve onaylanan korunma
ayarlamalarını uygulayacaktır.
MADDE 92 Korunma ve kontrolün öncelik sıralaması
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 33 ile uyumlulaştırma]
1. HVDC Sistem Sahibi tarafından tanımlanan, spesifik parametrelerin ayarlamaları dahil
olmak üzere farklı kontrol modlarından meydana gelen bir kontrol şeması TEİAŞ, İlgili Ağ
Operatörü ve HVDC Sistem Sahibi arasında koordine edilecektir ve kararlaştırılacaktır.
2. Korunma ve kontrolün öncelik sıralaması ile ilgili olarak, HVDC Sistem Sahibi,
korumalarını ve kontrol cihazlarını İlgili Ağ Operatörü ile koordinasyonlu olarak TEİAŞ
tarafından aksi ifade edilmedikçe azalan önem sırasında listelenen aşağıdaki önem
sıralamasına uygun olarak düzenleyecektir:
(a) Ağ sistemi ve HVDC Sistem koruması;
(b) Acil yardım için aktif Güç kontrolü
(c) Uygulanabilir ise sentetik eylemsizlik;
(d) MADDE 69(3)’te belirtilen otomatik iyileştirici işlemler;
(e) LFSM;
(f) FSM ve Frekans kontrolü;
(g)güç gradyanı kısıtlılığı;
MADDE 93 Korunma ve kontrol şemalarındaki ve ayarlarındaki
değişiklikler
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 34 ile uyumlulaştırma]
1. TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından gerekli görülmesi halinde ve MADDE 93(3)’e
uygun olarak HVDC Sisteminin farklı kontrol modlarının ve koruma ayarlarının parametreleri
HVDC Çevirici İstasyonunda değiştirilebilecektir.
123
2. Prosedür dahil olmak üzere HVDC Sisteminin farklı kontrol modlarının parametrelerinin
şemalarında ya da ayarlamalarında ve korunmasında yapılacak her türlü değişiklik İlgili Ağ
Operatörü, TEİAŞ ve HVDC Sistem Sahibi arasında koordine edilecektir ve
kararlaştırılacaktır.
3. HVDC Sisteminin kontrol modları ve ilişkili Ayar Noktaları TEİAŞ ile koordinasyonlu
olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından tanımlandığı gibi uzaktan değiştirilebilecektir.
3.6
Güç sistemi restorasyonu gereklilikleri
MADDE 94 Toparlanma
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 35 ile uyumlulaştırma]
1. Toparlanma yeteneği zorunlu değildir.
2. TEİAŞ, Kontrol Alanındaki Toparlanma Yeteneği eksikliğine bağlı olarak sistem
güvenliğinin risk altında olduğunu düşünürse, TEİAŞ, HVDC Sistem Sahibinden bir fiyat
teklifi alma hakkına sahiptir.
3. Toparlanma Yeteneğine sahip olan bir HVDC Sistemi, TEİAŞ tarafından karar verilen
kesintiden sonraki bir zaman zarfı dahilinde bağlı bulunduğu uzak AC-alt istasyonunun
barasını enerjilendirebilecektir. HVDC Sistemi MADDE 67’de tanımlanan Frekans
kısıtlamaları dahilinde ve TEİAŞ tarafından tanımlanan ya da MADDE 75 tarafından
tanımlanan Gerilim kısıtlamaları dahilinde, uygulanabilir olan yerlerde, senkronize
olabilecektir. TEİAŞ tarafından sistem güvenliğini tekrar sağlamak için gereken yerlerde daha
geniş Frekans ve/veya Gerilim aralıkları tanımlanabilir.
4. TEİAŞ, gerekirse bitişik TSO(lar) ve HVDC Sistem Sahibi ile koordinasyonlu olarak
Toparlanma Yeteneği kapasitesi ve elverişliliği ve işletim prosedürü üzerinde anlaşmaya
varacaktır.
3.7
Bilgi alış verişi ve koordinasyon
MADDE 95 İşletim
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 49 ile uyumlulaştırma]
1. İşletimin enstrümantasyonu ile ilgili olarak HVDC Sisteminin her bir HVDC Çevirici
Birimi İlgili Ağ Operatöründen ve TEİAŞ’tan Talimatlar alabilen bir otomatik kontrol cihazı
ile teçhiz edilecektir. Bu otomatik kontrol cihazı, HVDC Sisteminin HVDC Çevirici
Birimlerini koordineli bir şekilde çalıştırabilecektir. İlgili Ağ Operatörü her bir HVDC
Çevirici Birim için ptpmatik kontrol cihazı hiyerarşisini tanımlar.
a) HVDC Sisteminin otomatik kontrol cihazından İlgili Ağ Operatörleri arasında değiş
tokuş edilen sinyal türleri aşağıdaki gibidir:
- işletim sinyalleri;
- alarm sinyalleri;
i. Her bir HVDC Çevirici Birim için işletim sinyalleri ile ilgili olarak, sinyaller
uygulanabilir olarak aşağıdakiler tarafından sınıflandırılır ancak sınırlandırılmaz:
124
-
Devreye alma;
AC ve DC gerilim ölçümleri;
AC ve DC akım ölçümleri;
AC tarafında Aktif ve Reaktif Güç ölçümleri;
Aktif DC güç ölçümleri;
HVDC Sistemi bakımından HVDC Çevirici Birim seviyesindeki çok direkli
operasyon türü;
Elemanlar ve topoloji durumu;
FSM, LFSM-O ve LFSM-U aktif güç aralıkları;
ii.Her bir HVDC Çevirici Birim için alarm sinyalleri ile ilgili olarak, sinyaller
uygulanabilir olarak aşağıdakiler tarafından sınıflandırılır ancak sınırlandırılmaz:
- Acil durum blokajı;
- Rampa blokajı;
- Hızlı Aktif Güç tersinmesi;
b) İlgili Ağ Operatörü ve HVDC Sisteminin otomatik kontrol cihazı arasında alış veriş
edilen sinyal türleri aşağıdaki gibidir:
- işletim sinyalleri;
- alarm sinyalleri;
i. Her bir HVDC Çevirici Birim için işletim sinyalleri ile ilgili olarak, sinyaller
uygulanabilir olarak
aşağıdakiler tarafından sınıflandırılır ancak
sınırlandırılmaz
- Devreye alma komutu;
- Aktif Güç Ayar Noktaları;
- Frekansa Duyarlı Mod Ayarlamaları;
- Reaktif Güç, Gerilim ya da benzeri Ayar Noktaları;
- Reaktif Güç kontrol modları;
- Güç salınımı artışı kontrolü;
- Sentetik Eylemsizlik;
ii. Her bir HVDC Çevirici Birim için acil alarm sinyalleri ile ilgili olarak,
sinyaller uygulanabilir olarak aşağıdakiler tarafından sınıflandırılır ancak
sınırlandırılmaz:
- Acil durum blokajı komutu;
- Rampa blokajı komutu;
- Aktif Güç akış yönü
- Hızlı Aktif Güç tersinmesi komutu;
c) Her bir sinyalle ilgili olarak İlgili Ağ Operatörü tedarik edilen sinyalin kalitesini
tanımlama hakkına sahiptir.
MADDE 96 Parametre ayarlaması
[New Article, harmonization with ENTSO-E HVDC NC Article 50]
125
HVDC Sisteminin ana kontrol fonksiyonlarının parametreleri ve ayarları HVDC Sistem
Sahibi ve İlgili Ağ Operatörü arasında İlgili TSO(lar) ile koordinasyonlu olarak kabul
edilecektir. Parametreler ve ayarlamalar, gerekirse modifikasyonu mümkün kılacak bir
kontrol hiyerarşisi içinde uygulanacaktır. Bu ana kontrol fonksiyonları en azından aşağıdaki
gibidir:
 MADDE 70, MADDE 71 ve MADDE 72’de tanımlanan Frekansa Duyarlı
Modlar (FSM, LFSM-O, LFSM-U)
 Uygulanabilir ise MADDE 73’te tanımlanan frekans kontrolü;
 Uygulanabilir ise MADDE 79’da tanımlanan Reaktif Güç kontrol modu;
 MADDE 87’de tanımlanan Güç salınımı artış kapasitesi;
Madde 88’de tanımlanan alt senkron torsiyonel etkileşim artışı yeteneği.
MADDE 97 Arıza Kaydı ve İzlemesi
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 51 ile uyumlulaştırma]
1. Enstrümantasyon ile ilgili olarak:
a) Bir HVDC Sistem her bir HVDC Çevirici İstasyonu için aşağıdaki parametrlerini
içeren arıza aydı ve dinamik sistem davranışı takibini sağlamak için bir tesis ile teçhiz
edilecektir:
 AC ve DC gerilimi;
 AC ve DC akımı;
 Aktif güç;
 Reaktif güç; ve
 Frekans.
İlgili Ağ Operatörü, makul şekilde önceden bildirim yapılması şartıyla, HVDC Sistemi ile
uyumlulaştırılacak kaynak parametrelerinin kalitesini tanımlama hakkına sahiptir.
b) analog ve dijital kanalları, ayarlamaları yani tetikleme kriterlerini ve örnek hızları içeren
arıza kayıt ekipmanının detayları HVDC Sistem Sahibi, İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ
arasında kararlaştırılacaktır.
c) Bütün dinamik sistem davranışı takibi, yetersiz güç artışlı salınımları saptamak için
TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından belirtilen bir salınım
tetiklemesini içerecektir.
d) Kaynak ve dinamik system davranıış takibinin kalitesi için tesisler, HVDC Sistem
Sahibinin ve/veya İlgili Ağ Operatörünün bilgilere elektronik olarak erişmesini sağlayacak
düzenlemeleri içerecektir. Kayıtlı veriler için iletişim protokolleri HVDC Sistem Sahibi,
İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ arasında kabul edilecektir.
MADDE 98 Simülasyon modelleri
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 52 ile uyumlulaştırma]
1. TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü HVDC Sistem Sahibinden hem
kararlı durumdaki dinamik simülasyonlarda (temel frekans bileşeni) hem de elektromanyetik
126
geçici simülasyonlarda HVDC Sisteminin davranışını düzgün olarak yansıtan simülasyon
modellerini sağlamasını isteme hakkına sahiptir.
Modellerin tedarik edileceği format ve model yapısını ve blok diyagramları içeren
dokümantasyonun tedariki TEİAŞ ile koordinasyonlu olarak İlgili Ağ Operatörü tarafından
tanımlanacaktır.
2. Dinamik simülasyonlar amacıyla, tedarik edile modeller, belirtilen bileşenlerin mevcut olup
olmadığına bağlı olarak en azından aşağıdaki alt modelleri bunlarla sınırlı olmaksızın
içerecektir:
 HVDC Çevirici Birim modelleri
 AC bileşen modelleri
 DC şebeke modelleri
 Gerilim ve güç kontrolü
 Uygulanabilirse özel kontrol özellikleri, ör. Güç Salınım Artışı (POD)
fonksiyonu, Alt Senkron Torsiyonel Etkileşim (SSTI) kontrolü
 Uygulanabilirse çoklu terminal kontrolü
 TEİAŞ ve HVDC Sistem Sahibi arasında kararlaştırıldığı gibi HVDC Sistem
koruma modelleri
3. Modeller, BÖLÜM 8’e uygun olarak gerçekleştirilen uyumluluk testlerinin sonuçları esas
alınarak HVDC Sistem Sahibi tarafından doğrulanacaktır ve bu doğrulamanın bir raporu
TEİAŞ’a ibraz edilecektir. Ardından bunlar sitsem planlamasında ve işletiminde devamlı
değerlendirme çalışmalarında kullanılmak üzere BÖLÜM 8’de tanımlandığı gibi Uyumluluk
Simülasyonlarını bunlarla sınırlı olmaksızın içeren bu Yönetmeliğin gerekliliklerinin
doğrulanması amacıyla kullanılacaktır.
4. İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ, modellerin cevabını bu kayıtlarla kıyaslamak amacıyla
HVDC Sistem kayıtlarını isteme hakkına sahiptir.
5.KISIM
İletim Sistemine Bağlantı
BÖLÜM I
İletim Sistemine Bağlantı Esasları ve Taraflar
MADDE 99 İletim sistemine bağlantı esasları
( ESKİ MADDE 33)
(1) İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine
uygun olarak tesis edilir.
(2) TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak
Güç üretim Modülünün toplam maksimum Kapasitesi 50 MW’ı geçemez. Bu gücün 50 MW
ve üzeri olması durumunda bağlantı iletim seviyesinden yapılır. Ancak, orta gerilimden
sadece güç üretim Modülünün bağlı olduğu 400/33 kV merkezlerde bir dağıtım barasına
bağlanacak güç üretim Modüllerinin 3toplam maksimum kapasitesi , ilgili baranın kısa devra
arıza akım sınırını aşmaması kaydıyla, 50 MW’ı geçebilir. Transformatör merkezlerinde yer
127
alan fiderlerin ve transformatör kapasitesinin verimli kullanılması için; fider tahsis talepleri,
fider yüklenme durumları göz önüne alınarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından
yapılır. Teknik gereksinim halinde TEİAŞ tarafından transformatör merkezinde gerekli fider
değişikliği ve/veya düzenlemesi ilgili dağıtım lisans sahibi tüzel kişiye bildirilir. 10 MW’ın
altındaki üretim tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz. Bununla beraber, 10 MW altında
maksimum kapasitesi olan ve en yakın bağlantı noktası bir transformatör merkezi olan güç
üretim Modülleri için yakınlarda bağlanılabilecek dağıtım sistemine ait bir nokta olmaması,
söz konusu transformatör merkezinde kullanılabilecek bir fider bulunması, söz konusu fiderin
ileride dağıtım şirketlerince kullanılma olasılığının bulunmaması ve dağıtım şirketinin de
uygun görüşü alınması halinde müstakil fider tahsisi yapılabilir.
(3) Bağlantı talepleri, TEİAŞ tarafından ilgili mevzuat ve 35 inci madde hükümlerine
göre süresi içinde değerlendirilir ve sonuçlandırılır.
MADDE 100
Bağlantı esaslarına tabi taraflar
( ESKİ MADDE 34)
(1) İletim sistemine bağlantı esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişilere,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere,
uygulanır.
(2) Ayrıca, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde dağıtım sistemine bağlı olan 50 MW
ve üzerinde unite kapasitesine sahip güç üretim Modülleri de iletim sistemine bağlantı
esasları kapsamında değerlendirilir.
BÖLÜM II
İletim Sistemine Bağlantı ve/veya Sistem Kullanımı
MADDE 101
Bağlantı talebinin değerlendirilmesi
( ESKİ MADDE 35)
(1) Güç Üretim Modüllerinin ve tüketim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan
örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(2) TEİAŞ, güç üretim Modüllerinin iletim sistemine bağlantı ve/veya sistem
kullanım talebi hakkındaki görüşlerini 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmi Gazete’de
yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ve 2/11/2013
tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans
Yönetmeliğinin ilgili maddelerini dikkate alarak, görüş talebinin kendisine ulaşmasından
itibaren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri uyarınca kırkbeş gün içerisinde
sonuçlandırarak, gerekçeleri ile birlikte Kuruma bildirir.
128
(3) Güç Üretim Modülleri dışındaki bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak
TEİAŞ’a yapılan diğer başvurular incelenerek Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem
Kullanım Yönetmeliğinin ilgili maddeleri dikkate alınarak oluşturulan görüş, başvuru
tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı
olarak bildirilir.
(4) Tüzel kişiye önlisansının verilmesini takiben, bağlantı ve/veya sistem kullanım
anlaşmasına esas olmak üzere, Ek-11’in Bölüm 1'inde yer alan standart planlama verileri ile
iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizata ilişkin bilgiler tüzel kişi tarafından
bağlantı anlaşması başvurusu aşamasında TEİAŞ’a sunulur.
MADDE 102
Bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve yan
hizmet anlaşması
( ESKİ MADDE 36)
(1) Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren
altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel
kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini
yapabilmesi için ek bilgiye ihtiyaç duyması halinde, Ek-11’in Bölüm 2’sinde yer alan
ayrıntılı planlama verileri de tüzel kişiden talep edilebilir. Bu hallerde TEİAŞ tarafından
bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının önerilmesine ilişkin süre doksan gün
olarak uygulanır. Tüzel kişi TEİAŞ’ın anlaşma önerisine otuz gün içerisinde yazılı yanıt
verir.
(2) Tarafların mutabakatı halinde bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin
hüküm ve şartları içeren bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanır. TEİAŞ ve
lisans sahibi tüzel kişinin, bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin anlaşmanın
hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, ihtilaflar Kanunun ve tarafların
ilgili lisanslarının hükümlerine göre Kurum tarafından çözüme kavuşturulur ve konu
hakkında alınan Kurul kararları bağlayıcıdır.
(3) İletim sistemine halihazırda bağlı olan güç üretim tesisleri ile bağlantı ve/veya
sistem kullanımına ilişkin olarak üretim tesisleri dışında gerçek ve tüzel kişiler tarafından
TEİAŞ’a yapılan diğer başvurularda da aynı süreç uygulanır.
(4) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol, bekleme yedeği, anlık talep
kontrol, reaktif güç kontrol, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama
hizmeti sunacak tesisler için adına kayıtlı bulundukları tüzel kişi ile TEİAŞ arasında
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet
anlaşması imzalanır.
(5) Yeni devreye girecek üretim tesisleri için, üretim tesisi sahibi tüzel kişiler, yan
hizmet sertifikalarını ve/veya Sekonder Frekans Kontrol Performans Test Raporunu, ilgili
yan hizmeti sunmaya başlamadan önce ve geçici kabul tarihinden itibaren 90 gün içinde
TEİAŞ’a sunar.4
MADDE 103
Uyum ve testler
( ESKİ MADDE 37)
4
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir.
129
(1) Kullanıcı; güç üretim Modülünün ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis
ve/veya teçhizatın, sistemdeki tesis ve/veya teçhizata, bu Yönetmeliğe, bağlantı ve/veya
sistem kullanım anlaşmaları ile yan hizmetler anlaşmalarına uygun olduğunu aşağıdaki
usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ’a bildirir:
a) Kullanıcı, TEİAŞ ile mutabık kaldığı bir test programı ve takvimi
çerçevesinde, otomatik gerilim ve hız regülatörleri, diğer kontrol ve
iletişim sistemleri üzerinde yapılacak servise alma testlerinin bir parçası
olan açık ve yüklü devre ve fonksiyon testlerini TEİAŞ’ın gözetimi altında
yapar.
b) Kullanıcı, yukarıdaki testlerden elde edilen sonuçları ve kontrol sistemi
parametrelerinin son ayarlarını içeren bilgileri TEİAŞ’a sunar.
c) Kullanıcı, yan hizmetlere ilişkin olarak Ek-17’de yer alan usuller
çerçevesinde performans testlerinin gerçekleştirilmesini sağlar.
MADDE 104
Sisteme bağlantı onayı
( ESKİ MADDE 38)
(1) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesindeki
gerekliliklerini yerine getirip getirmediği kullanıcının başvurusu üzerine TEİAŞ
tarafından değerlendirilir. Bağlantı gerekliliklerinin yerine getirildiğinin tespiti
durumunda fiziki bağlantının yapılacağı tarih kullanıcıya bildirilir. Eksiklik tespit
edilmesi ve bu nedenle bağlantıya onay verilmemesi halinde tespit edilen eksiklikler
gerekçeleri ile birlikte başvuru tarihinden itibaren en fazla 60 gün içerisinde kullanıcıya
bildirilir ve eksikliklerin giderilmesi için kullanıcıya ek süre verilir.
(2) TEİAŞ, iletim sistemine bağlı bir kullanıcının, iletim sistemi üzerindeki tesis
ve/veya teçhizatının çalışmasını izleme hakkına sahiptir.
(3) İletim sistemine bağlı bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde ve/veya bunların
ayarlarında herhangi bir değişiklik teklifi, iletim sisteminin bütünlüğü ve diğer kullanıcıların
tesis ve/veya teçhizatı üzerindeki etkilerinin incelenebilmesi için kullanıcı tarafından yeterli
bir süre önceden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ, iletim sisteminin bütünlüğünü olumsuz yönde
etkileme ihtimali olan değişikliklerin yapılmasını kabul etmeyebilir.
BÖLÜM III
Yeni Güç Üretim Modüllerinin bağlantısı için işletim bildirimi prosedürü
MADDE 105
Genel Hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 24 ile uyumlulaştırma]
1. BÖLÜM 5,KISIM 3 hükümleri sadece Yeni Güç Üretim Modülleri için geçerli olacaktır.
2. Güç Üretim Tesisi Sahibi, MADDE 106 ila MADDE 113’te tanımlandığı gibi her bir Güç
Üretim Modülünün bağlantısı için işletim bildirimi prosedürünü başarılı bir şekilde
130
tamamlayarak bu Yönetmelikte Başlık 2’de atıf edilen gerekliliklere uyumluluğunu İlgili Ağ
Operatörüne gösterecektir.
3. İşletim bildirimi prosedürünün diğer detayları, İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ tarafından
tanımlanacaktır ve kamu oyuna sunacaktır.
MADDE 106
Tip A güç üretim Modüllerinin hükümleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 25 ile uyumlulaştırma]
1. Her bir yeni Tip A Güç Üretim Modülünün bağlantısı için işletim bildirim prosedürü bir
Kurulum Dokümanından meydana gelecektir. İlgili Ağ Operatöründen elde edilen bir
Kurulum Dokümanına dayanarak, Güç Üretim Tesisi Sahibi, gereken bilgileri dolduracaktır
ve bunları İlgili Ağ Operatörüne ibraz edecektir. Müteakip Güç Üretim Modülleri için ayrı
bağımsız Kurulum Dokümanları tedarik edilecektir.
2. Kurulum Dokümanının içeriği en azından aşağıdakileri içerecek şekilde İlgili Ağ Operatörü
tarafından tanımlanacaktır:

bağlantının yapıldığı lokasyon;

bağlantının tarihi;

kW cinsinden kurulumun Maksimum Kapasitesi;

birincil enerji kaynağının türü;

saha kurulumunda kullanılan Ekipman Sertifikalarına atıf;

bir Ekipman Sertifikası almamış olan kullanılan ekipman için bilgiler İlgili Ağ
Operatörü tarafından yönlendirildiği gibi tedarik edilecektir; ve

Güç Üretim Tesisi Sahibinin ve kurulumu yapanın irtibat bilgileri ve imzaları.
3. Bir Güç Üretim Modülünün kalıcı olarak işletmeden çıkarılması halinde, Güç Üretim Tesisi
Sahibi, yazılı olarak İlgili Ağ Operatörüne bildirim yapacaktır.
MADDE 107
Tip B, C ve D güç üretim Modüllerinin hükümleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 26 ile uyumlulaştırma]
1. Her bir Yeni Tip B, C ve D Güç Üretim Modülünün bağlantısı için işletim bildirimi
prosedürü bir Ekipman Sertifikasının kullanımına izin verir.
2. Ekipman Sertifikasının Güç Üretim Modülünün spesifik bir yapımı ve türü için
doğrulanmış verileri ve performansı birleştirmesi amaçlanmaktadır. Bu işlemin amacı, bu
verilerin tekrarlanarak kullanılması, ilgili olan yerlerde İşletim Bildirimi Prosedürünün bir
parçasının yerine veri performansın spesifik bölümlerinin doğrulanmasıdır.
3. Ekipman Sertifikası, toplam uyumu gösteremez ancak Güç Üretim Modülünün bileşenleri
hakkında valide edilmiş olarak kullanılabilir. Güç Üretim Tesisi Sahibine İlgili Ağ Operatörü
ile bir projein erken bir aşamasında varsa hangi parçaların tam uyumluluk süreci yenide kabul
edilebilir olduğunu ve bu tesisten yararlanmak için nasıl ilerlenmesi gerektiğini teyit etmesi
tavsiye edilmektedir.
131
MADDE 108
Tip B ve D güç üretim Modüllerinin hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 27 ile uyumlulaştırma]
1. Her bir Yeni Tip B ve D Güç Üretim Modülünün bağlantısı için işletim bildirimi prosedürü,
bir Güç Üretim Modülü Dokümanını (GÜMD)’yi içerecektir. Güç Üretim Tesisi Sahibi
tarafından tedarik edilen GÜMD, bir Uyumluluk Beyanı dahil, İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ
tarafından tanımlandığı gibi bilgileri içerecektir. GÜMD’nin gereken içeriğinin seçimi İlgili
Ağ Operatörü ve TEİAŞ tarafından tanımlanacaktır. İçeriği, Tip D Güç Üretim Modülleri için
MADDE 109 ila MADDE 113’te tanımlanan bilgileri içerecektir, ancak tek bir işletim
bildirimi aşamasında gönderim ve bunun yanı sıra azaltılmış detay gereklilikleri yoluyla
basitleştirilebilir. Güç Üretim Tesisi Sahibi gereken bilgilerin tedarik edecektir ve bunları
İlgili Ağ Operatörüne ibraz edecektir. Müteakip Güç Üretim Modülleri için ayrı bağımsız
GÜMD’ler tedarik edilecektir.
2. İlgili Ağ Operatörü veya TEİAŞ, eksiksiz ve yeterli bir GÜMD’nin Kabul edilmesi üzerine
Güç Üretim Tesisi Sahibine bir Nihai İşletim Bildirimini tanzim edecektir.
3. Bir Güç Üretim Modülünün kalıcı olarak işletmeden çıkarılması halinde, Güç Üretim Tesisi
Sahibi, yazılı olarak İlgili Ağ Operatörüne bildirim yapacaktır.
MADDE 109
Tip D Güç Üretim Modülleri için Hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 28 ile uyumlulaştırma]
Her bir Yeni Tip D Güç Üretim Modülünün bağlantısı için işletim bildirimi prosedürü
aşğıdakileri içerecektir:

Enerjilendirme İşletim Bildirimi (EİB);

Geçici İşletim Bildirimi (GİB); ve

Nihai İşletim Bildirimi (NİB).
MADDE 110
Tip D güç üretim Modülleri için enerjilendirme işletim
bildirimi (EİB)
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 29 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Enerjilendirme İşletim Bildirimi (EİB), Güç Üretim Tesisi Sahibine Bağlantı Noktası
tarafından tanımlanan şebeke bağlantısını kullanarak kendi dahili Ağını ve Güç Üretim
Modülleri yardımcı kısımlarını enerjilendirme yetkisi verir.
2. Bir Enerjilendirme İşletim Bildirimi (EİB), TEİAŞ ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasındaki
Bağlantı Noktasi ile ilgili koruma ve kontrol ayarlamaları hakkındaki anlaşmanın hazırlığının
tamamlanmasına tabi olarak TEİAŞ tarafından yapılmalıdır.
MADDE 111
(GİB)
Tip D güç üretim Modülleri için geçici işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 30 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Geçici İşletim Bildirimi (GİB), Güç Üretim Tesisi Sahibine belirli bir süre boyunca
şebeke bağlantısını kullanarak Güç Üretim Modülünü işletmek ve güç üretmek için yetki
verecektir.
132
2. Bir Geçici İşletim Bildirimi (GİB), bu Yönetmelikte öngörülen veri ve çalışma inceleme
sürecinin tamamlanmasına tabi olarak TEİAŞ tarafından yapılacaktır.
3. Veri ve çalışma incelemesi bakımından TEİAŞ, Güç Üretim Tesisi Sahibinden
aşağıdakileri talep etme hakkına sahip olacaktır:

maddelere ayrılmış olarak Uyumluluk Beyanı;

İlgili Ağ Operatörü tarafından belirtildiği gibi şebeke bağlantısı ile ilgili olarak
Güç Üretim Modülünün detaylı teknik verileri;

Güç Üretim Modülünün Ekipman Sertifikaları, uyumluluk kanıtının bir parçası
olarak bunlara güvenile yerlerde;

MADDE 49 (6) (c) tarafından belirtildiği ve İlgili Ağ Operatörü tarafından
öngörüldüğü gibi simülasyon modelleri;

bu Yönetmelikte BÖLÜM IV, KISIM4, 4.4 ve 4.5 tarafından öngörüldüğü gibi
beklenen kararlı durum ve dinamik performansı gösteren çalışmaları; ve

BÖLÜM IV, KISIM4, 4.2 ve 4.3’e uygun olarak amaçlanan uyumluluk
testlerinin detayları.
4. Güç Üretim Tesisi Sahibinin Geçici İşletim Bildirimi (GİB) statüsünde kalması için azami
süre yirmi dört ayı geçmeyecektir. TEİAŞ, daha kısa bir GİB geçerlilik süresi öngörme
hakkına sahiptir. GİB geçerlilik süresi EPDK’ya bildirim yapılmasına tabi olacaktır. Bu
bildirimin usulleri uygulanabilir ulusal yönetmeli çerçevesine uygun olarak saptanacaktır.
GİB uzatmaları sadece Güç Üretim Tesisi Sahibinin eksiksiz uyumluluk konusunda muazzam
ilerleme kaydetmesi halinde verilecektir. GİB uzatması esnasında, tamamlanmamış hususlar
açıkça tanımlanacaktır.
5. Güç Üretim Tesisi Sahibinin Geçici İşletim Bildirimi (GİB) statüsünde kalması için azami
sürenin bir uzatması (toplamda yirmi dört aylık bir sürenin ötesinde) TEİAŞ’a yapılan talep
üzerine verilebilir.
MADDE 112
(NİB)
Tip D güç üretim Modülleri için nihai işleti bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 31 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Nihai İşletim Bildirimi (NİB), Güç Üretim Tesisi Sahibine şebeke bağlantısını
kullanarak Güç Üretim Modülünü işletme yetkisi verecektir.
2. Bir Nihai İşletim Bildirimi (NİB), bir Geçici İşletim Bildirimi (GİB) statüsü amacıyla
tanımlanan tüm uyumsuzlukların önceden giderilmesi üzerine ve bu Yönetmelikte
öngörüldüğü gibi veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanmasına tabi olarak TEİAŞ
tarafından yapılacaktır.
3. Veri ve çalışma incelemesi bakımından Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından TEİAŞ’a
aşağıdakiler ibraz edilmelidir:


maddelere ayrılmış olarak Uyumluluk Beyanı; ve
test esnasında fiili ölçülen değerlerin kullanımı dahil MADDE 111 (3) (b), (c),
(d) ve (e)’de atıf edilen uygulanabilir teknik verilerin, simülasyon modellerinin
ve çalışmaların güncellenmesi.
133
4.Nihai İşletim Bildiriminin (NİB) verilmesi amacıyla tanımlanan uyumsuzluk durumunda,
TEİAŞ’a bir talep gönderilebilir. Güç Üretim Modülünün bu talebin hükümleriyle uyumlu
olması halinde TEİAŞ tarafından bir Nihai İşletim Bildirimi (NİB) verilecektir. TEİAŞ,
sahibinin talebi reddedilmiş olan Güç Üretim Modülünün işletilmesini reddetme hakkına
sahiptir. Güç Üretim Tesisi Sahibi ve TEİAŞ bir uyumsuzluk kararı alıncaya kadar TEİAŞ
tarafından Güç Üretim Modülünün uyumlu olduğu düşünülecektir.
MADDE 113
(SİB)
Tip D güç üretim Modülleri için sınırlı işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 32 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Nihai İşletim Bildirimi (NİB) verilen Güç Üretim Tesisi Sahipleri TEİAŞ’ı aşağıdaki
durumlar hakkında derhal bilgilendirecektir:

performansı için önem arz eden bir ya da daha fazla modifikasyonun
uygulanmasına bağlı olarak önemli bir modifikasyona ya da yetenek kaybına
geçici olarak tabi olması; ya da

bazı ilgili gerekliliklere uyulmamasına yol açan ekipman arızaları durumunda.
2. Güç Üretim Tesisi Sahibinin MADDE 113(1)’e uygun olarak şartların üç aydan daha uzun
bir süre boyunca sürmesini makul olarak beklemesi halinde, Güç Üretim Tesisi Sahibi bir
Sınırlı İşletim Bildirimi (SİB) için TEİAŞ’a başvuracaktır.
3. Bir Sınırlı İşletim Bildirimi (SİB), TEAİŞ tarafından aşağıdakileri açıkça tanımlanması
yoluyla verilecektir:


Sınırlı İşletim Bildiriminin (SİB) verilmesini gerekçelendiren
kavuşturulmamış hususlar;
Beklenen çözüm için sorumluluklar ve zaman ölçütleri; ve
çözüme
a) on iki ayı geçmeyecek şekilde bir azami geçerlilik süresi. Başlangıçta
verilen süre uzatma olanağı ile birlikte daha kısa olabilir, burada tam
uyumluluğun başarılması bakımından büyük ilerleme kaydedildiğini gösteren
kanıtların İlgili Ağ Operatörünü tatmin etmesi şartı aranır.
4. Nihai İşletim Bildirimi (NİB), Sınırlı İşletim Bildiriminin (SİB) geçerlilik süresi boyunca
Sınırlı İşletim Bildirimi (SİB) yapılan hususlar bakımından askıya alınacaktır.
5. Sınırlı İşletim Bildiriminin (SİB) geçerlilik süresinin daha da uzatılması için TEİAŞ’a
talepte bulunulabilir ve uzatma alınabilir.
6. TEİAŞ, Sınırlı İşletim Bildiriminin (SİB) verilmesine sebep olan şartlar giderilmeksizin
sona ermesi halinde Güç Üretim Modülünün işletimini reddetme hakkı olacaktır. Böyle bir
durumda Nihai İşletim Bildirimi (NİB) otomatik olarak geçersiz kalacaktır.
134
BÖLÜM IV
Yeni Güç Üretim Modüllerinin bağlantıuyumluluğu
4.1 Uyumluluk Takibi
MADDE 114
Güç üretim tesisi sahibinin sorumluluğu
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 34 ile uyumlulaştırma]
1. Güç Üretim Tesisi Sahibi bir Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumlu olmasını sağlayacaktır. Bu uyumluluk tesisin kullanım ömrü boyunca
muhafaza edilecektir.
2. Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumlu olması üzerinde
olası etki sahibi olan teknik yeteneklerinin planlanmış modifikasyonları, bu şekilde bir
modifikasyonun başlatılmasından önce Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından İlgili Ağ
Operatörüne bildirilecektir.
3. Bir Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumlu olması
üzerinde etki eden herhangi bir işletim arızası ya da bozukluğu, bu şekilde bir olayın meydana
gelmesinden sonra hiçbir gecikmeye mahal vermeksizin en kısa süre içinde Güç Üretim Tesisi
Sahibi tarafından İlgili Ağ Operatörüne bildirilecektir.
4. Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altında gerekliliklerle uyumluluğunu doğrulamak
için öngörülen her türlü test programları ve prosedürleri zamanında ve devreye alınmasından
önce Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından İlgili Ağ Operatörüne bildirilecektir ve İlgili Ağ
Operatörü tarafından onaylanacaktır.
5. İlgili Ağ Operatörünün bu testlere katılımı ve Güç Üretim Modüllerinin performansını kayıt
altına alabilmesi kolaylaştırılacaktır.
MADDE 115
Ağ operatörünün görevleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 35 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörü, Güç Üretim Tesisinin kullanım ömrü boyunca bir Güç Üretim
Modülünün bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğunu düzenli olarak
değerlendirecektir. Bu değerlendirmenin sonucu Güç Üretim Tesisi Sahibine bildirilecektir.
2. İlgili Ağ Operatörü, sadece BÖLÜM IV, KISIM5, 5.1’e gore işletim bildirimi prosedürleri
süresince değil aynı zamanda Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
uyumluluğuna etki edebilecek herhangi bir ekipmanın arızası, modifikasyonu ya da
değiştirilmesi sonrasında ya da tanımlanmış tekrarlanan testler ve simülasyonlar için bir plana
ya da genel şemaya göre, Güç Üretim Tesisinin kullanım ömrü boyunca tekrarlanarak
uyumluluk testleri ve simülasyonları yapması için Güç Üretim Tesisi Sahibine talepte
bulunma hakkına sahip olacaktır. Güç Üretim Tesisi Sahibi, bu uyumluluk testlerinin ve
simülasyonlarının sonuçlarından haberdar olacaktır.
3. İlgili Ağ Operatörü, uyumluluk süreci çerçevesinde Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından
tedarik edilecek bilgi ve dokümanların ve ayrıca yerine getirilecek gerekliliklerin bir listesini
135
kamu oyuna sunacaktır. Bu liste, bilhassa aşağıdaki bilgileri, dokümanları ve gereklilikleri
kapsayacaktır:

Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından tedarik edilecek tüm dokümantasyon ve
sertifikalar;

şebeke bağlantısı ile ilgili olarak Güç Üretim Modülünün teknik verilerinin
detayları;

kararlı durum ve dinamik sistem çalışmaları için modellerin gereklilikleri;

çalışmaları gerçekleştirmek için gereken system verilerinin zamanında tedarik
edilmesi;

bu Yönetmelikte BÖLÜM IV, KISIM4, 4.4’te ifade edilen gerekliliklere atfen
beklenen kararlı durum ve dinamik performansı göstermek için Güç Üretim
Tesisi Sahibinin gerçekleştirdiği çalışmalar; ve

Ekipman Sertifikalarının kayıt edilmesi kapsamını içeren koşullar ve
prosedürler.

bu Yönetmelikte açıklandığı gibi uyumluluk için aktivitenin parçası yerine Güç
Üretim Tesisi Sahibi tarafından ilgili Ekipman Sertifikalarının kullanımı için
koşullar ve prosedürler.
4. İlgili Ağ Operatörü, uyum testi, simülasyon ve takip için sorumlulukların Güç Üretim
Tesisi Sahibine ve Ağ Operatörüne tahsis edilmesini kamu oyuna sunacaktır.
5. İlgili Ağ Operatörü uyumluluk takibinin gerçekleştirilmesi işini kısmen ya da tamamen
üçüncü şahıslara devredebilir. Bu durumda, İlgili Ağ Operatörü devralan ile uygun gizlilik
taahhütlerini yapmak suretiyle bu Yönetmelikteki MADDE 7’ye uyulmasını sağlayacaktır.
6. İlgili Ağ Operatörü, tek başına İlgili Ağ Operatörünün kontrolü altında olan sebeplere bağlı
olarak İlgili Ağ Operatörü ve Güç Üretim Tesisi Sahibi arasında kabul edildiği gibi
uyumluluk testlerinin ya da simülasyonlarının gerçekleştirilememesi halinde BÖLÜM V,
KISIM3 itibariyle makul olmayan şekilde hiçbir işletim bildirimini vermemezlik
etmeyecektir.
MADDE 116
Uyum testi hakkındaki ortak hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 36 ile uyumlulaştırma]
1. Güç Üretim Tesisi içinde tek tek Güç Üretim Modüllerinin performansının test edilmesi bu
Yönetmeliğin gerekliliklerinin yerine getirilmesinin gösterilmesini amaçlayacaktır.
2. Bu Yönetmeliğin hükümleri tarafından belirlenen uyum testi ile ilgili asgari gerekliliklere
rağmen, İlgili Ağ Operatörü aşağıdaki yetkilere sahiptir:

Güç Üretim Tesisi Sahibinin alternatif bir test setini yürütmesine izin vermek,
burada bu testlerin bir Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumluluğu göstermek için etkili ve yeterli olması şartı
aranacaktır;

bu Yönetmelikte BÖLÜM V, KISIM4, 4.2 ve 4.3’te ifade edilen hükümlere
göre uyum testi ile ilgili olarak Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından İlgili Ağ
Operatörüne tedarik edilen bilgilerin bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
136

uyumluluğu göstermek için etkili ve yeterli olmaması halinde Güç Üretim
Tesisi Sahibinden bir ilave ya da alternatif test setini yürütmesi istemek; ve
Güç Üretim Tesisi Sahibinden Güç Üretim Modülünün alternatif yakıtların ya
da yakıt karışımlarının üzerinde çalışırkenki performansını göstermesi için
uygun testleri yapmasını istemek. İlgili Ağ Operatörü ve Güç Üretim Tesisi
Sahibi hangi yakıt tiplerinin test edileceği konusunda anlaşmalıdır.
3. Güç Üretim Tesisi Sahibi, testleri bu Yönetmelikte BÖLÜM V, KISIM 4, 4.2 ve 4.3’te
ifade edilen hükümlere göre yürütmekten sorumludur. İlgili Ağ Operatörü testlerin
gerçekleştirilmesi için iş birliği yapmak ve gecikmesini önlemek için makul çabaları sarf
edecektir.
4. Güç Üretim Tesisi Sahibi, testler süresince personelin ve tesisin güvenliğinden sorumludur.
5. İlgili Ağ Operatörünün teste sahadan ya da Ağ Operatörünün kontrol merkezinde uzaktan
katılması sağlanacaktır. Bu amaçla Güç Üretim Tesisi Sahibi, tüm ilgili test sinyallerinin ve
ölçümlerinin kaydedilmesi için uygun takip teçhizatını tedarik edecektir ve ayrıca Güç Üretim
Tesisi Sahibinin ilgili temsilcilerinin tüm test sürecinde sahada mevcut olmasını sağlayacaktır.
İlgili Ağ Operatörünün testleri sırasında seçili testlerin performansını kaydetmek için kendi
ekipmanını kullanmak istemesi halinde, İlgili Ağ Operatörü tarafından istenen sinyaller
tedarik edilecektir. İlgili Ağ Operatörünün teste katılımı ve bu katılımın yapısı ile ilgili karar
İlgili Ağ Operatörünün tek ve inhisarı takdirine bağlıdır.
MADDE 117
Uyumluluk simülasyonları ile ilgili genel hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 37 ile uyumlulaştırma]
1. Güç Üretim Tesisi içindeki tek tek Güç Üretim Modüllerinin performasının simülasyonu bu
Yönetmeliğin gerekliliklerinin yerine getirilmesinin gösterilmesini amaçlayacaktır.
2. Bu Yönetmeliğin hükümleri tarafından belirlenen Uyumluluk Simülasyonları ile ilgili
asgari gerekliliklere rağmen, İlgili Ağ Operatörü aşağıdaki yetkilere sahiptir:
a) Güç Üretim Tesisi Sahibinin alternatif bir simülasyon setini yürütmesine izin
vermek, burada bu simülasyonların bir Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik
altındaki gerekliliklerle ya da ulusal kodları içeren ulusal mevzuata uyumluluğu
göstermek için etkili ve yeterli olması şartı aranacaktır; ve
b) bu Yönetmelikte BÖLÜM V, KISIM 4, 4.4 ve 4.5’te ifade edilen hükümlere göre
Uyumluluk Simülasyonu ile ilgili olarak Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından İlgili Ağ
Operatörüne tedarik edilen bilgilerin bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
uyumluluğu göstermek için etkili ve yeterli olmaması halinde Güç Üretim Tesisi
Sahibinden bir ilave ya da alternatif simülasyon setini yürütmesi istemek.
3. Güç Üretim Tesisi Sahibi bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğu göstermek
için, Güç Üretim Tesisindeki her bir ve tek tek Güç Üretim Modülleri ile ilgili simülasyon
sonuçlarını bir rapor formunda tedarik edecektir. Güç Üretim Tesisi Sahibi bir Güç Üretim
Modülü için valide edilmiş bir simülasyon modelini üretecektir ve tedarik edecektir.
Simülasyon modellerinin kapsamı MADDE 49 (6) (c)’de açıklanmıştır.
137
4. İlgili Ağ Operatörü ,bir Güç Üretim Modülünün bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
uyumluluğunu, tedarik edilen simülasyon raporlarına, simülasyon modellerine ve uyum testi
ölçümlerine dayanarak keni Uyumluluk Simülasyonlarını gerçekleştirmek suretiyle kontrol
etme hakkına sahiptir.
5. İlgili Ağ Operatörü, Ağın teknik verilerini ve simülasyon modelini, bu Yönetmelikte
BÖLÜM V, KISIM 4, 4.4 ve 4.5’te ifade edilen hükümlere göre talep edilen simülasyonları
gerçekleştirmek için gerekli olduğu derecede Güç Üretim Tesisi Sahibine tedarik edecektir.
4.2
Senkronize güç üretim Modülleri için uyum testi
MADDE 118
Tip B senkronize güç üretim Modülleri için uyum testi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 38 ile uyumlulaştırma]
1. Tip B Senkronize Güç Üretim Modülleri aşağıdaki uyumluluk testlerine tabi tutulur. İlgili
Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri şartıyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı ya
da hepsinin yerine kullanılabilir.
2. LFSM-O tepki testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, sistemdeki Frekansta büyük bir artış meydana gelmesi halinde
Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Aktif Gücü devamlı olarak Modüle etme
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir ve Eğim ve ölü bant gibi yönetmeliklerin
kararlı durum parametrelerini ve Frekans adımı değişiklik tepkisini içeren dinamik
parametreleri doğrulayacaktır.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini aktive etmek için yeterince yüksek Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, gerekirse kontrol sistemlerinin hem hız hem de
kontrol döngülerinde, bu kontrol sisteminin şemasını göz önüne alarak eş zamanlı
olarak enjekte edilecektir.
c) Aşağıdaki koşullardan her ikisinin yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) hem dinamik hem de static parametreler için test sonuçları MADDE 47 (1)
(c)’de atıf edilen gerekliliklere uygundur; ve
2) adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez.
MADDE 119
testleri
Tip C senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 39 ile uyumlulaştırma]
138
1. MADDE 118’de atıf edilen koşullardaki Tip B Senkronize Güç Üretim Modülleri için
uyumluluk testlerine ek olarak, Tip C Senkronize Güç Üretim Modülleri aşağıdaki uyumluluk
testlerine tabi tutulur. TEİAŞ’a veya lgili Ağ Operatörüne tedarik edilmemeleri şartıyla
aşağıdaki testlerin bir bölümü ya da tümü için Ekipman Sertifikası kullanılabilir.
2. LFSM-U tepki testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, sistemdeki Frekansta büyük bir düşüş meydana gelmesi
halinde Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Azama Kapasitenin altındaki çalışma
noktalarında Aktif Gücü devamlı olarak Modüle etme konusundaki teknik yeteneğini
gösterecektir.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini aktive etmek için yeterince düşük Frekans
adımlarının ve rampalarının uygun Aktif Güç yükü noktalarında (ör.%80) simule
edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle edilmiş Frekans sapması sinyalleri,
gerekirse hem hız yöneticisi hem de yük kontrol cihazı referanslarına, hız yöneticisini
ve yük kontrol cihazı şemasını göz önüne alarak eş zamanlı olarak enjekte edilecektir.
c) Aşağıdaki koşullardan her ikisinin yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) hem dinamik hem de statik parametreler için test sonuçları MADDE 10 (2)
(b)’de atıf edilen gerekliliklere uygundur; ve
2) adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez.
3. FSM tepki testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Azami Kapasite ve
Asgari Düzenleme Seviyesi arasındaki tam işletim aralığı üzerinde Aktif Gücün
devamlı olarak Modüle edilmesi konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir ve
Frekans adımı değişikliği tepkisi ve büyük, hızlı Frekans değişiklikleri yoluyla
sağlamlık dahil Eğim ve ölü bant ve dinamik parametreler gibi düzenlemelerin kararlı
durum parametrelerini doğrulayacaktır.
b) Test, Eğim ayarlarını, ölü bandı ve Gerçek Güç baş yüksekliğini ya da geri
yüklemeyi (işletim zaman ölçütünde Azami Kapasite marjinini) hesaba katarak Aktif
Güçteki tüm Frekans tepkisi aralığını aktive etmek için yeterince büyük Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, gerekirse birimin ya da tesis kontrol sisteminin
hem hız yöneticisi hem de yük kontrol cihazı referanslarına, hız yöneticisini ve yük
kontrol cihazı şemasını göz önüne alarak eş zamanlı olarak enjekte edilecektir.
c) Aşağıdaki koşullardan her ikisinin yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) bir adım Frekans değişikliğinin sonucunda tam Aktif Güç Frekansı tepkisi
aralığının aktivasyon süresi MADDE 49 (2) (c) tarafından öngörülenden daha
uzun olmamıştır;
139
2) adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez;
3) başlangıçtaki gecikme zamanı MADDE 49 (2) (c)’ye uygun olmuştur;
4) Eğim ayarları MADDE 49 (2) (c)’de tanımlanan aralık dahilindedir ve ölü
bant (eşikler) MADDE 49 (2) (c)’deki değerden daha fazla değildir; ve
5) herhangi bir ilgili işletim noktasındaki Aktif Güç Frekansının duyarsızlığı
MADDE 49 (2) (c)’de ortaya konulan gereklilikleri aşmaz.
4. Frekans restorasyon kontrol testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü Frekans restorasyon kontrolüne katılmak için teknik yeteneğini
gösterecektir. FSM ve Frekans restorasyon kontrolünün iş birliği kontrol edilecektir.
b) Hem dinamik hem statik parametreler için test sonuçlarının MADDE 49 (2) (d)’de
atıf edilen gerekliliklere uygun olması şartıyla testten geçilmiş sayılacaktır.
5. Toparlanma Yeteneği testi ile ilgili olarak:
a) MADDE 49 (5) (a)’ya uygun olarak Toparlanma Yeteneği bulunan Güç Üretim
Modülleri, hiçbir harici enerji kaynağı olmaksızın kapalı durumdan devreye geçme
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Devreye grime zamanının MADDE 49 (5) (a) paragraf 2)’deki süre zarfından daha
uzun olmaması şartıyla testten geçilmiş sayılacaktır.
6. Dahili yük açma testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülleri, dahili yükü açma ve üzerinde kararlı olarak çalışma
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir..
b) Test yük azaltması öncesinde Güç Üretim Modülünün Maksimum Kapasitesinde ve
nominal Reaktif Gücünde gerçekleştirilecektir.
c) Bu test için diğer koşullar MADDE 49 (5) (c)’yi hesaba katarak İlgili Ağ Operatörü
tarafından tanımlanacaktır.
d) Dahali yük açmanın başarılı olması ve kararlı Dahili Yük İşletiminin MADDE 49
(5) (c)’deki süre zarfı boyunca gösterilmesi ve Ağa yeniden senkronizasyonun başarılı
bir şekilde gerçekleştirilmesi şartıyla testten geçilmiş sayılacaktır.
7. Reaktif Güç Yeteneği testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 52 (2) (b) ve (c)’ye göre ön ve geciken Reaktif Gücü
yeteneğini tedarik etmek konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
140
1) Güç Üretim Modülü, aşağıdakilerin her biri için hem önde hem de geciken
konumda maksimum Reaktif Gücünde en az 1 saat çalışmıştır:
- Minimum Sabit Çalışma Seviyesi;
- Maksimum Kapasite; ve
- maksimum ve minimum aralıklar arasındaki bir Aktif Güç işletim
noktası;
2) Güç Üretim Modülü, ilgili Reaktif Güç kontrol şemasının belirtilen
performans hedefleri dahilinde kabul edilen ya da karar verilen Reaktif Güç
aralığı içindeki herhangi bir Reaktif Güç hedef değerine değişme yeteneğini
gösterir.
MADDE 120
testleri
Tip D senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 40 ile uyumlulaştırma]
1.Tip D Senkronize Güç Üretim Modülleri, Tip B ve C Senkronize Güç Üretim Modülleri için
yapılan uyumluluk testlerine ek olarak MADDE 119 (7) haricinde MADDE 118 ve MADDE
119’da atıf edilen koşullara tabi tutulmuştur. TEİAŞ’a tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman
Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Reaktif Güç Yeteneğitesti ilgili olarak:
a) Güç Üretme Modülü, MADDE 53 (2) (b) ve MADDE 52 (2) (c) uyarınca, önde ve
geride Reaktif Güçü teknik yeteneğini göstermelidir.
b) Test, aşağıdaki koşullar toplu olarak yerine getirilmesi kaydıyla, geçmiş sayılır:
1) Güç Üretme Modülü , en az 1 saat boyunca maksimum Reaktif Güçte,
aşağıdakilerin herbiri için hem önde hem de geride olarak faaliyet göstermiştir
- Minimum İstikrarlı Çalışma Seviyesi;
- Maksimum Kapasite; ve
- Bu maksimum ve minimum aralıkları arasında bir Aktif Güç işletme
noktası;
2) Güç Üretme Modülü, ilgili Reaktif Güç kontrol şemasında belirtilen
performans hedefleri dahilindeki Reaktif Güç aralığı içinde herhangi Reaktif
Güç hedef değere değiştirme yeteneği gösterir.
4.3
Güç park Modülleri için uyum testi
MADDE 121
Tip B güç park Modülleri için uyumluluk testleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 41 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin
bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
141
2. Tip B Güç Park Modülleri ile ilgili olarak, LFSM-O tepki testleri İlgili Ağ Operatörü
tarafından seçilen kontrol şemasının seçimini yansıtacak şekilde gerçekleştirilecektir.
a) Güç Park Modülü sistemdeki Frekansta artış olması halinde Frekans Kontrolüne
katkı sağlamak için Aktif Gücün devamlı olarak Modüle edilmesi konusundaki teknik
yeteneğini gösterecektir ve Frekans adımı değişikliği tepkisi dahil Eğim ve ölü bant ve
dinamik parametreler gibi düzenlemelerin kararlı durum parametrelerini
doğrulayacaktır.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini aktive etmek için yeterince yüksek Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, bu testi gerçekleştirmek için enjekte edilecektir
c) Hem dinamik hem de statik parametreler için test sonuçlarının MADDE 47 (1)
(c)’de atıf edilen gerekliliklere uygun olması şartıyla testten geçilmiş sayılacaktır.
MADDE 122
Tip C güç park Modülleri için uyumluluk testleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 42 ile uyumlulaştırma]
1. Madde 41’de atıf edilen koşullardaki Tip B Güç Park Modülleri için uyumluluk testlerine
ek olarak, Tip C Güç Park Modülleri aşağıdaki uyumluluk testlerine tabi tutulur. TEİAŞ’a
veya İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki
testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Aktif Güç kontrol edilebilirliği ve kontrol aralığı testi ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü, İlgili Ağ Operatörü ya da TEİAŞ tarafından belirlenen Ayarlama
Noktasından daha yüksek olmayan bir yük seviyesinde çalışmak konusundaki teknik
yeteneğini gösterecektir.
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) Güç Park Modülünün yük seviyesinin Ayarlama Noktasından aşağıda
tutulması;
2) Ayarlama Noktasının MADDE 49 (2) (a)’da atıf edilen gerekliliklere uygun
olarak uygulanması; ve
3) düzenlemenin doğruluğunun MADDE 49 (2) (a)’ya göre belirtilen değerle
uyumlu olması.
3. LFSM-U tepki testi ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü sistemdeki Frekansta büyük bir düşüş meydana gelmesi halinde
Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Aktif Gücü devamlı olarak Modüle etme
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini Maksimum Kapasitenin en fazla %80’lik bir
142
başlangıç noktası ile aktive etmek için yeterince yüksek Frekans adımlarının ve
rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle edilmiş Frekans
sapması sinyalleri, Güç Park Modülü kontrol cihazı şemasına, hem hız yöneticisini
hem de yük kontrol cihazı şemasını göz önüne alarak eş zamanlı olarak enjekte
edilecektir.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) hem dinamik hem de statik parametreler için test sonuçları MADDE 49 (2)
(b)’de atıf edilen gerekliliklere uygundur; ve
2) adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez.
4. FSM tepki testi ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Azami Kapasite ve
Asgari Düzenleme Seviyesi arasındaki tam işletim aralığı üzerinde Aktif Gücün
devamlı olarak Modüle edilmesi konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir ve
Frekans adımı değişikliği tepkisi dahil duyarsızlık, Eğim, ölü bant ve düzenleme
aralığı ve ayrıca dinamik parametreler gibi düzenlemelerin kararlı durum
parametrelerini doğrulayacaktır.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki tüm Frekans
tepkisi aralığını aktive etmek için yeterince büyük Frekans adımlarının ve
rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle edilmiş Frekans
sapması sinyalleri, bu testi gerçekleştirmek için enjekte edilecektir.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) bir adım Frekans değişikliğinin sonucunda tam Aktif Güç Frekansı tepkisi
aralığı aktivasyon süresi MADDE 49 (2) (c) tarafından öngörülenden daha
uzun olmamıştır;
2) adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez;
3) başlangıçtaki gecikme zamanı MADDE 49 (2) (c)’ye uygun olmuştur;
4) Eğim ayarları MADDE 49 (2) (c)’de tanımlanan aralık dahilindedir ve ölü
bant (eşikler) TEİAŞ tarafından seçilen değerden daha fazla değildir; ve
5) Aktif Güç Frekansının duyarsızlığı MADDE 49 (2) (c)’de ortaya konulan
gereklilikleri aşmaz.
5. Frekans restorasyon kontrol testi ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü Frekans restorasyon kontrolüne katılmak için teknik yeteneğini
gösterecektir. Hem FSM hem de Frekans restorasyon kontrolünün iş birliği kontrol
edilecektir.
b) Hem dinamik hem statik parametreler için test sonuçlarının MADDE 49 (2) (d)’de
atıf edilen gerekliliklere uygun olması şartıyla testten geçilmiş sayılacaktır.
6. Reaktif Güç Yeteneği testi ile ilgili olarak:
143
a) Güç Park Modülü, MADDE 55 (3) (b) ve (c)’ye göre ön ve geciken Reaktif Gücü
yeteneğini tedarik etmek konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Reaktif Güç Yeteneği testi, hem önce hem de geciken maksimum Reaktif Güçte ve
aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili olarak gerçekleştirilecektir:
1) 30 dk boyunca Maksimum Kapasitenin %60’ından fazlasında çalışma;
2) 30 dk boyunca Maksimum Kapasitenin %30 – 50 aralığında çalışma; ve
3) 60 dk boyunca Maksimum Kapasitenin %10 – 20 aralığında çalışma.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) Güç Park Modülü MADDE 122 (6) (b)’de atıf edildiği gibi her bir
parametrede, hem önde hem de geciken konumda maksimum Reaktif Güçte
talep edilen süreden daha kısa olmayacak şekilde çalışmaktadır;
2) Güç Park Modülü, ilgili Reaktif Güç kontrol şemasının belirtilen performans
hedefleri dahilinde kabul edilen ya da karar verilen Reaktif Güç aralığı içindeki
herhangi bir Reaktif Güç hedef değerine değişme yeteneğini göstermiştir; ve
3) Reaktif Güç kapasitesi diyagramı tarafından tanımlanan işletim sınırlamaları
dahilinde hiçbir koruma aksiyonu meydana gelmez.
7. Gerilim Kontrol Modu testi ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü MADDE 55 (3) (d) paragraf 2)’de belirtilen koşullarda Gerilim
kontrol modunda çalışma yeteneğini gösterecektir.
b) Gerilim Kontrol Modu testi, aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili olarak
geçerli olacaktır:
1) uygulanan Eğim ve statik karakteristiğin ölü bandı;
2) düzenlemenin doğruluğu;
3) düzenlemenin duyarsızlığı; ve
4) Reaktif Güç Aktivasyonunun zamanı.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) uygulanan Eğim ve statik karakteristiğin ölü bandı;
2) MADDE 55 (3) (d)’ye uygun olarak düzenleme aralığı ve Eğimin ve ölü
bandın ayarlanabilirliği kabul edilen ya da karar verilen karakteristik
parametrelere uygundur;
3) Gerilim Kontrolünün duyarsızlığı MADDE 55 (3) (d)’ye uygun olarak 0.01
pu’dan daha yüksek değildir; ve
4) Gerilimdeki bir adım değişikliğinin ardından, Reaktif Güç çıktısındaki
değişikliğin %90’ı MADDE 55 (3) (d)’ye uygun olarak süreler ve toleranslar
dahilinde başarılmıştır.
144
8. Reaktif Güç Kontrol Modu testi ile ilgili olarak:
a) MADDE 55 (3) (d) paragraf 3)’te atıf edilen koşullara göre Güç Park Modülü,
Reaktif Güç Kontrol Modunda çalışma yeteneğini gösterecektir.
b) Reaktif Güç Kontrol Modu testi Reaktif Güç Yeteneği testini tamamlayıcı
olmalıdır.
c) Reaktif Güç Kontrol Modu testi aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili
olarak geçerli olacaktır:
1) Reaktif Güç Ayarlama Noktası aralığı ve adımı;
2) düzenlemenin doğruluğu; ve
3) Reaktif Güç aktivasyonunun zamanı.
d) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) Reaktif Güç Ayarlama Noktası aralığı ve adımı MADDE 55 (3) (d)’ye
uygun olarak sağlanır; ve
2) düzenlemenin doğruluğu MADDE X (3) (d)’de atıf edilen koşullara
uygundur.
9. Güç Faktörü Kontrol Modu testi:
a) Güç Park Modülü MADDE 55 (3) (d) paragraf 4)’te atıf edilen koşullara uygun
olarak Güç Faktörü kontrol modunda çalışma yeteneğini gösterecektir.
b) Güç Faktörü Kontrol Modu testi aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili
olarak geçerli olacaktır:
1) Güç Faktörü Ayarlama Noktası aralığı;
2) düzenlemenin doğruluğu; ve
3) Aktif Gücün adım değişikliğine bağlı olarak Reaktif Gücün tepkisi.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
1) MADDE 55 (3) (d)’ye uygun olarak Güç Faktörü Ayarlama Noktası aralığı
ve adımı MADDE 55 (3) (d)’ye uygun olarak sağlanır;
2) Aktif Güç değişikliği adımının sonucu olarak Reaktif Güç aktivasyonunun
süresü MADDE 55 (3) (d)’ye göre gerekliliği aşmaz; ve
3) düzenlemenin doğruluğu MADDE 55 (3) (d)’de atıf edildiği gibi değerle
uyumludur.
10. Madde 122 (7), (8) ve (9)’da tanımlanan testler bakımından, İlgili Ağ Operatörü test için
üç kontrol opsiyonundan sadece birini seçebilir.
145
MADDE 123
Tip D güç park Modülleri için uyumluluk testleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 43 ile uyumlulaştırma]
1.Tip D Güç Park Modülleri, Tip B ve C Güç Park Modülleri için uyumluluk testlerine ek
olarak MADDE 122(b) haricinde MADDE 121 ve MADDE 122’de atıf edilen koşullardaki
uyum testlerine tabi tutulur. TEİAŞ’a tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası
aşağıdaki testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Reaktif Güç Yeteneği testi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretme Modülü, MADDE 56 (2) (a) ve MADDE 55 (3) (c) uyarınca, önde ve
geride Reaktif Güçü teknik yeteneğini göstermelidir.
b) . Reaktif Güç Yeteneği testi , önde ve geride olarak ve aşağıdaki parametrelerin
doğrulanması ile ilgili olarak maksimum Reaktif Güçde gerçekleştirilmelidir:
1) 30 dakika boyunca maksimum Kapasitenin% 60 üstünde çalışması;
2) 30 dakika boyunca maksimum kapasitenin %30-%50 si aralığında çalışması
;ve
3) 60 dakika boyunca maksimum kapasitenin %10-%20 si aralığında çalışması.
c) Test, aşağıdaki koşullar toplu olarak yerine getirilmesi kaydıyla, geçmiş sayılır:
1) Güç Park Modülü , maksimum Reaktif Güçte talep edilen süreden daha az
olmamak kaydı ile, MADDE 123 (2)(b) de belirtilen her parametrede için hem
önde hem de geride olarak çalışmıştır :
2) Güç Üretme Modülü, ilgili Reaktif Güç kontrol şemasında belirtilen
performans hedefleri dahilindeki Reaktif Güç aralığı içinde herhangi Reaktif
Güç hedef değere değiştirme yeteneği gösterir; ve
3) Reaktif Güç kapasitesi şemasına göre belirlenen çalışma sınırları içinde
herhangi bir koruma eylemi oluşmaz.
4.4
Senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk simülasyonları
MADDE 124
Tip B senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk
simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 45 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin
bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Tip B Senkronize Güç Üretim Modülleri aşağıdaki uyumluluk testlerine tabi tutulur.
3. LFSM-O tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
146
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 47 (1) b’ye uygun olarak yüksek Frekansta
sistemdeki Aktif Güç Modülasyonunu simüle etme konusundaki yeteneğini
gösterecektir;
b) Simülasyon Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Maksimüm Düzenleme
Seviyesine ulaşan yüksek Frekans adımlarının ve rampalarının simule edilmesi
yoluyla gerçekleştirilecektir
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Üretim Modülünün simülasyon modeli, Madde 118 (2)’de atıf edilen
LFSM-O tepkisi için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 47 (1) (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
4. Senkronize Güç Üretim Modülleri simülasyonunun Tip B arıza sonrası sisteme katkı
yeteneği ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü Madde 48 (3) (a)’da ifade edilen koşullardaki arıza sonrası
sisteme katkı yeteneğini simüle etme konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Madde 48 (3) (a)’ya göre gerekliliğe uyulduğunun gösterilmesi koşuluyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
5. Arıza Sonrası Aktif Güç Geri Kazanımı simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, Madde 51 (3) (a)’da belirtilen koşullarda Arıza Sonrası Aktif
Güç Geri Kazanımını simüle etme konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Madde 51 (3) (a)’ya göre gerekliliğe uyulduğunun gösterilmesi koşuluyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
MADDE 125
Tip C senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk
simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 46 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 124’te atıf edilen koşullarda Tip B senkronize güç üretim Modülleri için
uyumluluk simülasyonlarına ek olarak, Tip C senkronize güç üretim Modülleri aşağıdaki
uyumluluk simülasyonlarına tabidir.TEİAŞ veya İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri
koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. LFSM-U tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 49 (2) b’ye uygun olarak düşük Frekansta Aktif Güç
Modülasyonunu simüle etme konusundaki yeteneğini gösterecektir.
147
b) Simülasyon Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Maksimüm Kapasiteye
ulaşan yüksek Frekans adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla
gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Üretim Modülünün simülasyon modeli, Madde 119 (2)’de atıf edilen
LFSM-U tepkisi için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 49 (2) (b)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
3. FSM tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü MADDE 49 (2) (c)’ye göre tam Frekans aralığı üzerinde Aktif
Gücün Modüle edilmesi konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Simülasyon, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki tüm
Frekans tepkisi aralığını aktive etmek için yeterince büyük Frekans adımlarının ve
rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Üretim Modülünün simülasyon modeli, Madde 119 (3)’te atıf edilen
LFSM-U tepkisi için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 49 (2) (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
4. Ada Çalışma simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 49 (5) (b)’de atıf edilen koşullarda İsland Çalışma
esnasında performansını gösterecektir.
b) Güç Üretim Modülünün adadan fazla/az frekans sebebiyle bağlantısı kesilmeksizin
MADDE 49 (5) (b)’nin sınırları dahilinde ESKİ çalışma noktasından P-Q-Yetenek
Diyagramı içindeki herhangi bir yeni çalışma noktasına Aktif Güç çıkışını azaltması
ya da arttırması koşuluyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
5. Reaktif Güç Yeteneği Simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü MADDE 52 (2) (b) ve (c)’de atıf edilen koşullardaki önce ve
geciken konumdaki Reaktif Güç yeteneğini simule etme kapasitesini gösterecektir:
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, simülasyondan
geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Üretim Modülünün simülasyon modeli, Madde 119 (7)’de atıf edilen
Reaktif Güç Yeteneği için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 52 (2) (b) ve (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
148
MADDE 126
Tip D senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk
simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 47 ile uyumlulaştırma]
1.Tip D Senkron Güç Üretim Modülleri, Tip B ve C Senkron Güç Üretim Modülleri için ,
MADDE 125 ve MADDE 126’de geçen uyumluluk simülasyonlarına ek olarak , MADDE
124(4)’de geçen B tipi Senkron Güç Üretim Modülleri fault-ride-through yeteneği ve
MADDE 125 (5)’de geçen Reaktif Güç Yeteneği simülasyonu haricinde aşağıdaki Uyum
Simülasyonlarına tabi tutulur. TEİAŞ’a tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası
aşağıdaki testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Güç Salınım Süspansiyon Kontrol sönümlendirmesi ile ilgili olarak:
a) Güç Üretme Modülü MADDE 53 (2) (g) bendinde belirtilen koşullarda belirlenmiş
güç salınımları sönümlendirme kontrol sistemi (PSS fonksiyonu) performansını
göstermek zorundadır.
b) Ayarlama, Otomatik Gerilim Regülatörünün ( OGR) tek başına tepkisi ile
karşılaştırıldığında, PSS fonksiyonları ile beraber OGR’nin karşılık gelen Aktif Güç
tepkisindeki sönümlemede iyileşme sonucu vermelidir.
c) Aşağıdaki koşullar toplu olarak sağlandığında, simülasyon başarılı sayılır :
1) PSS fonksiyonu, Güç Üretim Modülünün, TEİAŞ tarafından belirlenen
Frekans aralığı içerisinde, mevcut güç salınımlarını hafifletir (sönümler).Bu
Frekans aralığı, Güç Üretim Modülünün yerel frekans durumunu ve beklenen
Şebeke salınımlarını içermelidir; ve
2) Güç Üretim Modülünün Maksimum kapasitesinde 1p.u. den 0.6p.u ye ani
bir yük azalması, Güç Üretim Modülünün Aktif veya Reaktif gücünde
sönümlendirilmemiş salınımlara sebep olmamalı.
3. Senkron Güç üretim Modülleri Simülasyonlarının D tipi fault-ride-through yeteneği ile
ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 50(3)(a) da belirlenen fault-ride-through yeteneği
koşullarını simüle etme yeteneğini göstermelidir.
b) MADDE 50 (3) (a) daki şartlar ile uyum sağlandığı takdirde, simülasyon başarılı
kabul edilir.
4. Reaktif Güç Yeteneği Simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 53 (2)(b) ve MADDE 52 (2)(c) deki koşullardaki
önde ve arkada Reaktif güç yeteneği ile simüle olma yeteneğini göstermelidir.
b) Aşağıdaki koşullar toplu olarak sağlandığı takdirde, simülasyon başarılı kabul
edilir:
1) MADDE 120 (2) de geçtiği gibi Güç üretim Modülü simülasyon modeli,
Reaktif güç Yeteneği testine karşı onaylanmıştır; ve
149
2) MADDE 53 (2)(b) ve MADDE 52 (2)(c) deki şartlar ile uyum sağlanmıştır.
4.5
Güç park Modülleri için uyumluluk simülasyonları
MADDE 127
Tip B güç park Modülleri için uyumluluk simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 48 ile uyumlulaştırma]
1. Tip B Güç Park Modülleri aşağıdaki uyumluluk simülasyonlarına tabidir. İlgili Ağ
Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı ya
da tümü yerine kullanılabilir.
2. LFSM-O tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü MADDE 47 (1) b’ye göre yüksek Frekansta Aktif Güç
Modülasyonunu simule etme yeteneğini gösterecektir.
b) Simülasyon Eğim ayarlamaları ve ölü bant hesaba katılarak Minimum Düzenleme
Seviyesine ulaşan yüksek Frekans adımlarının ve rampalarının simule edilmesi
yoluyla gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Park Modülünün simülasyon modeli, Madde 121 (2)’de atıf edilen
LFSM-O tepkisi için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 47 (1) (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
3. Hızlı etkili ilave reaktif Akım enjeksiyonu simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülü MADDE 54 (2) (b)’de ifade edilen koşullarda hızlı etkili ilave
reaktif Akım enjeksiyonunu simule etme yeteneğini gösterecektir.
b) MADDE 54 (2) (b)’ye göre gerekliliğe uyulduğunun gösterilmesi koşuluyla
simülasyondan geçilmiş sayılır.
4. Güç Park Modülleri simülasyonunun Tip B arıza sonrası sisteme katkı yeteneği ile ilgili
olarak:
a) Güç Üretim Modülü MADDE 48 (3) (a)’da ifade edilen koşullarda arıza sonrası
sisteme katkı yeteneğini simule etme yeteneğini gösterecektir
b) MADDE 48 (3) (a)’ya göre gerekliliğe uyulduğunun gösterilmesi koşuluyla
simülasyondan geçilmiş sayılır.
5. Arıza Sonrası Aktif Güç Geri Kazanımı simülasyonu ile ilgili olarak:
150
a) Güç Üretim Modülü, Madde 54 (3) (a)’da belirtilen koşullarda Arıza Sonrası Aktif
Güç Geri Kazanımını simüle etme konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Madde 54 (3) (a)’ya göre gerekliliğe uyulduğunun gösterilmesi koşuluyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
MADDE 128
Tip C güç park Modülleri için uyumluluk simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 49 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 127’de atıf edilen koşullarda Tip B güç park Modülleri için uyumluluk
simülasyonlarına ek olarak, Tip C güç park Modülleri aşağıdaki uyumluluk
simülasyonlarına tabidir. TEİAŞ veya İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla
Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. LFSM-U tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü, MADDE 49 (2) b’ye uygun olarak düşük Frekansta Aktif Güç
Modülasyonunu simüle etme konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Simülasyon Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Maksimüm Kapasiteye
ulaşan yüksek Frekans adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla
gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Park Modülünün simülasyon modeli, Madde 122 (3)’te atıf edilen LFSM-U tepkisi
için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 49 (2) (b)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
3. FSM tepki simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü MADDE 49 (2) (c)’ye göre tam Frekans aralığı üzerinde Aktif
Gücün Modüle edilmesi konusundaki yeteneğini gösterecektir.
b) Simülasyon, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki tüm
Frekans tepkisi aralığını aktive etmek için yeterince büyük Frekans adımlarının ve
rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşullarda simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Park Modülünün simülasyon modeli, Madde 122 (4)’te atıf edilen
LFSM-U tepkisi için uyum testine göre valide edilir; ve
2) MADDE 49 (2) (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
4. İsland Çalışma simülasyonu ile ilgili olarak:
151
a) Güç Üretim Modülü, MADDE 49 (5) (b)’de atıf edilen koşullarda İsland Çalışma
esnasında performansını gösterecektir.
b) Güç Üretim Modülünün adadan fazla/az frekans sebebiyle bağlantısı kesilmeksizin
MADDE X (5) (b)’nin sınırları dahilinde ESKİ çalışma noktasından P-Q-Yetenek
Diyagramı içindeki herhangi bir yeni çalışma noktasına Aktif Güç çıkışını azaltması
ya da arttırması koşuluyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
5. Sentetik Eylemsizlik tedarik etme yeteneğinin simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülünün modeli, MADDE 55 (2) (a)’da atıf edilen koşullarda bir
düşük Frekans vakasına Sentetik Eylemsizliği tedarik etme yeteneğini simule etme
yeteneğini gösterecektir.
b) Modelin MADDE 55 (2) (a)’da atıf edilen koşullara uyumluluk göstermesi şartıyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
6. Reaktif Güç Yeteneği Simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Park Modülü MADDE 55 (3) (b) ve (c)’de atıf edilen koşullardaki önce ve
geciken konumdaki Reaktif Güç yeteneğini simule etme kapasitesini gösterecektir:
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, simülasyondan
geçilmiş sayılacaktır:
1) Güç Park Modülünün simülasyon modeli, Madde 42 (6)’da atıf edilen
Reaktif Güç Yeteneği için uyumluluk testlerine göre valide edilir; ve
2) MADDE 55 (3) (b) ve (c)’ye göre gereklilik ile uyumluluk gösterilir.
7. Güç salınımı azaltma kontrolü simülasyonu ile ilgili olarak:
a) Güç Üretim Modülünün modeli, MADDE 55 (3) (f)’de atıf edilen koşullarda güç
salınımı azaltma yeteneğini simule etme yeteneğini gösterecektir.
b) Modelin MADDE 55 (3) (f)’de atıf edilen koşullara uyumluluk göstermesi şartıyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır
MADDE 129
Tip D Güç Park Modülleri için uyumluluk simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 50 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 127 (4)’te atıf edilen Güç Park Modüllerinin Tip B arıza sonrası sisteme katkı
yeteneği haricinde, MADDE 128 ve MADDE 129’da atıf edilen koşullardaki Tip B ve C Güç
Park Modülleri için Uyumluluk Simülasyonlarına ek olarak,Tip D Güç Park Modülleri, Güç
Park Modülleri Uyumluluk Simülasyonunun Tip D arıza sonrası sisteme katkı yeteneğine
tabidir. TEİAŞ’a tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki testlerin bir kısmı
ya da tümü yerine kullanılabilir.
152
2. Güç Üretim Modülünün modeli MADDE 50 (3) (a)’da atıf edilen koşullarda arıza sonrası
sisteme katkı yeteneğini simule etme yeteneğini gösterecektir.
3. Modelin MADDE 50 (3) (a)’da atıf edilen koşullara uyumluluk göstermesi şartıyla
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
BÖLÜM V
Yeni Talebin Bağlantısı için İşletim Bildirimi Prosedürü
5.1
Yeni talep tesisleri ve yeni tevzi ağı bağlantıları için işletim bildirim
prosedürü
MADDE 130
Genel hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 27 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 11, MADDE 15 ve MADDE 16’da açıklandığı gibi BÖLÜM V, KISIM 5’in
hükümleri sadece Yeni Talep Tesislerine ve Yeni Tevzi Ağı Bağlantılarına uygulanacaktır.
2.BÖLÜM IV, KISIM 2’deki gerekliliklerden birinin ya da daha fazlasının uygulanacağı Her
bir Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü, İlgili Ağ Operatörüne bu Yönetmelikteki
Bölüm 2’de atıf edilen teknik tasarım ve işletim kriterlerini yerine getirebilme kabiliyetini
teyit edecektir.
3. İşletim bildirimi prosedürünün diğer detayları İlgili Ağ Operatörü ve TEİAŞ tarafından
tanımlanacaktır ve halka sunulacaktır.
MADDE 131
1000V’de ya da daha altında bağlanan bir talep tesisi
içindeki talep birimlerinin hükümleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 28 ile uyumlulaştırma]
1. 1000V’de ya da daha altında bağlanan bir Talep Tesisi içindeki yeni Yeni bir Talep Birimi
için işletim bildirim prosedürü bir Kurulum Dokümanını içerecektir.
Kurulum Dokümanı şablonu İlgili Ağ Operatörüne tarafından tedarik edilecektir ve içerikler
üzerinde TEİAŞ ile anlaşmaya varılacaktır. Kurulum Dokümanına dayanarak, Talep Tesisi
Sahibi gereken bilgileri dolduracaktır ve bu belgeyi doğrudan ya da dolaylı olarak (bir
Toplayıcı vasıtasıyla) İlgili Ağ Operatörüne ibraz edecektir.
Bireysel Talep Birimlerinin Kurulum Dokümanlarının içeriği (bir Toplayıcı vasıtasıyla
toplanabilmesine bununla sınırlı olmaksızın ilave olarak) belirtildiği gibi ve Kabul edilen
yerlerde İlgili Ağ Operatörü ya da TEİAŞ tarafından toplanabilir.
2. Kurulum Dokümanının içeriği İlgili Ağ Operatörü tarafından tanımlanacaktır. Kurulum
Dokümanı aşağıdaki maddeleri içerecektir:
a) Talep Biriminin Ağa bağlandığı lokasyon;
b) kW cinsinden kurulumun Maksimum Kapasitesi;
153
c) kullanılan ekipman için bilgiler İlgili Ağ Operatörü tarafından yönlendirildiği gibi
tedarik edilecektir (bir Ekipman Sertifikası kullanılabilir); ve
d) Talep Tesisi Sahibinin irtibat bilgileri.
İlgili Ağ Operatörü, Kurulum Dokümanına dahil edilecek ilave maddeleri tanımlayabilir.
MADDE 132
1000 v’nin üzerinde bağlanan talep tesisleri ve kapalı
tevzi ağları, iletimle bağlı talep tesisleri ve iletimle bağlı tevzi ağı
bağlantıları için genel hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 29 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Talep Tesisinin ya da Kapalı Tevzi Ağının, bir İletimle bağlı Tevzi Ağının ve bir
İletimle bağlı Talep Tesisinin bağlantısı için işletim bildirim prosedürü bir Ekipman
Sertifikasının kullanımına izin verir.
2. Ekipman Sertifikası süreci, spesifik bir Talep Birimi türü için doğrulanmış verilerin ve
performansın derlenmesi için kullanılabilir. İlgili Ağ Operatörü tarafından kabul edilmesi
halinde, Ekipman Sertifikaları işletim bildirim prosedürü parçası yerine veri ve performansın
spesifik parçalarının doğrulanması için kullanılacaktır. Bir Ekipman Sertifikası aynı Talep
Tesisinin ya da Kapalı Tevzi Ağının, İletimle bağlı Tevzi Ağının ve İletimle bağlı Talep
Tesisinin içindeki uyumluluğu göstermek için yinelenerek kullanılabilir.
3. İlgili Ağ Operatörü tarafından kabul edilmesi halinde, Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı
Operatörü, Talep Tesisinin ya da Tevzi Ağının bileşenleri hakkındaki geçerli kılınmış bilgiler
olarak Ekipman Sertifikalarını kullanabilir ancak Ekipman Sertifikaları total uyumluluğu
göstermek için kullanılmayacaktır. İlgili Ağ Operatörü, Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı
Operatörü tarafından talep edilmesi üzerine varsa bir projenin hangi kısımlarının tam
uyumluluk süreci bakımından kabul edilebilir olduğunu ve bu süreçte Ekipman
Sertifikalarından yararlanmak için nasıl ilerlenmesi gerektiğini bildirecektir.
MADDE 133
İletimle bağlı tevzi ağı bağlantıları ve iletimle bağlı talep
tesisleri için hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 31 ile uyumlulaştırma]
Her bir yeni İletimle bağlı Tevzi Ağının ve İletimle bağlı Talep Tesisinin bağlantısı için
işletim bildirim prosedürü aşağıdakileri içerecektir:
a) Enerjilendirme İşletim Bildirimi;
b) Geçici İşletim Bildirimi; ve
c) Nihai İşletim Bildirimi.
MADDE 134
İletimle bağlı tevzi ağı bağlantıları ve iletimle bağlı talep
tesisleri için enerjilendirme işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 32 ile uyumlulaştırma]
154
1. Enerjilendirme İşletim Bildirimi, İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibini ya da İletimle bağlı
Tevzi Ağı Operatörünü Bağlantı Noktası tarafından tanımlanan Ağ bağlantısını kullanarak
dahili Ağını enerjilendirmesi için yetkilendirecektir.
2. Bir Enerjilendirme İşletim Bildirimi, TEİAŞ’ın ilgili işletme prosedürlerindeki
gerekliliklerinin hazırlığının tamamlanması ve yerine getirilmesine tabi olarak TEİAŞ
tarafından verilecektir. Bu hazırlık, TEİAŞ ve Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü
arasındaki Bağlantı Noktası ile ilgili koruma ve kontrol üzerindeki anlaşmayı içerecektir.
MADDE 135
İletimle bağlı tevzi ağı bağlantıları ve iletimle bağlı talep
tesisleri için geçici işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 33 ile uyumlulaştırma]
1. Geçici İşletim Bildirimi, İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibini ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı
Operatörünü Bağlantı Noktası tarafından tanımlanan Ağ bağlantısını kullanarak belirli bir
süre boyunca İletimle bağlı Talep Tesisinin, İletimle bağlı Tevzi Ağının ve/veya Talep
Biriminin işletmesi için yetkilendirecektir.
2. Bir Geçici İşletim Bildirimi, veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanmasına tabi
olarak TEİAŞ tarafından verilecektir.
3. Veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanması amacıyla, TEİAŞ, İletimle bağlı Tevzi
Ağından ya da İletimle bağlı Talep Tesisinden aşağıdakileri talep etme yetkisine sahip
olacaktır:
a) geçici Uyumluluk Beyanı;
b) TEİAŞ tarafından öngörüldüğü gibi Bağlantı Noktası tarafından tanımlanan Ağ
bağlantısı ile ilgili olarak İletimle bağlı Talep Tesisinin ya da İletimle bağlı Tevzi
Ağının detaylı teknik verileri;
c) uyumluluk kanıtının bir parçası olarak bunlara güvenilen yerlerde Talep
Tesislerinin ve/veya Tevzi Ağı Bağlantılarnın Ekipman Sertifikaları;
d) bu Yönetmelikte BÖLÜM IV, KISIM6, 6.4 ve 6.6 tarafından istendiği gibi
beklenen kararlı durum ve dinamik performansı gösteren çalışmalar; ve
e) BÖLÜM IV, KISIM6’ya göre amaçlanan uyumluluk testlerinin detayları.
4. İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibinin ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı Operatörünün Geçici
İşletim Bildirimi statüsünde kalması için azami süre yirmi dört ayı geçmeyecektir. TEİAŞ,
daha kısa bir Geçici İşletim Bildirimi geçerlilik süresi öngörme hakkına sahiptir. Bu durumda
Geçici İşletim Bildirimi uzatması sadece Talep Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı
Operatörünün eksiksiz uyumluluk konusunda muazzam ilerleme kaydetmesi halinde
verilecektir. Geçici İşletim Bildirimi uzatması esnasında, tamamlanmamış hususlar açıkça
tanımlanacaktır.
5. Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü için Talep Biriminin Geçici İşletim
Bildirimi statüsünde kalması için yirmi dört aylık süreye TEİAŞ’a yapılan talep üzerine
uzatma verilebilir. Talep yirmi dört aylık sürenin dolmasından önce yapılacaktır.
155
MADDE 136
İletimle bağlı tevzi ağı bağlantıları ve iletimle bağlı talep
tesisleri için nihai işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 34 ile uyumlulaştırma]
1. Nihai İşletim Bildirimi, İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibini ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı
Operatörünü Bağlantı Noktası tarafından tanımlanan Ağ bağlantısını kullanarak İletimle bağlı
Talep Tesisini ya da İletimle bağlı Tevzi Ağını işletmesi için yetkilendirecektir.
2. Bir Nihai İşletim Bildirimi Geçici İşletim Bildirimi statüsü amacıyla tanımlanan tüm
uyumsuzlukların önceden giderilmesi üzerine ve bu Yönetmelikte öngörüldüğü gibi veri ve
çalışma inceleme sürecinin tamamlanmasına tabi olarak TEİAŞ tarafından yapılacaktır.
3. Veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanması amacıyla TEİAŞ, İletimle bağlı Tevzi
Ağı Operatöründen ve İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibinden aşağıdakileri talep etme hakkına
sahiptir:
a) Uyumluluk Beyanı; ve
b) Test esnasında fiili ölçülen değerlerin kullanımı dahil MADDE 135 (3)(b),(c),(d) ve
(e)’de atıf edilen uygulanabilir teknik verilerin, simülasyon modellerinin ve
çalışmaların güncellenmesi
4. Nihai İşletim Bildiriminin verilmesi amacıyla tanımlanan uyumsuzluk durumunda,
TEİAŞ’a bir talep gönderilebilir.
5. İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibinin ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı Operatörünün
gönderdiği talebin onaylanması halinde Nihai İşletim Bildirimi TEİAŞ tarafından verilecektir.
6. TEİAŞ tarafından talepleri reddedilen İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle bağlı
Tevzi Ağı Operatörü, İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibinin ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı
Operatörünün ve TEİAŞ’ın arasında uyumsuzluğun kalmadığına dair bir karara varılmasına
kadar bağlantı yapılmayacaktır. Uyumsuzluğun giderilmediği durumlarda Yeni bir Talep
Tesis ya d Yeni bir Tevzi Ağı Bağlantısı için bir Geçici İşletim Bildirimi ya da bir hizmet
arızası ya da bir değişiklik ya da modifikasyon için bir Sınırlı İşletim Bildirimi verilecektir.
MADDE 137
İletimle bağlı tevzi ağı bağlantıları ve iletimle bağlı talep
tesisleri için sınırlı işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 35 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Nihai İşletim Bildirimi verilmiş olan İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle
bağlı Tevzi Ağı Operatörü mümkün olan en kısa süre içinde TEİAŞ’a aşağıdaki durumları
bildirecektir:
a) İletimle bağlı Talep Tesisinin ya da İletimle bağlı Tevzi Ağının BÖLÜM IV KISIM
2’in gerekliliklerini yerine getirmesini etkileyen İletimle bağlı Talep Tesisinin ya da
İletimle bağlı Tevzi Ağının gerçici bir modifikasyonu ya da kapasite kaybı; ya da
b) bazı ilgili gerekliliklere uyulmamasına yol açan ekipman arızaları.
156
2. İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibi ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı Operatörü, paragraf 1’de
açıklanan durumların üç aydan daha uzun sürmesini beklemeleri halinde, 1 ay içinde
TEİAŞ’ye bir Sınırlı İşletim Bildirimi için başvuracaklardır.
3. Sınırlı İşletim Bildirimi, TEİAŞ tarafından aşağıdakilerin açıkça tanımlanması yoluyla
verilecektir:
a) Sınırlı İşletim Bildiriminin verilmesini gerekçelendiren çözüme kavuşturulmamış
hususlar;
b) Beklenen çözüm için sorumluluklar ve zaman ölçütleri; ve
c) Bir başlangıç geçerlilik süresi.
4. Tam uyumluluğun başarılması bakımından büyük ilerleme kaydedildiğini gösteren
kanıtların verilmesi şartıyla paragraf 3(c)’de belirtilen başlangıç geçerlilik süresi uzatılabilir.
Bir Sınırlı İşletim Bildiriminin toplam geçerlilik süresi on iki ayı geçmeyecektir.
5. İletimle bağlı Talep Tesisi Sahibinin ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı Operatörünün Sınırlı
İşletim Bildirimi statüsünde kalması için on iki aylık süre TEİAŞ’a talepte bulunulması
üzerine uzatılabilir.
6. Talep on iki aylık sürenin dolmasından önce yapılacaktır.
7. Sınırlı İşletim Bildiriminin, verilmesine sebep olan durumların düzeltilmesinden önce sona
ermesi halinde İletimle bağlı Talep Tesisi ya da İletimle bağlı Tevzi Ağı Bağlantısının
işletilmesini reddetme hakkına sahiptir. Bu durumda bir Nihai İşletim Bildirimi otomatik
olarak geçersiz olacaktır.
BÖLÜM VI
Yeni Talebin Bağlanması için Uyumluluk
6.1
Genel Uyumluluk
MADDE 138
Talep tesisi sahibinin ya da talep ağı sahibinin
sorumlulukları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 37 ile uyumlulaştırma]
1. Talep Tesisi Sahibi ve Tevzi Ağı Operatörü sırasıyla Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ve/veya
Tevzi Ağı Bağlantısının, bu Yönetmelik altında geçerli olan gerekliliklerla uyumlu olmasını
sağlayacaktır. Bu uyumluluk Talep Tesisinin ya da Tevzi Ağının kullanım ömrü boyunca
muhafaza edilecektir.
2. Bu kodun gerekliliklerinin TSO tarafından tanımlandığı ya da işletim amaçlı olduğu
yerlerde, bu gerekliliklerin test sonucunun kabulu için alternative testler ya da kriterler
üzerinde TEİAŞ ile anlaşmaya varılacaktır.
3. Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü uyumluluğu kanıtlayan ilgili
dokümantasyonun toplanması görevini kısmen ya da tamamen üçüncü şahıslara verebilir.
157
4. Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının Yönetmeliğin bu
Bölümündeki BÖLÜM IV, KISIM6, 6.2 İLA 6.6’nın gerekliliklerine uyumluluğu üzerinde
etkili olma olasılığı bulunan teknik yeteneklerinin üzerinde herhangi bir modifikasyon yapma
niyeti doğrudan ya da dolaylı olarak (bir Toplayıcı vasıtasıyla toplanabilmesine bununla
sınırlı olmaksızın ilave olarak) ve TEİAŞ tarafından tedarik edilen bir zaman ölçeğinde bu
şekildeki modifikasyonun gerçekleştirilmesinden önce TEİAŞ’ye bildirilecektir.
5. Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının Yönetmeliğin bu
Bölümündeki BÖLÜM IV, KISIM6, 6.2 İLA 6.6’nın gerekliliklerine uyumluluğu üzerinde
etkili olma olasılığı bulunan herhangi bir işletim arızası ya da bozukluğu doğrudan ya da
dolaylı olarak (bir Toplayıcı vasıtasıyla toplanabilmesine bununla sınırlı olmaksızın ilave
olarak) bu şekilde bir olayın meydana gelmesinden sonra hiçbir kasıtlı gecikmeye mahal
verilmeksizin en kısa süre içinde TEİAŞ’ye bildirilecektir
6. Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumluluğunu doğrulamak için öngörülen her türlü test programları ve
prosedürleri İlgili Ağ Operatörü tarafından belirlenen süre bitim tarihleri içinde ve devreye
alınmalarından önce TEİAŞ’ye bildirilecektir ve TEİAŞ’nin onayına tabi olacaktır.
7. TEİAŞ’nin bu testlere katılımı ve Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ve/veya Tevzi Ağı
Bağlantısının performansını kayıt altına alabilmesi kolaylaştırılacaktır.
MADDE 139
Ağ operatörünün görevleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 38 ile uyumlulaştırma]
1. TEİAŞ, Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının kullanım ömrü
boyunca Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik
altındaki gerekliliklerle uyumluluğunu takip etmesine izin verilecektir. Talep Tesisi Sahibine
ya da Tevzi Ağı Operatörüne bu değerlendirmenin sonucu bildirilecektir.
2. TEİAŞ, Talep Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı Operatörünün uyumluluk testlerini sadece
BÖLÜM IV KISIM5’e göre işletim bildirim prosedürleri esnasında değil aynı zamanda Talep
Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının kullanım ömrü boyunca tekrarlayarak
gerçekleştirmesini talep etme hakkına sahiptir. Bu şekilde bir talep, özellikle tanımlanmış
tekrarlanan testler ve simülasyonlar için bir plana ya da genel şemaya göre ya da Talep
Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
uyumluluğuna etki edebilecek herhangi bir ekipmanın arızası, modifikasyonu ya da
değiştirilmesi sonrasında sunulabilir.
3. İlgili Ağ Operatörü, uyumluluk süreci çerçevesinde Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı
Operatörü tarafından tedarik edilecek bilgi ve dokümanların ve ayrıca yerine getirilecek
gerekliliklerin bir listesini kamuya sunacaktır. Bu şekilde bir liste bilhassa aşağıdaki bilgileri,
dokümanları ve gereklilikleri kapsayacaktır:
a) Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü tarafından tedarik edilecek bütün
dokümantasyon ya da sertifikalar;
b) Ağ bağlantısı ya da işletimi ile ilgili olarak Talep Tesisinden, Tevzi Ağından ya da
Tevzi Ağı Bağlantısından talep edilen teknik verilerin detayları;
158
c) kararlı durum ve dinamik sistem çalışmaları için modellerin gereklilikleri;
d) çalışmaları gerçekleştirmek için gereken system verilerinin zamanında tedarik
edilmesi;
e) Bu Yönetmelikte BÖLÜM IV, KISIM6, 6.4 ve 66’da öngörülen gerekliliklere atfen
beklenen kararlı durum ve dinamik performansı göstermek için Talep Tesisi Sahibinin
ya da Tevzi Ağı Operatörünün gerçekleştirdiği çalışmalar;
f) Ekipman Sertifikalarının kayıt edilmesi kapsamını içeren koşullar ve prosedürler; ve
g) bu Yönetmelikte açıklandığı gibi uyumluluk için aktivitenin parçası yerine Talep
Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü tarafından ilgili Ekipman Sertifikalarının
kullanımı için koşullar ve prosedürler.
4. TEİAŞ uyum testi, sertifikasyon ve takip için sorumlulukların Talep Tesisi Sahibine ya da
Tevzi Ağı Operatörüne ve Ağ Operatörüne tahsis edilmesini kamu oyuna sunacaktır.
5. TEİAŞ, uyumluluk takibinin gerçekleştirilmesi görevini kısmen ya da tamamen üçüncü
şahıslara devredebilir.
6. TEİAŞ tek başına İlgili Ağ Operatörünün kontrolü altında olan ya da tek başına Talep
Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı Operatörünün kontrolü dışında olan sebeplere bağlı olarak
TEİAŞ ve Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü arasında kabul edildiği gibi
uyumluluk testlerinin ya da simülasyonlarının gerçekleştirilememesi halinde MADDE 134 ila
MADDE 136 itibariyle makul olmayan şekilde hiçbir işletim bildirimini vermemezlik
etmeyecektir.
MADDE 140
Uyum testi hakkındaki genel hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 39 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 142 ila MADDE 145’te belirtildiği gibi Talep Tesisinin ya da Dağıtım Ağı
Bağlantısının test edilmesi bu Yönetmeliğin gerekliliklerinin yerine getirilmesinin
gösterilmesini amaçlayacaktır.
2. Testler aşağıdaki durumlarda yapılacaktır:
a) yeni bir bağlatının gerekli olması;
b) ekipmanda başka bir geliştirmenin, değiştirmenin ya da modernizasyonun
gerçekleşmesi; ya da
c) TEİAŞ tarafından bu Yönetmeliklerin gerekliliklerine uyulmadığının ileri
sürülmesi.
3. BÖLÜM IV, KISIM6, 6.2 ve 6.3’te ifade edilen Uyum testi ile ilgili minimum
gerekliliklerle birlikte, TEİAŞ aşağıdaki yetkilere sahiptir:
a) Talep Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı Operatörünün alternatif bir test setini
yürütmesine izin vermek, burada bu testlerin bir Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da
159
Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğu
göstermek için etkili ve yeterli olması şartı aranacaktır; ve
b) bu Yönetmelikte BÖLÜM IV, KISIM6, 6.2 ve 6.3’te ifade edilen hükümlere göre
uyum testi ile ilgili olarak Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü tarafından
TEİAŞ’a tedarik edilen bilgilerin bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğu
göstermek için etkili ve yeterli olmaması halinde Talep Tesisi Sahibinden ya da Tevzi
Ağı Operatöründen bir ilave ya da alternatif test setini yürütmesi istemek. Her türlü
ilave ya da alternative test, uyumluluğu göstermek için yeterli olacaktır ve etkili bir
şekilde üstlenilecektir.
4. Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü testleri BÖLÜM V, KISIM6’da ifade edilen
koşullara uygun olarak yürütmekten sorumlu olacaktır. TEİAŞ, testlerin gerçekleştirilmesi
için iş birliği yapmak ve gecikmesini önlemek için makul çabaları sarf edecektir.
5. Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü testler süresince personelin ve tesisin
güvenliğinden sorumludur.
6. Testleri kolaylaştırmak amacıyla ticari olarak tercih edilen işletim noktasında gereken
sapmayı içeren ilgili test maliyetleri Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü tarafından
karşılanacaktır.
7. TEİAŞ’ın teste sahadan ya da mümkünse Ağ Operatörünün kontrol merkezinde uzaktan
katılması sağlanacaktır.
Bu amaçla Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü, tüm ilgili test sinyallerinin ve
ölçümlerinin kaydedilmesi için uygun takip teçhizatını tedarik edecektir ve ayrıca hem Talep
Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı Operatörünün hem de üreticinin ilgili temsilcilerinin tüm test
sürecinde sahada mevcut olmasını sağlayacaktır.
İlgili Ağ Operatörünün testleri sırasında seçili testlerin performansını kaydetmek için kendi
ekipmanını kullanmak istemesi halinde, TEİAŞ tarafından istenen sinyaller tedarik
edilecektir. TEİAŞ’ın teste katılımı ve bu katılımın yapısı ile ilgili karar İlgili Ağ
Operatörünün tek ve inhisarı takdirine bağlıdır.
8. Tedarik edilen yerlerde TEİAŞ aşağıdakinin (doğrudan ya da dolaylı olarak (bir Toplayıcı
vasıtasıyla toplanabilmesine bununla sınırlı olmaksızın ilave olarak)) test edilmesi için bir
yöntem belirtme hakkı olacaktır:
a) MADDE 60’a uygun olarak Reaktif Gücün aktif kontrolü.
MADDE 141
Uyumluluk simülasyonları hakkındaki genel hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 40 ile uyumlulaştırma]
1. MADDE 146 ila MADDE 147’de ifade edildiği gibi Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da
Tevzi Ağı Bağlantısının simülasyonu bu Yönetmeliğin gerekliliklerinin yerine getirilmesinin
gösterilmesini amaçlayacaktır.
2. Simülasyonlar aşağıdaki durumlarda yapılacaktır:
a) yeni bir bağlatının gerekli olması;
160
b) ekipmanda başka bir geliştirmenin, değiştirmenin ya da modernizasyonun
gerçekleşmesi; ya da
c) İlgili Ağ Operatörü tarafından bu Yönetmeliklerin gerekliliklerine uyulmadığının
ileri sürülmesi
3. BÖLÜM IV, KISIM6, 6.4 ve 6.5’te ifade edilen Uyumluluk Simülasyonları ile ilgili
minimum gerekliliklerle birlikte, İlgili Ağ Operatörü aşağıdaki yetkilere sahiptir:
a) Talep Tesisi Sahibinin ya da Tevzi Ağı Operatörünün alternatif bir simülasyon
setini yürütmesine izin vermek, burada bu simülasyonların bir Talep Tesisinin, Tevzi
Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle
uyumluluğu göstermek için etkili ve yeterli olması şartı aranacaktır; ve
b) bu Yönetmelikte BÖLÜM V, KISIM6, 6.4 ya da 6.6’da ifade edilen hükümlere
göre Uyumluluk Simülasyonu ile ilgili olarak Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı
Operatörü tarafından TEİAŞ’a tedarik edilen bilgilerin bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumluluğu göstermek için etkili ve yeterli olmaması halinde Talep
Tesisi Sahibinden ya da Tevzi Ağı Operatöründen bir ilave ya da alternatif simülasyon
setini yürütmesi istemek.
4. Talep Tesisi Sahibi, bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğu göstermek için,
Talep Tesisindeki her bir ve tek tek Talep Birimleri ile ilgili simülasyon sonuçlarını bir rapor
formunda tedarik edecektir.
5. Talep Tesisi Sahibi ya da Tevzi Ağı Operatörü bir Güç Üretim Modülü için valide edilmiş
bir simülasyon modelini üretecektir ve tedarik edecektir. Simülasyon modellerinin kapsamı ve
formatı ya da eşdeğer bilgiler MADDE 66 (1) (a)-(b)’de açıklanmıştır.
6. TEİAŞ, bir Talep Tesisinin, Tevzi Ağının ya da Tevzi Ağı Bağlantısının bu Yönetmelik
altındaki gerekliliklerle uyumluluğunu, MADDE 61, MADDE 62, MADDE 66 ve BÖLÜM
IV, KISIM6, 6.2 ve 6.3’te tedarik edilen bilgilere dayanarak keni Uyumluluk
Simülasyonlarını gerçekleştirmek suretiyle kontrol etme hakkına sahiptir.
7. TEİAŞ, Ağın teknik verilerini ve simülasyon modelini BÖLÜM IV, KISIM6, 6.4 ya da
6.6’ya göre talep edilen simülasyonları gerçekleştirmek için gerekli olduğu derecede Talep
Tesisi Sahibine ya da Tevzi Ağı Operatörüne tedarik edecektir.
6.2
İletimle bağlı tevzi ağları için uyum testi
MADDE 142
Sistem savunması ve yeniden bağlantı amaçlı olarak
bağlantının kesilmesi için uyum testi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 41 ile uyumlulaştırma]
1. İletimle bağlı Tevzi Ağları MADDE 64’te atıf edilen sistem savunması ve yeniden bağlantı
ile ilgili TEİAŞ gerekliliklerine uyumlu olacaktır ve aşağıdaki uyumluluk testlerine tabi
tutulacaktır:
a) bir Ağ Bozulmasına bağlı olarak, kaza eseri bağlantı kesintisinden sonra yeniden
bağlanma yeteneğinin test edilmesi ile ilgili olarak, yeniden bağlantı bir yeniden
161
bağlantı prosedürü, tercihen TEİAŞ tarafından yetki verilen otomasyon yoluyla
gerçekleştirilecektir;
b) TEİAŞ tarafından gerekli görülmesi hainde senkronizasyon testi ile ilgili olarak,
İletimle bağlı Tevzi Ağı senkronizasyon kolaylıklarını gösterecektir. Bu test,
senkronizasyon cihazlarının ayarlamalarını doğrulayacaktır. Şu hususları
kapsayacaktır: Gerilim, Frekans, faz açısı aralığı, Gerilim ve Frekans sapması;
c) uzaktan bağlatı kesme testi ile ilgili olarak İletimle bağlı Tevzi Ağı, TEİAŞ
tarafından belirtilen süre içinde TEİAŞ tarafından gerekli görüldüğü zaman İletim
Ağından Bağlantı Noktalarında uzaktan bağlantının kesilmesine müsait olacaktır;
d) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısı Kesme testi ile ilgili olarak, Tevzi Ağı Operatörü,
MADDE 64’te tanımlandığı gibi teçhiz edildiği yerlerde bitişik TSO’larla
koordinasyonlu olarak TEİAŞ tarafından öngörülecek talebin bir yüzdesinin otomatik
düşük Frekanslı bağlantı kesintisi yeteneğini gösterebilecektir;
e) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısı Kesme röleleri testi ile ilgili olarak, Düşük
Frekanslı röleler MADDE 64 (1) ve (2)’ye uygun olarak, bir nominal AC kaynak
girdisinden işletim için fonksiyonel yeteneklerini göstermeleri için test edilecektir. Bu
AC kaynak girdisi TEİAŞ tarafından belirtilecektir; ve
f) Düşük Gerilimli Talep Bağlantısı Kesme testi ile ilgili olarak, Düşük Gerilimli
Talep Bağlantısı Kesme şeması, MADDE 64 (3)’e uygun olarak işletimlerinin tek bir
aksiyonda gerçekleştirilebildiğini göstermek için test edilecektir.
MADDE 143
Bilgi alışverişi için uyumluluk testleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 42 ile uyumlulaştırma]
1. TEİAŞ ve İletimle bağlı Tevzi Ağı arasındaki bilgi alış verişi ile ilgili olarak, İletimle bağlı
Tevzi Ağı Operatörü, öngörülen zaman damgalaması ile birlikte MADDE 61 (1)(b) ve (c)’de
tanımlanan standarda uyulması için teknik yeteneği gösterecektir.
2. TEİAŞ nezdinde kayıtlı olması şartıyla, yukarıdaki testin parçası yerine Ekipman
Sertifikası kullanılabilir.
6.3
Talep Tesisleri için uyum testi
MADDE 144
testleri
Sistem savunması ve yeniden bağlantı için uyumluluk
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 43 ile uyumlulaştırma]
1. İletimle bağlı Talep Tesisi MADDE 64’te atıf edilen sistem restorasyonu ile ilgili TEİAŞ
gerekliliklerine uyumlu olacaktır ve aşağıdaki uyumluluk testlerine tabi tutulacaktır:
a) bir Ağ Bozulmasına bağlı olarak, kaza eseri bağlantı kesintisinden sonra yeniden
bağlanma yeteneğinin test edilmesi ile ilgili olarak, yeniden bağlantı bir yeniden
162
bağlantı prosedürü, tercihen TEİAŞ tarafından yetki verilen otomasyon yoluyla
gerçekleştirilecektir;
b) TEİAŞ tarafından gerekli görülmesi hainde senkronizasyon testi ile ilgili olarak,
İletimle bağlı Talep Tesisi gerekli senkronizasyon kolaylıkları ile teçhiz edilecektir.
Bu test, şu hususları kapsayacaktır: Gerilim, Frekans, faz açısı aralığı, Gerilim ve
Frekans sapması;
c) uzaktan bağlatı kesme testi ile ilgili olarak İletimle bağlı Talep Tesisi, TEİAŞ
tarafından gerekli görüldüğü zaman İletim Ağından Bağlantı Noktalarında uzaktan
bağlantının kesilmesine müsait olacaktır;
d) Düşük Frekanslı Talep Bağlantısı Kesme şeması testleri ile ilgili olarak, Düşük
Frekanslı Talep Bağlantısı Kesme, MADDE 64 (1) ve (2)’e uygun olarak bir nominal
AC kaynak girdisinden işletim için fonksiyonel yeteneklerini göstermeleri için test
edilecektir. Bu AC kaynak girdisi TEİAŞ tarafından belirtilecektir; ve
e) Düşük Gerilimli Talep Bağlantısı Kesme testi ile ilgili olarak, Düşük Gerilimli
Talep Bağlantısı Kesme şeması, MADDE 64 (3)(c)’ye uygun olarak işletimlerinin tek
bir aksiyonda gerçekleştirilebildiğini göstermek için test edilecektir.
2. TEİAŞ nezdinde kayıtlı olması şartıyla, yukarıdaki testin parçası yerine Ekipman
Sertifikası kullanılabilir.
MADDE 145
Bilgi alışverişi için uyumluluk testleri
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 45 ile uyumluluk]
1. TEİAŞ ve İletimle bağlı Talep Tesisleri arasındaki gerçek zamanlı ya da zaman
damgalaması ile periyodik bilgi alışverişi ile ilgili olarak, İletimle bağlı Talep Tesisleri
MADDE 62’e uygun olarak TEİAŞ tarafından tanımlanan standard uymak için teknik
yeteneğini gösterecektir.
2. İlgili Ağ Operatörü nezdinde kayıtlı olması şartıyla, yukarıdaki testin parçası yerine
Ekipman Sertifikası kullanılabilir.
6.4
İletimle bağlı tevzi ağları için uyumluluk simülasyonları
MADDE 146
İletimle bağlı tevzi ağlarının reaktif güç aralıkları için
uyumluluk simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 46 ile uyumlulaştırma]
1. İletimle bağlı Tevzi Ağları ile ilgili olarak Reaktif Güç talebi Uyumluluk Simülasyonları
aşağıdaki koşullar altında gerçekleştirilecektir:
a) İletimle bağlı Tevzi Ağının Ağının bir kararlı durum yük akışı simülasyon modeli,
farklı yük koşulları altında ve farklı üretim koşulları altında Reaktif Güç Talebini
hesaplamak için kullanılacaktır. En düşük ve en yüksek Reaktif Güç talebi ile
sonuçlanan kararlı durum minimum ve maksimum yük ve üretim koşullarının bir
163
kombinasyonu simülasyonların bir parçası olacaktır. Bağlantı Noktasında Maksimum
İhraç Yeteneğinin %25’inden daha az bir Aktif Güç akışında Reaktif Güç ithalinin
hesaplaması simülasyonların parçası olacaktır;
b) TEİAŞ, MADDE 60 (1)(c)’de tanımlandığı gibi Reaktif Gücün aktif kontrolünün
uyumluluk simülasyonu için yöntemi belirtme hakkına sahip olacaktır; ve
c) simülasyonların MADDE 60 (1)(a),(b) ve (c)’de açıklandığı gibi gerekliliklerle
uyumluluğunu göstermesi halinde simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
6.5
Talep tesisleri için uyumluluk simülasyonları
MADDE 147
İletimle bağlı talep tesislerinin reaktif güç aralıkları için
uyumluluk simülasyonları
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 47 ile uyumlulaştırma]
1. Yerinde üretimi olmayan İletimle bağlı Talep Tesisleri ile ilgili olarak, Reaktif Güç talebi
Uyumluluk Simülasyonları aşağıdaki koşullar altında gerçekleştirilecektir:
a) Yerinde üretimi olmayan İletimle bağlı Talep Tesisi, Reaktif Güç yeteneğini
Bağlantı Noktasında gösterecektir;
b) İletimle bağlı Talep Tesisinin bir yük akış simülasyon modeli, farklı yük koşulları
altında Reaktif Güç Talebini hesaplamak için kullanılacaktır. En düşük ve en yüksek
Reaktif Güç talebi ile sonuçlanan minimum ve maksimum yük koşulları
simülasyonların bir parçası olacaktır;
c) simülasyonların MADDE 60 (1)(a)’da açıklandığı gibi gerekliliklerle
uyumluluğunu göstermesi halinde simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
2. Bu yerinde üretimi olan İletimle bağlı Talep Tesisleri ile ilgili olarak, Reaktif Güç talebi
Uyumluluk Simülasyonları aşağıdaki koşullar altında gerçekleştirilecektir;
a) İletimle bağlı Tevzi Ağının, Ağının bir yük akışı simülasyon modeli, farklı yük
koşulları altında ve farklı üretim koşulları altında Reaktif Güç Talebini hesaplamak
için kullanılacaktır. Bağlantı Noktasında en düşük ve en yüksek Reaktif Güç yeteneği
ile sonuçlanan minimum ve maksimum yük ve üretim koşullarının bir kombinasyonu
simülasyonların bir parçası olacaktır; ve
b) simülasyonların MADDE 60 (1)(a)’da açıklandığı gibi gerekliliklerle
uyumluluğunu göstermesi halinde simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
6.6
Uyumluluk Takibi
MADDE 148
İletimle bağlı tevzi ağlarının uyumluluk takibi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 49 ile uyumlulaştırma]
164
1. İletimle bağlı Tevzi Ağlarının Reaktif Güç gerekliliklerinin Uyumluluk Takibi ile ilgili
olarak:
a) Reaktif Güç her bir Bağlantı Noktasında ölçülecektir;
b) İletimle bağlı Tevzi Ağının Bağlantı Noktası, MADDE 60’a uygun olarak Aktif ve
Reaktif Gücü ölçmek için gereken ekipman ile teçhiz edilecektir, ve
c) İlgili Ağ Operatörü, Uyumluluk Takibi için zaman çizelgesini belirtecektir.
MADDE 149
İletimle bağlı talep tesislerinin uyumluluk takibi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 50 ile uyumlulaştırma]
1. İletimle bağlı Talep Tesislerinin Reaktif Güç gerekliliklerinin Uyumluluk Takibi ile ilgili
olarak:
a) Reaktif Güç Bağlantı Noktasında ölçülecektir;
b) İletimle bağlı Talep Tesisinin Bağlantı Noktası, MADDE 60’a uygun olarak Aktif
ve Reaktif Gücü ölçmek için gereken ekipman ile teçhiz edilecektir, ve
c) İlgili Ağ Operatörü, Uyumluluk Takibi için zaman çizelgesini belirtecektir.
BÖLÜM VII
Yeni HVDC sistemlerine bağlantı için işletim bildirim prosedürü
MADDE 150
Genel Hükümler
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 53 ile uyumlulaştırma]
1. [HVDC NC BÖLÜM 5, Kısım 1]’in hükümleri sadece Yeni HVDC Sistemleri için
geçerli olacaktır.
2. HVDC Sistem Sahibi, MADDE 151 ila MADDE 154’te tanımlandığı gibi HVDC
Sisteminin bağlantısı için işletim bildirim prosedürünü başarılı bir şekilde
tamamlayarak ilgili Bağlantı Noktasında KISIM 3 [HVDC NC BÖLÜM 2 ila
BÖLÜM 4]’te atıf edilen gerekliliklerle uyumluluğunu İlgili Ağ Operatörüne
gösterecektir.
3. İşletim bildirim prosedürü, TEİAŞ ve
tanımlanacaktır ve kamu oyuna sunacaktır.
İlgili
Ağ Operatör(leri)
tarafından
4. Her bir Yeni HVDC Sisteminin bağlantısı için işletim bildirim prosedürü aşağıdakileri
içerecektir:
a) Enerjilendirme İşletim Bildirimi (EİB);
b) Geçici İşletim Bildirimi (GİB); ve
165
c) Nihai İşletim Bildirimi (NİB).
MADDE 151
Bildirimi
HVDC Sistemleri HVDC için Enerjilendirme İşletim
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 54 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Enerjilendirme İşletim Bildirimi (EİB), HVDC Sistem Sahibini, dahili Ağ ve
yardımcı donanımlarını enerjilendirmek ve tanımlanan Bağlantı Noktalarından Ağa
bağlamak üzere yetkili kılacaktır.
2. Bir FİB, ilgili işletim prosedürlerinde TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri tarafından
tanımlanan hazırlığın tamamlanmasına ve gerekliliklerin yerine getirilmesine tabi
olarak TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri tarafından verilecektir. Bu hazırlık TEİAŞ
ya da İlgili Ağ Operatörleri ve HVDC Sistem Sahibi arasındaki Bağlantı Noktaları ile
ilgili koruma kontrolünün üzerinde anlaşmaya varılmasını içerecektir.
MADDE 152
HVDC Sistemleri için Geçici İşletim Bildirimi (GİB)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 55 ile uyumlulaştırma]
1. Geçici İşletim Bildirimi (GİB) HVDC Sistem Sahibini ya da HVDC Çevirici Birimi
Sahibini, belirli bir sure boyunca Bağlantı Noktaları tarafından tanımlanan Ağ
Bağlantılarını kullanarak HVDC Sistemini ya da HVDC Çeviricisini işletmek üzere
yetkilendirecektir.
2. Bir GİB, uygulanabilirse, veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanması üzerine
TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri tarafından verilecektir.
3. Veri ve çalışma inceleme sürecinin tamamlanması amacıyla TEİAŞ ya da İlgili Ağ
Operatörleri, HVDC Sistem sahiplerinden ya da HVDC Çevirici Birim sahiplerinden
aşağıdakileri talep etme hakkına sahip olacaktır:
-
maddelere ayrılmış olarak Uyumluluk Beyanı;
TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından İlgili TSO(lar) ile koordinasyonlu
olarak belirtildiği gibi Bağlantı Noktaları tarafından tanımlanan Ağ Bağlantısı ile
ilgili olarak HVDC Sisteminin detaylı teknik verileri;
Uyumluluk kanıtının bir parçası olarak güvenilen yerlerde HVDC Sistemlerinin ya
da HVDC Çevirici Birimlerinin Ekipman Sertifikaları;
MADDDE 98’de öngörüldüğü gibi ya da İlgili Ağ Operatörü tarafından İlgili
TSO(lar) ile koordinasyonlu olarak gerekli görüldüğü gibi kontrol sisteminin
tamamının simülasyon modelleri;
KISIM 3 [HVDC NC BÖLÜM 2 ve BÖLÜM 4] tarafından öngörüldüğü gibi
beklenen kararlı durum ve dinamik performansı gösteren çalışmaları;
MADDE 157’ye uygun olarak amaçlanan uyumluluk testlerinin detayları;
KISIM 8 [HVDC NC BÖLÜM 6]’ya göre Uyumluluk Testlerinin tamamlanması
için amaçlanna pratik yöntemin detayları.
166
4. HVDC Sistem Sahibinin ya da HVDC Çevirici Birim Sahibinin, (GİB) statüsünde
kalması için azami süre yirmi dört ayı geçmeyecektir. TEİAŞ ya da İlgili Ağ
Operatörleri MADDE 5[HVDC NC Madde 4(2)]’ye uygun olarak daha kısa bir GİB
geçerlilik süresi öngörme hakkına sahiptir. GİB geçerlilik süresi EPDK’ya bildirim
yapılmasına tabi olacaktır. Bu bildirimin usulleri uygulanabilir ulusal yönetmelik
çerçevesine uygun olarak saptanacaktır. GİB uzatmaları sadece HVDC Sistem
Sahibinin eksiksiz uyumluluk konusunda muazzam ilerleme kaydetmesi halinde
verilecektir. GİB uzatması esnasında, tamamlanmamış hususlar açıkça
tanımlanacaktır.
5. HVDC Sisteminin GİB statüsünde kalması için yirmi dört aylık süre, İlgili Ağ
Operatörüne bir tadil talebi sunulması şartıyla uzatılabilir. Talep yirmi dört aylık
sürenin dolmasından önce sunulmalıdır.
MADDE 153
HVDC Sistemleri için Nihai İşletim Bildirimi (NİB)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 56 ile uyumlulaştırma]
1. Bir Nihai İşletim Bildirini (NİB), HVDC Sistem Sahibine şebeke Bağlantı Noktalarını
kullanarak HVDC Sistemini ya da HVDC Çevirici Birimlerini işletme yetkisi
verecektir.
2. Bir NİB, GİB statüsü amacıyla tanımlanan tüm uyumsuzlukların önceden giderilmesi
üzerine ve bu Yönetmelikte öngörüldüğü gibi veri ve çalışma inceleme sürecinin
tamamlanmasına tabi olarak TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri tarafından tarafından
yapılacaktır.
3. Veri ve çalışma incelemesi amacıyla HVDC Sistem Sahibi tarafından TEİAŞ’a ve
İlgili Ağ Operatörüne, İlgili TSO(lar) ile koordinasyonlu olarak, aşağıdakiler ibraz
edilmelidir:
- maddelere ayrılmış olarak Uyumluluk Beyanı; ve
- test esnasında fiili ölçülen değerlerin kullanımı dahil MADDE
152’de atıf edilen uygulanabilir teknik verilerin, simülasyon
modellerinin ve çalışmaların güncellenmesi.
4. TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri, HVDC Sistem Sahibi ve TEİAŞ ya da İlgili Ağ
Operatörleri tarafından uyumsuzluğun giderildiğine ve HVDC Sisteminn TEİAŞ ya da
İlgili Ağ Operatörleri tarafından uyumlu kabul edildiğine dair bir karara varılmasına
kadar HVDC Sisteminin ya da HVDC Çevirici Birim(ler)inin işletimini reddetme
hakkına sahip olacaktır.
MADDE 154
HVDC Sistemleri için Sınırlı İşletim Bildirimi (SİB)
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 57 ile uyumlulaştırma]
1. Bir NİB verilen HVDC Sistem Sahipleri, İlgili Ağ Operatörlerini aşağıdaki durumlar
hakkında derhal bilgilendirecektir:
- HVDC Sisteminin performansı için önem arz eden bir ya da daha
fazla modifikasyonun uygulanmasına bağlı olarak önemli bir
167
-
modifikasyona ya da yetenek kaybına geçici olarak tabi olması; ya
da
bazı ilgili gerekliliklere uyulmamasına yol açan ekipman arızaları
durumunda.
2. HVDC Sistem Sahibinin MADDE 154(1)’e göre koşulların makul olarak üç aydan
daha uzun bir süre boyunca devam etmesini beklemesi halinde bir Sınırlı İşletim
Bildirimi (SİB) verilmesi için TEİAŞ’a ya da İlgili Ağ Operatörleri’ne başvuracaktır.
3. Bir SİB, TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatör(leri) tarafından aşağıdakileri açıkça
tanımlanması yoluyla verilecektir:
- Sınırlı İşletim Bildiriminin (SİB) verilmesini gerekçelendiren
çözüme kavuşturulmamış hususlar;
- Beklenen çözüm için sorumluluklar ve zaman ölçütleri; ve
- on iki ayı geçmeyecek şekilde bir azami geçerlilik süresi.
Başlangıçta verilen süre uzatma olanağı ile birlikte daha kısa
olabilir, burada tam uyumluluğun başarılması bakımından büyük
ilerleme kaydedildiğini gösteren kanıtların TEİAŞ’ı ya da İlgili Ağ
Operatörünü tatmin etmesi şartı aranır.
4. NİB, SİB’in geçerlilik süresi boyunca SİB yapılan hususlar bakımından askıya
alınacaktır.
5. TEİAŞ ya daİlgili Ağ Operatör(leri), SİB verilmesine sebep olan şartlar
giderilmeksizin sona ermesi halinde HVDC Sisteminin işletimini reddetme hakkına
sahip olacaktır. Böyle bir durumda NİB otomatik olarak geçersiz kalacaktır.
BÖLÜM VIII
Yeni HVDC Sisteminin Uyumluluğu
MADDE 155
HVDC Sistem Sahibinin ve DC-bağlantılı Güç Park
Modülü Sahibinin Sorumlulukları
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 65 ile uyumlulaştırma]
1. HVDC Sistem Sahibi, HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının bu
Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumlu olmasını sağlayacaktır. Bu uyumluluk
tesisin kullanım ömrü boyunca muhafaza edilecektir.
2. HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumlu olması üzerinde olası etki sahibi olan teknik yeteneklerinin
planlanmış modifikasyonları, bu şekilde bir modifikasyonun başlatılmasından önce
HVDC Sistem Sahibi tarafından TEİAŞ’ye bildirilecektirç
3. HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının bu Yönetmelik altındaki
gerekliliklerle uyumlu olması üzerinde etki eden herhangi bir işletim arızası ya da
bozukluğu, bu şekilde bir olayın meydana gelmesinden sonra hiçbir gecikmeye mahal
vermeksizin en kısa süre içinde HVDC Sistem Sahibi tarafından TEİAŞ’ye
bildirilecektir.
168
4. HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının bu Yönetmelik altında
gerekliliklerle uyumluluğunu doğrulamak için öngörülen her türlü test programları ve
prosedürleri zamanında ve devreye alınmasından önce HVDC Sistem Sahibi
tarafından TEİAŞ’ye bildirilecektir ve TEİAŞ tarafından onaylanacaktır.
5. TEİAŞ’nin bu testlere katılımı ve HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici
İstasyonlarının performansını kayıt altına alabilmesi kolaylaştırılacaktır.
MADDE 156
İlgili Ağ Operatörünün Görevleri
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 66 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörü HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının kullanım
ömrü boyunca bir HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının bu
Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğunu düzenli olarak değerlendirecektir.
Bu değerlendirmenin sonucu HVDC Sistem Sahibine bildirilecektir
2. İlgili Ağ Operatörü, sadece KISIM 5 [HVDC NC BÖLÜM 5]’e göre işletim bildirimi
prosedürleri süresince değil aynı zamanda HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici
İstasyonlarının bu Yönetmelik altındaki gerekliliklerle uyumluluğuna etki edebilecek
herhangi bir ekipmanın arızası, modifikasyonu ya da değiştirilmesi sonrasında ya da
tanımlanmış tekrarlanan testler ve simülasyonlar için bir plana ya da genel şemaya
göre, HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici İstasyonlarının kullanım ömrü boyunca
tekrarlanarak uyumluluk testleri ve simülasyonları yapması için HVDC Sistem
Sahibine ya da DC-bağlantılı Güç Park Modülü Sahibine talepte bulunma hakkına
sahip olacaktır. HVDC Sistem Sahibi, bu uyumluluk testlerinin ve simülasyonlarının
sonuçlarından haberdar olacaktır.
3. Uyumluluk süreci çerçevesinde tekrarlanan testlerin ve simülasyonların planı ya da
genel şeması, HVDC Sistem Sahibi tarafından tedarik edilecek bilgi ve belgelerin
listesi ve ayrıca yerine getirilecek gereklilikler TEİAŞ ve İlgili Ağ Operatörleri
tarafından tanımlanacaktır ve kamu oyuna sunulacaktır. Bu liste bilhassa aşağıdaki
bilgileri, belgeleri ve gereklilikleri içerecektir:
 HVDC Sistem Sahibi tarafından tedarik edilecek tüm dokümantasyon ve
sertifikalar;
 şebeke bağlantısı ile ilgili olarak HVDC Sisteminin ve HVDC Çevirici
İstasyonlarının teknik verilerinin detayları;
 kararlı durum ve dinamik sistem çalışmaları için modellerin gereklilikleri;
 çalışmaları gerçekleştirmek için gereken system verilerinin zamanında tedarik
edilmesi;
 KISIM 3 [HVDC NC BÖLÜM 2 ve BÖLÜM 4]’te ifade edilen gerekliliklere
atfen beklenen kararlı durum ve dinamik performansı göstermek için Güç
Üretim Tesisi Sahibinin gerçekleştirdiği çalışmalar; ve
 Ekipman Sertifikalarının kayıt edilmesi kapsamını içeren koşullar ve
prosedürler.
4. TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörleri tarafından, uyum testi, simülasyon ve takip için
sorumlulukların HVDC Sistem Sahibine ve Ağ Operatörüne tahsis edilmesini
tanımlayacaktır ve kamu oyuna sunacaktır.
169
5. TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü, uyumluluk takibinin gerçekleştirilmesi işini kısmen
ya da tamamen üçüncü şahıslara devredebilir. Bu durumda, TEİAŞ ya da İlgili Ağ
Operatörü devralan ile uygun gizlilik taahhütlerini yapmak suretiyle MADDE 70’e
uyulmasını sağlayacaktır.
6. TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü tek başına İlgili Ağ Operatörünün kontrolü altında
olan sebeplere bağlı olarak TEİAŞ ya da İlgili Ağ Operatörü ve HVDC Sistem Sahibi
arasında kabul edildiği gibi uyumluluk testlerinin ya da simülasyonlarının
gerçekleştirilememesi halinde KISIM 7 [HVDC NC BÖLÜM 5] itibariyle makul
olmayan şekilde hiçbir işletim bildirimini vermemezlik etmeyecektir.
7. İlgili Ağ Operatörü, bu Bölümde atıf edilen uyum testi ve simülasyon sonuçlarını talep
edildiği zaman TEİAŞ’ye tedarik edecektir.
MADDE 157
HVDC Sistemleri için Uyum testi
Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 67 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri şartıyla aşağıdaki testlerin bir bölümü ya da
tümü için Ekipman Sertifikası kullanılabilir.
2. Reaktif Güç Yeteneği testi ile ilgili olarak:
a. HVDC Çevirici Birimi ve HVDC Çevirici İstasyonu MADDE 77’ye göre ön ve
geciken Reaktif Gücü yeteneğini tedarik etmek konusundaki teknik yeteneğini
gösterecektir.
b. Reaktif Güç Yeteneği testi, hem önce hem de geciken maksimum Reaktif Güçte ve
aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili olarak gerçekleştirilecektir:
i. Minimum HVDC Aktif Güç Aktarım Kapasitesinde İşletim;
ii. Makimum HVDC Aktif Güç Aktarım Kapasitesinde İşletim; ve
iii. Minimum ve Maksimum HVDC Aktif Güç Aktarım Kapasitesinde
arasındaki Aktif Güç Ayarlama Noktasında İşletim.
c. Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
i.
HVDC Çevirici Birimi ve HVDC Çevirici İstasyonu paragraf b)’de atıf
edildiği gibi her bir parametrede, hem önde hem de geciken konumda
maksimum Reaktif Güçte 1 saatten daha kısa olmayacak şekilde
çalışmaktadır;
ii.
HVDC Çevirici Birimi ve HVDC Çevirici İstasyonu ilgili Reaktif Güç
kontrol şemasının belirtilen performans hedefleri dahilinde kabul edilen
ya da karar verilen Reaktif Güç aralığı içindeki herhangi bir Reaktif
Güç hedef değerine değişme yeteneğini göstermiştir; ve
iii. Reaktif Güç kapasitesi diyagramı tarafından tanımlanan işletim
sınırlamaları dahilinde hiçbir koruma aksiyonu meydana gelmez.
3. Gerilim Kontrol Modu Testi ile ilgili olarak:
170
a. HVDC Çevirici Birimi ve HVDC Çevirici İstasyonu, MADDE 79(1)’de öne
sürülen sürede MADDE 79(3)’te ifade edilen koşullarda Gerilim kontrol modunda
çalışma yeteneğini gösterecektir.
b. Gerilim Kontrol Modu Testi aşağıdaki parametrelerin doğrulanması ile ilgili olarak
uygulanacaktır:
i.
statik karakteristiğin uygulanan Eğimi ve ölü bandı;
ii.
düzenlemenin doğruluğu;
iii. düzenlemenin duyarsızlığı; ve
iv.
Reaktif Güç Aktivasyonunun zamanı.
c. Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
i.
ii.
iii.
iv.
statik karakteristiğin uygulanan Eğimi ve ölü bandı
MADDE 79 (3)’e uygun olarak düzenleme aralığı ve Eğimin ve ölü
bandın ayarlanabilirliği kabul edilen ya da karar verilen karakteristik
parametrelere uygundur;
Gerilim Kontrolünün duyarsızlığı MADDE 79 (3)’e uygun olarak 0.01
pu’dan daha yüksek değildir; ve
Gerilimdeki bir adım değişikliğinin ardından, Reaktif Güç çıktısındaki
değişikliğin %90’ı MADDE 79 (3)’e uygun olarak süreler ve
toleranslar dahilinde başarılmıştır.
4. FSM tepki testi ile ilgili olarak:
a. HVDC Sistemi Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Maximum HVDC Aktif
Güç Aktarım Kapasitesi ve Minimum HVDC Aktif Güç Aktarım Kapasitesi
arasındaki tam işletim aralığı üzerinde Aktif Gücün devamlı olarak Modüle
edilmesi konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir ve Frekans adımı değişikliği
tepkisi ve büyük, hızlı Frekans değişiklikleri yoluyla sağlamlık dahil Eğim ve ölü
bant ve dinamik parametreler gibi düzenlemelerin kararlı durum parametrelerini
doğrulayacaktır
b. Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki tüm Frekans
tepkisi aralığının en az %10’unu aktive etmek için yeterince büyük Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, HVDC Çevirici Birimine ve HVDC Çevirici
İstasyonuna enjekte edilecektir.
c. Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi şartıyla, testten geçilmiş
sayılacaktır:
i.
ii.
iii.
bir adım Frekans değişikliğinin sonucunda tam Aktif Güç Frekansı
tepkisi aralığının aktivasyon süresi MADDE 70 (1) (d) tarafından
öngörülenden daha uzun olmamıştır;
adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana
gelmez;
başlangıçtaki gecikme zamanı MADDE 70 (1) (d)’ye uygun olmuştur;
171
iv.
v.
Eğim ayarları MADDE 70 (1) (a)’da tanımlanan aralık dahilindedir ve
ölü bant (eşikler) MADDE 70 (1) (a)’daki değerden daha fazla değildir;
ve
herhangi bir ilgili işletim noktasındaki Aktif Güç Frekansının
duyarsızlığı MADDE 70 (1) (d)’de ortaya konulan gereklilikleri aşmaz.
5. LFSM-O tepki testi ile ilgili olarak:
a. HVDC Sistem, sistemdeki Frekansta büyük bir artış meydana gelmesi halinde
Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Aktif Gücü devamlı olarak Modüle etme
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir ve Eğim ve ölü bant gibi
yönetmeliklerin kararlı durum parametrelerini ve Frekans adımı değişiklik
tepkisini içeren dinamik parametreleri doğrulayacaktır
b. Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini aktive etmek için yeterince yüksek Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, gerekirse kontrol sistemlerinin hem hız hem de
kontrol döngülerinde, bu kontrol sisteminin şemasını göz önüne alarak eş zamanlı
olarak HVDC Çevirici Birimine ya da HVDC Çevirici İstasyonuna enjekte
edilecektir.
c. Aşağıdaki koşullardan her ikisinin yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş
sayılacaktır:
i.
hem dinamik hem de statik parametreler için test sonuçları MADDE 71
(1)’de atıf edilen gerekliliklere uygundur; ve
ii.
adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana
gelmez.
6. LFSM-U tepki testi ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistemi, sistemdeki Frekansta büyük bir düşüş meydana gelmesi halinde
Frekans Kontrolüne katkı sağlamak için Maximum HVDC Aktif Güç Aktarım
Kapasitesi altındaki çalışma noktalarında Aktif Gücü devamlı olarak Modüle etme
konusundaki teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Test, Eğim ayarlarını ve ölü bandı hesaba katarak Aktif Güçteki en az %10’luk
Maksimum Kapasite değişikliğini aktive etmek için yeterince yüksek Frekans
adımlarının ve rampalarının simule edilmesi yoluyla gerçekleştirilecektir. Simüle
edilmiş Frekans sapması sinyalleri, gerekirse kontrol sistemlerinin hem hız hem de
kontrol döngülerinde, bu kontrol sisteminin şemasını göz önüne alarak eş zamanlı
olarak HVDC Çevirici Birimine ya da HVDC Çevirici İstasyonuna enjekte
edilecektir.
c) Aşağıdaki koşullardan her ikisinin yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş
sayılacaktır:
i.
hem dinamik hem de statik parametreler için test sonuçları MADDE 72
(1)’de atıf edilen gerekliliklere uygundur; ve
ii.
adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez.
172
7. Aktif Güç kontrol edilebilirliği testi ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistemi MADDE 69(1)a) ve d)’ye uygun olarak tam işletim aralığı
üzerinde Aktif Gücün devamlı olarak Modüle edilmesi konusundaki teknik
yeteneğini gösterecektir.
b) Test,
İlgili TSO(lar) tarafından
gönderilmesiyle gerçekleştirilecektir.
manüel
ve
otomatik
talimatların
c) Aşağıdaki koşullardan kümülatif olarak yerine getirilmesi halinde testten
geçilmiş sayılacaktır:
i.
ii.
iii.
HVDC Sistemi sabit işletim göstermiştir.
Aktif Gücün ayarlama süresi MADDE 69(1)a’ya göre tanımlanan
gecikmeden daha kısadır.
Primer rezervin, otomatik ya da manüel tersiyer restorasyon
rezervinin alışverişinin ve paylaşılmasının ya da Dengesizlik Ağı
Sürecine katılımın gerçekleştirilmesini amaçlayan talimatları aldığı
zaman HVDC Sisteminin dinamik yanıtı TEİAŞ olarak
belirlenen,bağlantı anlaşmasına dahil edilen bağlantı ile ilgili şart ve
koşullarda ile uyumludur.
8. Artış oranı modifikasyon testi ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistemi, MADDE 69(2)’ye uygun olarak artış oranını ayarlamak için
teknik yeteneğini gösterecektir.
b) Test, İlgili TSO(lar) tarafından artış modofikasyonları için talimatların
gönderilmesiyle gerçekleştirilecektir
c) Aşağıdaki koşullardan kümülatif olarak yerine getirilmesi halinde testten
geçilmiş sayılacaktır:
i.
ii.
Artış oranı ayarlanabilir
HVDC Sistemi artış periyotları esnasında sabit işletim göstermiştir
9. Uygulanabilirse Toparlanma Yeteneği testi ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistemi MADDE 94 (3)’e uygun olarak TEİAŞ tarafından öngörülen
bir zaman çerçevesi içinde, bağlı bulunduğu uzak AC alt istasyonunun barasını
enerjilendirmek için teknik yeteneğini gösterecektir.
b) HVDC Sistemi kapalı konumdan devreye girerken test gerçekleştirilecektir.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak yerine getirilmesi koşuluyla testten
geçilmiş sayılacaktır:
i.
HVDC Sistemi bağlı bulunduğu uzak AC alt istasyonunun barasını
enerjilendirmek için teknik yeteneğini göstermiştir.
173
HVDC Sistemi MADDE 94 (4)’ün prosedürüne uygun olarak
üzerinde anlaşmaya varılan kapasitede sabit bir işletim noktasından
çalışır.
ii.
HVDC Sistemleri için uyumluluk simülasyonları
MADDE 158
[Yeni Madde, ENTSO-E HVDC NC Madde 69 ile uyumlulaştırma]
1. İlgili Ağ Operatörüne tedarik edilmeleri koşuluyla Ekipman Sertifikası aşağıdaki
testlerin bir kısmı ya da tümü yerine kullanılabilir.
2. Hızlı etki eden ilave reaktif Akım enjeksiyonu simülasyonu ile ilgili olarak:
a) HVDC Çevirisi Birimi Sahibi ya da HVDC Çevirici İstasyonu Sahibi,
MADDE 76’da öne sürülen koşullardaki hızlı etki eden ilave reaktif Akım
enjeksiyonu için yeteneği simule edecektir.
b) MADDE
76’ya göre gereklilikle
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
uyumluluğun
gösterilmesi
şartıyla
3. Arıza sonrası sisteme katkı yeteneği simülasyonu ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistem Sahibi, MADDE 82’de öne sürülen koşullarda arıza sonrası
sisteme katkı yeteneğini simule edecektir.
b) MADDE
82’ye göre gereklilikle
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır.
uyumluluğun
gösterilmesi
şartıyla
4. Arıza Sonrası Güç Aktif Geri Kazanım simülasyonu:
a) HVDC Sistem Sahibi, MADDE 83’te öne sürülen koşullarda Arıza Sonrası
Güç Aktif Geri Kazanım yeteneğini simule edecektir.
b) MADDE 83’te öne sürülen koşullarda arıza sonrası sisteme katkı yeteneğini
simule edecektir.
5. Reaktif Güç yeteneği simülasyonu ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistem Sahibi ya da HVDC Çevirici İstasyonu Sahibi, MADDE
77(1)(a)-(c)’de atıf edilen koşullarda önde olma ve gecikme yeteneği için
Reaktif Güç yeteneğini simule edecektir.
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
i.
yerine
getirilmesi
şartıyla
HVDC Çevirici Birimi ya da HVDC Çevirici İstasyonunun
simülasyon modeli MADDE 157’de atıf edildiği gibi Reaktif Güç
Yeteneği için uyumluluk testlerine dayanarak valide edilmiştir; ve
174
ii.
MADDE 77(1)(a)-(c)’de
gösterilmiştir.
atıf
edilen
koşullara
uyumluluk
6. Güç Salınımları Artış Kontrolü simülasyonu:
a) HVDC Sistem Sahibi, MADDE 87’de ortaya konan koşullardaki güç
salınımlarını arttırmak için kontrol sisteminin (POD fonksiyonu) performansını
gösterecektir.
b) Ayarlama, tek başına HVDC kontrolünün Aktif Güç tepkisine kıyasla POD
fonksiyonu ile kombinasyonlu olarak HVDC kontrolünün karşılık gele Aktif
Güç Yanıtının daha çok artması ile sonuçlanacaktır.
c) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
i.
ii.
yerine
getirilmesi
şartıyla
POD fonksiyonu, TEİAŞ tarafından belirtilen bir Frekans aralığı içinde
HVDC Sisteminin mevcut güç salınımlarını arttırır. Bu Frekans aralığı,
HVDC sisteminin Frekasının local modunu ve beklenen Ağ
salınımlarını içerecektir; ve
TEİAŞ tarafından belirtilen HVDC Sisteminin Aktif Güç transferindeki
bir değişiklik, HVDC Sisteminin Aktif ya da Reaktif Gücünde
artmayan salınımlara yol açmaz.
7. Bozulma durumunda Aktif Güç modifikasyonunun simülasyonu ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistem Sahibi, MADDE 69(1)(b)’ye uygun olarak Aktif Gücü çabuk
bir şekilde modifiye etme yeteneğini simule edecektir.
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
i.
ii.
yerine
getirilmesi
şartıyla
HVDC Sistemi, aktif güç varyasyonunun önceden tanımlı sekansını
izlerken sabit operasyon göstermiştir.
Aktif Gücün başlangıçtaki gecikmesi MADDE 69(1)(b)’de belirtilen
değerden daha kısadır ya da daha büyükse makul olarak doğrulanır.
8. Uygulanabilirse, hızlı aktif güç tersinmesi simülasyonu ile ilgili olarak:
a) HVDC Sistem Sahibi, MADDE 69(1)(c)’ye uygun olarak Aktif Gücü çabuk
bir şekilde modifiye etme yeteneğini simule edecektir.
b) Aşağıdaki koşulların kümülatif olarak
simülasyondan geçilmiş sayılacaktır:
i.
ii.
yerine
getirilmesi
şartıyla,
HVDC Sistemi stabil operasyon göstermiştir.
Aktif Gücün ayarlama süresi MADDE 69(1)(c)’de belirtilen değerden
daha kısadır ya da daha büyükse makul olarak doğrulanır.
175
BÖLÜM IX
Mevcut tesisler için işletim bildirimi
MADDE 159
prosedürü
Mevcut güç üretim Modülleri için işletim bildirimi
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 33 ile uyumlulaştırma]
1. Bu Yönetmelikte öngörülen herhangi bir gerekliliğin Mevcut Güç Üretim Modüllerine
uygulanabilirliğinin avantajlarını değerlendirmek amacıyla TEİAŞ, MADDE 159 (1) ila
(7)’de tanımlanan fazların değerlerini tanımlamayı amaçlayan bir hazırlık aşaması ile
MADDE 10(2)’de atıf edilen işlemi başlatacaktır. Bu hazırlık aşaması, uygulanabilir olan
yerlerde ağa dayanan ya da pazara dayanan alternatifleri hesaba katarak Mevcut Güç Üretim
Modüllerine uygulanması düşünülen gereklilik ile ilgili masrafları ve yararları bir niteliksel
kıyaslamasından meydana gelecektir. TEİAŞ’ın gerekliliğin uygulanma masrafının düşük ve
yararının yüksek olduğunu takdir etmesi halinde işlem aşağıda tanımlandığı gibi
sürdürülecektir. Ancak, masrafın yüksej ve/veya yararın düşük olduğu takdir edilirse TEİAŞ
işlemi sürdürmeyebilir.
2. TEİAŞ, yukarıdaki MADDE 159(1)’e göre hazırlık aşamasının bir sonucu olarak potansiyel
yararlar sergilemiş olan Mevcut Güç Üretim Modüllerine uygulanması düşünülen bir
gerekliliğin bir niceliksel Masraf-Yarar Analizini yapacaktır. Bu Masraf-Yarar Analizi bir
kamusal danışmanlık tarafından takip edilecektir. Kamusal danışmanlık, diğerleri arasında,
Mevcut Güç Üretim Modüllerine bir gerekliliğin uygulanması için bir geçiş süreci için bir
teklifi içerecektir. Bu şekilde bir geçiş dönemi, EPDK’nın uygulanabilirlik hakkındaki
kararından itibaren iki yılı geçmeyecektir.
3. Mevcut Güç Üretim Tesisi Sahipleri, DSO’lar ve CDSO’lar, aksi üzerinde anlaşmaya
varılmadıkça, bu Masraf-Yarar Analizine yardım ve katkı yapacaktır ve talebin alınmasındaki
itibaren üç ay içinde TEİAŞ tarafından talep edilen ilgili verileri tedarik edecektir.
4. Masraf-Yarar Analizi aşağıdaki hesaplama ilkelerinden biri ya dad aha fazlası kullanılarak
üstlenilecektir:




net mevcut değer;
yatırım getirisi;
getiri oranı; ve
başa baş olma süresi.
Niceliklendirilen yararlar, aşağıdakileri, bunlarla sınırlı olmaksızın içeren, kaynak güvenliği
iyileştirmesi bakımından her türlü marjinal sosyo-ekonomik yararı içerecektir:
 modifikasyon ömrü üzerinde kaynak kaybı olasılığındaki ilişkili azalma;
 bu şekilde bir kaynak kaybının olası derecesi ve süresi;
 bu şekildeki kaynak kaybının saat başına toplumsal maliyeti;
bunların yanı sıra, aşağıdakileri, bunlarla sınırlı olmaksızın içeren elektrik, sınır ötesi ticaret
ve yenilenebilir enerjilerin entegrasyonunu içerecektir:
Frekans tepksi;


rezerv bulundurma;
Reaktif Güç tedariki;
176


kısıt yönetimi; ve
savunma önlemleri.
Niceliklendirilen maliyetler uygun olarak aşağıdakileri içerecektir ancak bunlarla sınırlı
değildir:
 gerekliliğin uygulanması için masraflar;
 herhangi bir atfolunabilir fırsat kaybı; ve/veya
 bakım ve işletme maliyetlerinde değişiklik.
5. Sosyo ekonomik yararların Mevcut Güç Üretim Modüllerine uygulanması düşünülen
gerekliliğin maliyetlerinden ağır basması halinde, TEİAŞ nasıl ilerleneceği hakkında bir
tavsiye içerecek bir rapor halinde üç ay içinde analizi özetler. Bu rapor bir kamusal
danışmanlık tarafından takip edilecektir. Kamusal danışmanlığı sonucunu hesaba katarak,
TEİAŞ’ın işleme devam etmeye karar vermesi halinde, bu şekilde bir konsültasyon sonucunu
ve Mevcut Güç Üretim Modüllerine düşünülen gerekliliğin uygulanabilirliği hakkındaki bir
teklifi içeren rapor, karar için EPDK’ya altı ay içinde ibraz edilecektir.
6. MADDE 10(2)’ye uygun olarak bu Yönetmeliğin herhangi bir gerekliliğinin MADDE
10(2)’ye uygun olarak Mevcut Güç Üretim Modüllerine uygulanabilirliği hakkında TEİAŞ
tarafından EPDK’ya verilen teklif aşağıdakileri içerecektir:
a) Mevcut Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından gerekliliklerin uygulanmasını
göstermek amacıyla bir işletim bildirim prosedürü;
b) gerekliliklerin uygulanması için bir uygun geçiş dönemi. Geçiş döneminin
saptanması, MADDE 10 (6) (a) ila (e)’ye göre Güç Üretim Modülünün kategorisini ve
ekipman modifikasyonu/yeniden fittinginin etkili olarak üstlenilmesi için altta yatan
tüm engelleri hesaba katacaktır.
EPDK, TEİAŞ’ın raporunu ve önerisini aldıktan sonraki üç ay içinde konuyla ilgili
kararını verecektir. TEİAŞ’ın konuyla ilgili olarak nasıl ilerlenileceği hakkındaki
kararı ve varsa EPDK’nın kararı yayımlanacaktır.
7. Mevcut Güç Üretim Modüllerinin şebeke bağlantısı ile ilgili sözleşmelerdeki tüm ilgili
hükümler ve/veya genel şart ve koşullardaki ilgili hükümler, MADDE 159 (6)’ya göre bunlara
uygulanacak olan bu Yönetmeliğin gerekliliklerine uyumluluğun sağlanması için tadil
edilecektir. İlgili hükümler, EPDK’nın MADDE 10(2)’ye göre uygulanabilirlikle ilgili
kararından sonraki üç yıl içinde tadil edilecektir. Bu tadil gerekliliği, ilgili sözleşmelerde ya
da genel şart ve koşullarda bu şekilde bir tadilin öngörülüp görülmemesi göz önüne
alınmaksızın geçerli olacaktır.
MADDE 160
Mevcut talep tesisleri ya da mevcut tevzi ağ bağlantıları
için işletim bildirimi prosedürü
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 36 ile uyumlulaştırma]
1. Bu Yönetmelikte öngörülen herhangi bir gerekliliğin Mevcut Talep Tesislerine ya da
Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına uygulanabilirliğinin avantajlarını değerlendirmek
amacıyla TEİAŞ, paragraflar 4 ila 9’da tanımlanan fazların değerlerini tanımlamayı
amaçlayan bir hazırlık aşamasını başlatacaktır. Bu hazırlık aşaması, Mevcut Talep
177
Tesislerine ya da Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına uygulanması düşünülen gereklilik ile
ilgili masrafların ve yararların bir ilk niteliksel kıyaslamasından meydana gelecektir.
2. TEİAŞ’ın bu hazırlık aşamasının bir müteakip analitik Masraf-Yarar Analizinin bir
pozitif sonucun tespit edilmesi gibi makul bir beklentisi olduğunu gösterdiğini düşünürse,
TEİAŞ paragraflar 4 ila 9’da tanımlanan fazları başlatacaktır.
3. TEİAŞ’ın bu hazırlık aşamasının bir müteakip analitik Masraf-Yarar Analizinin bir
pozitif sonucun tespit edilmesi gibi makul bir beklentisi olduğunu göstermediğini
düşünürse, TEİAŞ paragraflar 4 ila 9’da tanımlanan fazları başlatmayabilir.
4. TEİAŞ, yukarıdaki paragraf 1’e göre hazırlık aşamsının bir sonucu olarak potansiyel
yararlar sergilemiş olan Mevcut Talep Tesislerine ya da Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına
uygulanması düşünülen bir gerekliliğin bir niceliksel Masraf-Yarar Analizini yapacaktır.
Bu niceliksel Masraf-Yarar Analizi bir kamusal danışmanlık tarafından takip edilecektir.
Kamusal danışmanlık, diğerleri arasında, Mevcut Talep Tesislerine ya da Mevcut Tevzi
Ağ Bağlantılarına bir gerekliliğin uygulanması için bir geçiş süreci için bir teklifi
içerecektir. Bu şekilde bir geçiş dönemi, EPDK’nın uygulanabilirlik hakkındaki
kararından itibaren iki yılı geçmeyecektir.
5. Talep Tesisi Sahipleri ya da Tevzi Ağı Operatörleri, daha uzun bir dönem üzerinde
anlaşmaya varılmadıkça, bu Masraf-Yarar Analizine yardım ve katkı yapacaktır ve
talebin alınmasındaki itibaren üç ay içinde TEİAŞ tarafından talep edilen ilgili verileri
tedarik edecektir.
6. Masraf-Yarar Analizi aşağıdaki hesaplama ilkelerinden biri ya da daha fazlası
kullanılarak üstlenilecektir:
a) net mevcut değer;
b) yatırım getirisi;
c) getiri oranı; ve
d) başa baş olma süresi.
Niceliklendirilen yararlar, aşağıdakileri, bunlarla sınırlı olmaksızın içeren, kaynak
güvenliği iyileştirmesi bakımından her türlü marjinal sosyo-ekonomik yararı içerecektir:
a) modifikasyon ömrü üzerinde kaynak kaybı olasılığındaki ilişkili azalma;
b) bu şekilde bir kaynak kaybının olası derecesi ve süresi;
c) bu şekildeki kaynak kaybının saat başına toplumsal maliyeti; bunların yanı sıra,
aşağıdakileri, bunlarla sınırlı olmaksızın içeren elektrik, sınır ötesi ticaret ve yenilenebilir
enerjilerin entegrasyonunu içerecektir:
a) Frekans tepksi;
b) rezerv bulundurma;
c) Reaktif Güç tedariki;
d) kısıt yönetimi; ve
e) savunma önlemleri.
178
Niceliklendirilen maliyetler uygun olarak aşağıdakileri içerecektir ancak bunlarla sınırlı
değildir:
a) gerekliliğin uygulanması için masraflar;
b) herhangi bir atfolunabilir fırsat kaybı; ve/veya
c) bakım ve işletme maliyetlerinde değişiklik.
7. Sosyo ekonomik yararların uygulanması düşünülen gerekliliğin maliyetlerinden ağır
basmaması halinde başka aksiyon alınmaz. Sosyo ekonomik yararların Mevcut Talep
Tesislerine ya da Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına uygulanması düşünülen gerekliliğin
maliyetlerinden ağır basması halinde, TEİAŞ analizi bir rapor halinde özetler. Bu rapor
Mevcut Talep Tesislerine ya da Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına bir uygulama yapılması
için bir geçiş dönemi için bir öneriyi ve bir teklifi içerecektir. Bu teklif edilen geçiş
süreci, EPDK’nın uygulanabilir hakkındaki kararından itibaren iki yılı geçmeyecektir. Bu
rapor kamusal konsültasyona tabi olacaktır.
Kamusal danışmanlığı sonucunu hesaba katarak, TEİAŞ’ın işleme devam etmeye karar
vermesi halinde, bu şekilde bir konsültasyon sonucunu ve Mevcut Talep Tesislerine ya da
Mevcut Tevzi Ağ Bağlantılarına düşünülen gerekliliğin uygulanabilirliği hakkındaki bir
teklifi içeren rapor, karar için EPDK’ya konsültasyonun kapanmasından itibaren altı ay
içinde ibraz edilecektir.
8. Bu Yönetmeliğin herhangi bir gerekliliğinin Mevcut Talep Tesislerine ya da Mevcut
Tevzi Ağ Bağlantılarına uygulanabilirliği hakkında TEİAŞ tarafından EPDK’ya yapılan
teklif aşağıdakileri içerecektir:
a) Mevcut Talep Tesisleri ya da Mevcut Tevzi Ağ Bağlantıları tarafından
gerekliliğin uygulanmasını kanıtlamak için bir işletim bildirimi prosedürü; ve
b) EPDK’nın uygulanabilirlikle ilgili karar vermesinden itibaren iki yılı
geçmeyecek şekilde gerekliliklerin uygulanması için uygun bir geçiş dönemi.
Geçiş döneminin tespiti, ekipman modifikasyonunun ve değiştirilmesinin etkili bir
şekilde üstlenilmesi konusundaki engelleri hesaba katacaktır.
EPDK, TEİAŞ’ın önerisini içeren raporu aldıktan sonraki üç ay içinde konuyla
ilgili kararını verecektir. Mevcut Talep Tesislerine ya da Mevcut Tevzi Ağ
Bağlantılarına uygulanması düşünülen gereklilik konusundaki TEİAŞ’ın kararı ve
EPDK’nın kararı yayımlanacaktır.
9. EPDK’nın pozitif bir karar vermesi halinde Mevcut Talep Tesislerinin ya da Mevcut
Tevzi Ağ Bağlantılarının Ağ bağlantısı ile ilgili sözleşmelerdeki tüm ilgili hükümler
ve/veya genel şart ve koşullardaki ilgili hükümler, EPDK’nın kararına göre bunlara
uygulanacak olan bu Yönetmeliğin gerekliliklerine uyumluluğun sağlanması için tadil
edilecektir. İlgili hükümler, EPDK’nın uygulanabilirlikle ilgili kararından sonraki üç yıl
içinde tadil edilecektir. Bu tadil gerekliliği, ilgili sözleşmelerde ya da genel şart ve
koşullarda bu şekilde bir tadilin öngörülüp görülmemesi göz önüne alınmaksızın geçerli
olacaktır.
179
6.KISIM
Planlama
BÖLÜM I
Planlama Esasları ve Tabi Taraflar
MADDE 161
Planlama esasları
( ESKİ MADDE 39) [İlave, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 46. 1 & 2
ile uyumluluk]
(1)TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Projeksiyonu her yıl 30 Nisan tarihine
kadar Kuruma sunulur. TEİAŞ, Aktif Güç Rezervlerinin gereken seviyesini hesaba
katarak çeşitli işletim senaryoları altında yeterliliği değerlendirecektir. Bir Yeterlilik
Analizi yaparken, TEİAŞ, Güç Üretim Modüllerinin yetenekleri ve bunların
Emreamadelik Durumlarını ve sınır ötesi kapasitelerini ile ilgili en son tarihli
Emreamadelik Planlarını ve en son tarihli mevcut verileri kullanacaktır; Yenilenebilir
Enerji Kaynaklarından Üretime katkıları ve talebi hesaba katacaktır; bir Yeterlilik
yokluğunun olasılığını ve beklenen süresini ve bu şekilde bir sapma sonunda verilmemesi
beklenen enerjiyi değerlendirecektir.
(2)TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporunun Enerji ve
Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanmasını müteakiben, gelecek yirmi yılı
kapsayacak şekilde yapılan talep tahminini, mevcut arz potansiyelini, potansiyel arz
imkânlarını, yakıt kaynaklarını, iletim ve dağıtım sisteminin yapısı ve gelişme planlarını,
ithalat veya ihracat imkânlarını ve kaynak çeşitliliği politikalarını dikkate alarak enerji
politikalarının belirlenmesinde yararlanmak üzere Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim
Gelişim Planını hazırlayarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının onayına sunar. Bu
plan, onaylanmasını müteakip Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı tarafından
yayımlanır. Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı hazırlanırken; yükün
karşılanamama olasılığı, puant yükün bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması
anlamına gelen yıllık %2 veya bu orandan daha düşük bir değer olacak şekilde dikkate
alınır.
(3)Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu, Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşlarının katılımıyla TEİAŞ
tarafından kamuoyu ile paylaşılmak üzere hazırlanarak rapor haline getirilir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 47.5 ile uyumluluk]
(4)TEİAŞ yaz ve kış Üretim Yeterliliği görüşünün kalitesini takip edecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 48.2 ile uyumluluk]
(5)TEİAŞ, gözlemlediği değişikliklerin Yeterliliğin muhafaza edilmesi
bakımından önemli olduğunu düşündüğü zaman bir güncellenmiş Sorumluluk Alanı
Yeterlilik değerlendirmesini gerçekleştirecektir
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 49.1 ile uyumluluk]
180
(6)TEİAŞ,
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
uygulanabilir Ulasal yasal çerçeveye uygun olarak Pazar Katılımcı Çizelgelerini;
tahmin edilen talebi;
Yenilenebilir Enerji Kaynakarından tahmin edilen Üretimi;
Aktif Güç Rezervlerini;
Bölgeler Ötesi Kapasitelerle tutarlı sınır ötesi kapasiteleri;
Güç Üretim Modüllerinin yeteneklerini ve bunların Emreamadelik Statülerini;
Talep Tarafı Tepkisi ile Talep Birimlerinin yeteneklerini ve bunların
Emreamadelik Statülerini
kullanarak bir D-1 ve gün içi esasında bir Sorumluluk Alanı Yeterlilik analizi yapacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 49.2 ile uyumluluk]
(7)TEİAŞ şunları değerlendirecektir: Sorumluluk Alanı Yeterliliği ile
uyumlu olan ithalat ve ihracat kapasitesinin maksimum seviyesi; bir potansiyel Yeterlilik
yokluğunun beklenen süresi; ve Yeterlilik yokluğunda verilmemesi beklenen enerji
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - Yeterlilik - Madde 49.3ile uyumluluk]
(8) Yeterlilik yerine getirilmez ise, TEİAŞ, EPDK’yı bilgilendirecektir.
TEİAŞ, EPDK’ya makul şekilde uygulanabilir olur olmaz Yeterlilik yokluğunun
sebeplerinin bir analizini tedarik edecektir.
MADDE 162
Planlamaya tabi taraflar
( ESKİ MADDE 40)
(1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
181
MADDE 163
Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri
( ESKİ MADDE 41)
(1) Ek-11’de yer alan ayrıntılı ve standart planlama verileri; yine Ek-11’de yer
alan tarihlere kadar planlamaya tabi taraflarca TEİAŞ’a sunulur.
(2) Taraflarca gönderilen standart planlama verileri TEİAŞ tarafından kaydedilir.
Bilgiler TEİAŞ tarafından yapılan çalışmalarda kullanılır ve üçüncü taraflarla
paylaşılmamak üzere ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına verilebilir.
(3) Standart planlama verilerinin tam ve zamanında TEİAŞ’a bildirilmesi
tarafların yükümlülüğündedir.
(4) Verilerde bir ESKİ yıla göre herhangi bir değişiklik olmaması durumunda, bir
ESKİ yıla ait veri sunumundan sonra verilerde değişiklik olmadığı hususu kullanıcı
tarafından yazılı olarak TEİAŞ’a bildirilir.
(5) İletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanımı amacıyla yeni başvuru
yapıldığında standart planlama verileri, TEİAŞ’a sunulur.
BÖLÜM II
Plan ve Projeksiyonlar
MADDE 164
Üretim kapasite projeksiyonu ve kısa dönem elektrik enerjisi
arz-talep projeksiyonu
( ESKİ MADDE 42)
(1) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak
Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli,
sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması veLisans sahiplerine yol gösterilmesi için beş
yıllık projeksiyonu içerecek şekilde Üretim Kapasite Projeksiyonunun hazırlanması
görevi TEİAŞ tarafından yerine getirilir.
(2) Üretim Kapasite Projeksiyonunda; gerçekleşen talep ile izleyen beş takvim
yılına ait talep gelişimi, mevcut üretim sistemi ve beş takvim yılına ait üretim kapasite
gelişimi ile arz talep dengesi bölümleri yer alır.
(3) Üretim Kapasite Projeksiyonunun talep gelişimi bölümünde;
a)Bir ESKİ yılda dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından
sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri ve geçmiş
yıllara ilişkin kayıp/kaçak miktar ve oranları,
b)Talebin sektörel bazdaki gelişimi,
c)Bir ESKİ yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle
karşılaştırılmasına yönelik analizler,
182
ç) Bir ESKİ yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana
faktörler, yer alır.
(4) Üretim Kapasite Projeksiyonunun üretim bölümünde;
a) Bir ESKİ yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında Türkiye toplam elektrik
enerjisi kurulu gücü, emreamade kapasite ve üretim miktarı,
b) Bir ESKİ yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında devreye alınan toplam
elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretim miktarı,
c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken
Maksimum Kapasite ve emreamade kapasite artırımları,
ç) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine
ait kapasiteler,
d) Bir ESKİ yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları,
e) Bir ESKİ yılda faaliyet dışı kalan Güç Üretim Tesisleri ve kapasiteleri,
f) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen Güç Üretim
Tesislerinin üretim miktarı ve süresi,
yer alır.
(5) Projeksiyonun üretim bölümünde arz-talep dengesine ilişkin senaryoların
oluşturulmasında; Güç üretim tesilerininrın son üç yıl içerisindeki emreamade
kapasiteleri dikkate alınır, yeni devreye alınacak kapasite için mevcut santralların verileri
kullanılır.
(6) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerinin TEİAŞ’a 31 Mart
tarihine kadar gönderilmemesi durumunda, Üretim Kapasite Projeksiyonunda Enerji ve
Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan talep tahminleri kullanılır.
(7) Süresi içinde TEİAŞ’a gönderilen talep tahminlerinde, bu maddenin üçüncü
fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde öngörülen bölümlerin tamamının veya bir kısmının
yer almaması hallerinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu bu bentlere dayalı analizlere yer
verilmeden hazırlanır.
(8) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu bir sonraki yıla ilişkin
Türkiye elektrik enerjisi üretim, tüketim, puant talep, emreamade kapasite ve su
durumuna ilişkin bilgileri ve grafikleri içerir.
MADDE 165
Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı
( ESKİ MADDE 43)
(1) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı aşağıdaki hususları içerir:
a) Çalışmada dikkate alınan kabuller, varsayımlar ve kullanılan metodoloji,
b) Plan dönemi başındaki mevcut sistem,
c) Kaynak potansiyeli ve aday Güç Üretim Tesisleri,
183
d) ç) 20 yıllık elektrik enerjisi ve puant güç talep tahmini,
ç) 20 yıllık elektrik enerjisi arz-talep dengesi,
e) 20 yıllık yakıt tüketim tahminleri,
f) Maksimum kapasiteninve üretimin gelişimi,
g) Termik Güç Üretim Tesislerinin üretimlerine göre emisyon değerleri,
ğ) Sistem güvenilirliği ile ilgili sonuçlar.
BÖLÜM III
Planlama Verileri
MADDE 166
Hazırlanacak veriler
( ESKİ MADDE 44)
(1) Planlama verileri; Ek-11’de yer aldığı şekliyle standart planlama verileri ve
ayrıntılı planlama verileri olmak üzere iki bölümden oluşur.
(2) Standart planlama verileri periyodik olarak, ayrıntılı planlama verileri ise
TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından hazırlanır.
(3) Planlama verileri projenin gelişme aşamalarına göre aşağıdaki seviyeleri takip
eder:
a) Proje ön verileri,
b) Taahhüt edilen proje verileri,
c) Sözleşmeye bağlanan proje verileri.
MADDE 167
Proje ön verileri
( ESKİ MADDE 45)
(1) Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve
belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön
verileri olarak kabul edilir. Bu seviyedeki veriler gizlidir ve diğer aşamalara ulaşıncaya
kadar TEİAŞ tarafından üçüncü taraflara açıklanamaz.
(2) Proje ön verileri, normal koşullarda sadece standart planlama verilerinden
oluşur. İletim sistemi etüdlerinin daha ayrıntılı olarak yapılabilmesi amacıyla, TEİAŞ’ın
talep etmesi durumunda, ayrıntılı planlama verileri de proje ön verilerine eklenir.
MADDE 168
Taahhüt edilen proje verileri
( ESKİ MADDE 46)
(1) Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön
verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler,
taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni
başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu ile İletim Sistemi
Gelişim Raporunun hazırlanmasında ve yatırım planlamasında esas alınır.
(2) Taahhüt edilen proje verileri standart planlama verileri ile ayrıntılı planlama
verilerinden oluşur.
184
(3) Taahhüt edilen proje verileri, aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara
açıklanamaz:
a) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite
Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile
İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
b) İşletme planlaması çalışmalarında,
c) Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
MADDE 169
Sözleşmeye bağlanan proje verileri
( ESKİ MADDE 47)
(1) İletim sistemine bağlantı gerçekleşmeden önce, sözleşmeye bağlanan proje
verileri, güncellenmiş gerçek veriler ile değiştirilir. Aynı şekilde, geleceğe yönelik
veriler, talep de göz önüne alınarak güncelleşmiş tahmini veriler ile değiştirilir. Bu
aşamada sağlanan veriler taraflar arasındaki sözleşme ve anlaşmalarda esas alınır.
(2) Sözleşmeye bağlanan proje verileri, TEİAŞ’ın diğer verileri ile birlikte, yeni
başvuruların değerlendirilmesinde ve iletim sisteminin planlamasında esas alınır.
(3) Sözleşmeye bağlanan proje verileri standart planlama verileri ve ayrıntılı
planlama verilerinden oluşur.
(4) Sözleşmeye bağlanan proje verileri aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara
açıklanamaz:
a) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite
Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile
İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
b) İşletme planlaması çalışmalarında,
c) Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
185
7.KISIM
İşletme Kuralları
BÖLÜM 1
Talep ve Enerji Tahmini Esasları ve Taraflar
MADDE 170
Talep ve enerji tahmini esasları
( ESKİ MADDE 48)
(1) Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili
mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma
teklifleri çerçevesinde, sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar
sağlanarak her gün yapılır.
(2) İletim sistemine ilişkin etütler; üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı
bakım ve onarımı ile Güç Üretim Tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine
edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılır.
MADDE 171
Talep ve enerji tahminine tabi taraflar
( ESKİ MADDE 49)
(1) Talep ve enerji tahmini esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dağıtım şirketlerine,
c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
d) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
BÖLÜM 2
İşletme Planlaması
MADDE 172
İşletme planlamasının esasları
( ESKİ MADDE 50)
(1) İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı
nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak
TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir.
(2) TEİAŞ, talebin sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanabilmesi ve sistemi
etkileyebilecek devre dışı olma durumlarının asgari düzeye indirilmesi için; işletme
planlamasına tabi taraflar arasında yer alan ünitelerin ve iletim sistemi tesis ve/veya
teçhizatının planlı olarak devre dışı edilme programlarını koordine ederek işletme
planlamasını gerçekleştirir.
186
(3) İşletme planlaması; işletme planlamasına taraf ünitelerin, iletim veya dağıtım
sistemi tesis ve/veya teçhizatının programlı devre dışı edilmeleri ile ilgili olarak aşağıdaki
durumları kapsar;
a) Üretim hizmetlerinde, yakıt temini de dahil, herhangi bir aksamadan dolayı,
işletme planlamasına taraf ünitelerin emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir
durumun ortaya çıkması,
b) Bir yedek Güç Üretim Tesisininnormal işletme usulleri içinde emreamadeliğinin
düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
c) İşletme planlamasına taraf ünitelerin iletim sistemine enerji vermelerinde kısıt ve
engellerin ortaya çıkması,
ç) İletim veya dağıtım sisteminin tesis veya teçhizatının programlı devre dışı
edilmesi halinin ortaya çıkması.
[Yeni Maddeler, ENTSO-E kodu OP&S – İşletme Planlamasında İşletme Güvenliği Analizi Madde 16 ile uyumluluk]
(4) İşletme planlamasıda İşletme Güvenliği Analizi ile ilgili olarak:
1) TEİAŞ en azından şu değerlendirme zamanlarında koordineli İşletme
Güvenliği Analizlerini gerçekleştirecektir: Yıl Boyu; D-1; ve gün içinde.
2) TEİAŞ, Beklenmedik Durum Listesinden her bir Beklenmedik Durumu
simüle ederek ve (N-1)-Durumundaki İşletme Güvenliği Limitlerinin
aşılmamasını sağlayarak, N-Durumunda Yıl Boyunca, D-1 ve gün içi için
İşletme Güvenliği Analizlerini gerçekleştirecektir
3) Her bir Beklenmedik Durumu simüle ederken, TEİAŞ, Önemli Şebeke
Kullanıcılarının yeteneklerini hesaba katacaktır.
[Yeni Maddeler, ENTSO-E kodu OP&S – İşletme Planlamasında İşletme
Güvenliği Analizi - Madde 17 ile uyumluluk]
4)TEİAŞ, Beklenmedik Durum Listesindeki tüm Beklenmedik Durumları
hesaba katarak ve uygulanabilir Yaygın Şebeke Modellerini kullanarak
Sorumluluk Alanının İşletme Güvenliği Limitlerinin aşılmamasını
değerlendirmek için İşletme Güvenliği Analizlerini gerçekleştirecektir.
5) TEİAŞ, en azından aşağıdaki Ağ Kısıtlamalarını saptamak amacıyla
ENTSO-E’nin koordinasyon metodolojisine uygun olarak İşletme
Güvenliği Analizlerini gerçekleştirecektir:
a) İşletme Güvenliği Limitleri üzerindeki güç akışları ve gerilimleri;
b) İletim Sisteminin Stabilite Limitlerinin ihlali; ve
c) İletim Sisteminin kısa devre eşiklerinin ihlali.
187
6) İşletme Güvenliği Analizinin bir sonucu olarak, TEİAŞ, olası Kısıtları
saptadığı zaman, ilgili TSO’larla birlikte ve uygulanabilirse etkilenen
DSO’lar ya da Önemli Şebeke Kullanıcıları ile birlikte ve mevcutsa,
Maliyetsiz Çare Aksiyonlarını Kısıtı çözmek için hazırlayacaktır. Bunların
mevcut olmaması halinde, bu durum bir Kesinti Uyumsuzluğu olarak
görülecektir ve bir koordinasyon süreci başlatılacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S – İşletme Planlamasında İşletme
Güvenliği Analizi - Madde 19.3 ile uyumluluk]
7) TEİAŞ, ENTSO-E seviyesinde üzerinde anlaşmaya varılan bir tarihten
başlayarak, Senkronize Alan ENTSO-E Kıta Avrupası için tesis edilen
İşletme Güvenliği Analizini koordine etmek için metodolojiyi
uygulayacaktır.
[Yeni Madde ENTSO-E kodu CACM – Madde 21 Bireysel Şebeke Modeli ile uyumluluk]
(5) TEİAŞ, kararlı durumda aktif ve reaktif güç akışına ve gerilim analizlerine izin
vermek için Bireysel Şebeke Modelindeki tüm gereken verileri tedarik edecektir.
[Yeni Madde ENTSO-E kodu CACM - Madde 33 Ortak Şebeke Modelinin Yaratılması ile
uyumluluk]
(6) Her bir Kapasite Hesaplama Zaman Çerçevesi için, üretim ve güç verisi tedarik
metodolojisine dahil edilen her bir Güç Üretim Tesisi ya da yük ünitesi, TEİAŞ’a
metodolojide belirtilen üretim ve yük metodolojisinde belirtilen verileri zamanında
tedarik edecektir. Bilgi tedarik eden her bir Güç Üretim Tesisi ya da yük birimi,
uygulanabilir olarak güvenilir bir tahmin setini sağlamak için makul çabaları
gösterecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu CACM - Madde 34 Bölgeler Ötesi Kapasitenin Bölgesel
Hesaplaması, ile Uyumluluk]
(7) TEİAŞ, her bir senaryo için Ortak Şebeke Modelini kullanarak işletim sistemi
güvenlik analizini, işletim güvenlik limitlerini uygulayarakgerçekleştirecektir.
MADDE 173
İşletme planlamasına tabi taraflar
( ESKİ MADDE 51)
(1) İşletme planlaması esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dağıtım şirketlerine,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
188
MADDE 174
Planlı olarak devre dışı edilme esasları
( ESKİ MADDE 52)
(1) İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan Güç Üretim Tesisleri, bir
sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini,
içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın
belirleyeceği maksimum Kapasite ve üzerindeki Güç Üretim Tesisleri için, istenilen
şablona uygun olarak yapılan bildirimler TEİAŞ’ın hazırlayacağı plana dahil edilir. Bu
bildirimde ünitelerin haftalık emreamade olma durumları da yer alır.
(2) TEİAŞ, her yıl 31 Mayıs tarihine kadar iletim sistem kısıtlarını da dikkate
alarak bir sonraki yıl için yedek ünite analizini yapar. TEİAŞ, bu analize dayanarak 30
Haziran tarihine kadar yıllık planın ilk taslağını hazırlar ve varsa değişiklik önerilerini
ilgili tarafa yazılı olarak bildirir. İlgili taraf, TEİAŞ’ın değişiklik önerilerine 31 Temmuz
tarihine kadar itiraz edebilir ve itiraz ettikleri hususlara ilişkin alternatif önerilerini 31
Ağustos tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(3) TEİAŞ, değişiklik önerileri üzerinde ilgili taraf ile görüşerek 30 Eylül tarihi
itibarıyla yıllık planın ilk taslağını oluşturur ve devre dışı olma programı değiştirilen
kullanıcıları bilgilendirir.
(4) Bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık plan, 31 Ekim tarihine kadar nihai şekline
getirilir. TEİAŞ, dengeleme sistemine katılan ünitelerin devre dışı olmalarına ilişkin bu
bilgileri yıllık plan nihai hale getirilene kadar gizlilik kuralları içerisinde değerlendirir.
(5) TEİAŞ tarafından onaylanmış nihai yıllık devre dışı olma planında yer alan bir
devre dışı olma programı sadece aşağıdaki şekilde değiştirilebilir;
a) Arz güvenliği, elektrik sisteminin veya kullanıcı personelinin emniyeti veya
kamu güvenliği nedeniyle TEİAŞ tarafından devre dışı edilmeden önce yapılan
bir bildirimle,
b) Arz güvenliği ve düşük maliyetli işletmecilik açısından kullanıcıdan gelen
talep üzerine ve TEİAŞ’ın onayı ile,
c) Kullanıcıya özgü bir değişiklik kapsamında TEİAŞ ile kullanıcı arasında
sağlanan bir mutabakatla.
(6) Kullanıcılar, TEİAŞ tarafından onaylanan nihai işletme planlamasına uymak
zorundadır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 22.
Bölgesel Koordinasyon Prosedürü ile Uyumluluk]
189
(7) TEİAŞ, Sorumluluk Alanında yer alan İletimle Bağlı Dağıtım Ağlarının tüm
DSO’larına bu DSO’ların Tevzi Ağının işletmesi üzerinde etkisi bulunan İletim Sistemi ile
ilgili alt yapı projeleri hakkında tasarrufundaki tüm ilgili bilgileri tedarik edecektir. TEİAŞ,
Sorumluluk Alanında yer alan İletimle Bağlı Dağıtım Ağlarının tüm DSO’larına bu
CDSO’ların Kapalı Tevzi Ağlarının işletmesi üzerinde etkisi bulunan İletim Sistemi ile ilgili
alt yapı projeleri hakkında tasarrufundaki tüm ilgili bilgileri tedarik edecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 24. İlgili
Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin Listesi, ile Uyumluluk]
(8) TEİAŞ, Güç Üretim Modüllerinin ve Talep Tesislerinin, Kesinti Koordinasyonu
Süreci ile alakasını değerlendirmek için ENTSO-E seviyesinde üzerinde anlaşmaya varılan bir
tarihten başlayarak, ENTSO-E RGCE için koordineli metodolojiyi uygulayacaktır. TEİAŞ,
ENTSO-E seviyesinde üzerinde anlaşmaya varılan bir tarihten başlayarak, Kesinti
Koordinasyonu Süreci için İlgili Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin tek bir
Listesinin tesis edilmesine katılım sağlayacaktır. İlgili Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili
Talep Tesislerinin Listesi, Emreamadelik Statüsünün metodolojide tanımlanan eşiklerin
ötesindeki bir seviyeye kadar başka bir Sorumluluk Alanı üzerinde etki ettiği tüm Güç Üretim
Modüllerini ve Talep Tesislerini içerecektir.
TEİAŞ, İlgili Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin Listesini EPDK’ya
bildirecektir.
Her bir İlgili Güç Üretim Modülü ve İlgili Talep Tesisi için, TEİAŞ:
a) İlgili Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin sahiplerine listeye
eklendiklerini bildirecektir;
b) Bağlantı DSO’su oldukları İlgili Güç Üretim Modülleri ve İlgili Talep Tesisleri
hakkında DSO’ları bilgilendirecektir; ve
c) Bağlantı CDSO’su oldukları İlgili Güç Üretim Modülleri ve İlgili Talep Tesisleri
hakkında CDSO’ları bilgilendirecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 25. İlgili
Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin Listesinin Yeniden Değerlendirilmesi,
ile Uyumluluk]
(9) Her bir takvim yılındaki 1 Temmuz tarihinden önce, TEİAŞ, Kesinti
Koordinasyonu Süreci için Güç Üretim Modüllerinin ve Talep Tesislerinin, Kesinti
Koordinasyonu Süreci ile alakasını değerlendirmek için metodolojiyi yenien uygulayacaktır.
TEİAŞ, İlgili Güç Üretim Modüllerinin ve İlgili Talep Tesislerinin Listesinin
güncellenmesi için bir ihtiyaç tanımlara, listeyi makul olan en kısa sürede güncelleyecektir ve
güncellenmiş listeyi kamuoyuna sunacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 26. İlgili
Şebeke Elemanlarının Listesi, ile Uyumluluk]
(10) TEİAŞ, ENTSO-E seviyesinde üzerinde anlaşmaya varılan bir tarihten
başlayarak, bir İletim Sisteminde, bir Tevzi Ağında ya da Kesinti Koordinasyon Süreci için
bir Kapalı Tevzi Ağında yer alan şebeke elemanlarının alakasını değerlendirmek için
koordineli ENTSO-E RGCE metodolojisini uygulayacaktır.
190
İlgili Şebeke Elemanlarının listesi, en azından aşağıdakileri içerecek şekilde, TEİAŞ
tarafından ENTSO-E İşletme Planlama Veri Ortamına tedarik edilecek bilgi tiplerini
içerecektir:
a) bir İlgili Şebeke Elemanının her elverişsiz statüsünün sebebi;
b) bir İlgili Şebeke Elemanının bir elverişsiz statüsünü uygulamadan önce uerine
getirilmesi gereken spesifik koşullar; ve
c) İşletme Güvenliğini muhafaza etmek için gerekli olması halinde, bir İlgili Şebeke
Elemanını restore etmek için gereken zaman.
TEİAŞ, bir İlgili Şebeke Elemanlarının listesini bildirecektir.
Her bir İlgili Şebeke Elemanı için TEİAŞ:
a) İlgili Şebeke Elemanlarının sahiplerini ve operatörlerine listeye dahil
edildiklerini bildirecektir;
b) Bağlantı DSO’su oldukları İlgili Şebeke Elemanları hakkında DSO’ları
bilgilendirecektir; ve
c) Bağlantı CDSO’su oldukları İlgili Şebeke Elemanları hakkında CDSO’ları
bilgilendirecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 27. İlgili
Şebeke Elemanlarının Listesinin Yeniden Değerlendirilmesi, ile Uyumluluk]
(11) Her bir takvim yılındaki 1 Temmuz tarihinden önce, TEİAŞ, Kesinti
Koordinasyonu Süreci için bir İletim Sisteminde, bir Tevzi Ağında ya da Kesinti
Koordinasyon Süreci için bir Kapalı Tevzi Ağında yer alan şebeke elemanlarının Kesinti
Koordinasyonu Süreci ile alakasını değerlendirmek için metodolojiyi yenien uygulayacaktır.
TEİAŞ, İlgili Şebeke Elemanının Listesinin güncellenmesi için bir ihtiyaç tanımlarsa,
listeyi makul olan en kısa sürede güncelleyecektir ve güncellenmiş listeyi kamuoyuna
sunacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 28.
Kesinti Planlama Vekillerinin Tayin Edilmesi, ile Uyumluluk]
(12) Her bir İlgili Varlık için, sahip, bir Kesinti Planlama Vekilinin tayin edilmesini
sağlayacaktır. TEİAŞ, TEİAŞ tarafından işletilen her İlgili Şebeke Elemanı için Kesinti
Planlama Vekili olarak tayin edilmişir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 29.
Bir Tevzi Ağında ya da bir Kapalı Tevzi Ağında yer alan İlgili Varlıkların Muamele Edilmesi, ile
Uyumluluk]
(13) Tevzi Ağında yer alan İlgili Varlıklar için TEİAŞ, Bağlantı DSO’su ile kesinti
planlamasını koordine edecektir. Kapalı Tevzi Ağında yer alan İlgili Varlıklar için TEİAŞ,
Bağlantı CDSO’su ile kesinti planlamasını koordine edecektir.
191
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 32.
Emreamadelik Planları hakkındaki genel hükümler, ile Uyumluluk]
(14) Emreamadelik Planları, en azından bir saatlik grenlilik ile her bir İlgili Varlık için
ayrı bir Emreamadelik statüsünü içerecektir.
Üretim Çizelgelerinin ve Tüketim Çizelgelerinin TEİAŞ’ye sunulduğu zaman çerçevelerinde,
Emreamadelik Planları, Üretim Çizelgeleri ve Tüketim Çizelgeleri ile tutarlı bir zaman
grenliliğine sahip olacaktır.
Emreamadelik Statüsü, şunlardan biri olacaktır: elverişli; elverişsiz; test.
Emreamadelik Statüsü “testi” sadece İletim Sistemi üzerinde bir potansiyel etki olduğu zaman
kullanılacaktır ve İlgili Varlığın birinci bağlantısı ve nihai görevlendirmesi arasındaki
periyotlarla sınırlı olacaktır; ve İlgili Varlığın korunmasının hemen ardından gelecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 33.
Uzun vade göstergeli Emreamadelik Planları, ile Uyumluluk]
(15) Gelecek Yıla ait koodinasyon sürecinin başlamasından iki yıl önce, TEİAŞ,
Kesinti Planlama Vekilleri tarafından tedarik edilen İlgili Varklıklar için Emreamadelik
Planlarını değerlendirecektir.
Bu değerlendirmenin ardından TEİAŞ saptanan Kesinti Uyumsuzluklarını içeren ön
yorumlarını etkilenen tüm Kesinti Planlama Vekillerine tedarik edecektir. TEİAŞ’ın
değerlendirmesi Gelecek Yıla ait koodinasyon sürecinin başlamasına kadar 12 ayda bir
tekrarlanacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde
42. İlgili Varlıkların test statüsünün detaylandırılması, ile Uyumluluk]
(16) Emreamadelik Statüsü beyan edilen bir İlgili Varlığın Kesinti Planlama Vekili,
TEİAŞ’a ve bir Tevzi Ağına ya da bir Kapalı Tevzi Ağına bağlı olması halinde aynı zamanda
sırasıyla Bağlantı DSO’suna ya da Bağlantı CDSO’suna, mümkün olan en kısa sure içinde ve
Emreamadelik Statüsü testinin başlamasından en fazla bir ay önce:
a) bir detaylı test planı;
b) Söz konusu İlgili Varlık bir Güç Üretim Modülü ya da bir Talep Tesisi ise, bir
göstergeli Üretim ya da Tüketim Çizelgesi; ve
c) Söz konusu İlgili Varlık bir İlgili Şebeke Elemanı ilse, İletim Sisteminde ya da
Dağıtım Ağı Topolojisinde yapılan değişiklikler.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 44.
Emreamadelik Planlarının gerçek zamanlı uygulanması, ile Uyumluluk]
(17) Her bir Güç Üretim Modülü, müsait olduğu beyan edilen sorumluluğu altındaki
tüm ilgili Güç Üretim Modüllerinin Zorunlu Kesinti halleri dışında İşletme Güvenliğinin
muhafaza edilmesi için gerekli olduğu zaman beyan edilen teknik yetenekleri itibariyle
elektrik üretmeye hazır olmalarını sağlayacaktır.
Her bir İlgili Şebeke Elemanı, müsait olduğu beyan edilen sorumluluğu altındaki tüm
ilgili İlgili Şebeke Elemanlarını Zorunlu Kesinti halleri dışında İşletme Güvenliğinin
192
muhafaza edilmesi için gerekli olduğu zaman beyan edilen teknik yetenekleri itibariyle
elektrik taşımaya hazır olmalarını sağlayacaktır.
TEİAŞ tarafından İletim Sistemini Normal durumundan çıkarak İlgili Varlıkların bir
planlanmış testinin uygulanmasından önce yapılan talep üzerine, her bir ilgili taraf, teknik
ve güvenlik sınırlamalarına saygı duyarken mümkün olan derecede TEİAŞ’nin
talimatlarına göre karşılık gelen testi erteleyecektir.
MADDE 175
esasları
İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma
( ESKİ MADDE 53)
(1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun
olarak hazırlanır:
a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza
nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini,
dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla,
izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak
bildirirler.
b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve
bu sistemlerdeki kısıtları dikkate alarak ve üretim tesislerindeki ortaya çıkabilecek
arızalar için makul bir yedek kapasite bırakarak fiili üretim kapasitesinin alt ve üst
sınırlarını her iş günü 11.00 - 16.00 saatleri arasında analiz eder.
c) Yapılan analiz sonucunda mevcut emreamadeliklerin izleyen ikinci günden
ondördüncü güne kadar olan süre içinde yedek kapasite açısından bir eksikliğe yol
açtığının anlaşılması durumunda MYTM erteleme talebini üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişiler ile dağıtım şirketlerine bildirir.
[Maddeye İlave, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 41.
Gelecek Yıla Ait Emreamadelik Planları-2, ile Uyumluluk]
d) Kesinti Uyumsuzluklarının saptanması halinde, Emreamadelik Statüsü
etkilenen İlgili Varlıklar için kullanıcıları, Bağlantı DSO’larını ve Bağlantı CDSO’larını
içeren bir koordinasyon sürecini başlatır; valide edilen değişiklik talebi koordineli
Emreamadelik Planına ekler ve tüm etkilenen taraflara bildirim yapar; değişiklik talebinin
valide edilmesi halinde, ENTSO-E İşletme Planlama Veri Ortamını günceller.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 36.
Kesinti Planlama Vekili bir Kesinti Koordinasyon TSO’su, DSOsu ya da CDSO’su olan İlgili
Varlıklar için Emreamadelik Statüsünun Gelecek Yıla ait koordinasyonu, ile Uyumluluk]
(2) TEİAŞ, farklı Sorumluluk Alanları arasında bağlantı yapan ve aşağıdaki ilkelere
uygun olarak ENTSO-E alanı dahilindeki sınırlar üzerindeki diğer TSO’lar ile bir Kesinti
Planlama Vekili olan İlgili Şebeke Elemanlarının Emreamadelik Statüsünü koordine
edecektir: İşletme Güvenliğini muhafaza ederken pazar üzerindeki etkininin en aza
indirilmesi; ve İlgili Varlıklar için teklif edilen Emreamadelik Planlarının bir esas olarak
kullanılması.
a) TEİAŞ, her bir DSO ve her bir CDSO, Kesinti Planlama Vekili oldukları İlgili Şebeke
Elemanlarının Emreamadelik Statüsünü planlayacaktır.
193
b) Kesinti Uyumsuzlukları durumunda, TEİAŞ, Kesinti Planlama Vekilinin bir Kesinti
Koordine Eden TSO, DSO ya da CDSO olmadığı İlgili Varlıkların teklif edilen
Emreamadelik Planlarına bir geçişi teklif etme yetkisi olacaktır ve bu durumda ilgili
Kesinti Planlama Vekilleri ile koordinasyonu başlatacaktır.
c) Bir DSO ya da CDSO’nun bir İlgili Şebeke Elemanının “müsait olmayan”
Emreamadelik Statüsünü planlayamamış olması halinde, bu DSO ya da CDSO,
TEİAŞ’ye rapor verecektir. Bu durumda ya da TEİAŞ’nin bir İlgili Şebeke
Elemanının “müsait olmayan” Emreamadelik Statüsünü planlayamamış olması
halinde, TEİAŞ ve tüm etkilenen Kesinti Planlama Vekilleri, İlgili Şebeke Elemanının
“müsait olmayan” Emreamadelik Statüsünü planlamak için mevcut olan ekonomik
olarak etkili ve kullanışlı tüm araçları kullanacaktır.
d) İlgili Şebeke Elemanının müsait olmayan Emreamadelik Statüsünün planlanmamış
olması halinde ve TEİAŞ’nin gerekçeli görüşüne göre, müsait olmayan bu
Emreamadelik Statüsünün planlanmamasının İşletme Güvenliğini tehdit edecek olması
halinde, TEİAŞ:
i.
ii.
iii.
etkilenen Kesinti Planlama Vekilleri tarafından TEİAŞ’ye rapor edilen etkiyi
hesaba katarak İşletme Güvenliğini sağlarken bu müsait olmayan
Emreamadelik Statüsünü planlamak için gerekli gördüğü aksiyonları alacaktır;
bu aktsiyonların bir bildirimini tüm etkilenen taraflara tedarik edecektir; ve
EPDK’ya ve varsa etkilenen DSO’ya ya da CDSO’ya ve etkilenen Kesinti
Planlama Vekillerine alınan aksiyonları, etkilenen Kesinti Planlama Ajanları
tarafından TEİAŞ’ye rapor edilen etkiyi, bu aksiyonların alınmasını gerektiren
tehditleri ve seçili aksiyonları kullanmak için gereken rasyoneli bildirecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 38.
Kesinti Koordinasyon Bölgeleri içinde Gelecek Yıla ait Emreamadelik Planlarının
Validasyonu, ile Uyumluluk]
(3) TEİAŞ, Sorumluluk Alanını etkileyen tüm ön Emreamadelik Planlarını
birleştirirken Kesinti Uyumsuzluklarının ortaya çıkıp çıkmadığını analiz edecektir. İlgili
Varlıklar için Gelecek Yıla ait Emreamadelik Planlarını etkileyen Kesinti Uyumsuzluklarının
tespit edilmesi halinde, TEİAŞ, bir çözüm bulmak için ENTSO-E alanı dahilindeki sınırlar
üzerindeki ilgili Kesinti Planlama Vekilleri, DSO’lar, CDSO’lar ve/veya diğer TSO’lar ile
koordinasyon yapacaktır. Her bir Kesinti Uyumsuzluğu için bir çözüm bulunduğu zaman,
TEİAŞ, Kesinti Planlama Vekilinin TEİAŞ ya da bir Kesinti Koordine Eden DSO ya da
CDSO olduğu tüm İlgili Şebeke Elemanları için Gelecek Yıla ait Emreamadelik Planlarını
valide edecektir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 41.
Gelecek Yıla ait Emreamadelik Planlarının Güncellenmesi - 1, ile Uyumluluk]
(4) Gelecek Yıla ait koordinasyon sürecinin nihaileştirilmesinden sonra ve gerçek
zamanlı uygulama öncesinde, tüm Kesinti Planlama Vekilleri, koordine edilmiş
Emreamadelik Planının bir adaptasyonunu başlatma hakkına sahip olacaktır.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 41.
Gelecek Yıla ait Emreamadelik Planlarının Güncellenmesi - 3&4, ile Uyumluluk]
194
(5) TEİAŞ’nin İlgili Şebeke Elemanlarının koordine edilmiş Emreamadelik
Planının bir adaptasyonunu başlatması halinde aşağıdaki prosedürü izleyecektir:
a) makul olarak uygulanabilir olur olmaz, Kesinti Uyumsuzluklarının İlgili
Varlıkların koordine edilmiş Emreamadelik Planında yapılan bu değişikliğin
bir sonucu olarak ortaya çıkıp çıkmadığının değerlendirilmesi;
b) bir değişiklik talebi gönderilmesi ve saptanan Kesinti Uyumsuzluklarının
tüm etkilenen TSO’lara rapor edilmesi;
c) diğer TSO’lar tarafından saptanan değişiklikle ilgili olarak ilave Kesinti
Uyumsuzluklarının göz önüne alınması;
d) Kesinti Uyumsuzluklarının saptanması halinde Kesinti Planlama Ajanlarını,
ENTSO-E alanı içindeki sınırlarda etkilenen Kesinti Koordinasyon
TSO’larını, Emreamadelik Statüsü etkilenen İlgili Varlıklar için Bağlantı
TSO’larını ve Bağlantı CDSO’larını içeren bir koordinasyon sürecinin
başlatılması;
e) koordinasyon sürecinin sonunda koordine edilen Emreamadelik Planının
adaptasyonundan etkilenen tüm taraflardan değişiklik talebi konusunda makul
bir kararın alınması, hiçbir Kesinti Uyumsuzluğunun saptanmadığı ya da
oordinasyondan sonra hiçbir Kesinti Uyumsuzluğunun kalmadığı hallerde
değişiklik talebinin geçerli kılınması ve saptanan Kesinti Uyumsuzluklarının
tümünün koordinasyondan sonra düzeltilemeyeceği hallerde değişiklik
talebinin reddedilmesi;
f) geçerli kılınan değişiklik talebinin koordine edilen Emreamadelik Planına
dahil edilmesi ve tüm etkilenen taraflara bildirim yapılması; ve
g) değişiklik talebinin geçerli kılınması halinde ENTSO-E operasyonel
planlama verisi ortamının güncellenmesi.
(6)TEİAŞ’nin, Kesinti Uyumsuzluklarının ortaya çıktığını saptaması halinde, Kesinti
Planlama Ajanlarını, ENTSO-E alanı içindeki sınırlarda etkilenen Kesinti Koordinasyon
TSO’larını, Emreamadelik Statüsü etkilenen İlgili Varlıklar için Bağlantı TSO’larını ve
Bağlantı CDSO’larını içeren bir koordinasyon sürecini başlatacaktır.
MADDE 176
Kısa süreli planlı devre dışı olma durumları
( ESKİ MADDE 54)
(1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata
varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır.
(2) Sekiz saatten az süren planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından
en az yirmidört saat önceden bildirim yapılır.
(3) Sekiz saatten kırksekiz saate kadar olan planlı devre dışı olma durumlarında,
kullanıcı tarafından en az yedi takvim günü önceden bildirim yapılır.
195
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – İşletme Planlamasında İşletme Güvenliği
Analizi - Madde 18.4, ile Uyumluluk]
(4)Bir D-1 ve gün içi esasına göre, TEİAŞ tarafından Kısıtların saptanması
halinde, ENTSO-E alanının sınırları dahilindeki diğer TSO’larla müşterek Çare
Aksiyonlarının etkililiğini ve müşterek Çare Aksiyonunun teknik ekonomik
etkililiğini değerlendirecektir.
MADDE 177
Bildirimli plansız devre dışı olma durumları
( ESKİ MADDE 55)
(1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen
bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerecek şekilde
TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir:
a) Etkilenen tesis ve/veya teçhizata ve emreamadeliğindeki kısıtlamaya ilişkin
detaylar,
b) Plansız devre dışı olma durumunun başlangıç zamanı,
c) Etkilenen tesis ve/veya teçhizatın tekrar devreye alınması ve geçici kapasite
sınırlamalarının ortadan kaldırılması için öngörülen zaman,
ç) Plansız devre dışı olma durumunun diğer tesis ve/veya teçhizatta yol açacağı
kısıtlamaların detayları veya arıza riski.
(2) TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliğinin olumsuz bir şekilde etkilenme ihtimalinin
söz konusu olması durumunda, kullanıcıdan plansız devre dışı olmaya ilişkin işlemini erkene
almasını veya ertelemesini talep eder. Kullanıcı bu talep ile mutabık ise, plansız devre dışı
olma işlemi ile ilgili yeni önerisini TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu OP&S - NC OP&S – Kesinti Koordinasyonu - Madde 40.
Saptanmış Kesinti Uyumsuzlukları durumundaki Koordinasyon süreçleri, ile Uyumluluk
(3) Koordinasyon sürecine dahil olan tüm Kesinti Planlama Vekilleri için TEİAŞ,
geçerli ulusal yasal çerçeveye uygun olarak Sorumluluk Alanı içinde yer alan Kesinti
Planlama Vekillerinin İlgili Varlıkları için saptanan Kesinti Uyumsuzluklarının sürecini
yürütecektir.
(4) TEİAŞ, saptanan Kesinti Uyumsuzlukları için bir çözüm bulmak amacıyla geçerli
ulusal yasal çerçeveye uygun olarak tasarrufundaki araçları kullanacaktır.
MADDE 178
Zorunlu devre dışı olma durumları
( ESKİ MADDE 56)
(1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 34’üncü [Eski 20’inci]
maddenin sekizinci fıkrasında belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre
boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur.
(2) İşletme planlamasına tabi taraf olan üretim faaliyeti gösteren bir tesis ve/veya
teçhizatın TEİAŞ tarafından verilmiş iznin dışında zorunlu olarak devre dışı olması veya
kapasitesinin düşmesi, iletim veya dağıtım sistemi ile bağlantısının kesilmesi veya iletim
sistemi kısıtlarının ortaya çıkması halinde kullanıcı TEİAŞ’ı gecikmeden bilgilendirir.
196
(3) Kullanıcı tesis ve/veya teçhizatının zorunlu devre dışı olma süresine ilişkin
tahminini ve TEİAŞ tarafından talep edilen diğer bilgileri sağlar. Devre dışı olma ile ilgili
tam olarak belirlenemeyen bilgiler netleştikçe, gecikmeden TEİAŞ’a bildirilir.
MADDE 179
Veri sağlama yükümlülüğü
( ESKİ MADDE 57)
(1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme
özelliklerinde bir ESKİ yıla göre yapılan değişiklikleri, ünite transformatörünün teknik
özelliklerini, ünite yüklenme eğrisini Ek-13 ve ünite planlama parametrelerini Ek-14’e
uygun olarak her takvim yılının 31 Mart tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile şalt sahası TEİAŞ’a ait olmayan
sistem kullanıcıları, TEİAŞ tarafından istenen sistem işletimine yönelik bilgileri, günlük
olarak, TEİAŞ tarafından belirlenen sürede ve şekilde TEİAŞ’a vermekle yükümlüdür.
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu CACM - Madde 16. ile Uyumluluk]
(3) TEİAŞ, EPDK tarafndan onay verilmesinin ardından en geç iki ay içinde
aşağıdakileri yayımlayacaktır:
(a) TEİAŞ’a kapasite hesaplaması için yük ve genel bilgilendirme tedarik
etmek için gereken öğelerin bir listesi;
(d) tedarik edilecek bilgilerin bir listesi; ve
(c) bilgi tedarik etmek için bir son mühlet.
MADDE 180
TEİAŞ’ın veri yayımlama yükümlülüğü
( ESKİ MADDE 58)
(1) TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve
zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirmeksizin
duyurmak üzere gerekli internet araçlarını kullanır.
BÖLÜM 3
İşletme Yedekleri Planlaması
MADDE 181
İşletme yedekleri planlama esasları
( ESKİ MADDE 59)
(1) TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme
yedeği sağlanacak şekilde planlama yapar.
(2) Sistem işletmesi için oluşturulan işletme yedekleri, sistem arz ve talebini
gerçek zamanda dengelemek amacıyla kullanılır.
MADDE 182
İşletme yedekleri planlamasına tabi taraflar
( ESKİ MADDE 60)
(1) İşletme yedekleri planlama esasları;
197
a)
b)
c)
d)
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
MADDE 183
İşletme yedekleri
( ESKİ MADDE 61)
(1) İşletme yedeği, sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem
kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek
üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp sistem işletmecisi tarafından belirlenen
sürelerde devreye alınabilen üniteler ile sağlanan yedeklerdir. İşletme yedeği aşağıdaki
yedeklerden oluşmaktadır:
a) Primer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin
otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını hedeflenen işletme koşullarında tutmak için
kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği
uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeği
belirli bir tolerans dahilinde, TEİAŞ tarafından ENTSO-E tarafından konulan prensipler
dikkate alınarak belirlenir. Primer frekans kontrol yedeğinin kesintisiz olarak sürekli
sağlanması esastır. Güç Üretim Modüllerii ve bölgeler bazında primer frekans kontrol
yedeğinin dengeli dağıtılması esası dikkate alınır.
b) Sekonder frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile
kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri
dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin
programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol programı
vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler
Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu sekonder frekans
kontrol yedeği, primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlayacak ve komşu
elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde
tutulabilmesini sağlayacak miktarda ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikate alınarak
TEİAŞ tarafından belirlenir. Sekonder frekans kontrol yedeğinin bu ihtiyacı karşılamakta
yetersiz kalması durumunda ilave olarak tersiyer frekans kontrolü yedeği kullanılabilir.
Sekonder frekans kontrol yedeği hem normal işletme koşullarında görülebilecek sapmalar
halinde hem de üretim ile tüketim arasında büyük bir arızaya bağlı dengesizlik olması
durumunda kullanılmak üzere kesintisiz olarak sürekli sağlanmalıdır.
c) Tersiyer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin sekonder frekans kontrol
yedeği devreye alındıktan sonra, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve
başka bir frekans sapması ihtimaline karşı sekonder yedeğinin serbest hale getirilmesini
sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Tersiyer frekans kontrol yedeği,
dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla
dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebildikleri çıkış gücü değişimi ile
sağlanır.
ç) Bekleme yedeği; devre harici bir Güç Üretim Modülünün ihtiyaç duyulması
halinde MYTM’nin talimatı doğrultusunda devreye girmesi ile sağlanan işletme
yedeğidir. Bekleme yedeği, Güç Üretim Modüllerinin emre amadeliğindeki belirsizlikler
veya hava koşullarında oluşan beklenmedik değişiklikler gibi önceden kestirilemeyen
nedenlerle tüketimin hesaplanan talep tahminlerinin üzerinde gerçekleşmesi durumunda
198
tersiyer kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz
kalması durumunda tersiyer kontrol yedeğinin oluşturulması amacıyla kullanılır. Bu
yedekler, senkronize olmayan ancak Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği
çerçevesinde yayınlanan ihale ilanında belirlenmiş süre içinde senkronize olmak için
emre amade durumda bulunan üniteler tarafından sağlanır.
(2) Normal işletme koşullarında işletme yedeklerinin devreye girme sıralamasının
aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olması esastır.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü hallerde işletme yedeklerinin miktarlarının belirlenmesinde
iletim sisteminin arızalar sonucunda adalara bölünmesi durumuna karşı, teknik imkanlar
dahilinde tüm adaların ihtiyacının karşılanabilmesini bir kriter olarak kullanabilir.
MADDE 184
Rezervin Boyutlandırılması
[Yeni Madde, ENTSO-E, LFC&R kodu Maddeler 45 & 46 ile Uyumluluk]
(1) TEİAŞ, ENTSO-E ile kabul edilen bir tarih itibariyle Sekonder ve Tersiyer Restorasyon
Reservlerini tanımlayacaktır.
(2) Boyutlandırma Kuralları en azından aşağıdaki gereklilikleri içerecektir:
a) TEİAŞ, en azından tarihi ACE Açık-Döngü değerlerini içeren ardışık tarihi kayıtlara
dayanarak LFC Bloğunun gereken Sekonder ve restorasyon Tersiyer Kapasitesini
tespit edecektir. Bu tarihçe kayıtların örneklendirilmesi en azından Frekansı Restore
etmek için gereken zaman olacaktır. Bu kayıtlar için düşünlen zaman periyodu temsili
olacaktır ve hesaplamadan en erken 6 ay öncesinde sona ermeyen en az bir adet tam
yıl periyodunu içerecektir;
b) TEİAŞ, en azından bir olasılıksal metodolojiye dayanarak düşünülen tarihi zaman
periyodu için MADDE 186 [ LFC&R şebeke kodu Madde 20]’e uygun olarak mevcut
ACE Hedef Parametrelerine itibar etmek için yeterli olan LFC Bloğunun Sekonder ve
restorasyon Tersiyer Kapasitesini saptayacaktır. Bu metodolojide, İşletme Güvenliği
ve Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservleri Müsaitlik Gerekliliklerinin olası
ihlallerine bağlı olarak Rezervlerin Paylaşımı ya da Alışverişi için yapılan
anlaşmalarda öngörülen kısıtlamalar hesaba katılacaktır. TEİAŞ, bu saptama için
önemli dağıtım değişiklikleri, ACE Açık Döngüsü ya da göz önüne alınan süre zarfı
için diğer ilgili etkili faktörleri bu saptama için hesaba katacaktır;
199
c) TEİAŞ, Sekonder Rezerv Kapasitesinin oranını, Tersiyer Restorasyon Rezervi
Kapasitesini, Sekondr Rezerv Tam Aktivasyon Zamanını ve Tersiyer Restorasyon
Rezervi Tam Aktivasyon Zamanını, gereklilik (c)’nin yerine getirilebilmesi için
saptayacaktır. LFC Bloğunun bu Sekonder Rezerv Tam Aktivasyon Zamanı ve LFC
bloğunun Tersiyer Restorasyon Rezervi Tam Aktivasyon Zamanı en fazla Frekans
Restore Zamanı olacaktır.
d) TEİAŞ, Boyutlandırma Vakasının büyüklüğünü saptayacaktır. Boyutlandırma Vakası
tek bir Güç Üretim Modülünün, tekil Talep Tesisinin ve tekil HVDC ara konektörünün
aktif gücündeki anlık bir değişiklikten ya da LFC Bloğu içinde bir AC-Hatının
açılmasından kaynaklanabilen en büyük dengesizlik olacaktır.
e) TEİAŞ, Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesini, LFC Bloğunun
pozitif Boyutlandırma Vakasından daha küçük olmayacağı şekilde saptayacaktır;
f) TEİAŞ, Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesini, LFC Bloğunun
negatif Boyutlandırma Vakasından daha küçük olmayacağı şekilde saptayacaktır;
g) TEİAŞ, bir LFC Bloğunun Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesini ve
LFC Bloğunun içindeki dağıtımı için olası coğrafi kısıtlamaları ve İşletme
Güvenliğine itibar etmek için diğer LFC Blokları ile herhangi bir Rezerv Alışverişi ya
da Rezerv Paylaşımı için olası coğrafi kısıtlamaları saptayacaktır;
h) TEİAŞ, pozitif Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesinin ya da
Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservlerin ve Tersiyer Yer Değiştirme Rezerv
Kapasitesinin bir kombinasyonunun, (a)’da tanımlandığı gibi tarihçe kaydına
dayanarak en azından %99’luk zamanda pozitif ACE Açık – Döngüsünü kapatmak
için yeterli olmasını sağlayacaktır;
i) TEİAŞ, negatif Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesinin ya da
Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservlerinin ve Tersiyer Replasman Rezervi
Kapasitesinin bir kombinasyonunun, (a)’da tanımlandığı gibi tarihçi kaydına
dayanarak zamanın en az %99’unda negatif ACE Açık-Döngüsünü kapatmak için
yeterli olmasını sağlayacaktır;
j) TEİAŞ’a, MADDE 241(Rezervlerin alışverişi ve paylaşılması) hükümlerine uygun
olarak diğer LFC blokları ile bir Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Paylaşım
Anlaşması imzalamak suretiyle Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservleri
Boyutlandırma İşleminden kaynaklanan LFC Bloğunun pozitif Sekonder ve Tersiyer
Restorasyon Reservi Kapasitesini azaltmak için izin verilmiştir. Pozitif Sekonder ve
Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesinin azaltılması:
i. (a)’da tanımlandığı gibi tarihçe kayıtlarına dayanarak zamanın %99’unda
pozitif ACE Açık-Döngüsünü kaplamak için gereken Sekonder ve Tersiyer
Restorasyon Reservi Kapasitesi ve pozitif Boyutlandırma Vakası
arasındaki farkla, pozitif olması halinde, sınırlıdır; ve
ii. Pozitif Boyutlandırma Vakasının büyüklüğünün %30’unu asla
geçmeyecektir.
k) TEİAŞ’a, MADDE 241 (Rezervlerin alışverişi ve paylaşılması) hükümlerine uygun
olarak diğer LFC blokları ile bir Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservi Paylaşım
Anlaşması imzalamak suretiyle Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservleri
Boyutlandırma İşleminden kaynaklanan LFC Bloğunun negatif Sekonder ve Tersiyer
200
Restorasyon Reservi Kapasitesini azaltmak için izin verilmiştir. Negatif Sekonder ve
Tersiyer Restorasyon Reservi Kapasitesinin azaltılması:
i. (a)’da tanımlandığı gibi tarihçe kayıtlarına dayanarak zamanın %99’unda
pozitif ACE Açık-Döngüsünü kaplamak için gereken Sekonder ve Tersiyer
Restorasyon Reservi Kapasitesi ve negatif Boyutlandırma Vakası
arasındaki farkla, pozitif olması halinde, sınırlıdır; ve
ii. Negatif Boyutlandırma Vakasının büyüklüğünün %30’unu asla
geçmeyecektir.
(3) TEİAŞ, herhangi bir zamanda Sekonder ve Tersiyer Restorasyon Reservleri
Boyutlandırma Kurallarına uygun olarak herhangi bir zamanda yeterli Sekonder ve Tersiyer
Restorasyon Reservi Kapasitesine sahip olacaktır. Bir artış prosedüründe yetersiz Sekonder ve
Tersiyer Restorasyon Reservleri Kapasitesi ile ilgili ciddi bir risk durumu için, TEİAŞ
tarafından bir artış prosedürü tanımlanacaktır.
MADDE 185
Veri sağlama yükümlülüğü
( ESKİ MADDE 62)
(1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı
olan Güç Üretim Modüllerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde
ölçülerek, kayıt altına alınması ve raporlanması amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın
resmi internet sitesinde yayımladığı formatta sağlar. TEİAŞ tarafından belirlenen ve ilgili
yan hizmet anlaşmasında yer alan veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı
süre boyunca arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında kesintisiz olarak
ölçülüp kayıt altına alınır.
(2) TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler
tarafından Yedinci Kısımda yer alan verilerin kaydedilmesine ilişkin hükümler
çerçevesinde kaydedilerek TEİAŞ’a bildirilir.
MADDE 186
ACE Kalite Göstergeleri
[Yeni Madde, ENTSO-E, LFC&R kodu Madde 20 ile Uyumluluk]
TEİAŞ, ENTSO-E ile işbirliği içinde ACE Kalite göstergelerini tanımlayacaktır. ENTSO-E
ile kabul edilen bir tarihten sonar, bu göstergeler aşağıdaki gereklilikleri içerecektir ancak
bunlarla sınırlı olmayacaktır:
a) yıllık bir esasta ENTSO-E tarafından hesaplanan Seviye 1 Aralığının dışındaki her
bir yıl için 15 dakikalık zaman aralıklarının sayısı, K-Faktörüyle orantılı olarak, yılın
zaman aralıklarının %30’undan daha az olacaktır; ve
b) yıllık bir esasta ENTSO-E tarafından hesaplanan Seviye 2 Aralığının dışındaki her
bir yıl için 15 dakikalık zaman aralıklarının sayısı, K-Faktörüyle orantılı olarak, yılın
zaman aralıklarının %5’inden daha az olacaktır.
201
MADDE 187
Sistem Frekansı ile ilgili sistem durumları
[Yeni Madde, ENTSO-E, LFC&R kodu Madde42 ve OS kodu Madde 18: “TSO’lar arası
Gerçek-Zamanlı veri alışverişi” ile Uyumluluk]
(1) TEİAŞ MADDE 224 de bahsedilen Enterkonneksiyon İşletim Anlaşmasına
uyumlu olarak bir gerçek zamanlı veri değişimini tesis edecektir:
a) İletim Sisteminin Sistem Durumu; ve
b) LFC Bloğunun ACE’sinin gerçek zamanlı ölçüm verileri.
(2) TEİAŞ Normal Durumdaki ve Uyarı Durumundaki (Senkronize Alan Operasyonel
Anlaşması) Yük Frekans Kontrolünün operasyonu için Senkroniza Alan ortak kurallarının
diğer TSO’ları ile anlaşacaktır.
(3) TEİAŞ, Aktif Güç Rezervlerinin aktivasyonu yoluyla ve gerekirse (10)’da
tanımlandığı gibi aksiyonların uygulanması yoluyla LFC Bloğunun ACE’sini azaltacaktır.
(4) TEİAŞ, tüketilen Sekonder ve Tersiyer Rezervler durumu için operasyonel
prosedürleri tanımlayacaktır. Bu prosedürler için TEİAŞ, Güç Üretim Modüllerinin ve Talep
Birimlerinin Aktif Güç üretimindeki ya da tüketiminde değişiklikleri talep etme hakkına sahip
olacaktır.
(5) TEİAŞ, Frekansı Restore etmek için gereken Zamandan daha fazlası için ACE’nin
kalıcı olmasını önlemek amacıyla makul çabaları gösterecektir.
(6) Sistem Frekans limitlerinin bir ihlaline bağlı olarak bir Uyarı Durumu için, TEİAŞ,
Sistem Frekansı Sapmasını azaltmak, Sistem Durumunu Normal Duruma getirmek ve Acil
Duruma girme riskini sınırlandırmak için Senkronize Alan CE operasyonel prosedürlerin
diğer TSO’ları ile anlaşma yapacaktır. Bu işlemler için TEİAŞ, TEİAŞ’nin Normal Durumda
Frekans Restorasyon İşleminde belirtilen yükümlülükten sapma hakkına sahip olacağı
prosedürleri tanımlayacaktır.
(7) TEİAŞ’nin gerekliliklerini yerine getirmek için MADDE 30(11)[NC OS Madde 8 ile
uyumlaştırılmış]’e göre yetersiz Aktif Güç Rezervi olmasına bağlı olarak bir Uyarı
Durumunda, TEİAŞ, Senkronize Alanın diğer TSO’ları ve diğer Senkronize Alanların
TSO’ları ile yakın işbirliği içinde Aktif Güç Rezervlerinin gereken seviyelerini restore etme
ve değiştirme işlevi görecektir. Bu amaçla, TEİAŞ, Aktif Güç Rezervi gerekliliklerinin
ihlalini azaltmak ya da elimine etmek amacıyla alanı içindeki Güç Üretim Modüllerinin ya da
Talep Birimlerinin Aktif Güç üretimi ya da tüketiminde değişiklik talep etme hakkına sahip
olacaktır.
(8) LFC Bloğunun ACE’sinin 2-dakikalık ortalamasının, en azından Frekans Restores
Etme Zamanı için Seviye 2 Aralığının üzerinde olması halinde ve ACE’nin, (10)’da
tanımlanan aksiyonlar tarafından yeterince azaltılmasının beklenmemesi halinde, TEİAŞ,
ACE’yi azaltmak amacıyla alanı içindeki Aktif Güç üretimi ya da Güç Üretim Modüllerinin
ve Talep Birimlerinin tüketiminde değişiklik isteme hakkına sahip olacaktır.
(9) TEİAŞ’nin ACE’sinin, 30 ardışık dakikadan daha fazla süre için Senkronize
Alanın Referans Vakasının %25’ini aşması halinde ve ACE’nin (10)’da tanımlanan
aksiyonlara tarafından yeterince azaltılmasının beklenmemesi halinde, TEİAŞ, ACE’yi
202
azaltma amacıyla alanı içindeki Güç Üretim Modüllerinin ve Talep Birimlerinin Aktif Güç
üretiminde ya da tüketiminde değişiklikler olmasını isteyecektir.
(10) (6) ila (9)’da belirtilen durumlar için, TEİAŞ, bir LFC Bloğunun TSO’larının
rezervlerin sınır ötesi aktivasyonu yoluyla Frekans Sapmasını aktif olarak azaltmasını
sağlamak için Senkronize Alanın diğer TSO’ları ile anlaşma yapacaktır.
MADDE 188
Şebekesine bağlanan rezerv tedarik birimleri
[Yeni Madde, ENTSO-E, LFC&R kodu Madde 68 ile Uyumluluk]
(1) TEİAŞ, ihtiyaç duyulan herhangi bir zamanda DSO şebekelerine bağlanan rezerv
tedarik birimleri için DSO’lar ile işbirliğini ayarlama hakkına sahip olacaktır. Bu işbirliği
aşağıdaki gibi olacaktır.
a. TEİAŞ ve DSO’lar, Tevzi Ağlarında yer alan Rezerv Tedarik Grupları ya da
Rezerv Tedarik Birimleri tarafından Aktif Güç Rezervlerinin gönderimini
kolaylaştırmak ve sağlamak için işbirliği yapacaktır ve makul çabaları
gösterecektir.
b. Rezerv Bağlantı DSO’su ve her bir ara DSO, bildirimin ve tüm gereken bilgilerin
tedarik edilmesinin ardından 2 ay içinde Tevzi Ağına bağlanan bir Rezerv Tedarik
Biriminin ya da Rezerv Tedarik Grubunun uygulamasını ve aşağıdakileri içeren
tüm gerekli bilgileri işleme koyacaktır:
i. Rezerv Tedarik Birimlerinin ya da Geuplarının gerilim seviyeleri ve
Bağlantı Noktaları;
ii. Aktif Güç Rezervlerinin türü;
iii. Her bir Bağlantı Noktasında Rezerv Tedarik Birimleri ya da Grupları
tarafından tedarik edilen maksimum Rezerv Kapasitesi; ve
iv. Rezerv Tedarik Birimleri ya da Grupları için Aktif Gücün maksimum
değişiklik oranı.
c. Tevzi Ağına bağlanan bir Rezerv Tedarik Biriminin ya da Rezerv Tedarik
Grubunun Ön Kalifikasyonu esnasında ve geçerli mevzuata uygun olarak her bir
Rezerve Bağlanan DSO ve her bir ara DSO, Rezerv Tedarik Birimlerinin ve
Rezerv Tedarik Gruplarının coğrafi dağılımı gibi teknik argümanlara bağlı olarak
TEİAŞ ile işbirliği içinde ve ayrımcı olmayan şeffaf bir yolla Dağıtım Ağında yer
alan Aktif Güç Rezervlerinin gönderime sınırlar getirme ya da bunları hariç tutma
hakkına sahip olacaktır.
d. Geçerli mevzuata uygun olarak, her bir Rezerve Bağlanan DSO ve her bir ara
DSO, TEİAŞ ile işbirliği içinde rezerv aktivasyonundan önce herhangi zamanda ve
ayrımcı olmayan şeffaf bir yolla Dağıtım Ağında yer alan Aktif Güç Rezervlerinin
gönderime geçici sınırlar getirme hakkına sahip olacaktır. İlgili TSO’lar, geçerli
prosedürler üzerinde Rezerv Bağlantı DSO’ları ve ara DSO’lar ile anlaşacaktır.
e. Geçerli mevzuata uygun olarak, ilgili TSO’lar, Rezerv Bağlantı DSO’ları ve ara
DSO’ların bildirimi dahil olmak üzere Aktif Güç Rezervlerinin Önkalifikasyonu
ve Aktif Güç Rezervlerinin tedariki ile ilgili olarak gereken birlgi alışverişi için
prosedürler ve metodolojiler üzerinde Rezerv Bağlantı DSO’ları ve ara DSO’ları
ile anlaşacaktır.
203
BÖLÜM 4
Acil Durum Önlemleri
MADDE 189
Acil durum önlemlerine ilişkin esaslar
( ESKİ MADDE 63)
(1) İşletme koşulları sistem frekansına (f) bağlı olarak belirlenir. Sistem
frekansının içinde bulunduğu değer aralığına göre aşağıdaki işletme koşulları
tanımlanmıştır:
a) Hedeflenen işletme koşulları: 49,8 Hz ≤ f ≤50,2 Hz
b) Kabul edilebilir işletme koşulları: 49,5 Hz ≤ f < 49,8 Hz ve 50,2 Hz < f ≤ 50,5
Hz
c) Kritik işletme koşulları: 47,5Hz ≤ f < 49,5Hz ve 50,5Hz < f ≤ 52,5Hz
d) Kararsız işletme koşulları: f < 47,5 Hz ve 52,5 Hz < f
(2) Üretim gücünün düşmesi ve/veya iletim sisteminde, uluslararası
enterkonneksiyon hatları dahil, arıza nedeniyle açma ve/veya aşırı yüklenme
durumlarında işletme yedeklerinin yetersiz kalması gibi nedenler sonucunda kritik veya
kararsız işletme koşullarının oluşması halinde veya bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde
belirtilen gerilim sınırları dışında aşırı gerilim düşmelerinin oluşması halinde, TEİAŞ ve
kullanıcılar tarafından aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde acil durum önlemleri
uygulanır:
a) Bu yönetmeliğin ilgili maddesi kapsamında üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişilere acil durum bildirimi yapılması,
b) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tüketim tesisi sahibi
tüzel kişilerin anlık talep kontrolü hizmeti sağlaması,
c) Otomatik olarak düşük frekans röleleri ile talebin kesilmesi,
ç) TEİAŞ tarafından talebe planlı veya plansız olarak kesinti/kısıntı uygulanması.
(3) Kısmi sistem çökmeleri veya bölünmeleri ve benzeri durumlarda sistem
frekansının kabul edilebilir sınırlar içinde tutulabilmesi ve işletme güvenliğinin korunması
için, ikinci fıkrada belirtilen acil durum önlemleri uygulanabilir.
[Yeni Madde, ENTSO-E, Politika 5 B, Sistem Savunma planı – Standartlar - B-S5, 5.1, 5.2,
B-S6, 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.4.1.1, 6.4.1.2 ile Uyumluluk]
(4) TEİAŞ, ENTSO_E’deki komşu TSO tarafından yaşanan bir acil durumdaki
bağlantı çizgileri yoluyla maksimal yardım sağlayacaktır ve kontrol alanları arasındaki
bağlantı çizgilerinin, bozulma propagasyonunu sınırlandırmak için sistemlerinin güvenliği
bakımından ara bağlantı sisteminin bel kemiği olduğu düşünülecektir.
(5) Senkronize sistemden bağlantının kesilmesi nihai çare aksiyonu olarak
düşünülecektir ve sadece ENTSO-E’deki komşu TSO’lar ile koordinasyon yapıldıktan sonra
ve bu aksiyonun geriye kalan senkronize alanı tehlikeye atmaması sağlanarak üstlenilecektir:
● Ara bağlantının mümknü olduğunca uzun süre operasyonda tutulması çok büyük
öneme sahiptir ancak işletme kısıtlamaları ile tutarlı olacaktır. Bu nedenle, bağlantı
hatlarının herhangi bir manüel aciliyet açıklığı önceden duyurulacaktır, önceden
tanımlanacaktır ve ENTSO-E’deki komşu TSO ile koordineli bir şekilde usulüe uygun
olarak hazırlanacaktır.
204
● Bir bağlantı hattının açılması şeffaf bir şekilde önceden değerlendirilmelidir ve
bunun üzerinde anlaşmaya varılmalıdır; verilen vakaların meydana gelmesi ve belirli
eşiklerin aşılması halinde otomatik açma gerçekleştirilebilir (ör. ekipmanın fazla yük
hasarı).
● Acil açma durumu insanlara ya da tesisatlara karşı fiziksel tehlike bulunması
halinde, ENTSO-E’deki dahil olan komşu TSO’lara önceden bilgi verilmeksizin
gerçekleştirilebilir.
(6) Acil Durumda, TEİAŞ, frekans sapması ile uğraşan aksiyonları üstlenecektir,
başka zarar gelmesini önleyecektir ve senkronize alan seviyesinde yaygın olarak tanımlanan
ilkelere göre normal işletmeye daha çabuk bir restorasyon yapılmasına katkı sağlayacaktır.
MADDE 190
Acil durum önlemlerine tabi taraflar
( ESKİ MADDE 64)
(1) 189’uncu [Eski 63’üncü ] madde kapsamında yer alan acil durum önlemlerine;
a) TEİAŞ,
b) Dağıtım şirketleri ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketiciler,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler,
d) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler,
taraftır.
MADDE 191
tedbirleri
Güç
Üretim
Modüllerine
uygulanacak
acil
durum
( ESKİ MADDE 65)
(1) MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini
korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil
durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme
birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu
olması şartı aranmaz. Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif
sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan Güç Üretim Modüllerine sahip Lisans
Sahiplerine, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşletmecisi tarafından acil durum talimatı
verilebilir. Kullanıcıların MYTM ve/veya BYTM’nin acil durum bildirimlerini yerine
getirmesi esastır. Kullanıcının bu talimatları yerine getiremeyeceğinin ortaya çıkması
durumunda, MYTM ve/veya BYTM PYS veya telefon, faks, paks gibi iletişim araçları ile
ivedilikle haberdar edilir.
MADDE 192
Anlık talep kontrolü
( ESKİ MADDE 66)
(1) Anlık talep kontrolü, primer frekans kontrolüne ek olarak, frekansın düşük
frekans rölelerinin çalıştığı seviyeye düşmesini önlemek amacıyla tüketim tesislerinin
yüklerinin anlık talep kontrol röleleriyle kesilmesi ile sağlanır.
(2) Anlık talep kontrolü hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği
uyarınca imzalanmış olan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması
kapsamında yer alan tüketim tesisleri tarafından sağlanır. Sistem frekansının, dinamik
simülasyon ve/veya sistem gereksinimlerine göre TEİAŞ tarafından belirlenen frekans
205
kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması
kapsamında yer alan tüketim tesislerinin tüketimi anlık talep kontrol röleleri ile otomatik
olarak kesilir.
(3) Anlık talep kontrol hizmeti Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde anlık talep
kontrol performans testleri sonucunda anlık talep kontrol hizmeti verme yeterliliğine
sahip olduğu tespit edilen tüketim tesislerinden sağlanır.
(4) Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve sistem
frekansının düşmesi sonucunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak
kesilebilen yük miktarının tamamı anlık talep kontrol yedeğini oluşturur. Anlık talep
kontrol yedeği, sistem frekansının 49,0 Hz seviyesine inmesini önleyecek şekilde primer
frekans kontrol yedeğine ek olarak devreye girmek üzere TEİAŞ tarafından planlanır. Bu
doğrultuda, sistemin gereksinim duyacağı anlık talep kontrol yedeği miktarı TEİAŞ
tarafından belirlenir.
MADDE 193
Talebin düşük frekans rölesi ile zorunlu kesilmesi
( ESKİ MADDE 67)
(1) Sistem frekansının 49,0 Hz, 48,8 Hz, 48,6 Hz, 48,4 Hz olarak belirlenmiş
frekans kademelerine düşmesi durumunda talep, düşük frekans röleleri ile otomatik
olarak kesilir. Sistem frekansının 49,0 Hz’e düşmesi durumunda talebin %10 ila %20’si
otomatik olarak zorunlu kesilir. 49,0 Hz’i takip eden her bir frekans kademesinde
kesilecek talep miktarı, sistem kullanıcılarının teknik gereksinimleri göz önünde
bulundurularak sistem işletmecisi tarafından belirlenir. TEİAŞ, düşük frekans röleleri ile
otomatik olarak kesilecek talep için eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin her 4 ayda
bir rotasyon yapar.
(2) Düşük frekans röleleri ile talebin otomatik olarak zorunlu kesilmesi, kısa dönemli
bir arz talep dengesizliğini ortadan kaldırmak için yapılır.
(3) Sistem frekansının belirlenen kademelere düşmesi durumunda düşük frekans
röleleri 100-150 milisaniye içinde çalışacak teknik özellikte olmak zorundadır. Düşük frekans
rölelerinin hassasiyet değerinin 0,05 Hz’i aşmaması esastır.
MADDE 194
Plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
( ESKİ MADDE 68)
(1) Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 189’uncu [Eski 63’üncü]
maddede belirtildiği üzere sistemde gerilim sınırlarının dışında ve kritik veya kararsız
işletme koşullarının ortaya çıkması halinde, bunun sonucunda kısmi veya genel bir sistem
oturmasını önlemek üzere sistem işletmecisinin gerekli görmesi durumunda plansız
zorunlu kesinti/kısıntı uygulanabilir.
MADDE 195
Planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
( ESKİ MADDE 69)
(1) Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma
işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi
206
sonucunda uygulanması gereken kesinti programı da dahil, 189’uncu [Eski 63’üncü]
maddede belirtilen acil durumların ortaya çıkması ihtimaline karşı eşit taraflar arasında
ayrım gözetmeksizin planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanır. Bu uygulama taleplerin
kesilmesini/kısılmasını içeren bir program çerçevesinde dönüşümlü olarak yapılır. Bu
kesinti/kısıntı yöntemine başvurulabilmesi için 63 üncü madde kapsamında belirtilen
diğer tüm önlemler uygulansa dahi bunların yetersiz kalarak acil durum oluşma
ihtimalinin doğacağının TEİAŞ tarafından makul olarak öngörülebilmesi gerekir. Kurum
gerekmesi halinde daha sonra bu öngörülere baz teşkil eden gerekçeleri TEİAŞ’dan
isteyebilir.
(2) Piyasa işletmecisi tarafından bildirilen talep azaltma bildirimi TEİAŞ
tarafından toplam kesinti miktarında bir değişiklik yapılmaksızın acil durum önlemleri
prosedürü çerçevesinde uygulanabilir planlı zorunlu kesinti/kısıntı programına
dönüştürülür.
MADDE 196
Acil durum önlemleri prosedürünün bildirimi
( ESKİ MADDE 70)
(1) İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin
çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi
internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır.
(2) Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri
olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ
tarafından gerektiğinde değiştirilebilir.
(3) TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılan acil durum bildirimleri aşağıda
belirtilmiştir:
a) Acil durum önlemlerinin devreye alınma zorunluluğu ortaya çıktığı
durumlarda;
1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere 4 üncü maddede yer alan “Acil
durum bildirimi” tanımındaki iletişim araçlarıyla, acil durum talimatı verme kararı alınır
alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın, fakat her halükarda uygulama başlamadan
en geç 30 dakika önce olmak üzere, ilgili BYTM’ler tarafından,
2) Kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara 4 üncü maddede yer alan yer alan
Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, planlı zorunlu kesinti/kısıntı
uygulama başlamadan önce, söz konusu kesinti/kısıntı kararı alınır alınmaz en kısa sürede
ve gecikme olmaksızın ilgili BYTM’ler tarafından,
kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır. Bildirim süresi yukarıdaki koşullar
geçerli olmak üzere, kesinti/kısıntı başlamadan önce 30 dakikadan az olamaz.
b) Kesinti/kısıntı ihtimalinin ortadan kalkması durumunda kullanıcılara yapılan
uyarıların iptali, 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim
araçlarıyla, kaldırma kararı alınır alınmaz ve uygulama başlamadan önce gecikme
olmaksızın mümkün olan en kısa sürede ilgili BYTM’ler tarafından planlı kesinti/kısıntı
uygulaması iptal bildirimi yapılır.
c) Kısa bir süre içinde plansız zorunlu kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara;
söz konusu karar alınır alınmaz mümkün olan en kısa sürede veya uygulamadan hemen
207
sonra 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla
ilgili BYTM’ler tarafından plansız kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır.
(4) Acil Durum Önlemleri Prosedürü, TEİAŞ tarafından yayımlanarak
kullanıcılara duyurulur. Uygulamada kullanıcı ile mutabakata varılamadığı durumlarda
TEİAŞ, Kurumun görüşünü alır ve bu çerçevede uygulama yapar.
[Yeni Madde, ENTSO-E ağ kodu CACM Maddeler 80 ve Ağ kodu FCA Madde 62, Mücbir
Sebep durumunda Sağlamlık ile Uyumluluk]
(5) Bir Mücbir Sebep ya da bir Acil Durumun meydana gelmesi halinde, TEİAŞ,
Mücbir Sebep durumunun ya da Acil Durumun sonuçlarını ve süresini sınırlayacaktır. .
BÖLÜM 5
İşletme İletişimi ve Bilgi Akışı
MADDE 197
İşletme iletişimi esasları
( ESKİ MADDE 71)
(1) İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir
iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir.
MADDE 198
İşletme iletişimine tabi taraflar
( ESKİ MADDE 72)
(1) İşletme iletişim esasları;
a)
b)
c)
ç)
d)
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
Dağıtım şirketlerine,
Serbest tüketicilere,
uygulanır.
MADDE 199
İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi
( ESKİ MADDE 73)
(1) TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri
ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir.
(2) Şebekenin işletilmesiyle ilgili olarak TEİAŞ tarafından yürütülen planlı bir
faaliyetin, kullanıcının Güç Üretim Modülünün veya şebekesinin öngörülenden farklı
şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, kullanıcı, TEİAŞ tarafından MYTM veya
BYTM yoluyla gecikmeden haberdar edilir.
(3) Kullanıcı tarafından gerçekleştirilen, kullanıcının şebekesi veya Güç Üretim
Modülünün işletmesiyle ilgili planlı bir faaliyetin, iletim sisteminin öngörülenden farklı
bir şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, TEİAŞ, kullanıcı tarafından
gecikmeden haberdar edilir. TEİAŞ ise bu durumdan etkilenebilecek diğer kullanıcılara
208
[ENTSO-E Ağ Kodu OS, 32.9 TSO’ların ve DSO’ların Sorumluluğu Maddesi ile uyumlu
maddeye ek olarak] ya da TSO’lara bildirimde bulunur.
(4) Yukarıdaki durumlardan birinin meydana gelmesi halinde, buna ilişkin
muhtemel riskler ve sonuçları bildirimde ayrıntılı olarak yer alır. Bu bildirimler,
bildirimde bulunulan tarafa riskin değerlendirilebilmesi ve bundan kaynaklanan
problemlerin çözülebilmesi için yeterli süre tanıyacak şekilde gönderilir.
(5) Sistemde; personel hatası, teçhizatın ve/veya kontrol teçhizatının yanlış
çalışmasından dolayı ortaya çıkan arıza, hatalı işletme gibi plan dışı olaylara veya normal
işletme şartlarından ayrılmaya yol açan herhangi bir olaya ilişkin bildirimler yazılı
bildirim yapılması için yeterli zamanın olmadığı hallerde; olayın meydana gelmesinin
ardından otuz dakika içinde sözlü olarak yapılır. Daha sonra, faks, e-posta veya posta
yoluyla yazılı olarak teyit edilir.
[Yeni Maddeler, ENTSO-E Ağ Kodu OS, 31.5, 31.6, 31.7 Önemli Şebeke Kullanıcılarının
Sorumluluğu; 32.8, TSO’ların ve DSO’ların Sorumluluğu; maddeler 33.2, 33.3 Ortak test ve
beklenmedik olay analizi sorumlulukları]
(6) TEİAŞ, başlatılmadan önce öngörülen testleri ya da test çizelgelerini ve
prosedürleri onaylayacaktır. Son mevcut Ortak Şebeke Modeli kullanılarak yapılan
İşletim Güvenliği Analizi, Sorumluluk Alanındaki testlerin ara bağlantıl yapılan İletim
Sistemlerinin ve Önemli Şebeke Kullanıcılarının İşletme Güvenliği ve ekonomik işletimi
üzerindeki etkiyi en aza indirecek şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak için
kullanılacaktır.
(7) TEİAŞ, teste katılma, tesisin performansını kaydetme ve/veya herhangi bir
uyum testi sonucunu talep etme hakkına sahip olacaktır
(8) TEİAŞ, sistemin güvenliği için risk teşkil etmesi halinde, tüm testleri yarıda
kesme, iptal etme ya da erteleme hakkına sahip olacaktır.
MADDE 200
Önemli olayların bildirilme yükümlülüğü
( ESKİ MADDE 74)
(1) Sistem gerilim ve frekansının normal işletme sınırlarının dışına çıkması, iletim
sistemi kararsızlığı, tesis ve/veya teçhizatın aşırı yüklenmesi ve bunlar sonucu kişi
ve/veya kamu haklarına zarar veren olaylar, önemli olay olarak kabul edilir.
(2) Kullanıcının TEİAŞ’a bildirdiği bir olayın, iletim sistemi üzerinde önemli bir
etkisi olduğuna TEİAŞ tarafından karar verilmesi halinde, TEİAŞ kullanıcıdan önemli
olay raporunu yazılı olarak hazırlamasını talep edebilir. Bu rapor talep edildikten sonraki
ilk iş günü Ek-16’ya uygun olacak şekilde hazırlanır ve TEİAŞ’a gönderilir.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü takdirde, kullanıcılardan olaya ilişkin önemli olay raporu
hazırlanmasını da talep edebilir.
MADDE 201
Uyarılar
( ESKİ MADDE 75)
209
(1) TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi
muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu
uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerindeki etkisini ve süresini içerir.
BÖLÜM 6
Erişim ve Çalışma Güvenliği
MADDE 202
Erişim
( ESKİ MADDE 76)
(1) Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara
erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer
alır.
MADDE 203
Çalışma güvenliği esasları
( ESKİ MADDE 77)
(1) Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis
ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması
ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir.
MADDE 204
Çalışma güvenliğine tabi taraflar
( ESKİ MADDE 78)
(1) Çalışma güvenliği esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dağıtım şirketlerine,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
d) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere
uygulanır.
MADDE 205
Güvenlik önlemleri
( ESKİ MADDE 79)
(1) Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin elektrik kesme ve
topraklama ile ilgili güvenlik önlemlerini onaylar. Kullanıcılar karşılıklı olarak
birbirlerine çalışmanın bittiğini teyid edene kadar güvenlik önlemleri muhafaza edilir.
Kullanıcılardan birinin güvenlik önlemlerinde bir değişiklik meydana gelmesi halinde
değişiklik karşılıklı teyid edilir ve güvenlik önlemleri yeniden onaylanır.
MADDE 206
Çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler
( ESKİ MADDE 80)
210
(1) TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler listesini
ismen oluşturur. Yetkili kişiler listesini, TEİAŞ kullanıcıya, kullanıcı da TEİAŞ’a bildirir.
Bu listelerde bir değişiklik olması halinde yeni liste karşılıklı olarak teyid edilir.
MADDE 207
Çalışma izni isteği
( ESKİ MADDE 81)
(1) Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya
kullanıcılara elektrik enerjisi sağlanmasında kesintiye yol açan bir teçhizat üzerinde yapılacak
önleyici bakım/onarım çalışmaları için çalışmalara başlamadan önce, güvenlik önlemlerinin
alınabilmesi için, çalışma izni isteği, ilgili yük tevzi merkezine, çalışmayı yapacak kullanıcı
tarafından Ek-19’daki form (Form YTİM-1) doldurulmak suretiyle çalışmanın başlamasından
en az bir hafta önce iletilir. Bazı hallerde zorunlu nedenlerden dolayı bu süre daha kısa
olabilir. İşin koordinasyonuna ve önlemlerin alınabilmesine imkan vermek amacıyla en az 24
saat önceden izin istenmesi gereklidir. Aksi halde çalışma izni verilmez.
(2) Çalışma izni isteğinin ilgili yük tevzi merkezi tarafından kabul edilmesini
takiben çalışma izni verilir. Çalışma izni isteği ancak ilgili yük tevzi merkezinin onayı ile
iptal edilir. Çalışma izni iptali için yapılan başvurularda Ek-20’de yer alan form (Form
YTİM-2) doldurulur.
(3) Sistemdeki arıza sebebiyle servisten çıkmış, çıkartılmış ve çıkartılması
gereken teçhizat üzerinde yapılacak arızalı durum çalışmalarında çalışma izni isteğine
gerek yoktur.
MADDE 208
Çalışmanın başlaması
( ESKİ MADDE 82)
(1) Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, elektrik kesme ve topraklama
süreçlerinin koordinasyonu söz konusu çalışmaya katılan tarafların kontrol merkezleri
tarafından yürütülür. Ek-21’de yer alan form (Form YTİM-3) BYTM tarafından
doldurulur ve söz konusu manevralar bu forma göre yapılır.
(2) Çalışma başlamadan önce tarafların alacağı güvenlik önlemleri ve bu
önlemlerin yeterliliği üzerinde mutabakat sağlanır ve bu mutabakat tarafların kontrol
mahallerinde yazılı olarak kaydedilir.
(3) Çalışmaya başlamadan önce, üzerinde mutabakata varılan tüm güvenlik
önlemleri taraflarca alınır. Formda numara, isim ve konum ile belirlenmiş tüm elektrik
kesme noktaları kilitlenir ve teçhizat kartlanır. Bu işlemin tamamlandığı, sahadaki
güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir.
(4) Tüm besleme noktalarında elektriğin kesilmesini takiben, gerekli
topraklamalar yapılır. Yapılan topraklamalar numara, isim ve konumları ile kontrol edilir.
(5) Topraklama ayırıcıları topraklı pozisyonda kilitlenir ve bir uyarı levhası
konulur. Topraklamanın tamamlandığı sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve
diğer tarafça teyit edilir. Çalışma izni; ancak tüm elektrik kesme ve topraklamanın
taraflar arasında önceden mutabakata varıldığı gibi tamamlanmasından sonra verilir.
(6) Çalışma izninde yazılı güvenlik önlemlerinin sürdürülmesi ve izin iptali veya
iş bitimine kadar bu önlemlerin kaldırılmaması, izin formunda adı geçen çalışmayı
yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusunun sorumluluğundadır. Güvenlik
önlemleri ancak iş bitimi veya çalışma izninin iptali ile kaldırılabilir.
211
MADDE 209
Çalışmanın tamamlanması
( ESKİ MADDE 83)
(1) Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon
sorumlusu, sistemdeki topraklama ve elektrik kesmenin kaldırılabileceği konusunda ilgili
BYTM’yi bilgilendirir. Tesis ve/veya teçhizatın yeniden işletmeye alınması, ilgili
BYTM’ler tarafından koordine edilir.
MADDE 210
Güvenlik kaydı
( ESKİ MADDE 84)
(1) TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm
mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır.
MADDE 211
Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre
( ESKİ MADDE 85)
(1) Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir
tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik
kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı şekilde;
bir kullanıcının mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada çalışma yapan yetkili bir
TEİAŞ çalışanı da, kullanıcının güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal
yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. TEİAŞ ve kullanıcılar bu konularla ilgili kendi
elemanlarına bir yılı aşmayan periyodlarda eğitim verir.
(2) Taraflardan birinin bağlantıları için; taraflar arasındaki işletme ve varlık mülkiyeti
sınırlarını da kapsayacak şekilde saha düzenini gösteren veya bu hususa esas teşkil edecek
şekil, prensip, temel prosedür, saha sorumluluk çizelgesi ve manevra şeması talep edilmesi
halinde mülkiyet sahibi tarafça diğer tarafa verilir.
(3) TEİAŞ ile kullanıcılar yaptıkları çalışmalarda çevre korunmasına yönelik gerekli
tedbirleri alırlar.
MADDE 212
Enerji altında bakım çalışmaları
( ESKİ MADDE 86)
(1) TEİAŞ, iletim sisteminde gerekli durumlarda enerji altında bakım çalışmaları
yapabilir veya yaptırabilir.
BÖLÜM 7
Sistem Toparlanması
MADDE 213
Sistem toparlanma esasları
( ESKİ MADDE 87)
(1) Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması
durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir şekilde
arzın müşterilere tekrar sağlanması esaslarını içerir.
212
MADDE 214
Sistem toparlanmasına tabi taraflar
( ESKİ MADDE 88)
(1) Sistem toparlanması esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Toparlanma yeteneği olan ve oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet
anlaşması kapsamında yer alan Güç Üretim Modüllerine,
c) İthalat yapan tüzel kişilere,
uygulanır.
MADDE 215
Toparlanma yeteneği olan Güç Üretim Modülleri
( ESKİ MADDE 89)
(1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen Güç Üretim
Modülleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanan oturan
sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamına alınarak, TEİAŞ
tarafından toparlanma yeteneği olan Güç Üretim Modülleri olarak belirlenir. Bu
tesislerden temin edilen enerji, iletim sisteminin enerjilenmesi, müşterilerin beslenmesi
ve diğer Güç Üretim Modüllerinin yeniden devreye alınmasında kullanılır.
(2) Oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet alınacak Güç Üretim
Modüllerinde Ek-17’de yer alan oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin
performans testlerinin tamamlanması ve ilgili Güç Üretim Modüllerinin toparlanma
yeteneğine sahip olduğunun tespit edilmesi gereklidir.
(3) Enterkonneksiyon bağlantıları ve adalardan oluşan enerji sistemleri arasındaki tesis
ve/veya teçhizat, uygun olması halinde, oturan sistemin toparlanması için kullanılabilir.
[Yeni Maddeler, ENTSO-E Politika 5 C. Sistem Restorasyon Standartları C-S1.2.1.3 ile
Uyumluluk]
(4) Birimlerin toparlanma yetenekleri düzenli olarak sahada ve en az üç yılda bir test
edilecektir.
MADDE 216
Sistem toparlanma planı
( ESKİ MADDE 90)
(1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet
anlaşmaları kapsamında yer alan Güç Üretim Modüllerini kapsayacak şekilde ayrıntılı bir
sistem toparlanma planı TEİAŞ tarafından hazırlanır ve gerektiğinde güncellenir.
(2) Kullanıcı tarafından izlenecek toparlanma stratejisi bu planda yer alır ve
sırasıyla aşağıdaki gibi uygulanır:
a)Toparlanma yeteneği olan üretim tesisi etrafında adalardan oluşan birkaç
sistemin kurulması,
b)Yerel yüklerin Güç Üretim Modüllerinden beslenmesi,
213
c)Ada sistemlerinin birbirleri ile senkronizasyonunun sağlanması,
ç) Sistemin bütününün nihai olarak normal işletmeye alınması.
(3) Sistem toparlanma planı; ayrıntılı toparlanma stratejisine ek olarak aşağıdaki
hususları da kapsar:
a) Toparlanma öncelikleri,
b) Toparlanma için mevcut tesis ve/veya teçhizat,
c) TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda veya iletişim arızası olması durumunda
bağımsız hareket ederek, ada sistemleri oluşturacak olan Güç Üretim
Tesislerinin, dağıtım şirketlerinin ve diğer kullanıcıların izleyeceği kurallar,
ç) Hükümet, medya ve kamuoyunun bilgilendirilmesi.
[Yeni Maddeler, ENTSO-E Politika 5 C. Sistem Restorasyon Standartları C-S1.1, S1.2.1,
S1.2.1.1, S2.1, S2.2.1.1, S2.3, S3.1, S3.3, S3.3, S3.5, S3.5.1, S3.6, S3.7, S4.2, S5.1 ile
Uyumluluk]
(4) TEİAŞ, tüm Sistem Savunma Planı ölçümleri tatbik edildikten ve şebeke
stabilize edilmiş bir duruma getirildikten sonraki prosedürlere dayanarak restorasyon
prosesini başlatacaktır.
(5) TEİAŞ, ilerleme restorasyonunun normal sistem durumuna geri gitmesine izin
vererek düzgün yeniden enerjilendirme prosedürlerini geliştirmek zorundadır. Bu
şekildeki prosedürlerin en azından simülasyon ya da çevrim dışı hesaplamalar ile
kanıtlanması gerekmektedir.
(6) TEİAŞ, bir sistem oturmasının ardından, ör açılan şebeke elemanları,
adalaştırılmış alanlar, sistem oturması gerçekleşmiş alanlar, doğru dahili yük operasyonu
içinde ve yeniden enerjilendirmeye hazır konumda olan üretim birimleri, dahili yüklerini
tedarik etmekte güçlük çeken ve bu yüzden acilen bir harici gerilim kaynağına ihtiyaç
duyan birimler, toparlanma yetenekleri gibi güç sistemlerinin herhangi bir bileşeninin
statüsünü bilmelidir
(7) Restorasyon fazı esnasında, TEİAŞ, ara bağlantı hatlarının üzerindeki aktif ve
reaktif akışların kabul edilen limitlerine itibar edeceklerini garanti etmek zorundadır.
(8) Ara bağlantı yapılan sistemin gerilim kaynaklarından sistemi yeniden
enerjilendirirken ve restore ederken, TEİAŞ yeniden enerjilendirme için çağrılan alandaki
frekans sekonder kontrolörünü durduracaktır.
(9) TEİAŞ aşağıdakileri tanımlamak zorundadır:
● Kontrol alanının durumu (bir ya da daha fazla ayrılmış asenkronize alan ile birlikte)
● ENTSOE’deki komşularla koordinasyon içindeki komşu TSO’ları içeren senkronize
alanının derecesi ve sınırı
214
● Kendi kontrol alanındaki mevcut güç rezervinin durumu (olası ayrılmış alanlarla
birlikte)
(10)TEİAŞ, talep edildiğinde ve senkronize alan seviyesinde tanımlanan ilkelere
uygun olarak, kendi alanından uzakta dahi olsa, frekans liderini destekleyecektir.
(11) Yeniden enerjilendirme işlemleri esnasında, TEİAŞ, alanın frekans liderinin
koordinasyonu altında maksimum 200 mHz’lik bir tolerans ile 50 Hz’ye yaklaşık dönüş
amacıyla tüketimi ve üretimi dengeleyecektir.
(12) TEİAŞ, frekans sapması ve rezerv marjinleri üzerindeki etkiyi en aza
indirmek için yükün adım adım yeniden enerjilendirilmesini yönetecektir. Müşterilerin
yeniden enerjilendirilme süreci, TEİAŞ’nin şebekesinin yükü bakımından TEİAŞ
tarafındn tanımlanan maksimum büyüklüğü blok yüklerinde kademeli olarak
yapılmalıdır.
(13) TEİAŞ, DSO’lar ile kesim tüketiminin yeniden bağlantısını koordine etmek
zorundadır. Müşteri tüketiminin lokal ve uzaktan yeniden bağlantısının, TEİAŞ ve
DSO’ları ile işbirliği içinde önceden kabul edilmesi gerekmektedir. Otomatik yeniden
bağlantıdan kaçınılmalıdır.
(14) Restorasyon durumunda, diğer TSO’lar ile ara bağlantı yapıldığı zaman,
aşağı yönlü dengeleme rezervinin marjinlerini en azından yeniden bağlanacak gelecek
nesil gücü ile baş etmek için yeterli seviyede tutarark, TEİAŞ’nin frekans liderinin
talimatlarına dayanaraj anormal frekans sapmasına bağlı olarak açılan Güç Üretim
Modüllerinin yeniden bağlanmasını koordine etmelidir. TEİAŞ, fazla frekans koşullarını
önlemek için kısıtlama ile yeniden bağlanma ve bağlantının kopması ile ilgili kriterleri
tanımlar. DSO şebekelerine bağlanan tesisat için lokal ve uzak yeniden bağlantının, ana
birimler için TEİAŞ ve DSO’lar arasında iş birliği halinde önceden kabul edilmesi
gerekir.
Otomatik olarak yeniden bağlantı yapılması yasaktır.
(15) Sistemini komşu sistemlerle yeniden senkronize ederken, TEİAŞ
senkronize alan seviyesinde ortak olarak tanımlanan ilkelere göre yeniden
senkronizasyon liderinin talimatlarını izleyecektir.
(16) TEİAŞ, restorasyonun sonunda, kontrol alanının ACE’sinin tekrar sıfıra
dönmesini ve yük frekansı ikincil kontrolünün Frekans Liderinin talimatları altında tekrar
normal moda dönmesini sağlayacaktır.
MADDE 217
Sistem toparlanma planının güncellenmesi
( ESKİ MADDE 91)
(1) İletim sistemine yeni tesis ve/veya teçhizatın ilave edilmesi veya mevcut bazı
tesis ve/veya teçhizatın hizmet dışı olması durumunda, TEİAŞ iletim sistemi toparlanma
planını yeniden gözden geçirir ve günceller. Bunun dışında plan, en az iki yılda bir
gözden geçirilir ve güncellenir.
(2) TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde
bulundurarak planda revizyon yapabilir.
215
MADDE 218
Sistem toparlanma planının uygulanması
( ESKİ MADDE 92)
(1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve
güvenli şekilde toparlanmasını sağlamak amacıyla yönlendirir.
(2) Toparlanma planı, Güç Üretim Modül ve/veya teçhizatının emreamadeliğine,
zamana, kullanıma ve bakım ihtiyaçlarına bağlı olarak değişiklik gösterebilir. Toparlanma
planının söz konusu değişikliklere bağlı olarak kısmen veya tamamen uygulanmasının
mümkün olamaması durumunda, TEİAŞ, MYTM vasıtası ile iletim sisteminin durumunu
tekrar değerlendirir ve yeni bir sistem toparlanma planı belirler.
(3) Üretim ve dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, MYTM tarafından toparlanma
süreci boyunca verilen talimatlara, sistem toparlanma planına aykırı olsa bile uymak
zorundadır.
MADDE 219
Sistem toparlanma eğitimi
( ESKİ MADDE 93)
(1)Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesleki
eğitim, nitelik ve deneyim sahibi olmasının sağlanması, kullanıcının sorumluluğundadır.
BÖLÜM 8
Bağlantı Noktalarındaki Tesis ve/veya Teçhizatın Numaralandırılma ve
İsimlendirilmesi
MADDE 220
Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları
( ESKİ MADDE 94)
(1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait
bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerecek
şekilde numaralandırılması ve isimlendirilmesine ilişkin sorumlulukların ve prosedürlerin
belirlenmesini kapsar.
(2) Tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi bağlantı noktaları
için hazırlanmış olan manevra şemalarına işlenir.
(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-22’de verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve
isimlendirilir.
MADDE 221
Numaralandırma ve isimlendirmeye tabi taraflar
( ESKİ MADDE 95)
216
(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve
isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerindeki kullanıcıya uygulanır.
MADDE 222
Prosedür
( ESKİ MADDE 96)
(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve
isimlendirilmesi hususunda aşağıdaki prosedüre uyulur:
a)Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir
kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak şekilde
numaralandırılır ve isimlendirilir. Bu numara ve isimler hazırlanan manevra
şeması üzerinde açıkça gösterilir.
b) Manevra şeması numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi doğru olarak
gösterecek şekilde tesis ve/veya teçhizatın sahibi tarafından güncellenir. Bu
şemanın güncellenmiş bir kopyası bağlantı noktalarında rahatlıkla
görülebilecek şekilde bulundurulur.
c) Bağlantı noktaları TEİAŞ tarafından numaralandırılır.
ç) Bir bağlantı noktasındaki numaralandırma ve/veya isimlendirmeyle ilgili bir
anlaşmazlığın
ortaya
çıkması
durumunda
TEİAŞ,
uygulanacak
numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi belirler.
d) Yeni bağlantılar ile ilgili numaralandırma ve isimlendirme bildirimleri tesis
devreye alınmadan en az üç ay önce veya kullanıcıların mutabakatı ile daha
kısa bir süre öncesinden yapılır.
MADDE 223
Tesis ve/veya teçhizatın etiketlenmesi
( ESKİ MADDE 97)
(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren
etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilecek şekilde imal edilmiş olarak devreye alma
işleminden önce TEİAŞ veya kullanıcı tarafından kolayca okunabilir yerlere konulur.
BÖLÜM 9
ENTSO-E alanı dahilindeki sınırlar üzerindeki TSO’lar arası İşletim
Anlaşmaları
MADDE 224
TSO’lar arası İşletim Anlaşmaları
[ENTSO-E kodu OS, madde 8.8, 8.9, 8.10, 8.12, Sistem Durumları; madde 9.13 Frekans
kontrol yönetimi; madde 10.11 gerilim kontrolü ve reaktif güç yönetimi; madde 13.1, 13.10,
13.14, Beklenmedik Olay Analizi ve Muamelesi; madde 14.5 Koruma; madde 15.4 Dinamik
Stabilite Yönetimi; madde 17.1, 17.2, 17.3, 17.4, TSO’lar arasındaki yapısal ve tahmin verisi
alışverişi; madde 18.1, 18.2 TSO’lar arasındaki gerçek zamanlı veri alış verişi; 30.13, 30.16,
30.17, 30.18 İşletme eğitimi ve sertifikasyon; 32.2 TSO’ların ve DSO’ların Sorumluluğu;
217
Politika 5 A. Sistem Durumlarının Farkındalığı - Standartlar - A-S3, B. Sistem Savunma planı
– Standartlar - B-S1, C. Sistem Restorasyonu – Standartlar - C-S1.4 ve OP&S, ile uyumluluk]
(1) TEİAŞ, en azından aşağıdakileri kapsayacak şekilde ENTSO-E alanı dahilindeki
sınırlar üzerinde birbirine bağlanmış TSO’sunun her biri ile bir Ara Bağlantı İşletme
Anlaşması tanımlayacaktır:

Her bir Pazar tarafı, kontrol alanı alış verişleri, kontrol alanı çizelgeleri için alış veriş
programlarının değerlerinin alış verişi için düzenlemeler;

Alış veriş programlarının eşleşme süreci ve kontrol alanı alış verişleri ve sorun
giderme süreci için düzenlemeler;

Kullanılacak elektronik veri alış verişi;

Bağlantı hattı ölçümlerinin edinilmesi ve sınır ötesi hatlar üzerindeki ölçüm
ekipmanının karışıklığının muamele edilmesi;

Sınır ötesi hatlar üzerindeki hesaplama noktasının tanımlaması;

Kasıtsız sapmaların çözümlenmesi ile ilgili düzenlemeler;

Kesinti programı ve özellikle ilgili ve kritik ağ elemanlarının listesinin alış verişi,
planlanan kesintiler hakkında koordinasyon ve planlanan kesintilerin listesi üzerindeki
anlaşma için düzenlemeler;

Bir sınır üzerindeki kapasite hesaplaması amacıyla, kapasiteyi hesaplamak için ihtiyaç
duyulan bilgi alış verişi ve ortak bir değere ulaşmak için anlaşma süreci;

Gün içinde ve gerçek zamanlıya yakın olarak ağdaki önemli değişiklikler hakkındaki
bilgi alışverişi;

Sistem güvenliği için çözüm aksiyonlarının koordinasyon süreci;

Her bir ara parça için şunları içeren İşletme Güvenliği Sınırlarının ortak tanımı: termal
oranlama ve Geçici Kabul Edilebilir Fazla Yük ve voltaj aralıkları bakımından mevcut
limitler;

Normal Durumu sağlamak ya da restore etmek için ve Sorumluluk Alanının dışında
Uyarı ya da Acil Durum propagasyonunu önlemek için mevcut olan arıza öncesi ve
arıza sonrası sınır ötesi Çözüm Aksiyonları ve bunları aktive ve deaktive etmek için
koordinasyon prosedürü;

Uyarı ya da Normal Durumu restore etmek için ve Sorumluluk Alanının dışında Acil
Durum propagasyonunu önlemek için mevcut olan Sistem Savunma Planının sınır
ötesi önlemleri ve bunları saptamak ve deaktive etmek için koordinasyon prosedürü;

Sonuçta ortaya çıkan güç akışlarının rezerv alışverişi ya da rezerv aktivasyonu
esnasında İşletim Güvenliği Limitlerini tehlikeye atmamasını sağlamak için TSO’lar
arasında planlanan alışveirşin ya da rezerv paylaşımının yöntemi için hükümler ve
prosedürler;

Ara parçalar üzerindeki gerilim aralığı ve reaktif güç akışı limitleri;
218

TEİAŞ’nin Beklenmedik Durum Listesinde harici Beklenmedik Durum olarak
görülmesi gereken komşu TSO’nun dahili Beklenmedik Durum listesinin
Beklenmedik Durumu;

Her bir TSO için, İşletim Güvenliği Analizindeki Gözlemlenebilir alanının doğru bir
modellemesini sağlamak amacıyla alış veriş edilmesi gereken yapısal, tahmini ve
gerçek zamanlı veri ve bilgiler;

Ara parçaları için koruma Ayar Noktaları ve ayarlamaların tanımlanması ve
değiştirilmesi için prosedür;

Komşu TSO ile portansiyel gerilimin, rotor açısının ya da frekans stabilitesi
konularının ele alınması için prosedür;

Koordineli Dinamik Stabilite Değerlendirmesini desteklemek için gereken veriler;

TSO’lar arası eğitimin ve deneyim alış verişinin amacı ve sıklığı;

Sistem operatörleri arasında kullanılan dil;

Herhangi bir zamanda temas kurulacak sistem operasyonuna doğrudan dahil olan
işlevsel pozisyonların listesi ve koordinatları;

Sistem restorasyonu durumunda tatbik edilecek iki yönlü esaslar ve yeterli bilgi.
(2) TEİAŞ, ENTSOE’nin TSO’ları ile, Avrupa seviyesinde İşletme Güvenliği
Analizini ve Dinamik Stabilite Değerlendirmesini gerçekleştirmek için gerekli olan
yapısal, dinamik, tahmini ve gerçek zamanlı veri alış verişini gerçekleştirme yetkisine
sahip olacaktır.
(3) TEİAŞ, yukarıda belirtilenlerin bazılarını ya da tümünü kapsayan diğer
ENTSO-E dışı TSO’larla bir Ara Bağlantı İşletme Anlaşmasını imzalama hakkına sahip
olacaktır.
BÖLÜM 10
İşletme Eğitimi ve Sertifikasyon
MADDE 225
İşletme Eğitimi ve Sertifikasyon
[Yeni Madde, ENTSO-E Ağ kodu OS madde 30.1, 30.2, 30.3, 30.4, 30.5, 30.6, 30.7, 30.8,
30.9, 30.10, 30.11, 30.12, 30.14, 30.15, 30.16, 30.19 ile Uyumluluk]
(1) TEİAŞ, İletim Sisteminin gerçek zamanlı işletmesinden sorumlu Sistem
Operatörü Çalışanları için bir eğitim programını benimseyecektir ve geliştirecektir.
TEİAŞ, talep üzerine ulusal mercisine eğitim ve sertifikasyon süreçlerinin kapsamını ve
detaylayını tedarik edecektir. İlaveten, TEİAŞ, kontol odalarının dışında olan ve işletim
planlaması ve pazar dengelemesi görevlerini yürüten Sistem Operatörü Çalışanları için
eğitim programlarını benimseyecek ve geliştirecektir.
(2) TEİAŞ, eğitim programlarına, İletim Sistemi elemanlarının, İletim Sisteminin
işletilmesinin, iş üzerindeki sistemlerin ve proseslerin kullanımı, TSO’lar arası
operasyonlar ve piyasa düzenlemeleri hakkındaki bilgileri ekleyecektir. TEİAŞ aynı
219
zamanda eğitim programlarına, TSO tarafından tanımlandığı gibi istisnai durumların
tanınması ve bunlara cevap verilmesi hakkındaki eğitimleri de ekleyecektir.
(3) Sistem Operatörünün becerilerini muhafaza etmek ve uzatmak için, TEİAŞ
eğitimi yürütecektir. Tüm ilgili görevler için eğitimin detaylı içerikleri ve sıklığı
TEİAŞ’nin eğitim programında tanımlanacaktır. Eğitim aşağıdakileri bunlarla sınırlı
olmaksızın içerecektir:
a) elektrik gücü mühendisliğinin ilgili alanları;
b) Avrupa İç Elektrik Piyasasının ilgili özellikleri;
c) İletim Sistemi işletmesindeki kişilerin, nükleer ve diğer ekipmanların emniyeti
ve güvenliği;
d) Normal ve tüm diğer Sistem Durumlarındaki İletim Sistemi operasyonu;
e) Gerçek zamanlı işletmede ve ana kontrol merkezleri seviyesinde operasyonel
planlamada TSO’lar arası işbirliği ve koordinasyon; eğitimin bu bölümü, aksi
belirtilmedikçe ya da kabul edilmedikçe, İngilizce olacaktır; ve
f) Uygun görülen yerlerde doğrudan İletim Sistemine Bağlantı Noktası bulunan
DSO’lar ve Önemli Şebeke Kullanıcıları ile bağlantılı olarak alış veriş ve eğitim
(4) TEİAŞ, eğitimdeki tüm yeni Sistem Operatörü Çalışanları – öğrencileri için
Madde 220(1)’e uygun olarak eğitim planlarını hazırlayacaktır ve yürütecektir. Eğitim
planları yapılandırılacaktır ve detaylandırılacaktır ve öğrencilerin eğitildikleri pozisyon
ile ilgili olarak arka plan ve deneyimleri hesaba katılacaktır.
Sistem Operatörleri Çalışanlarının eğitim planlarının yeterli kayıtları, bir Sistem
Operatörü Çalışanı olarak istihdam süresi boyunca TEİAŞ tarafından muhafaza
edilecektir
(5) Eğitim planları aşağıdakileri içerecektir:
a) Sertifikasyon öncesinde, gerçek zamanlı operasyon için Sistem
Operatörü Çalışanı rolü için eğitilen bir öğrencinin izleyeceği bir başlangıç
programı; ve
b) En azından beş yıl boyunca gerçek zamanlı operasyonda bir Sistem
Operatörü Çalışanının sertifikasının geçerliliğinin uzatılması ve devamlı
gelişme için bir program;
c) İşletme planlaması için eğitilen bir öğrenci tarafından izlenecek bir
program
(6) TEİAŞ, bütün eğitim sürecini tasarlamak, izlemek ve güncellemekle sorumlu
bir deneyimli eğitim koordinatörünü tayin edecektir. Eğitim koordinatörü aşağıdakilerin
tanımlanmasından sorumlu olacaktır:
a) Sistem Operatörü Çalışanılarının kalifikasyonları;
b) gerçek zamanlı operasyonda Sistem Operatörü Çalışanlarının
sertifikasyonu için gereken eğitim;
c) başlangıçtaki ve devamlı eğitim için dokümantasyonlu süreçler;
d) gerçek zamanlı operasyonda Sistem Operatörü Çalışanlarının
sertifikasyonu için gereken süreç;
220
e) gerçek zamanlı operasyonda Sistem Operatörü Çalışanlarının bir
eğitim ve sertifikasyon döneminin uzatılması için süreç; ve
f) mesleki eğiticilerin yetkinlikleri ve eğiticilerin öğretme ve yol
gösterme becerileri konusunda eğitilmesi
(7) TEİAŞ, mesleki eğiticilerin yetkinlik seviyelerini ve becerilerini
tanımlayacaktır. Bu gereken pratik deneyimini de içerecektir. Eğitici olarak görev yapan
Sistem Operatörü Çalışanları TEİAŞ tarafından kayıt edilecektir ve sertifikalarının
geçerlilik süresinin uzatılması ile aynı anda mekleki eğitici statüleri de gözden
geçirilecektir.
(8) Her bir TSO, en azından yıllık olarak ya da herhangi bir önemli sistem
değişikliğini takip ederek eğitim programlarını gözden geçirecektir ve bunları değişen
işletme koşullarını, piyasa kurallarını, ağ konfigürasyonunu ve sistem karakteristikerlini
yansıtacak şekilde, özellikle yeni iletim ve üretim teknolojilerine, değişen üretim
şablonlarına ve piyasa evolüsyonuna odaklanarak güncelleyecektir.
(9) TEİAŞ, eğitimin, iş üzerinde eğitim ve hat dışı eğitimi içermesini
sağlayacaktır. İş üzerinde eğitim, bir deneyimli Sistem Operatörü Çalışanının
süpervizörlüğünde gerçekleştirilecektir. Hat dışı eğitim, uygulanabilir olduğu derecede,
eğitimi alınan role uygun ağ modelleme detayları ile gerçek kontrol odası ekipmanlarına
benzerlik gösterecektir.
(10) TEİAŞ, eğitimin TSO’lar arası işletim hususlarını çoğaltmak için yeterli bir
seviyede aynı zamanda komşu ağlardan gelecek ilgili verilerin bir kapsamlı veri tabanı
modeline dayanmasını sağlayacaktır. İlgili olan yerlerde, doğrudan İletim Sistemine
Bağlantı Noktası bulunan komşu TSO’ların, DSO’ların ve Önemli Şebeke
Kullanıcılarının rolü de hat dışı eğitimde simüle edilecektir ya da doğrudan dahil
edilecektir.
(11) TEİAŞ, kullanıcıların sistemlerinin etkisi ile ilgili TSO hat dışı eğitimin
makul olarak uygulanabildiği derecede kapsamlı olmasının ve sistem ve ekipmanlardaki
en son gelişmeleri yansıtmasının sağlanması için doğrudan İletim Sistemine Bağlantı
Noktası bulunan DSO’lar ve Önemli Şebeke Kullanıcıları ile düzenli olarak koordinasyon
kuracaktır.
(12) TEİAŞ, gerçek zamanlı operasyonda Sistem Operatörü Çalışanlarının,
kontrol odasında denetimsiz olarak çalışabilmelerinden önce gerçekleştirecekleri görev
için TSO’larından gelen bir atanmış temsil tarafından verilecek bir sertifikasyona sahip
olmalarını sağlayacaktır.
(13) Her bir TSO, kontrol odasında gerçek zamanlı operasyonda olan Sistem
Operatörü Çalışanı için her bir ilgili rol için bir sertifkasyonu kazanmak için yetkinlik ve
işlem seviyesini tanımlayacaktır. Sertifikasyon, formal bir değerlendirmeden geçilmesini
müteakiben sadece gerçek zamanlı operasyondaki Sistem Operatörü Çalışanlarına
verilecektir. Verilen sertifikanın bir kopyası aynı zamanda TSO tarafından muhafaza
edilecektir. Formal değerlendirme bir sözlü sınavı ve/veya bir yazılı sınavı, ve/veya
bönceden tanımlanmış başarı kriterleri ile bir pratik değerlendirmeyi içerecektir. Formal
değerlendirmenin kayıtları TSO tarafından tutulacaktır. NRA’lara, talep üzerine
TSO’ların sertifikasyon sınavı kayıtları tedarik edilecektir.
221
(14) Her bir TSO, gerçek zamanlı operasyonda herhangi bir Sistem Operatörü
Çalışanına verilen sertifikasyonun geçerlilik süresini kayıt edecektir. Herhangi bir
sertifikasyonun maksimum süresi her bir TSO tarafından tanımlanacaktır ve beş yılı
geçmeyecektir. Süre bitim tarihinden önce sertifikanın geçerlilik süresinin uzatılması,
Sistem Operatörü Çalışanılarının yeterli prtaik deneyim ile bir devamlı eğitim programına
katılımı dahil olmak üzere her bir TSO tarafından tanımlanan kriterlere dayanacaktır.
(15) TEİAŞ, komşu TSO’larla iletişim dahil olmak üzere görevlerini yürütmeleri
için gereken dillerde yeterli bir beceriyi sağlamaları için ilgili Sistem Operatörü
Çalışanlrını eğitecektir.
(16) TEİAŞ, başlangıç eğitimlerinin bir parçası olarak her bir Sistem Operatörü
Çalışanının, komşu TSO’ları ile gerçekleştirilen müşterek eğitimden gelen operasyonel
deneyimlere ve geri bildirime dayanarak komşu sistemler arasındaki birlikte çalışabilirlik
konularında eğitime tabi tutulmasını sağlayacaktır. Birlikte çalışabilirlik konuları ile ilgili
olarak başlangıçtaki eğitim bu kısmı, Normal ve tüm diğer Sistem Durumları altında
istenen koordineli aksiyonların farkındalığını içerecektir.
8.KISIM
Dengeleme Esasları
BÖLÜM I
Gün Öncesi Planlama
MADDE 226
Gün öncesi planlama esasları
( ESKİ MADDE 98)
(1) Gün öncesi planlama, MYTM ve piyasa katılımcıları tarafından, bir gün
sonrası için geçerli üretim-tüketim planının hazırlanması ve yeterli işletme yedeklerinin
temini amacıyla üretim kapasitesinin yeterli yedekle emreamade tutulması, gerçek
zamanlı arz güvenliği ve kalitesi ile sistem bütünlüğünün sağlanması esaslarını kapsar.
MADDE 227
Gün öncesi planlamaya tabi taraflar
( ESKİ MADDE 99)
(1) Gün öncesi planlaması esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir
uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan Lisans sahibipiyasa katılımcılarına,
c) Yan hizmet sunan tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
222
(2) İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı Güç Park Tesislerine ait aktif
güç tahminleri her gün saat 12.00’da takip eden 48 saat için saatlik periyotlarda TEİAŞ’a
sunulur.
MADDE 228
Gün öncesi planlama süreci
( ESKİ MADDE 100)
(1) Gün öncesi planlaması aşağıdaki prosedüre uygun olarak yapılır:
a) Sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve Lisans sahiplerinin sözleşme
taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri
amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi piyasası faaliyetleri dengeleme ve
uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın gün öncesi piyasasına
ilişkin hükümleri çerçevesinde yürütülür.
b) Dengeleme güç piyasasına katılan Lisans Sahipleri katılımcıları
dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı uyarınca
kendilerinden istenen;
1) Kendi adına dengeleme birimi olarak kayıtlı üretim ve tüketim
tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için
saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş günlük
üretim/tüketim programlarını ve emreamade kapasiteleri,
2) Dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma ve yük atma
tekliflerini,
3) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca primer ve
sekonder frekans kontrol hizmetlerinin sağlanmasına ilişkin teknik
ve ticari parametreleri,
PYS aracılığıyla sistem işletmecisine bildirir.
c) Sistem işletmecisi yapılan bildirimleri, bildirimin ilgili olduğu mevzaut
hükümleri kapsamında ve yine ilgili olduğu mevzuat hükümlerinde öngörülen
süreç çerçevesinde kontrol ederek hatalı bildirimlere ilişkin ilgili Lisans
Sahibi ile bağlantıya geçer ve gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
ç) Yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin
tamamlanmasından itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen
veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi,
sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin
kapasite oluşturulması amacıyla dengeleme güç piyasası kapsamında
sunulan yük alma ve yük atma teklifleri sistem işletmecisi tarafından ilgili
olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilerek uygun bulunan
tekliflere ilişkin yük alma ve yük atma talimatları ilgili olduğu mevzuat
hükümlerine tabi olarak ilgili Lisans Sahiplerine bildirilir. Ayrıca yapılan
bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin
tamamlanmasından itibaren, sistem işletmecisi tarafından, dengeleme güç
piyasası kapsamında ve ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde
sunulan yük alma, yük atma teklifleri ve/veya ilgili yan hizmete ilişkin
parametreler değerlendirilerek yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar
223
ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde ilgili Lisans sahiplerine
verilir.
MADDE 229
Üretim çizelgelerinin hazırlanması
( ESKİ MADDE 101)
(1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında, üretim-tüketim dengesi,
planlanan üretimin ikili anlaşmaları karşılaması ve işletme yedekleri planlaması ile ilgili
olarak MYTM tarafından bir sonraki gün için aşağıdaki çizelgeler hazırlanır:
a) Yük kılavuzu: Bu kılavuz, sistem kısıtları ve yan hizmetler ihtiyaçları da
dikkate alınarak, dengeleme güç piyasasına katılan dengeleme birimlerinin KGÜP
ve almış oldukları yük alma, yük atma talimatları çerçevesinde bir sonraki gün
için planlanan saatlik hedef üretim değerlerini gösterir.
b) İşletme yedekleri planı: Dengeleme birimlerinin bir sonraki gün sağlayacakları
primer frekans kontrol rezerv miktarı, sekonder frekans kontrol rezerv miktarı,
tersiyer frekans kontrolü ve bekleme yedekleri miktarlarını gösterecek şekilde
MYTM tarafından hazırlanır.
MADDE 230
Senkronizasyon programı
( ESKİ MADDE 102)
(1) Yük kılavuzunda yer alan ünitelerin devreye girme ve çıkma zamanları, Lisans
Sahiplerinin sistem işletmecisinden almış oldukları yük alma, yük atma ve yan hizmet
sunulmasına ilişkin talimatlar gereği, ilgili Lisans Sahipleri tarafından tespit edilir ve
MYTM’ye bildirilir. Üniteler, yük kılavuzuna göre senkronize olmaya hazır
bulundurulur. MYTM, ilgili Lisans sahipleri tarafından belirtilen devreye girme ve çıkma
zamanlarını, sistem şartlarını ve güvenliğini dikkate alacak şekilde geriye alma ve/veya
öteleme hakkına sahiptir.
MADDE 231
Veri sağlama yükümlülüğü
( ESKİ MADDE 103)
(1) Kullanıcı, ünite ile ilgili teklif ve parametre değerlerini bildirim zamanından
geç olmamak kaydıyla, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı
ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde MYTM’ye
bildirir.
BÖLÜM II
Yan Hizmetler
MADDE 232
Yan hizmetlere ilişkin esaslar
( ESKİ MADDE 104)
(1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve bu
Yönetmelikte yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda
sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır: ,
224
a) Primer frekans kontrolü,
b) Sekonder frekans kontrolü,
c) Bekleme yedeği hizmeti,
ç) Anlık talep kontrolü,
d) Reaktif güç kontrolü,
e) Oturan sistemin toparlanması,
f) Bölgesel kapasite kiralama.
(2) Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre
ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler
ve/veya dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre
Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.
(3) Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için
tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır.
Performans testlerinin sekonder frekans kontrolü için ünite, blok veya Güç Üretim
Modülü bazında diğer yan hizmetler için ünite bazında yapılması esastır.
(4) Yan hizmetler kapsamında, enerji depolama sistemlerinin hangi teknik
kriterlere uygun olarak kullanılabileceği TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurumca
onaylanacak bir usul esas çerçevesinde belirlenecektir.
(5) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer frekans kontrol
hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının,
sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer frekans kontrol rezerv miktarının
dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmak zorundadır.
225
Pmax
PmaxRT
RP
RPA
RT+
PmaxRS
RS
RSA
RS
PminRS
RTPminRT
RPA
RP
Pmin
(6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki
formüller uyarınca hesaplanır:
RPA  RP  2
(1a)
RSA  RS  2
(1b)
RT   Pmax RT  Pmax RS
(1c)
RT   Pmin RS  Pmin RT
(1d)
(7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen;
Pmax
Ünitenin emreamade kapasitesini,
Pmin
Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,
PmaxRS
Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami
çıkış gücü seviyesini,
PminRS
Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari
çıkış gücü seviyesini,
PmaxRT
Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami
çıkış gücü seviyesini,
PminRT
Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari
çıkış gücü seviyesini,
RPA
Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RP
Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
226
RSA
Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RS
Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,
+
RT
Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol
rezerv miktarını,
RT-
Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol
rezerv miktarını,
ifade eder.
MADDE 233
Primer frekans kontrolü
( ESKİ MADDE 105)
[Tadil Edilmiş Madde, ENTSO-E LFC&R kodu, Madde 45 ile uyumluluk]
(1) Güç Üretim Modülü, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve
tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit
bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv
miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi
müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır.
(2) Primer frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan primer frekans kontrol
performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip
olduğu tespit edilen Güç Üretim Modüllerineden sağlanacaktır.
(3) Primer frekans kontrol rezerv miktarı hiç bir kesintiye maruz kalmadan her
zaman, emreamade olmak zorundadır. Ünitenin çalışma aralığı, MYTM tarafından aksi
istenmedikçe, primer frekans kontrol rezerv miktarının (RP) sürekli ve sabit olarak
sağlanabilmesi amacıyla, ayarlanmış çıkış gücü değerinin (Pset), nominal aktif gücü
etkileyen işletme şartlarına göre sürekli olarak değiştirilmesi yoluyla ayarlanır. Buna
göre, sistem frekansında 200 mHz’lik bir düşme olması durumunda ünite çıkış gücünü
RP kadar arttırabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalı, sistem frekansında 200 mHz’lik
bir yükselme olması durumunda ise ünite çıkış gücünü RP kadar azaltabilecek bir P set
değerinde çalıştırılmalıdır.
(4) Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında sapma olması
durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını en fazla 30 saniye içinde hız
regülatörünün ayarlandığı hız eğimine göre etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en
az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olmak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak
veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik
olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontrolü kesintisiz
olarak sürdürülmelidir.
(5) Sürekli olarak sağlanan primer frekans kontrol rezerv miktarı, gün öncesinde
bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ±%10 toleransı dahilinde olmak
zorundadır.
(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak
zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi
değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi
belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı,
yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır.
Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak
ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ
227
tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından
belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.
(7) Güç Üretim Modülünün hız eğimi, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler
Yönetmeliği çerçevesinde imzalanan primer frekans kontrol hizmet anlaşması ile
belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre aşağıdaki formül
uyarınca hesaplanır:
s g (%)  
f / f n
100
PG / PGN
(8) Bu formülde geçen;
s g (%)
Hız Eğimini (%),
fn
Nominal Frekansı (50 Hz),
f
Sistem Frekansındaki sapma miktarını,
PG
Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını,
PGN
Ünitenin Nominal Aktif Gücünü,
ifade eder.
(9) Güç Üretim Modülünün belirli bir frekans sapması karşılığında sağlayacağı primer
frekans kontrol tepkisi ilgili ünitenin hız eğimine bağlıdır. Aşağıdaki şekilde aynı primer
frekans kontrol rezerv miktarını sağlayan ancak farklı hız eğimi değerlerine ayarlanmış olan
(a) ve (b) ünitelerinin çıkış gücü değişimleri gösterilmiştir.
Çıkış Gücü
Pmax
a
b
Primer Frekans Kontrol
Rezerv Miktarı
f0
fa
fb
Frekans
f0 = nominal frekans
(10) Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin işletme esnasında sistemdeki
frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı değişimi aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi olmak
zorundadır.
228
(11) Yukarıdaki grafikte geçen;
Pset
Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini,
f0
Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını
(Ölü bant, Hz),
RP
Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
fG
Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını,
f
Sistem frekansındaki sapma miktarını,
ifade eder.
(12) İşletme koşullarında üniteye altıncı fıkra uyarınca ölü bant konulmuşsa,
azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre ayarlanması gereken hız eğim
değeri hesaplanırken, hız eğim formülündeki f yerine onbirinci fıkrada yer alan fG
(fG = 0,2-f0) kullanılır.
(13) Primer Kontrol Rezervini tedarik ederken, TEİAŞ, her bir Primer Rezerv Tedarik
Birimi tarafından tedarik edilen Primer Kontrol Rezervinin payının CE için Senkronize
Alan için gereken Primer Rezerv Kapasitesinin %5’i ile sınırlı olacaktır.
MADDE 234
Sekonder frekans kontrolü
( ESKİ MADDE 106)
(1) Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan
toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre tedarik edilen ve
sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan Güç Üretim Modüllerinin aktif güç
çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek
sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.
229
(2) Sekonder frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan sekonder frekans kontrol
performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip
olduğu tespit edilen Güç Üretim Modüllerinden sağlanır.
(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya Güç Üretim Modüllerinin
çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve
testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine
erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak Güç Üretim Modüllerindeki
yüklenme hızı oranı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmak zorundadır:
a) Doğalgaz yakıtlı Güç Üretim Modüllerinin, için 200 MW’in altında nominal aktif
gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin
nominal aktif gücünün dakikada en az %6’sı kadar,
b) Doğalgaz yakıtlı Güç Üretim Modüllerinin, 200 MW ve üzerinde nominal aktif
gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin
nominal aktif gücünün dakikada en az %4’ü kadar,
c) Doğalgaz yakıtlı gaz motoru ile motorin ve fueloil yakıtlı Güç Üretim Modülleri
için nominal aktif gücün dakikada en az %6’sı kadar,
ç) Rezervuarlı hidroelektrik Güç Üretim Modülleri için nominal aktif gücün
saniyede %1,5 ile %2,5’i arasında,
d) Yakıt olarak taş kömürü kullanan Güç Üretim Modülleriiçin nominal aktif gücün
dakikada %2 ile %4’ü arasında,
e) Yakıt olarak linyit kullanan Güç Üretim Modülleri için nominal aktif gücün
dakikada %1 ile %2’si arasında,
f) Nükleer güç üretim Modülleri için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %5’i
arasında.
(4) Nükleer Güç Üretim Modüllerinin sekonder frekans kontrolüne katılacağı
dönemlerdeki yüklenme hızı dakikada minimum %1 oranında olmak zorundadır. Nükleer
Güç Üretim Modüllerininsekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemler ve hangi
hallerde sekonder frekans kontrolüne katılamayacağı hususları, güvenli işletme koşulları
dikkate alınarak nükleer Güç Üretim Modülüişleticisi ile sistem işletmecisi arasında
imzalanacak sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasında belirlenir.
(5) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında bir yakıt kullanan Güç Üretim Modülleri,
kendisine en yakın kalorifik değere sahip olan yakıt tipi sınıfında değerlendirilir.
(6) Üretici, sekonder frekans kontrol hizmetini ünite, blok veya Güç Üretim
Modülünün çalışma aralığı içinde sağlar. Ünite, blok veya Güç Üretim Modülünün
çalışma aralığı, minimum kararlı üretim seviyesi ile ek önlem almadan ulaşılabilecek
maksimum çıkış gücü arasındaki yük değişiminin yapılabileceği bölgedir.
(7) Ünitenin, sekonder frekans kontrolüne katılımının primer frekans kontrolü
performansını azaltıcı etkisi olmamalıdır.
(8) Sistem bazında, sekonder frekans kontrolü sonucunda frekansın nominal değerine
ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan
değerine gelmeye başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve düzeltme
işlemi maksimum 15 dakika içinde tamamlanmalıdır.
MADDE 235
Bekleme yedeği hizmeti
( ESKİ MADDE 107)
(1) Bekleme yedeği hizmeti; üretim kapasitesini ikili anlaşmalar, gün öncesi
piyasası ve dengeleme güç piyasası vasıtasıyla satamamış ve Elektrik Piyasası Yan
Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca önceden seçilmiş Güç Üretim Tesisleri
tarafından sağlanır.
230
(2) Bekleme yedeği hizmeti sağlayan Güç Üretim Tesislerinin sistem işletmecisi
tarafından devreye alınması ile hızlı aktive edilebilen tersiyer kontrol yedeğinin serbest
hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda tersiyer
kontrol yedeğinin oluşturulması ve enerji açığının dengelenmesi esastır.
(3) Bekleme yedeği tedarik edilmesine ilişkin ihale ilanında TEİAŞ tarafından
belirtilen devreye girme süresi 15 dakikadan, Güç Üretim Tesisinin minimum teklif
miktarı 10 MW’dan az olamaz. İlgili ihale ilanında ayrıca belirtilen yüklenme hızı TEİAŞ
tarafından işletme koşullarına uygun olarak belirlenir.
(4) Bekleme yedeği sağlayacak ünitelere ilişkin devreye girme süresi ve yüklenme
hızı, TEİAŞ tarafından belirlenen bekleme yedeğine ilişkin performans testleri sonucunda
belirlenir.
(5) Bekleme yedeği hizmeti sağlayacak Güç Üretim Tesislerinin
değerlendirilmesinde kullanılacak, sistemin aylar bazında ihtiyaç duyacağı bekleme
yedeği miktarı, bekleme yedeği sağlayacak Güç Üretim Tesislerinin her bir devreye
girişlerinde sağlaması beklenen ortalama üretim miktarı ve bekleme yedeği sağlamak
üzere beklenen devreye girme sayısı en geç bir ESKİ yıl sonuna kadar, ünitelerin
emreamade olma durumları, talep tahmini ve gerçekleşen talepler ile mevcut durum
dikkate alınarak, TEİAŞ tarafından yıllık olarak tahmin edilir. Yapılan bu tahminler
gerekli olması durumunda yıl içinde TEİAŞ tarafından güncellenir.
MADDE 236
Anlık talep kontrolü
( ESKİ MADDE 108)
(1) Anlık talep kontrolü 66 ncı madde hükümleri uyarınca yürütülür.
MADDE 237
Reaktif güç kontrolü
( ESKİ MADDE 109)
(1) Maksimum Kapasitesi 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan
lisanslı tüm Güç Üretim Modüllerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95
güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya
öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda
reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr enerjisine dayalı Güç Üretim
Modüllerinin Ek-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her
noktada çalışabilir olmaları zorunludur. Üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154
kV – 380 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı
üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları
doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a kabul edilebilir şekilde ispatlayan üretim
tesisleri, bu madde kapsamından muaftır.5
(2) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı
olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında nominal aktif güç
seviyesinde çıkış verilmesini sağlayan kapasitenin dışındaki reaktif güç kapasitesi
sağlamak ve/veya senkron kompansatör olarak çalışmak üzere reaktif güç kontrolüne
ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan Güç Üretim Modüllerinin otomatik
gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım
sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları
zorunludur.
5
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
231
(3) Reaktif güç kontrol hizmeti, Ek-17’de yer alan reaktif güç desteği
sağlanmasına ilişkin performans testleri sonucunda reaktif güç kontrol hizmeti verme
yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen Güç Üretim Modüllerinden sağlanır.
(4) TEİAŞ ile reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet
anlaşması imzalamış olan Güç Üretim Modüllerinin sistem gerilimini düzenlemek
amacıyla jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle sisteme reaktif
güç verilmesi veya sistemden reaktif güç çekilmesine ilişkin talimatlar BYTM ve/veya
sistem işletmecisi tarafından ilgili Güç Üretim Modüllerine bildirilir. Verilen talimatlar
kapsamında ünitelerin güç transformatörlerinin kademe ayarlarına ilişkin detaylar da yer
alır. Güç Üretim Modülünün belirtilen güç faktörleri arasında dakikalar içinde tepki
vermesi ve söz konusu tepkiyi sınırsız defa sağlaması esastır. Talimatların sona ermesine
ilişkin bildirimler yine BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili Güç Üretim
Modüllerine yapılır.
(5) Bu madde kapsamındaki Güç Üretim Modülleri, yukarıdaki fıkralarda
açıklanan yöntemlerle bağlı oldukları yüksek gerilim barasının gerilim değerini
ayarlayabilmek için, ilgili kontrol sistemlerine istenilen yüksek gerilim ayar değerini
girmek suretiyle yüksek gerilim barasını kontrol edebilen bununla beraber yüksek gerilim
bara ayar değerinin sistem işletmecisi tarafından uzaktan kontrol sistemi aracılığıyla
gönderilmesi halinde de bu yüksek gerilim ayar değerini otomatik olarak alan ve yüksek
gerilim barası kontrolünü bu yüksek gerilim ayar değeri doğrultusunda yapabilecek olan
kontrol sistemini kurmakla yükümlüdür.
MADDE 238
Oturan sistemin toparlanması
( ESKİ MADDE 110)
(1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan
hükümler uyarınca yürütülür.
MADDE 239
Bölgesel kapasite kiralama
( ESKİ MADDE 111)
(1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi
durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve
Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni
güç Üretim Tesislerinin kapasiteleri ve/veya mevcut Güç Üretim Tesislerine eklenen
ünitelerin kapasiteleri TEİAŞ tarafından kiralanabilir. TEİAŞ tarafından yürütülen teknik
çalışmalar neticesinde hesaplanan bölgesel bazda bir yıl boyunca puant yükün
karşılanamama olasılığı 170 inci ( eski 48.madde) maddenin ikinci fıkrasında yer alan
puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant
yükün karşılanamama olasılığının 168 inci ( eski 48.madde) maddesinin ikinci fıkrasında
yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite
kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.
(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına yönelik ihalelerin düzenlenmesi, bölgesel
kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek Güç Üretim Tesislerinin seçilmesi, bölgesel
kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve ilgili finansal
işlemler Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütülür.
232
BÖLÜM III
Yük Frekans Kontrolü için Sınır Ötesi İşlemler
MADDE 240
Dengesizlik Netleştirme Prosesi
[Yeni Madde, ENTSO-E LFC&R kodu, Madde 42 ile uyumluluk]
TEİAŞ ihtiyaç olan her zaman, LFC&R NC’nin hükümlerine uygun olarak ENTSOE’nin bitişik TSO üyeleri ile birlikte Dengesizlik Netleştirme İşlemi uygulama hakkına
sahip olacaktır.
MADDE 241
Rezerv alış verişi ya da paylaşımı
[Yeni Madde, ENTSO-E kodu, Madde 49 ile uyumluluk]
(1) TEİAŞ, ihtiyaç duyulan herhangi bir zamanda LFC&R NC’nin
hükümlerine uygun olarak Tersiyer Replasman Rezerv İşlemini uygulama hakkına sahip
olacaktır.
(2) TEİAŞ, LFC&R NC’nin hükümlerine uygun olarak RGCE’nin diğer
TSO üyeleri ile Rezervlerin Alış Verişini ya da Paylaşımını uygulama hakkına sahip
olacaktır.
BÖLÜM IV
Gerçek Zamanlı Dengeleme
MADDE 242
Gerçek zamanlı dengelemenin tanımı
[Yeni Madde, EB NC madde (tanımlar) ile uyumluluk]
(1) Gerçek zamanlı dengeleme, TEİAŞ’nin Yük Frekans Kontrolü ve Rezervleri
hakkındaki Avrupa Ağ Kodunda [Madde 19 Frekans Kalitesi Hedef Parametreleri]’nde
ifade edilen önceden tanımlanmış bir stabilite aralığı içinde sistem frekansını devamlı bir
şekilde muhafaza etmesi için ve Yük Frekans Kontrolü ve Rezervleri hakkındaki Avrupa
Ağ Kodunda Kısım 6 Frekans İçerme Rezervleri, Kısım 7 Frekans Restorasyon
Rezervleri ve Kısım 8 Replasman Rezervlerinde ifade edildiği gibi gereken kalite ile ilgili
olarak Frekans İçeriği Süreci, Frekans Restorasyon Süreci ve Rezerv Replasman Süreci
için ihtiyaç duyulan rezervlerin miktarına uyulması için tüm zaman çizelgelerindeki tüm
aksiyonlar ve süreçler anlamına gelir.
MADDE 243
Gerçek zamanlı dengeleme esasları
[Eski Madde 112 tadil edilerek EB NC Madde 1 ile uyumlulaştırılmıştır]
(1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları, gerçek zamanda ortaya çıkan arz ve talep
dengesizliklerinin giderilmesi amacıyla MYTM’nin dengeleme güç piyasası ve/veya yan
hizmetler kapsamında normal ve uyarı halinde gerçekleştirmiş olduğu faaliyetler ile
dengeleme güç piyasasına katılan Lisans Sahiplerinin ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel
kişilerin, teknik ve ticari parametreleri PYS aracılığıyla MYTM’ye bildirmeleri ve
233
MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları
içerir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme;
a) Primer frekans kontrol hizmeti ve sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan
Güç Üretim Modüllerinin otomatik olarak çıkış güçlerini artırmaları ya da azaltmaları,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimlerinin, MYTM
tarafından verilen talimatlar ile yük almaları ve/veya yük atmaları,
c) Gerçek zamanda yeterli tersiyer yedeğin sağlanabilmesi amacıyla bekleme
yedeklerinin devreye alınması,
ç) 63-70 inci maddeler kapsamında acil durum önlemlerinin uygulanması,
suretiyle gerçekleştirilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar gerekli görülmesi
durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM
tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara PYS, telefon, faks veya paks
gibi iletişim araçları ile iletilebilir.
MADDE 244
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar
( ESKİ MADDE 113)
(1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları;
TEİAŞ’a,
Dengeleme güç piyasasına katılan Lisans sahiplerine,
Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine,
Dağıtım şirketlerine,
Serbest tüketicilere,
uygulanır.
MADDE 245
revizyonu
Gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili yönetmeliklerin
[Yeni Madde, EB NC madde 5,6 ve 7 ile uyumlulaştırma]
(1) Gerçek zamanlı dengeleme şart ve koşulları ile ilgili olarak yönetmeliklerin
tüm revizyonları için, TEİAŞ en az dört haftalık bir süre boyunca bir taslak teklif
hakkında ilgili pay sahipleri ile görüşecektir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili olarak bir TSO anlaşmasının tesis
eidlmesi ya da revize edilmesi için, TEİAŞ en az dört haftalık bir süre boyunca gerçek
zamanlı dengeleme ile ilgili husuların bir taslak teklif hakkında ilgili pay sahipleri ile
görüşecektir.
(3) TEİAŞ, 2016’nın sonuna kadar, ESKİ maddelere göre gerçekleştirilen
konsültasyonlardan kaynaklanan pay sahiplerinin görüşlerinin dokümanların resmi onaya
sunulmasından önce, gerekirsei ya da tüm diğer durumlarda yayından önce TEİAŞ
tarafından usulüne uygun olarak göz önüne alınmasını sağlayarak bir prosedür
hazırlayacaktır. Her durumda, ibrazda konsültasyondan kaynaklanan görüşlerin dahil
edilmesi ya da edilmemesi için sebeplerin açık ve sağlam bir doğrulaması geliştirilecektir
ve zamanında yayınlanacaktır
.
234
(4) TEİAŞ’nin tüm revizyonları, gerçek zamanlı dengeleme ilgili olarak tüm
vadeler ve koşullar ve gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili olarak TEİAŞ’yi içeren
TSO’lar arası anlaşmanın tanzimi ve revizyonu EPDK’nın onayına tabi olacaktır.
(5) Gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili ve EPDK’nın onayına tabi tüm konular
için, TEİAŞ, EPDK’ya uygulama için bir zaman çizelgesini teklif edecektir.
(6) TEİAŞ, aynı zaman noktasında konuların gözden geçirilmesini kolaylaştırmak
için makul çabaları kullanacaktır.
(7) EPDK’nın gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili olarak TEİAŞ’den gelen bir
teklif üzerinde bir tadil yapılmasını talep etmesi halinde, TEİAŞ, üç ay içinde bir tadil
edilmiş teklifi onay için yeniden ibraz edecektir.
(8) TEİAŞ, EPDK’nın kararını, en geç kararda belirtilen tarihte uygulayacaktır.
(9) Gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili olan ve TEİAŞ ile görüşülen tüm belgeler,
EPDK’nın onayı gerekirse onaylandıktan sonra ya da tüm diğer durumlarda
nihaleştirmenin ardından kamu oyuna sunulacaktır.
(10) TEİAŞ, DSO’lar ve sorumlulukların verildiği üçüncü şahıslar ve Piyasa
Katılımcıları, bilgilerin hiçbir birey ya da birey kategorisi için bir gerçek ya da potansiyel
rekabet avantajı ya da dezavatajı yaratmayan bir zamanda ve bir formatta yayınlanmasını
sağlayacaktır.
(11) TEİAŞ, uygulanmalarından en az bir hafta önce gerçek zamanlı dengeleme
ile ilgili şartları ve koşulları yayınlayacaktır.
MADDE 246
Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü
( ESKİ MADDE 114)
(1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi
durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır:
a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması,
b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması,
c) Sistem frekansında sapma olması,
ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle,
söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması,
d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans
kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi,
e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana
gelir:
a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş
oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans
kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin
talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol
hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye
karşılık çıkış güçlerini [Eski 122 inci maddede] belirtildiği şekilde otomatik olarak
235
artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış
güçlerini [Eski 122 inci maddede] belirtildiği şekilde otomatik olarak azaltırlar.
b) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’den almış
oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde sekonder frekans kontrol
hizmeti sağlarlar. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, otomatik üretim
kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya
azaltırlar.
c) MYTM, sistemde aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini sürekli
olarak takip eder. Sistemde sürekli bir arz-talep dengesizliği yaratacak şekilde bir üretim
veya tüketim tesisinin devre harici olması veya sekonder frekans kontrol yedeğinin aynı
yönde uzun süreli olarak kullanıldığının gözlemlenmesi durumunda, MYTM aktive
edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini serbest bırakacak miktarda tersiyer
frekans kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma
talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer frekans kontrol yedeği, sekonder frekans kontrol
yedeği ile birlikte primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlamak amacıyla
kullanılabilir.
ç) MYTM, sistemde meydana gelen uzun süreli bir arz-talep dengesizliğinin
tersiyer kontrol yedekleri ile giderilmesi sebebiyle sistemde gerçek zamanlı dengeleme
amacıyla yeterli miktarda tersiyer kontrol yedeğinin kalmadığının tespit edilmesi
durumunda, varsa bekleme yedeklerinin devreye alınması suretiyle tersiyer yedek
sağlayabilir.
d) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında 63-70 inci maddelerde yer alan acil
durum önlemleri uygulanabilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü kapsamında ikinci fıkrada belirtilen
adımların birbiri ile ilişkisi aşağıdaki şekilde gösterilmiştir.
Sistem
Frekansı
Aktive
Eder
Frekans Sapmasını
Dengeler
Primer
Frekans
Kontrol
Devralır
Ortalamayı
Nominal Değere
Getirir
Nominal Değere
Getirir
Rezervleri
Serbest Bırakır
Rezervleri
Serbest
Bırakır
Sekonder
Frekans
Kontrol
Düzeltir
Rezervleri
Serbest
Bırakır
Devralır
Uzun Vadede
Aktive Eder
Tersiyer
Kontrol
Rezervleri
Serbest Bırakır
Devralır
Bekleme
Yedeği
Hizmeti
Zaman
Kontrolü
(4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.
236
[Yeni Maddeler, ENTSO-E Ağ Kodu OS, 911 Frekans Kontrol Yönetimi; EB NC
Madde 21 ile uyumluluk]
(5) MYTM, bir frekans sapması riskinin öngörülmesi için ilgili LFC alanı
dahilindeki gerçek zamanlıya yakın üretim ve alış veriş çizelgeleri, güç
akışları, nod enjeksiyonlar ve geri çekmeler ve LFC alanındaki diğer
parametreleri yakından izleyecektir ve ihtiyaç duyulduğunda bunların
Senkronize Alanın diğer TSO’ları ile koordinasyonlu olarak üretim ve talep
arasındaki denge üzerindeki negatif etkilerini sınırlamak için ortak önlemleri
alacaktır.
(6) Sekonder frekans kontrol rezervinin aktivasyonu inhisarı olarak dengeleme
amaçlı olarak yapılacaktır.
MADDE 247
İletim sistemi kısıtları
( ESKİ MADDE 115)
(1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik
kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra
belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar.
(2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya
tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması
nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir.
a) Güç Üretim Modülleri, iletim hatları, trafolar/ototrafolar, bara, kesici, ayırıcı ve
benzeri teçhizatların arızalanması ve/veya bu teçhizatların test, bakım, onarım, revizyon
gibi nedenlerle servis harici edilmeleri,
b) Elektrik sisteminin normal işletilmesi sırasında iletim sisteminin belirli
bölümünde normal işletme koşullarının sağlanamaması veya güç salınımları,
c) İletim hatlarının ve/veya trafolar/ototrafoların nominal kapasitesinde
yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım
trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı ve benzeri) bulunması,
ç) Birden fazla teçhizatın aynı anda servis harici olması sonucu kaskat (ardışıl)
arızalar.
(3) İletim sisteminin, tek bir şebeke elemanının arızasından sonra işletmede kalan
elemanlarla bu tek arızanın sebep olduğu akış değişikliklerine dayanabilecek şekilde, N-1
kriterine uygun olarak işletilmesi esastır.
MADDE 248
Talimatlara ilişkin kayıtlar
( ESKİ MADDE 116)
(1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi
taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları
ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl
diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.
237
MADDE 249
Elektriksel zaman hatası düzeltmesi
( ESKİ MADDE 117)
(1) Elektriksel zaman hatası düzeltmesi, MYTM tarafından belirli periyotlarda
sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir. Elektrik zaman hatasının
belirlenmiş sınırlar içinde tutulması MYTM’nin sorumluluğundadır.
9.KISIM
Verilerin Kaydedilmesi ve İstatistik Üretme
BÖLÜM 1
Veri Kayıt Esasları ve Tabi Taraflar
MADDE 250
Veri kayıt esasları
( ESKİ MADDE 118)
(1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve
yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve
kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir.
MADDE 251
Veri kayıt esaslarına tabi taraflar
( ESKİ MADDE 119)
(1) Veri kayıt esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde Maksimum Kapasiteye sahip
Güç Üretim Modüllerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere veya iletim sistemi
üzerinde önemli etkisi bulunan Güç Üretim Modüllerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişilere,
e) İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,
f) Tedarik şirketlerine,
g) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
uygulanır.
BÖLÜM 2
Veri Grupları ve Prosedürler
MADDE 252
Veri grupları
( ESKİ MADDE 120)
(1) Veri grupları üçe ayrılır:
a) İşletme ve dengeleme verileri,
238
b) Standart planlama verileri,
c) Ayrıntılı planlama verileri.
MADDE 253
Verilerin hazırlanması ve sunulması
( ESKİ MADDE 121)
(1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri
çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar:
a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir.
b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya
varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir.
c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine
kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır.
ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından
sağlanır.
d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar
çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Güç Üretim
Modülünün yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut
olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir.
MADDE 254
Verilerin güncellenmesi
( ESKİ MADDE 122)
(1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda,
TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir.
MADDE 255
Eksik veriler
( ESKİ MADDE 123)
(1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması
halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
MADDE 256
Veri çizelgeleri
( ESKİ MADDE 124)
(1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır:
a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri,
b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri,
c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit
kapasite verileri,
ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler,
d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler,
e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri,
g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler,
ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri,
h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri,
ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri,
i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, Güç Üretim Tesisleri transformatörlerinden
akan kısa devre akımları.
(2) Kullanıcı grupları için geçerli olan çizelgeler aşağıda verilmiştir:
239
a) İletim sistemine doğrudan bağlı üretim şirketleri: Çizelge 1, 2, 3, 6, 7 ve 11,
b) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde ünite gücüne veya toplam
100 MW ve üzerinde Maksimum Kapasiteye Güç Üretim Modüllerinde üretim faaliyeti
gösteren tüzel kişiler veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan Güç Üretim
Modüllerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 3, 7 ve 11,
c) (a) ve (b) bentlerinde belirtilenler haricindeki üretim faaliyeti gösteren tüzel
kişiler: Çizelge 1, 7, 11,
ç) Tüm dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri, iletim sistemine doğrudan bağlı
serbest tüketiciler ve uluslararası enterkonneksiyon sistem işletmecileri: Çizelge 4, 5, 6,
7, 8, 9, 10 ve 11.
BÖLÜM 3
İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar
MADDE 257
İstatistiksel veriler
( ESKİ MADDE 125)
(1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu
hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini
oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin
istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar.
(2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında
yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda
gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır.
(3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı
tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar.
MADDE 258
Prosedür ve sorumluluklar
( ESKİ MADDE 126)
(1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması
amacıyla;
a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
b) Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
c) Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi,
TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen
tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında
yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim
bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla
izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar.
(3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz.
240
10.KISIM
Çeşitli Hükümler
BÖLÜM 1
Diğer Hükümler
MADDE 259
Anlaşmazlıkların çözümü
( ESKİ MADDE 127)
(1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve
ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda
Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.
MADDE 260
Atıflar
( ESKİ MADDE 128)
(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası
Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan
Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu
Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
MADDE 261
Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler
( ESKİ MADDE 129)
(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası
Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan
Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 262
Haberleşme ve tebligat
( ESKİ MADDE 130)
(1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine
uygun olarak yapılır.
BÖLÜM 2
Geçici ve Son Hükümler
GEÇİCİ MADDE 1
kullanılması
Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetlerde
(1) Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetler kapsamında kullanılmasına dair usul
ve esaslar 31/12/2015 tarihine kadar TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur.6
6
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
241
GEÇİCİ MADDE 2
Arıza temizleme süreleri
(1) 18 inci maddenin yedinci fıkrasıyla düzenlenen faz-toprak arızası azami arıza
temizleme süresi; TEİAŞ’a ait hat fideri kesicisine açma kumandası veren koruma rölesinin
aşırı akım ve toprak koruma röle ayar değerleri, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin
kısa devre dayanım süresi, nötr direnç/reaktör nominal akım dayanım süresi ve kullanıcının
röle koordinasyon çalışmaları dikkate alınarak 31/12/2015 tarihine kadar karşılıklı mutabakat
ile belirlenir.
GEÇİCİ MADDE 3
SCADA kontrol merkezleri
(1) 29 uncu madde uyarınca kurulması gereken SCADA kontrol merkezlerinin, 31/12/
2015 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi
bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.
GEÇİCİ MADDE 4 Rüzgar enerjisine dayalı Güç Park Modüllerinin
şebeke bağlantı kriterleri
(1) Rüzgâr enerjisine dayalı Güç Park Modüleri için tesisin bağlantı anlaşmasının
imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.
(2) Ek-18’de yer alan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için alt yapı
gerekliliklerinin düzenlendiği “E.18.9- Rüzgar Enerjisi Güç Park Modüllerinin İzlenmesi”
bölümü, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18’de yer almasa dahi,
mevcut ve yeni tesis edilecek olan tüm rüzgâr enerjisine dayalı Güç Park Modülleri için
uygulanır. Bu kapsamdaki üretim tesisleri kendilerine düşen görevleri 31/5/2015 tarihine
kadar yerine getirir.
GEÇİCİ MADDE 5
Reaktif güç kontrolüne ilişkin güç değerleri
(1) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 22/1/2003 tarihinden önce
yapılmış Güç ÜretimTtesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 22/1/2003 tarihinden önce olan
Güç Üretim Tesisleri için, reaktif güç kontrolüne katılmakla zorunlu oldukları reaktif güç
değerleri, proje onayı veya üretim tesisi yapım sözleşmesi yürürlük tarihinde geçerli mevzuat
çerçevesinde belirlenir ve bu değerler reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet
anlaşmalarında yer alır.
GEÇİCİ MADDE 6
Reaktif güç desteğine katılım
(1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten
önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücündeki aşırı
ikazlı çalışma durumunda jeneratör terminalinde 0,85 güç faktöründe çalışabilme yeteneği
bulunmayan Güç Üretim Modülleri ve/veya bu durumda olup aynı zamanda üretim lisansına
konu Maksimum Kapasitelerini mevcut Güç Üretim Modülleri için sistem işletmecisinin
uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal
aktif güçlerini arttırmış üniteler, Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet
Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda, jeneratörün nominal aktif
çıkış gücü seviyesinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç miktarını
üretebileceği aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya
çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler
242
Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından
belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
GEÇİCİ MADDE 7
Reaktif enerji cezası
GEÇİCİ MADDE 7- (Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E.
sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.)
(1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler
tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif
enerjinin aktif enerjiye oranının, 28 inci maddede [eski 14 üncü maddede] düzenlenen
oranları aşması durumuna ilişkin olarak, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında Kurul
Kararı ile gerekli düzenlemeler yapılıncaya kadar, reaktif enerji kullanım oranı 28 inci
maddeye [eski 14 üncü maddeye] göre değerlendirilir ve ihlal tespiti durumunda kullanıcılara
o ayki sistem kullanım fiyatına göre hesaplanan bedelin %20’si oranında ceza uygulanır.
GEÇİCİ MADDE 8
Primer kontrol hizmetine katılımdan muafiyet7
(1) 1/1/2006 tarihi itibariyle 30 yılın üzerinde işletmede bulunan üretim tesisleri,
primer frekans kontrolüne katılımları için gerekli sistem ve teçhizatı kurmak ve performans
testi yaptırmak zorunluluğundan muaftır.
8
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Güç kalitesi izleme sistemi tesis edilmeksizin işletmeye alınmış
iletim sistemi kullanıcıları, 31/12/2016 tarihine kadar bu Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü
maddelerinde belirtilen IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu ölçüm ve kayıt
cihazlarını tesis etmekle yükümlüdür. Bu yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, bu
Yönetmeliğin 9, 10, 11, 12 ve 13 üncü maddelerinde belirtilen sınır değerlerin aşılmasına
ilişkin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis
edilir.9
10
GEÇİCİ MADDE 10 - İletim sistemi için 5 inci maddede belirtilen 400 kV nominal
gerilim değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 380 kV olarak uygulanır. 400 kV iletim sistemi
şalt teçhizatı için kısa devre arıza akıntına dayanma kapasitesi olarak belirtilen 63 kA
değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 50 kA olarak uygulanır.
MADDE 263
Yürürlük
( ESKİ MADDE 131)
(1) Bu yönetmeliğin yürürlük tarihleri aşağıdaki gibidir:
(a) BÖLÜM IV ( MADDE 47 ila MADDE 98), BÖLÜM V ( MADDE
105 ila MADDE 158), bu Yönetmeliğin yayınlanma tarihinin ardından 3
yıllık bir sürenin sona erdiği tarih itibariyle geçerli olacaktır.
7
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle yürürlükten kaldırılmıştır.
12 Temmuz 2014 tarihli ve 29058 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir.
9
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
10
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir.
8
243
(b) MADDE 34 (7) [ESKİ madde 20(7)], ve MADDE 35 (8) d,e,f,g and
ğ [ESKİ madde 21(8) d,e,f,g and ğ], yayınlamasından sonraki yirminci
günde yürürlüğe girecektir ve bu Yönetmeliğin yayınlanma tarihini takip
eden 3 yıllık bir sürenin sona erme tarihinden itibaren Yeni ve Mevcut Güç
Üretim Modüllerine uygulanacaktır.
(c) MADDE 263, MADDE 263(b)’de belirtilen alt paragrafların
haricinde, MADDE 34 [ESKİ madde 20], MADDE 35 [ESKİ madde 21]
yayınlamasından sonraki yirminci günde yürürlüğe girecektir ve bu
Yönetmeliğin yayınlanma tarihini takip eden 3 yıllık bir sürenin sona erdiği
günden itibaren sadece Mevcut Güç Üretim Modüllerine uygulanacaktır.
(d) Ek 18 yayınlamasından sonraki yirminci günde yürürlüğe girecektir
ve bu Yönetmeliğin yayınlanma tarihini takip eden 3 yıllık bir sürenin sona
erdiği günden itibaren sadece Maksimum 10 MW ve üzerinde bir
kapasiteye sahip olan tevzi ve iletim sistemine bağlanan rüzgâr enerjisine
dayanarak Mevcut Güç Park Modüllerine uygulanacaktır
(e) Bu Yönetmeliği diğer Maddeleri yayınlamasından sonraki yirminci
günde yürürlüğe girecektir.
MADDE 264
Yürütme
( ESKİ MADDE 132)
(1)Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu
Başkanı yürütür.
244
EK 1
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ
İşletme
Gerilimi
(kV)
34,5
31,5
15,8
10,5
6,3
TRANSFORMATÖR
GÜCÜ (MVA)
Empedans
ONAN
ONAF
Aynı Güçte İki
Transformatörün
Paralel Çalışması
90
125
Hayır
<16
15
125
400 kV±12x1,25%/33,25 kV
80
50
25
50
25
16
50
25
25
16
100
62,5
31,25
62,5
31,25
20
62,5
31,25
31,25
20
Hayır*
Evet
Evet
Hayır
Hayır
Evet
Hayır
Hayır
Hayır
Hayır
<16
<16
<16
<16
<16
<16
<16
<16
<16
<16
12
12
12
16
12
12
17
12
15
12
100
62,5
31,25
50
25
16
50
25
25
16
154 kV±12x1,25%/33,6 kV
154 kV±12x1,25%/33,6 kV
154 kV±12x1,25%/33,6 kV
154 kV±12x1,25%/16,5 kV
154 kV±12x1,25%/16,5 kV
154 kV±12x1,25%/16,5 kV
154 kV±12x1,25%/11,1 kV
154 kV±12x1,25%/11,1 kV
154 kV±12x1,25%/6,6 kV
154 kV±12x1,25%/6,6 kV
Sekonder Taraf
Kısa Devre
Akımı(kA)
(%Uk)
Baz Güç
(MVA)
Boşta Çevirme Oranı ve
Gerilim Ayarı
* 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile
geçici olarak paralel çalıştırılabilir
245
EK 2
İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA
400 kV
ELEKTRİK İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA
A
C
B
B
A
C
C
B
A
yaklaşık 40
yaklaşık 80
0
yaklaşık 120
154 kV ELEKTRİK İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA
A
C
B
B
A
C
C
B
A
0
yaklaşık 15
yaklaşık 30
246
yaklaşık 45
EK 3
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ
400 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
Toplam
Akım
Yazlık
Bahar/
İletken
Taşıma
Kapasite
Sonbahar
TİP
MCM
Alanı
Kapasitesi (MVA)*
Kapasite
2
(mm )
(A)***
(MVA)**
2B, Rail
2x517
2x954
2x755
832
1360
2B, Cardinal
2x547
2x954
2x765
845
1360
3B, Cardinal
3x547
3x954
3x765
1268
2070
3B, Pheasant
3x726
3x1272
3x925
1524
2480
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder.
Termik
Kapasite
(MVA)***
995
1005
1510
1825
154 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
TİP
Toplam
İletken Alanı
(mm2)
MCM
Hawk
Drake
Cardinal
2B**** Cardinal
Pheasant
281
468,4
547
2x547
726
477
795
954
2x954
1272
Akım
Taşıma
Kapasitesi
(A)***
496
683
765
2x765
925
Yazlık
Kapasite
(MVA)*
110
153
171
342
206
Bahar/
Sonbahar
Kapasite
(MVA)**
180
250
280
560
336
Termik
Kapasite
(MVA)***
132
182
204
408
247
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı:
0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı:
0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı:
0,25 m/s
**** : 2B ikili iletken demetini temsil eder.
247
400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE
KAPASİTELERİ
TİP
XLPE Kablo (Bakır)
Toplam İletken
Alanı (mm2)
2000
Akım Taşıma
Kapasitesi (A)
1500
İletim Kapasitesi
(MVA)
987
400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ
Toprağa
400 kV için 154 kV için
1.2/50 s Yıldırım Darbe Gerilimi
(Açık şalt teçhizatı için izolasyon
seviyesi)
Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç
transformatörleri için)
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Açık
şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi)
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Güç
transformatörleri için)
Kesicileri ve ayırıcıları kapsayan açık
şalt teçhizatı için 50 Hz – 1 Dakika
Islak Dayanma Gerilimi
Açık kontaklar boyunca
400 kV için
154 kV için
1550 kV
750 kV
1550(+300) kV*
860 kV*
1425 kV
650 kV
-
-
1175 kV
-
900(+430) kV
-
1050 kV
-
-
-
620 kVrms
325 kVrms
760 kVrms*
375 kVrms*
* Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.
248
EK 4
ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ
ORTAM KOŞULLARI:
Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.
1. Deniz Seviyesinden Yükseklik
2. Çevre Sıcaklığı
Dahili tip
Harici tip
24 saatte ortalama maksimum : 35°C
1 yıllık sürede ortalama
: 25°C
3. Rüzgar basıncı
4. Rüzgar basıncı
5. Maksimum güneş ışınımı
6. Buzlanma
7. Endüstriyel kirlenmeye açıklık
Dahili tip
Harici tip
8. Yıldırım darbesine açıklık
9. Depreme maruz kalma
Yatay ivme
Düşey ivme
10. Çevre kirlenmesi
Dahili tip
Harici tip
11. İzolatörler için minimum kaçak mesafesi
Dahili tip
Harici tip
: maksimum 1000 metre
: -5°C/45°C
: -25°C/(*) 45°C
: 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)
: 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)
: 500 W/m2
: 10 mm, sınıf 10
: Az miktarda
: Var
: Evet
: 0,5g (toprak seviyesinde)
: 0,25 g
: Az miktarda
: Var
: 12 mm/kV (**)
: 25mm/kV
(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C
(**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.
249
SİSTEM BİLGİLERİ:
1.Anma Değerleri
a) Normal işletme gerilimi kV rms
b) Max. sistem gerilimi kV rms
c) Anma frekansı Hz
ç)Sistem topraklaması
d) Max. Radio interference level µV
(RIV) (1.1 Sistem geriliminde ve 1
MHz'de)
e) 3 Faz simetrik kısa devre termik
akımı kA (Ith)
-Tüm primer teçhizat baralar ve
bağlantılar
-Kısa devre süresi (sn)
-Dinamik kısa devre akımı
f) Tek faz-toprak kısa devre akımı
(kA)
2.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü Hariç)
a) Yıldırım darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası
b) Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası
c) 1 dakika güç frekansında
dayanım gerilimi (yaşta)
kV-rms
-Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası
3.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü için)
-Yıldırım darbe dayanım gerilimi
kV-tepe(faz-toprak)
-Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
-1dk. Güç frekansında dayanım
gerilimi (yaşta) kV-rms
4.Yardımcı Servis Besleme
Gerilimi :
-3faz-N AC sistem
-1faz-N AC sistem
- DC sistem
400
420
50
154
170
50
33
36
50
Direkt veya
direnç
üzerinden
10,5
12
50
Direkt veya
direnç
üzerinden
Direkt
Direkt
2500
2500
-
-
63
31.5
25
25
1
2,5x(Ith)
1
2,5x(Ith)
1
2,5x(Ith)
1
2,5x(Ith)
35
20
15
15
400
154
33
10,5
1550
1550(+300)
750
860
170
75
-
-
-
620
760
325
375
70
28
1425
650
170
95 (YG
nötrü)
1050
-
-
-
630
275
70
38 (YG
nötrü)
1175
(900+430)
380 V + %10 - %15,50 Hz
220 V + %10 - %15,50 Hz
110 V (veya 220 V) + %10 - %15
250
EK 5
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI
ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI
251
252
253
254
255
256
EK 6
SİSTEM GERİLİM SINIRLARI
Nominal
Gerilim
KV
400 kV
154 kV
İşletme
Planlama
Azami
KV
420 kV
162 kV
Asgari
KV
370 kV
146 kV
Azami
kV
420 kV
170 kV
Asgari
kV
340 kV
140 kV
257
EK 7
GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ PLANLAMA SINIR DEĞERLERİ
Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tek Harmonikler
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
No.
Gerilim
(%)
5
2,0
3
1,5
7
1,5
9
0,5
11
1,0
15
0,3
13
1,0
21
0,2
17
0,5
>21
0,2
19
0,5
23
0,5
25
0,5
>25
0,2+0,5 (25/h)
THBV: %2
Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tek Harmonikler
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
No.
Gerilim (%)
“h”
“h”
5
2,0
3
2,0
7
2,0
9
1,0
11
1,5
15
0,3
13
1,5
21
0,2
17
1,0
>21
0,2
19
1,0
23
0,7
25
0,7
>25
0,2+0,5 (25/h)
THBV:% 3
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
2
4
6
8
10
12
>12
Harmonik
Gerilim (%)
1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
“h”
2
4
6
8
10
12
>12
Harmonik
Gerilim (%)
1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
258
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
“h”
5
3,0
7
3,0
11
2,0
13
2,0
17
1,6
19
1,2
23
1,2
25
0,7
>25
0,2+0,5 (25/h)
THBV:% 4
Tek Harmonikler
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
“h”
3
3,0
9
1,2
15
0,3
21
0,2
>21
0,2
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
“h”
2
4
6
8
10
12
>12
Harmonik
Gerilim (%)
1,5
1,0
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
5
3,0
7
1,5
11
1,0
13
1,0
17
0,5
19
0,5
23
0,5
25
0,5
>25
0,2+0,3 (25/h)
THBV: %3,5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim
(%)
3
1,7
9
0,5
15
0,3
21
0,2
>21
0,2
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
2
4
6
8
10
12
>12
Harmonik
Gerilim (%)
1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
259
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
“h”
5
4,0
7
2,0
11
1,5
13
1,5
17
1,0
19
1,0
23
0,7
25
0,7
>25
0,2+0,5 (25/h)
THBV:% 5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
“h”
3
2,0
9
1,0
15
0,3
21
0,2
>21
0,2
Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tek Harmonikler
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan)
(3’ün katı olan)
Harmonik
Harmonik
Harmonik
Harmonik
No.
Gerilim (%)
No.
Gerilim (%)
“h”
“h”
5
5,0
3
3,0
7
4,0
9
1,3
11
3,0
15
0,5
≥13
2,5
21
0,5
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
“h”
2
4
6
8
10
12
>12
Harmonik
Gerilim (%)
1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
Çift Harmonikler
Harmonik
No.
“h”
2
4
≥6
Harmonik
Gerilim (%)
1,9
1,0
0,5
THBV:% 8
Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri
Gerilim Seviyesi (V)
V > 154 kV
35 kV < V ≤ 154 kV
1 kV <V ≤ 35 kV
Fliker Şiddeti
Pst (Kısa Dönem)
Plt (Uzun Dönem)
0,85
0,63
0,97
0,72
1,0
0,8
260
EK 8
HARMONİK LİMİTLERİ
Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri
Harmonik
Sırası
TEK HARMONİKLER
Grup
No
1 kV<V≤34.5 kV
34.5 kV <V≤154 kV
Ik/IL
Ik/IL
20- 50- 100>
20- 50- 100>
<20
<20
<20
50 100 1000 1000
50 100 1000 1000
h<11
4
11≤h<17
2
7
10
12
15
2
3,5
5
6
7,5
1
1,8
2,5
3
3,8
3,5 4,5
5,5
7
1
1,8
2,3
2,8
3,5
0,5
0,9
1,2
1,4
1,8
4
5
6
0,8
1,25
2
2,5
3
0,4
0,6
1
1,25
1,3
1,5
2
2,5
0,3
0,5
0,75
1
0,4
0,5
0,6
0,3 0,5 0,7
1
1,4
0,15 0,25 0,35
0,75 0,12 0,17 0,25
0,35
17≤h<23
1,5 2,5
23≤h<35
0,6
h≥35
V>154 kV
Ik/IL
20- 50- 100>
50 100 1000 1000
1
0,5
1,25 0,15 0,25
0,7
Çift harmonikler kendinden ESKİ tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır.
TTB
5
8
12
15
20
2,5
4
6
7,5
10
1,3
2
3
3,75
5
Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır.
Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı
IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni
Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (I L) oranı olan ve dalga
şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden ve aşağıdaki formül uyarınca hesaplanan değerini ifade eder.
40
TTB 
 (I h )
h2
IL
2
x100
261
EK 9
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİ
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİNİN HAZIRLANMASINDA
UYGULANACAK TEMEL PRENSİPLER
E.9.1
Saha sorumluluk çizelgeleri ve kapsamı
TEİAŞ ile kullanıcı arasında 400 kV ve/veya 154 kV gerilim seviyeleri üzerinden imzalanan bağlantı
anlaşmaları için saha sorumluluk çizelgeleri hazırlanır. Çizelgede mevcut olmayan bir bilgiye gereksinim duyulması
halinde taraflar arasında ek bir düzenleme yapılır.
Saha sorumluluk çizelgeleri YG teçhizat çizelgesi başlığı altında düzenlenir. Söz konusu çizelgenin her
sayfasında çizelgenin tarih ve sayısı bulunur.
YG teçhizat çizelgesinde;
a) YG tesis ve/veya teçhizatın listesi,
b) YG tesis ve/veya teçhizatın mülkiyeti,
c) Saha sorumlusu (Kullanıcı tarafın işletme mühendisi),
ç) Güvenlik kuralları ile ilgili hususlar ve bu kuralların uygulanmasından sorumlu kişi (Kullanıcı tarafın işletme
veya bu işle sorumlu mühendisi),
d) Uygulanacak işletme prosedürleri ile ilgili hususlar,
e) Kontrol mühendisi veya diğer sorumlu mühendis (Tesisin yapımı sırasındaki tesisten sorumlu mühendis),
f) Yasal denetimler, kısa devre incelemeleri ve bakımdan sorumlu taraf (Santral sorumlusu),
g) Kısa devre incelemesini ve bakımını yapan kişinin irtibat telefon numarası.
Saha sorumluluk çizelgelerinin bağlantı sahası bölümünde bağlantı noktaları açık bir şekilde gösterilir.
Ayrıntılar
E.9.1.’de yer alan saha sorumluluk çizelgesinde, koruma ve yardımcı servis teçhizatı ile ilgili olarak, kullanıcı
ve TEİAŞ ile birlikte sorumlu yönetim biriminin de belirtilmesi gereklidir.
E.9.2
E.9.3
YG teçhizatına ilişkin saha sorumluluk çizelgesinde, şalt sahasına giren, çıkan veya şalt sahasının
içinden direkt geçen hat ve kablolar gösterilir.
E.9.4
Saha sorumluk çizelgesi TEİAŞ adına tesisin bulunduğu bölgeden sorumlu kişi ve ilgili kullanıcı adına
yetkili kişi tarafından imzalanır.
E.9.5
Saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı
Saha sorumluluk çizelgesi taraflarca imzalandıktan sonra tesis personelinin görebileceği bir yerde hazır
bulundurulur. TEİAŞ tarafından istenmesi durumunda ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.
E.9.6
Saha sorumluluk çizelgelerinin değiştirilmesi
TEİAŞ veya kullanıcı, saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik veya düzeltme yapılmasını talep etmesi
durumunda, değiştirilmiş saha sorumluluk çizelgeleri düzenlenerek TEİAŞ’a veya kullanıcıya bildirilir.
E.9.7
Acil değişiklikler
262
Saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik yapılmasının talep edilmesi durumunda, taraflar durumdan
birbirlerini gecikmeden bilgilendirirler ve yazılı olarak teyit ederler. Bu durumda, aşağıdaki hususlar müzakere edilir:
a) Saha sorumluluk çizelgesinde yapılması talep edilen değişiklikler ve gerekçeleri,
b) Değişikliğin geçici veya kalıcı olması durumu,
c) Değişikliğin taraflarca kabul edilmesi durumunda, yenilenmiş saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı.
E.9.8
Yetkili kimseler
TEİAŞ ve kullanıcılar saha sorumluluk çizelgelerini kendileri adına imzalamaya yetkili kimselerin isim
listesini birbirlerine verirler. TEİAŞ ve kullanıcılar bu listelerde bir değişiklik olması durumunda birbirlerini
gecikmeksizin bilgilendirirler.
263
EK 10
ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI
264
265
266
267
268
269
270
271
272
273
274
275
276
277
278
279
EK 11
PLANLAMA VERİLERİ
BÖLÜM 1
E.11.1
STANDART PLANLAMA VERİLERİ
E.11.1.1
Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.1.1.1
Genel
Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E.11.1.1.2 ve E.11.1.1.3'te açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirir.
E.11.1.1.2
Kullanıcı sistemi şeması
Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen
durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir.
E.11.1.1.3
Kısa devre analizi verileri
a) Kullanıcı sistemi iletim sistemine bağlanmadan önce ve sonra iki sistem arasındaki bağlantı
noktasında (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları,
b) Kullanıcı sisteminde bulunan senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon
motor ve/veya şönt kapasitörlerin iletim sisteminde puant yük koşullarında 3 faz-toprak ve tek faztoprak kısa devre arızası meydana gelmesi durumunda kısa devre akımlarına katkıları.
E.11.1.2
Talep verileri
E.11.1.2.1
Genel
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir ESKİ yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan
yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E.11.1.2.2, E.11.1.2.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde her
yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler.
İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günleri, saatleri
ile birlikte, her yıl Şubat ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir.
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl
Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en
son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir.
E.11.1.2.2
Aktif ve reaktif talep verileri
Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi
hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve
reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır.
Kullanıcı talep verileri;
a) Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından
belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,
b) Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,
c) Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,
ç) MWh olarak yıllık enerji talebi,
d) Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri,
e) Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,
f) Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,
g) Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,
ğ) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,
ı) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için
günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul
edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil
eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık
ve yıllık yük eğrileri.),
280
olarak düzenlenir.
E.11.1.2.3
5 MVA’nın üzerindeki yükler
Kullanıcılar, 5MVA’nın üzerindeki talepler için ayrıntılı yük karakteristiklerini TEİAŞ’a bildirirler. Ark
Ocakları, çelik işleme atölyeleri, metro ve demiryolları kataner besleme sistemleri, fliker, gerilim dalgalanmaları
ile müşterileri etkileyebilen yükler bu gruba dahildir.
a) Bu tür yükler için gerekli veriler:
b) Periyodik değişim gösteren aktif ve reaktif enerji talepleri,
c) Değişimin periyodu,
ç) Talebin periyodik değişimi esnasında sabit kalan kısmı,
d) Arz yetersizliğinin ortaya çıkması durumunda, kullanıcı barasındaki çıkış geriliminin düşmesini
önleyebilmek için aktif ve reaktif talepte yapılması gereken kesintiler,
e) Periyodik bir süre içinde maksimum aktif ve reaktif güç talepleri,
f)Periyodik süre içinde en yüksek enerji talebi.
E.11.1.3
Santral verileri
E.11.1.3.1
Genel
Kullanıcılar TEİAŞ’a bir ESKİ yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E.11.1.3.2,
E.11.1.3.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde bildirirler.
İletim sistemine bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirirler. İletim
sistemine bağlı olmayıp, kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemine bağlı santrallar da TEİAŞ tarafından talep
edilmesi durumunda bu bilgileri verirler.
a) Santral veya ünitenin iletim sistemine bir bara aracılığıyla direkt olarak bağlı olduğu durum için
santral verileri,
b) Santral veya ünitenin iletim sistemine kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemi üzerinden bağlı olduğu
durum için santral verileri.
E.11.1.3.2
Santral verileri
a) Santralın iletim sistemine bağlandığı noktanın coğrafi, elektriksel konumu ve gerilimi,
b) Santralın kurulu ve asgari çıkış gücü,
c) Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ç) Üretim programı.
Dağıtım sisteminin talebi hesaplanırken, dağıtım sistemine direkt olarak bağlı santralların ünite sayısı
ve bunların toplam kapasitesi talepten düşülür.
E.11.1.3.3
Ünite verileri
a) Çıkış gücü ve gerilimi,
b) Güç faktörü,
c) Yıllık çalışma süresi,
ç) Yıllık enerji üretimi,
d) Üretim kapasitesi,
e) Sözleşmeye bağlanmış kapasite,
f) Yüklenme eğrisi,
g) Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ğ) Atalet sabiti,
h) Kısa devre oranı,
ı) Dikey eksen transient reaktansı (x’d),
i)
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti (T”d),
j)Ana güç transformatörünün kapasitesi, pozitif bileşen reaktansı ve kademe ayarları,
k)Santralın emreamadelik çizelgesi,
l) Isı tüketimi (kcal/kwh),
m)Yakıt tüketimi (gr/kwh, ton/yıl, m3/kwh, m3/yıl),
281
n) Yakıt türü,
o) Yakıtın ortalama ısıl değeri (kcal/kg),
ö) Yardımcı yakıt türü ve miktarı,
p) Ünite türü ve türbin devir sayısı,
r) Birim yatırım ($/kW), sabit giderler ($/kW-ay), ve değişken işletme giderleri (cent/kwh),
s) Yıllık CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz emisyonları (gr/kwh),
ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO 2, CH4, NOx, SOx ve
toz) (gr/kwh),
t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%).
E.11.1.3.4
Hidroelektrik santral verileri
Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.1.4
Santral verileri
E.11.1.4.1
Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası
sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.1.1 Termik santral verileri
a) Brüt üretim(kWh)
b) Santral iç tüketimi(kWh)
c) Net üretim(kWh)
ç)Yakıt miktarı (Ton veya sm³)
E.11.1.4.1.2 Hidrolik santral verileri
a) Brüt üretim(kWh),
b) Santral iç tüketimi(kWh),
c) Net üretim(kWh),
ç) Gelen su miktarı (m³).
E.11.1.4.1.3 Jeotermal ve Rüzgar santral verileri
a) Brüt üretim(kWh)
b) İç tüketim(kWh)
c) Net üretim(kWh)
E.11.1.4.2 Kısa dönem arz-talep projeksiyonu santral verileri (Bir sonraki yıla ait veriler, içinde
bulunulan yılın Mart ayı sonuna kadar verilecektir.)
a) Proje üretimi (kWh)
b) Brüt üretim(kWh)
c) İç tüketim(kWh)
ç) Net üretim(kWh
E.11.1.4.3 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna
kadar verilecektir.)
E.11.1.4.3.1 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda termik santral verileri
a) Brüt üretim(kWh)
b) İç tüketim(kWh)
c) Net üretim(kWh)
ç) Yakıt miktarı(Ton/sm³)
E.11.1.4.3.2 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri
a) Brüt üretim(kWh)
b) İç tüketim(kWh)
c) Net üretim(kWh)
282
ç) Toplam gelen su miktarı(m³)
d) Gelen debi(m³/sn)
e) Enerjiye kullanılan su(m³)
f) Buharlaşma(m³)
g) Dolu savaktan bırakılan su(m³)
ğ)İçme ve kullanmaya verilen su(m³)
h) Dip savak ve sulamaya verilen su(m³)
ı) Sızıntı ve kayıplar(m³)
i) Kullanılan toplam su (m³)
j) Aybaşı / aysonu göl seviyesi (m)
k) Aybaşı/aysonu göldeki su miktarı (m³)
l) Su enerji oranı (m³/kWh)
E.11.1.4.3.3 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri
a) Brüt üretim(kWh)
b) İç tüketim(kWh)
c) Net üretim(kWh)
283
BÖLÜM 2
E.11.2
AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ
E.11.2.1
Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.2.1.1
Genel
Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E.11.2.1.2 ve E.11.2.1.11'de açıklandığı
şekilde TEİAŞ’a bildirirler.
E.11.2.1.2
Kullanıcı sistemi şeması
a) Bara yapısı,
b) Hatlar, kablolar, transformatörler, kesici, ayırıcılar ile koruma ve ölçü sistemleri,
c) Faz sırası,
ç) Topraklama düzeneği,
d) Anahtarlama ve kilitleme düzenekleri,
e) İşletme gerilimleri,
f) Ekipmanın numaralandırma ve isimlendirme usul ve esasları.
E.11.2.1.3
Reaktif kompanzasyon sistemi verileri
Kullanıcı sistemindeki reaktif kompanzasyon tesisleri için aşağıdaki bilgiler hazırlanır:
a) Reaktif kompanzasyon sisteminin çıkışının sabit veya değişken olduğu,
b) Reaktif kompanzasyon sisteminin kapasitif ve/veya endüktif bölgelerdeki işletme aralığı,
c) Reaktif güç çıkışının kademe ayarları,
ç) Reaktif güç çıkışının otomatik kontrol özellikleri ve ayarları,
d) Reaktif kompanzasyon sisteminin kullanıcı sistemine bağlantı noktası.
E.11.2.1.4
Kullanıcı sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne etkisi
Kullanıcı, sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne olan etkisinin incelenebilmesi için
aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirir:
a) Kullanıcı sistemine bağlı üniteler de dahil olmak üzere, bağlantı noktasındaki azami 3 faztoprak kısa devre gücü,
b) Kullanıcı sistemine bağlı senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon
motor ve/veya şönt kapasitörlerden gelecek ilave 3 faz-toprak kısa devre gücü,
c) Kullanıcı sisteminin (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları.
E.11.2.1.5
Sistem suseptansı
Kullanıcı, nominal frekanstaki kullanıcı sisteminin iletim sistemine bağlantı noktasındaki eşdeğer
sistem suseptans bilgilerini TEİAŞ’a verir. Bu bilgiler, normal koşullarda kablo şebekesinin entegre
parçası olan ve kablodan bağımsız olarak hizmet dışı olmayan şönt reaktörler hakkında bilgileri de içerir.
Bu bilgilere aşağıdakiler dahil değildir:
a) Kullanıcı sistemindeki bağımsız reaktif kompanzasyon tesisleri,
b) E.11.2.3.2'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin
suseptansı.
E.11.2.1.6
Bağlantı empedansı
Kullanıcılar, sistemleri ile ilgili, eşdeğer direnç, reaktans ve şönt suseptansları içeren değerleri
TEİAŞ’a verirler. Bu değerlerin TEİAŞ tarafından düşük bulunması durumunda eşdeğer empedans ile
ilgili daha ayrıntılı bilgi veya kullanıcı sistemi eşdeğer empedansının direnç bileşeni kullanıcıdan
istenebilir.
E.11.2.1.7
Talep aktarma
284
Talebin, iletim sistemindeki birden fazla noktadan birlikte karşılanması durumunda, bu noktaların
herbirindeki taleplerin toplam talebe oranları kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Ayrıca, arıza ve
bakım çalışmaları esnasında bu talepler üzerinde elle veya otomatik olarak yapılan talep aktarma işlemleri
ve bu işlemler için gerekli süreler kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
Talebin, iletim sistemindeki alternatif noktalardan beslenebilmesinin mümkün olması durumunda,
talebin bu alternatif noktalara aktarılma olanakları ve aktarılma süreleri kullanıcı tarafından TEİAŞ’a
bildirilir.
E.11.2.1.8
Sistem verileri
Kullanıcı, yüksek gerilim sistemi ile ilgili olarak aşağıdaki verileri sunar.
(a) Sistem parametreleri:
-
Nominal gerilim (kV),
İşletme gerilimi (kV),
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen suseptansı.
(b) Yüksek gerilim şebekesi ile kullanıcı şebekesi arasında transformatörler:
-
MVA kapasitesi,
Gerilim oranı,
Sargıların bağlantı şekli,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen
direnci,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen
reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD.
(c) Santrallar da dahil olmak üzere, iletim sistemi bağlantı noktasına bağlı primer fider
donanımı:
-
Nominal gerilim (kV),
Nominal akım (A),
Nominal kısa devre kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kesme akımı, 1-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, tek-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, tek-faz (kA).
E.11.2.1.9
Koruma sistemi verileri
Kullanıcı, bağlantı noktasındaki koruma sistemi ve ayarları ile ilgili olarak aşağıdaki bilgileri
TEİAŞ’a verir.
a) Kullanıcı şebekesindeki röleler ve koruma sistemleri hakkında, ayarları da dahil olmak üzere,
kapsamlı bilgileri,
285
b) Kullanıcı şebekesindeki tekrar kapama teçhizatı ile ilgili kapsamlı bilgileri,
c) Ünite, ünite transformatörleri, start-up transformatörleri ve iç ihtiyaç transformatörleri ile
bunlara ilişkin bağlantılardaki röleler ve koruma sistemlerinin, ayarları da dahil olmak üzere
kapsamlı bilgileri,
ç) Bir kesicisi olan ünite çıkışlarında elektrik arızası giderilme süreleri,
d) Kullanıcı şebekesindeki arızaların giderilme süreleri.
E.11.2.1.10 Topraklama verileri
Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere,
hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.1.11 Geçici aşırı gerilim verileri
İzolasyon koordinasyonu çalışmaları için TEİAŞ tarafından aşırı gerilim incelemesi yapılması
gerekir. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde, iletim bağlantı noktasına ilişkin kendi sistemi
için hesapladığı ark empedansı değerlerini ve bu hesaplamaların ayrıntılarını sunar. TEİAŞ, gerekmesi
durumunda, tesis ve/veya teçhizatın fiziksel boyutları ve iletim sistemine doğrudan bağlı teçhizatın ve
koruma araçlarının özellikleri ile ilgili daha ayrıntılı bilgi talep edebilir.
E.11.2.2
Talep verileri
E.11.2.2.1
Genel
a) Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir ESKİ ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden
on yıl için beklenen bilgileri E.11.2.2.2 ve E.11.2.2.3’de belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirir.
b) Kullanıcılar, yılın farklı dönemlerindeki toplam talebin doğru olarak belirlenebilmesi için talep
tahminlerindeki değişimleri gösteren ek talep tahmini verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.2.2
Kullanıcının aktif ve reaktif güç talebi
Kullanıcı sisteminde yer alan ve dengelemeye tabi olmayan santralların üretimleri çıkarıldıktan
sonra geriye kalan talep değerleri aşağıdaki şekilde saatlik bazda her gün için verilir:
a) Kullanıcı sisteminde aktif güç puantının oluştuğu tarih,
b) Kullanıcı sisteminde minimum aktif gücün oluştuğu tarih,
E.11.2.2.3
Müşteri talep yönetimi verileri
Kullanıcıdan kaynaklanan nedenlerle aktif ve reaktif talepte yapılan talep düşümü, bu düşümü
gerçekleştirmek için düşümden önce tüketicilere yapılan bildirimler, talep düşümlerinin süreleri ve yıl
içindeki talep düşümlerinin toplam sayısı TEİAŞ’a verilir. Bu talep düşümlerinin süre ve sayı bakımından
kabul edilebilir düzeyde olup olmadığı hususunda inceleme ve değerlendirme yıl sonunda TEİAŞ
tarafından yapılır. Bu incelemenin sonuçları TEİAŞ tarafından dağıtım şirketine bildirilir.
E.11.2.3
Santral verileri
E.11.2.3.1
Genel
50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip
üreticiler, E.11.2.3.2’den E.11.2.3.9'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ’a verir.
E.11.2.3.2
Ek talep
a) Ünitenin nominal yükte iç ihtiyaç yükü,
b) Ünitenin iç ihtiyacının iletim veya dağıtım sisteminden sağlanması durumunda, ünite gücü ile
birlikte, ünitenin ek iç ihtiyaç gereksinimi de belirtilmelidir.
E.11.2.3.3
Ünite parametreleri
286
a) Nominal çıkış gerilimi (kV),
b) Nominal görünür çıkış gücü (MVA),
c) Nominal aktif çıkış gücü (MW),
ç) Minimum aktif güç (MW),
d) Kısa devre oranı,
e) Dikey eksen senkron reaktansı: (Xd),
f) Dikey eksen transient reaktansı: (Xd),
g) Dikey eksen sub-transient reaktansı: (Xd),
ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (Td),
h) Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (Td),
ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (Xq),
i) Yatay eksen transient reaktansı: (Xq),
j) Yatay eksen sub-transient reaktansı: (Xq),
k) Yatay eksen transient zaman sabiti: (Tq),
l) Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (Tq),
m) Stator zaman sabiti: (Ts),
n) Stator direnci: (Rs),
o) Stator kaçağı reaktansı: (Xls),
ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H),
p) Nominal ikaz akımı: (If),
r) Üreticilerin uygunluk sertifikasından %10 luk basamaklarla alınan nominal gerilimin % 50 ile
%120 arasındaki aralığa karşılık gelen değerler kullanılarak ünite terminali ve gerilimi ile ikaz akımı
(If) açık devre doyma eğrisi.
E.11.2.3.4
Yükseltici transformatör parametreleri
a) Nominal görünür güç (MVA),
b) Gerilim değişim oranı,
c) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen
direnci,
ç) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen
reaktansı,
d) Sıfır bileşen reaktansı,
e) Kademe ayar aralığı,
f) Kademe adımı sayısı,
g) Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
ğ) Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD
h) Bağlantı grubu.
E.11.2.3.5
İç ihtiyaç transformatörü parametreleri
a) Nominal görünür güç ( MVA),
b) Gerilim değişim oranı,
c) Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı.
E.11.2.3.6
İkaz kontrol sistemi parametreleri
a) İkaz devresi DC kazancı,
b) Nominal ikaz gerilimi,
c) Asgari ikaz gerilimi,
ç) Azami ikaz gerilimi,
d) Artan ikaz gerilimi azami değişim hızı,
e) Azalan ikaz gerilimi asgari değişim hızı,
f) İkaz devresi blok diyagramı,
g) Aşırı ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
ğ) Düşük ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
h) Güç sistemi dengeleyicisi (PSS) parametreleri.
287
E.11.2.3.7
Tekrar kızdırıcı sistemi gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
a) YB (Yüksek basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
b) Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
c) YB kontrol valfı zaman sabiti,
ç) YB kontrol valfı açılma sınırları,
d) YB kontrol valfı hız sınırları,
e) Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti,
f) OB (Orta basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
g) OB hız regülatörü ayarlama aralığı,
ğ) OB kontrol valfı zaman sabiti,
h) OB kontrol valfı açılma sınırları,
ı) OB kontrol valfı hız sınırları,
i) YB ve OB hız regülatörü devresindeki ivmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları,
j) Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11.2.3.8
Tekrar kızdırıcısız gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
a) Hız regülatörü ortalama kazancı,
b) Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
c) Buhar veya yakıt kontrol valfı zaman sabiti,
ç) Kontrol valfı açılma sınırları,
d) Kontrol valfı hız sınırları,
e) Türbin zaman sabiti,
f) Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11. 2.3.9 Hidroelektrik gruplar için hız regülatörü parametreleri
a) Hız regülatörü kalıcı düşüşü,
b) Hız regülatörü geçici düşüşü,
c) Hız regülatörü zaman sabiti,
ç) Filtre zaman sabiti,
d) Servo zaman sabiti,
e) Giriş hız sınırı,
f) Maksimum giriş sınırı,
g) Minimum giriş sınırı,
ğ) Su girişi zaman sabiti,
h) Türbin kazancı,
ı) Türbin kaybı,
i) Yüksüz akış.
E.11.2.3.10 Santral esneklik performansı
a) Ünite için soğuk yol verme yüklenme hızı,
b) Ünite için ılık yol verme yüklenme hızı,
c) Senkronizasyonu izleyen blok yük,
ç)Nominal kapasiteden yük düşme hızı,
d) Kontrol aralığı,
e) Yük atma yeteneği.
E.11.2.4
Ek veriler
E.11.2.4.1
Genel
TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir.
288
EK 12
GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYAR PROSEDÜRÜ
E.12.1 AMAÇ VE KAPSAM
Senkron Güç Üretim Modüllerinde Güç Sistemi Dengeleyicisi (PSS) tesis
edilmesinin amacı, iletim sisteminde meydana gelen salınımları sönümlendirmek, bu
sayede de sistemin güvenli, güvenilir ve kararlı işletimine katkı sağlamak, aynı
zamanda ülkeler arası elektrik enerjisi ticareti hacmini arttırmaktır.
Bu Prosedür’ün kapsamı içerisinde yer alan bilgisayar simülasyonlarına dayalı
analizler en önemli süreçlerden biri olup, jeneratör, ikaz sistemi ve otomatik gerilim
regülatörüne (AVR) ilave bir kontrol döngüsü olan PSS’in modellenmesi ve saha
testleri ile doğrulanması gerekir.
PSS performans dinamik analizlerinin bilgisayar ortamında gerçekleştirilebilmesi
için bu ekin E.12.2, E.12.3. ve E.12.4. kısımlarında belirtilen verilerin tamamının
TEİAŞ’a verilmesi gereklidir. PSS ayar prosedürü 3 aşamadan oluşur:
a) Jeneratör ve ikaz sistemi (AVR+PSS) ile ilgili verilerin ve doğrulanmış
modellerin TEİAŞ’a verilmesi,
b) PSS ayarlarının yapılması,
c) PSS doğrulama testlerinin yapılması ve ilgili raporun TEİAŞ’a sunulması.
E.12.2 SENKRON GÜÇ ÜRETİM MODÜLLERİNDEN TALEP EDİLECEK
JENERATÖR VERİLERİ
Senkron Güç Üretim Modüllerinden ünite başına maksimum Kapasitesi 75
MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen jeneratör verileri TabloE.12.1’de verilmektedir.
Tablo-E.12.1- Üretim Birimlerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri
Parametre
İsim
Üretici Firma
Tipi
Servise Giriş Yılı
Nominal Görünür Gücü
Nominal Stator Gerilimi
Nominal Hızı (50Hz’e karşılık gelen)
Stator Kaçak Reaktansı
Armatür (stator) direnci
İkaz direnci için Referans Isı
D- ekseni senkron reaktansı (doymamış)
Negatif dizi empedansı
Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi
D- ekseni geçici durum senkron reaktansı
(doymamış)
D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı
(doymamış)
Q ekseni senkron reaktansı (doymamış)
289
Sembol
(Birim)
-
Yıl
Sn [MVA]
Un [kV]
fn [rpm]
Xl [pu]
ra [pu]
Tref [oC]
Xd [pu]
X- [pu]
X0 [pu]
Xd' [pu]
Xd'' [pu]
Xq [pu]
Değer
Q ekseni geçici durum senkron reaktansı
(doymamış)
Q ekseni Alt geçici senkron reaktansı
(doymamış)
D-ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum
zaman sabiti
D-ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum
zaman sabiti
Q- ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum
zaman sabiti
Q- ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum
zaman sabiti
D-ekseni kısa devre devre geçici durum zaman
sabiti
D-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman
sabiti
Q-ekseni kısa devre geçici durum zaman sabiti
Q-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman
sabiti
Xq' [pu]
Xq'' [pu]
Td'o [s]
Td''o [s]
Tq'o [s]
Tq''o [s]
Td' [s]
Td'' [s]
Tq' [s]
Tq'' [s]
H
[MWs/MVA]
Rf [Ohm]
Atalet Sabiti
Tref’teki ikaz direnci
Yüklenme Eğrisi
Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri
Topraklama tipi ve Empedansı
[Ohm]
Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator
ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0
düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep
edilmektedir. Söz konusu veriler senkron güç üretim Modülündeki ünite gücü 75 MW
veya üzerinde olan her bir ünite için talep edilmektedir. Tablo-E.12.1’de verilen zaman
sabitlerinin ve reaktansların yerine, dq0 düzlemindeki eşdeğer devre elemanlarının
(dq0 düzlemindeki eşdeğer sargılar için, öz direnç, öz endüktans ve müşterek
endüktans değerleri) değerlerinin sağlanması da mümkündür.
E.12.3 SENKRON GÜÇ ÜRETİM MODÜLLERİNDEN TALEP EDİLECEK
GRUP TRANSFORMATÖRÜ VERİLERİ
Senkron Güç Üretim Modüllerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın
üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen Grup Transformatörü Verileri TabloE.12.2’de verilmektedir.
Tablo-E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri
Sembol
(Birim)
-
Parametre
İsim
Üretici Firma
Tipi
Nominal Görünür Gücü
Nominal Primer Gerilim
Nominal Sekonder Gerilim
Pozitif Dizi Seri Reaktansı
Negatif Dizi seri direnci
Sıfır Dizi seri reaktansı ve
Sn [MVA]
U1n [kV]
U2n [kV]
x1sc [%]
%
%
290
Değer
topraklama tipi
Kademe Sayısı
Kademe Değişimi (toplam)
Topraklama tipi
Bağlantı Grubu (a.k.a. Vektör
Grubu)
1. simetri, büyük harf: YG
2. simetri, küçük harf: AG
3. simetri, sayı: saat ters yönü faz
yerdeğiştirme (her sayı arası 30
derece bulunmaktadır) (AG,
YG’nin gerisindedir)
+/%
E.12.4 SENKRON GÜÇ ÜRETİM MODÜLLERİNDEN TALEP EDİLECEK
İKAZ SİSTEMLERİ VERİLERİ
Sistem kararlılık analizleri için, Senkron Güç Üretim Modüllerinden , Otomatik
Gerilim Regülatörü (AVR) ve Güç Sistemi Dengeleyicilerinin (PSS) IEEE standart
modellerine karşılık gelen blok diyagramları ve bu diyagramlardaki parametrelere
karşılık gelen ilgili değerlerin; ilgili Güç Üretim Tesisi işleticisi tarafından TEİAŞ’a
bildirilmesi gerekmektedir.
E.12.5 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYARLARININ YAPILMASI
PSS ayarları, işletme sırasında ortaya çıkabilecek 0.1–4.0 Hz frekans bandındaki
tüm elektromekanik salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde yapılır. Bu
amaçla, PSS ayarları, işletme sırasında oluşabilecek bölgeler arası salınım, lokal
salınım, makineler arası salınım ve torsiyonel şaft salınım modları tahrik edilmeyecek
şekilde ve aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterleri
gözetilerek yapılmalıdır .
PSS için saha testleri öncesinde; doğrulanmış ikaz sistemi, generatör ve sistem
modeli kullanılarak, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar
kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygun parametre seti belirleme
çalışması yapılmalıdır. Bu çalışma sonucunda PSS için önerilen parametre seti ve bu ekin
E.12.2, E.12.3, E.12.4 maddelerinde belirtilen veriler TEİAŞ’a raporlanmalıdır. Buna
mütakip yapılacak olan PSS ayar çalışması saha testleri öncesinde TEİAŞ bilgilendirilmeli
ve uygun bir zaman belirlenmelidir. TEİAŞ gerek görmesi halinde saha testlerinde
gözlemci bulundurabilir. Ayar çalışmaları sırasında gerçekleştirilen saha testi ve
bilgisayar simulasyonu sonuçlarının, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen
asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygunluğu TEİAŞ’a
raporlanır. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha
farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışmanın tekrar edilmesini talep edebilir.
a) PSS giriş sinyallerini filtreleyen temizleme filtre zaman sabitleri ilgili modlar
için efektif bir değere çekilir. (10 saniyeden daha küçük zaman sabitleri
seçilmesi önerilmektedir.)
b) Yukarıdaki aşama tamamlandıktan sonra, PSS, otomatik gerilim regulatörü,
ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS
girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer
fonksiyonunun faz karakteristikleri, 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı içerisinde ±30o
aralığında olacak şekilde, PSS ile düzeltilir. (Şekil-E.12.1’de gri taralı bölge).
Söz konusu ünite için tehlikeli bir şaft salınım modunun olduğu durumlarda,
1’de belirtilen faz karakteristiklerinin 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı dahilinde ±30o
aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin
sorumluluğundadır.
291
Şekil-E.12.1 - PSS+AVR+İkaz Sistemi+Jeneratör Faz Karakteristiği için
Önerilen Bölge (Elektriksel Güç / Rotor Hızı Transfer Fonksiyonu İçin)
c) Şekil-E.12.1’de belirtilen faz karakteristiklerine uygun ayarlar yapıldıktan sonra,
PSS kazancı, en zayıf iletim sistemi şartlarında, en baskın (sanal kısım/reel kısım
oranı en büyük olan) lokal salınım modları için sönümleme oranı (ζ), 0,707 ≤ ζ < 1
olacak şekilde ayarlanır. Ayarlanan PSS kazanç değeri, PSS maksimum kazancının
(belirtilen bode diyagramında fazın -360 derece olduğundaki kazanç değeri)
minimum 10 dB altında olmak zorundadır. Yani PSS kazanç değeri, maksimum
PSS kazanç değerinin 1/3’ünü geçmemelidir. Saha testleri sırasında, yüksek PSS
kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz
sistemi, jeneratör ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç
değeri, TEİAŞ tarafından onaylanmak kaydıyla, ikaz sistemi üreticisinin ya da ikaz
sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının belirleyeceği güvenli değere
düşürülebilir.
Ç) PSS tasarımının, ikaz sistemine giden PSS çıkış sinyalinin, ünitenin geçici
kararlılığını olumsuz etkilemeyecek şekilde sınırlandırılabilir olmasına imkan
sağlaması gerekmektedir. Söz konusu limit değerleri de ikaz sistemi üreticisi (ya da
ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanı) tarafından belirlenir. PSS
açık durumda iken, hem giriş sinyallerinde hem de çıkış sinyalindeki limit
değerinin 0’dan büyük olması gerekmektedir. (PSS çıkış sinyali limiti için tipik
değer ±0,05 pu dur.)
E.12.6 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ DOĞRULAMA TEST PROSEDÜRÜ
Bölüm E.12.5’de yer alan ayar çalışmalarına dair raporların TEİAŞ’a sunulup, uygun
bulunmasını müteakip doğrulama testleri bu bölümde yer alan prosedürler çerçevesinde
gerçekleştirilir. Doğrulama test çalışmalarının yapılacağı tarih en az 1 hafta öncesinden
TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ isterse bu çalışmalar esnasında gözlemci bulundurabilir.
292
E.12.6.1 Ön Gereksinimler
Güç sistemi dengeleyicisi performans doğrulama testleri öncesinde, testleri
gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanının, asgari olarak, aşağıdaki ekipman, yazılım ve
yetkilere sahip olması gerekir:
a) AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde 0 pu – 0,05 pu
aralığında 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir gerilim değişimine karşılık
gelen basamak fonksiyonu değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya
yazılım.
b) AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde, 0 pu – 0,02 pu tepe
değeri aralığında, 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir saf sinüs ya da 1/fα
tipi gerilim değişimine karşılık gelen değişiklik yapabilmek için yeterli
donanım ve/veya yazılım.
c) Frekans tepkisi testlerini gerçekleştirebilmek ve test sonuçlarını
gözlemleyebilmek için, asgari 0,1 – 10 Hz bandında çalışabilen bir spektrum
analizörü donanımı ve/veya yazılımı.
ç) Test sonuçlarını sayısal ortamda depolamak için, asgari olarak; 12.6.2.
maddesinde kaydı zorunlu olarak yer alan 8 farklı sinyali, ilgili her sinyal için
0,001 pu çözünürlüğünde ve 10 ms örnekleme zamanında kayıt edebilme
imkânına sahip donanım ve/veya yazılım.
d) Test sırasında, ilgili sinyallerdeki değişiklikleri gözlemleyebilmek amacıyla,
asgari iki kanallı bir osiloskop.
e) Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, PSS’in ikaz sistemine giden
girişini iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
f) Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, otomatik gerilim regulatörü
girişindeki test sinyalini (basamak fonksiyonu, saf sinüs ya da 1/fα tipi test
sinyali) iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
g) PSS’in bütün yardımcı ekipmanlarının (ölçüm transdüserleri, alarm ve uyarı
sistemleri) tam ve çalışır durumda olması.
ğ) Testi gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanı için,
-
İkaz sistemi donanımı üzerinde
İkaz sistemi yazılımı üzerinde
Jeneratör koruma sistemi üzerinde
AVR ve PSS parametreleri üzerinde;
değişiklik yapma yetkisi ve sorumluluğu bulunmalıdır.
E.12.6.2 Test Yöntemi
PSS performans doğrulama testleri, ilgili ünitenin ikaz sistemi üreticisi ya da
ilgili ikaz sistemi üreticisinin onayladığı bir ikaz sistemi uzmanı tarafından yapılır.
Güç Üretim Tesisi personelinin ve/veya testi yapacak ikaz sistemi uzmanlarının test ile
ilgili yazılım ve donanım ile ilgili tüm ön hazırlıkları tamamlamış ve teste hazır
olmaları gerekmektedir.
Aşağıdaki sinyallerin, daha sonra yapılacak analiz çalışmaları için bütün testlerde
kaydedilmesi gerekmektedir.
a) Ünite aktif gücü
b) Ünite reaktif gücü
c) İkaz gerilimi
293
ç) İkaz akımı
d)
e)
f)
g)
PSS çıkış sinyali
Jeneratör terminal gerilimi
Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı)
Şebeke frekansı
ğ) Rotor hızı (isteğe bağlı, eğer uygunsa)
h) Gerilim referans değeri (uygulanan değişiklik sinyali ile birlikte)
Testlerin sonunda E.12.7 bölümünde belirtildiği şekilde Performans Doğrulama
Raporu TEİAŞ’a sunulur.
E.12.6.2.1 Basamak Fonksiyonu Tepkisi (Step Response) Testleri
PSS’in lokal salınımların sönümlendirilmesine katkı sağlayıp sağlamadığını
gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde ±%2 (ya da ±%3)
basamak fonksiyonu değişiklik yapılarak bu prosedür’ün 12.6.2 maddesinde belirtilen
sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Te stler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
a)
BYTM ve MYTM’den gerekli izinler alınmalıdır. Ünite testler sırasında
frekans kontrolüne katılmaması gerektiğinden hız regulatöründe gerekli
düzenlemeler yapılır.
b)
TEİAŞ tarafından onaylanan PSS ayar değerleri PSS’e yüklenir.
c)Ayrıca TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, ünite şebekeye senkron olmadan
(jeneratör devre kesicisi açıkken) anma hızında dönerken ve anma geriliminde
ikazlanmış durumda iken, PSS ayar çalışmaları sırasında kullanılan jeneratör ve
ikaz modelini doğrulamak amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2
(ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak yukarıda belirtilen
sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Bu test sırasında PSS kapalı konumda olmak
zorundadır.
ç) PSS kapalı konumda iken, ünite nominal aktif gücünün %90’ı ile %100’ü
arasına getirilir.
d) Basamak fonksiyonu tepkisi testlerine başlamadan önce testler esnasında
kullanılacak kazanç değerini belirlemek üzere, PSS kazancı 0’a çekilir ve PSS
aktif konuma getirilir. Daha sonra, ünite davranışı gözlenerek, PSS kazancı daha
önce TEİAŞ’a raporlanan değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her
kazanç adımı için bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller ve ünite
davranışı 1 dakika boyunca gözlenerek, gürültü amplifikasyonu ya da ikaz
sistemi ve PSS arasında etkileşim olmadığından emin olunur. Test sırasında,
yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya
da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç
değeri, daha fazla arttırılmaz ve bu nokta maksimum PSS kazancı olarak
kaydedilir. E.12.5, c) maddesinde belirtildiği gibi PSS kazanç değeri, PSS
kazancı ile maksimum kazanc arasındaki fark minimum 10 dB olacak şekilde
ikaz sistemi üreticisinin (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi
uzmanının) belirleyeceği güvenli değere ayarlanır.
e) Kazanç testlerinde herhangi bir olumsuz durumla karşılaşılmadığı takdirde,
test prosedürü basamak fonksiyonu tepkisi testi ile devam eder. Bu testin amacı,
PSS’in ilgili ünitenin lokal salınımının sönümlendirilmesine sağladığı katkının
294
gözlenmesidir. Bu nedenle, basamak fonksiyonu tepkisi testleri,PSS kapalı
konumda iken ve PSS açık konumda iken ayrı ayrı yapılır.
İlk olarak, PSS kapalı konumda iken, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2
(ya da %3) step değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen
sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Daha sonra, PSS açık konuma alınır ve PSS kazancı azami güvenli değere kadar,
5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için, ikaz sistemi gerilim referans
değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak bu dokümanın
12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Sonuçların değerlendirilmesi aşamasında, PSS kapalı iken yapılan ve PSS açık
iken yapılan basamak tepkisi test sonuçları aynı ölçekte çizilir. PSS açık konumda
iken, PSS kapalı iken alınan sonuçlara kıyasla, ünite aktif gücündeki salınımların daha
yüksek bir sönümleme oranı ile sönümlenmiş olması en temel beklenti olmakla
birlikte, aktif güç salınımlarının 2-3 salınım periyodu içinde sönümlenmiş olması
tatmin edici bir sonuçtur. Test sonuçları değerlendirilirken, aktif güç salınımları iyi
sönümleniyor olsa bile, ünite reaktif gücünde, ikaz geriliminde, ya da ikaz akımında
sönümlenmeyen periyodik salınımların ya da gürültü bileşeninin bulunmaması
gereksinimi de dikkate alınmalıdır.
E.12.6.2.2 Frekans Tepkisi (Frequency Response) Testleri
PSS’in 0,1–3,0 Hz aralığındaki salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak
şekilde ayarlandığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerine,
terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak
şekilde, beyaz gürültü ya da 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf
sinüzoidal test sinyali uygulanarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen
sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf
sinüs test sinyali uygulanarak tekrarlanan testler yerine, bütün frekans bileşenlerini
içeren 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) uygulanarak da
benzer testler gerçekleştirilebilir.
Test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki
salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5 – 3,0 Hz frekans bandındaki salınımlar
için de ünite aktif gücü sinyaline Hızlı Fourier Dönüşümü (FFT) uygulanır. Başarı
kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken alınan
test sonuçlarında, PSS’in kapalı olduğu durumda alınan test sonuçlarına kıyasla
salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
a) Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nden
gerekli izinler alınır. PSS kapalı konumda iken ünite şebekeye senkronlanır
ve maksimum kapasitenin %90’ı ile %100’ü arasına getirilir. Bu test
sırasında, test sonuçlarının tam anlamıyla değerlendirilebilmesi için, ünite
hiçbir şekilde primer frekans kontrolüne katılmamalıdır.
b) İkaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu
en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, ya 1/fα tipi test
sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) ya da 0,1 – 3,0 Hz bandı
içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak (bu
durumda testler 0,1 Hz, 0,2 Hz, 0,3 Hz, 0,4 Hz, 0,5 Hz, 0,6 Hz, 0,7 Hz, 0,8
Hz, 0,9 Hz, 1 Hz, 1,25 Hz, 1,5 Hz, 2 Hz, 2,5 Hz, 3 Hz, 3,5 Hz ve 4 Hz
frekanslarındaki saf sinüs test sinyali için tekrarlanacaktır) bu ekin 19.6.2
bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında,
uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en
295
az 0,001 pu en çok da 0,02 tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde yavaş
yavaş arttırılmalıdır. Kayıt işlemi, terminal gerilim değişikliklerinin değeri
ayarlandıktan sonra başlamalıdır. Her adımda, ilk olarak PSS kapalı
konumda iken test gerçekleştirilir. Daha sonra, PSS kapalı iken uygulanan
sinyalin genliği değiştirilmeden PSS açık konuma getirilir. Özellikle saf
sinüs test sinyalinin uygulandığı durumlarda, lokal salınım modlarının
bulunduğu 0,8 Hz – 2 Hz arasında sinyal genliği arttırılırken ünite aktif
gücündeki salınımların şiddetine azami dikkat edilmelidir. Herhangi
beklenmeyen bir durumda, acilen test sinyalinin uygulanmasının durdurulup,
PSS’in kapalı konuma getirilmesi önerilir.
c) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin
olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz
frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5-4 Hz
frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline FFT
uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS
açık konumda iken salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
E.12.6.2.3 Hızlı Yükleme Testleri
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
a) Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi Merkezinden gerekli izinler
alınır. Ünite testler sırasında primer ya da sekonder frekans kontrolüne
katılmayacağı için hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır. PSS açık
konumda iken, ünite minimum kararlı üretim düzeyine getirilir.
b) Ünite nominal aktif gücüne gelene kadar, üreticilerin belirlediği azami
MW/saniye oranıyla yüklenir, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller
gözlenir ve kayıt edilir.
c) Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye
oranıyla yük atar, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve
kayıt edilir.
ç) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin
olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, ünite yük
alıp atarken büyük ölçekte reaktif güç salınımlarının gözlenmemesi beklenir.
Aksi takdirde, PSS tasarımı gözden geçirilmelidir. Bu durum, özellikle
hidroelektrik Güç Üretim Modüllerinde tek girişli (delta P tipi) PSS
kullanıldığı zaman sıklıkla görülmektedir. Bu nedenle, çift girişli (aktif güç
ve frekans girişli), hızlandırıcı gücün integrali felsefesine sahip bir PSS
tasarımı kullanılması önem taşımaktadır.
E.12.7 ASGARİ PERFORMANS ŞARTLARI
Güç Üretim Modüllerinin Güç Sistemi Dengeleyecilerinin başarı kriteri; söz
konusu ünitelerin her birinin, E.12.6’da verilen Test prosedürüne göre yapılacak testler
sonucunda, yine aynı bölümde yer alan performans şartlarını sağlamasıdır. Söz konusu
ünitelerde gerçekleştirilen testler sırasında veya sonrasında, belirtilen performans
şartlarını sağlamak amacıyla, daha önceden TEİAŞ’a raporlanmış güç sistemi
dengeleyicisi ayar değerlerinde değişiklik yapılabilir. Güç Üretim Modülünün başarı
kriterine esas olan ayar değerleri, saha testleri ile doğrulanmış değerlerdir. Onay
aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre
seti önerebilir veya çalışma tekrar edilmesini talep edebilir.
Performans doğrulama raporlarında, asgari olarak aşağıdaki analiz ve test
sonuçlarının bulunması gerekmektedir.
a) Güç Üretim Modülü ile ilgili veriler (bu ekin 2, 3 ve 4. kısımlarında
belirtilen veriler)
296
Not: Performans doğrulama raporlarında, PSS ve ikaz sistemi için performans
doğrulama testleri sonucunda kesinleştirilmiş parametre değerlerinin verilmesi
gerekmektedir.
b) Aşağıdaki maddelerde açıklanan Bode Diyagramları;
-
-
PSS devre harici iken (kapalı konumda iken), otomatik gerilim
regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin
gerilim referans değeri (AVR girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin
terminal gerilimi olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için, kazanç ve
faz karakteristikleri.
PSS devrede iken (açık konumda iken), PSS, otomatik gerilim
regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin
rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü
olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için kazanç ve faz
karakteristikleri.
c) Bu ekin 6. kısmında belirtilen metodolojiye uygun olarak gerçekleştirilmiş
adım tepkisi, frekans tepkisi ve hızlı yükleme testi sonuçları.
ç) Saha ölçümleri ve bilgisayar modelinin uyumluluğunu gösteren doğrulama
çalışması ile ilgili sonuçlar.
d) Doğrulanmış model kullanılarak gerçekleştirilen modal analiz sonuçları ile
bölgeler arası salınım modunun (~0.15 Hz) sönümleme oranının (ζ), PSS
açık ve kapalı durumda değişimi.
e) PSS açık ve kapalı durumda gerçekleştirilen 1 saatlik gerilim ve aktif güç
sinyalleri ölçümlerinin frekans spektrumunu gösteren grafik.
297
EK 13
JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ
298
EK 14
ÜRETİM PLANLAMA PARAMETRELERİ
Aşağıdaki veriler dengeleme ve uzlaştırmaya taraf ünite ve/veya bloklar için
hazırlanır:
1)
Senkronizasyondan çıkan üniteyi ve/veya bloğu tekrar senkronize edebilmek için
gerekli minimum süre,
2)
Güç Üretim Modülündeki farklı üniteler arasında veya kombine çevrim gaz türbini
bloğu içindeki bir gaz türbini ve çevrim ünitesi arasında veya iki blok arasındaki
minimum senkronizasyon süresi,
3)
Senkronizasyon esnasında kombine çevrim gaz türbini bloğunda, blok yük olarak
tanımlanan minimum üretimi,
4)
Aşağıdaki koşullar için ünite ve/veya bloğun senkronizasyonunda maksimum
yüklenme oranları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
5)
Boşta en kısa çalışma süresi,
6)
Aşağıdaki koşullar için, ünite ve/veya blok maksimum yük düşme oranları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
7)
Aşağıdaki koşullar için, yıllık izin verilen maksimum çalışma şartları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
299
EK 15
FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ
Frekans (Hz)
47.5
49.5
50.5
%100 Aktif
Güç Çıkışı
%96 Aktif
Güç Çıkışı
(1) Şebeke frekansının 49,5 Hz – 50,5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış
gücünün %100’lük sabit değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığında
ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C
(77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında geçerlidir.
(2) Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz
türbinlerinin aktif güç çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına
düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır.
300
EK 16
ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Önemli olayın saati ve tarihi,
Önemli olayın yeri,
Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat,
Önemli olayın özet açıklaması,
Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi,
Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi,
Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda
şebekede ortaya çıkan azalma.
301
EK 17
YAN HİZMETLER PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
E.17.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri üç aşamadan oluşmaktadır. Bu
aşamalar, aşağıda E.17.A.1, E.17.A.2 ve E.17.A.3 bölümlerinde açıklanan Primer Frekans
Kontrol Rezerv Testi, Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi ve Doğrulama Testidir.
Primer Frekans Kontrolüne katılacak Güç üretim Modüllerinin tümünde bu testler
gerçekleştirilir. İlgili Güç Üretim Modülünde birden çok ünite bulunuyorsa primer frekans
kontrol performans testleri bu hizmete katılmakla yükümlü her ünite için gerçekleştirilecek
ve bu testlere ilişkin primer frekans kontrol performans test sertifikası her ünite için ayrı
ayrı hazırlanır. Hazırlanacak test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir11.
(2) Testler sırasında talep edilen dokümanların yanında, primer frekans kontrol
fonksiyonlarının gösterimi amacıyla ünite kontrol sistemlerinin, özellikle de türbin hız
regülatörü ile kazan kontrol sistemi arasındaki işleyişin, basitleştirilmiş blok şemaları Güç
Üretim Tesisi personeli tarafından sağlanmalıdır. Elde edilen blok şemalar ve test
sinyalinin uygulama noktaları test raporunda belirtilmelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre
aşağıdaki sinyallerin kayıtları yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin
yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili
test firmasının sorumluluğundadır.
a) Ünite Aktif Güç Referansı (Transdüser/PLC/DCS/Veri Kayıt Yazılımı
üzerinden).
b) Aktif Güç Çıkışı (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
c) Şebeke Frekansı (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
ç) Uygulanan Test Frekansı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
d) Vana Pozisyonları veya Yakıt Akışı/Miktarı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
i.
Buhar türbinleri için türbin by-pass vanası pozisyonu (% açıklık)
(Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
ii.
Buhar türbinleri için buhar basıncı (Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
iii.
Buhar türbinleri için buhar sıcaklığı (Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt
dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna
CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. 12
(4) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10
veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için
testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri yukarıda belirtilen
bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla
ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup Güç Üretim Tesisi kendi sistemlerinden
sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır.
Harici olarak bağlanacak her bir veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı
11
12
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
302
ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak
zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır.
Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ
gözlemcisine ibraz edilir.
(5) Testler sırasında ünite parametreleri (basınç, sıcaklık ve benzeri) normal işletme
değerleri dahilinde kalmalı ve normal işletme değerleri dahilinde kaldığı test raporunda
beyan edilmelidir. Testler sırasında, ünite parametreleri teçhizatın güvenli kullanımı için
mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır.
Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması
kullanılmamalıdır.
(6) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, herhangi bir yazılımsal ve/veya
donanımsal simülasyon yöntemi kullanılarak, test edilen ünitenin türbin hız regülatörünün
şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen
hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.17.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla
gerçekleştirilir.
Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik
durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili Güç
Üretim Modülünün sorumluluğundadır.
Şekil E.17.A.1 - Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması
(7) Primer frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar
çerçevesinde gerçekleştirilir ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan
ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
E.17.A.1.
Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin hedefi, ünitenin, primer frekans
kontrolü için ayırabileceği azami primer rezerv miktarını, şebeke frekans kontrolü
doğrultusunda belirlenmiş ölçütlere uygun şekilde, gerektiğinde sunabilir yetenekte
olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
303
(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde
aşağıdaki işlemler yapılır:
a.
b.
c.
Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, “200 mHz’lik frekans sapması
durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50’si en fazla 15 saniye içinde,
tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmelidir” gerekliliğine göre,
aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi
değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
Azami Primer Rezerv Kapasitesinin ünite nominal aktif gücünün %5’inden az olması
durumunda, testler ve test sonrası normal işletme için ilgili parametreler en yüksek %8 hız
düşümü ile koşut olacak şekilde ayarlanır. İlgili ünitede; -200 mHz basamak frekans
değişimi testinde, belirlenmiş Azami Primer Rezerv Kapasitesine denk güç değişimi
limitlemesi uygulanır. +200 mHz basamak değişimi testinde herhangi bir primer tepki
limitlemesi kullanılmamalıdır. Azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif
gücünün %2’sinden az, %10’dan fazla olamaz. TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde
%10’dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir.
Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax), %
5
10
Hız eğimi ( sg), %
8
4
Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer
frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve
değiştirilmemelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü
seviyelerinde iki aşamalı olarak aşağıdaki şekilde gerçekleştirilir:
a.
Maksimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız
eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan
sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, ünitenin nominal aktif çıkış
gücünün veya mevcut işletme şartlarında sağlayabileceği maksimum aktif çıkış
gücünün " RPmax + (%3 x PGN)" değeri kadar aşağısında bir Pset değerine
ayarlanır.
b.
Minimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim
değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra,
ünite çıkış gücü ayar noktası değeri ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği
minimum aktif çıkış gücünün "Rpmax + (%3 x PGN)" değeri kadar yukarısında
bir Pset değerine ayarlanır. Ünitenin testler için belirlenen maksimum ve
minimum çıkış gücü seviyeleri arasındaki fark "RPmax" değerinin iki katından
az ise minimum çıkış gücü seviyesindeki testlerin yapılması zorunlu değildir.
c.
Yukarıdaki her iki aşamada, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız
bilgisi almayacak şekilde f=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik
304
simule test sinyali basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15
dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e
dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek
f=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik simule frekans değeri
için aynı işlem tekrarlanır. Bu test adımlarına ilişkin uygulama, aşağıdaki
Şekil-E.17.A.2 ve Şekil-E.17.A.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
.
Şekil-E.17.A.2. Maksimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Simule Frekans Uygulanışı
305
Şekil-E.17.A.3. Minimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Simule Frekans Uygulanışı
Test Sonuçları
(4) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri sırasında ünitenin aktif güç çıkışı,
simüle frekans ve diğer ilgili sinyaller kaydedilir.
Test Kabul Kriterleri
(5) f=-200 mHz’lik ve f=+200 mHz’lik iki ayrı simüle frekans adımı için ayrı
ayrı oluşturulan ve maksimum ve minimum seviyelerde gerçekleştirilen testlerden elde
edilen verilerle ayrı ayrı oluşturulan bu grafikler kullanılarak testin başarısı aşağıdaki
kurallara göre ayrı ayrı değerlendirilir:
a.
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye
içinde, tamamı ise en fazla 30 saniyelik süre içinde Şekil E.17.A.4 ve Şekil
E.17.A.5 ’te gösterilen şekilde etkinleştirilebilmelidir.
b.
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca
Şekil E.17.A.6’de gösterilen toleranslar dahilinde sürdürülebilmelidir. Bu kriter
değerlendirilirken grafikte yer alan veri kayıt noktalarının TRP_A , TRP_B ve
TRP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en
az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.
13
13
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
306
Aktif Güç Çıkışı
Simule Frekans
P (MW)
f (Hz)
Pset + RPmax
RPmax
Pset + RPmax
Pset
50,0
f
49,8
t0
zaman
th
(15sn)
t2
(dak.)
t1
(30 sn)
Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen
Tepki
307
Aktif Çıkış Gücü
Simule Frekans
P (MW)
f (Hz)
50,2
f
Pset
50,0
RPmax
Pset - RPmax
Pset - RPmax
t0
zaman
th
(15sn)
t2
t1
(30sn)
(dak.)
Şekil E.17.A.5 - f=50,2 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
Primer Rezerv Testlerinde üniteden beklenen tepki Şekil.E.17.A.6’da gösterildiği
gibi toleranslar dahilinde olmak zorundadır. Bu kriter değerlendirilirken grafikteki
veri noktalarının %99’unun tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilir.
14
c.
14
Üniteler, Şekil-E.17.A.6'da görüldüğü şekilde, en fazla "Δtd" olarak belirtilen
"Gecikme Süresi" süresi içinde (hidroelektrik üniteler için 4 saniye, diğer
üniteler için 2 saniye) tepki vermeye başlamalıdır.
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
308
Primer Rezerv Miktarı
Tepki Sınırları / Toleranslar
Beklenen Tepki
 td
Tepkideki Gecikme Süresi
Δtd= 4 saniye, Hidroelektrik Üniteler için
Δtd= 2 saniye, Diğer Üniteler için
Ünitenin Nominal Aktif Gücü
PGN
Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi15
E.17.A.2.
Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin hedefi test edilen ünitenin frekans
değişimlerine hassasiyetinin yeter ve gerek seviyede olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, primer tepkinin sürekli bir şekilde
sağlanabilmesinde hiçbir tutarlı işletmesel engel olmayan maksimum çıkış gücü
seviyesinde aşağıdaki şekilde geçekleştirilir:
Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için test sinyali, Şekil E.17.A.6’da gösterilen
uygulama prensibi doğrultusunda f=-5 mHz’den başlayarak ünite kontrol vanalarında test
sinyali ile bağıntılı bir tepki gözleninceye kadar frekans sapma miktarı artı ve eksi yönde 5
mHz’lik kademeler halinde arttırılarak uygulanır. Ünite tepkisi için vana hareketi ve/veya
diğer ilgili sinyallerdeki değişimler ölçüt olarak kabul edilir. f=-5 mHz’lik frekans
15
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
309
sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.17.A.5’te görüldüğü
gibi basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir.
Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı P set
değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de f=+5 mHz’lik frekans sapması veya
f=50,005 Hz’lik simule frekans değeri aynı şekilde uygulanır. Eğer ünite ±5 mHz’lik
frekans sapmalarına tepki vermez ise, aynı işlemler ±10 mHz’lik frekans sapmaları için
tekrar edilir.
Şekil.E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
(3) Test süresince vana pozisyonu ve diğer sinyallerin kayıtları alınır.
Test Kabul Kriterleri
(4) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki
ölçütlere göre yapılır:
a.
b.
Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı
anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik
gözlenmelidir.
Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.
E.17.A.3
Doğrulama Testi
Test Hedefi
(1) Doğrulama Testinin hedefi test edilen ünitenin test koşulları dışında, normal
işletme şartlarında da sürekli olarak primer frekans kontrolüne uygun şekilde
çalışabileceğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Doğrulama Testi, Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri
sonucunda, ünitenin bu hizmeti sağladığının gözlenmesi durumunda gerçekleştirilir. Ünite
üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini
şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal
310
çalışmasının kaydı yapılır. İletim sisteminden ya da sistem işletmecisinin vermiş olduğu
talimatlardan kaynaklanan nedenlerle ünitelerin servis harici olması durumunda, kesinti
olan süre testin sonuna eklenir. İletim sisteminden veya sistem işletmecisinin vermiş
olduğu talimatlardan kaynaklanmayan servis harici olma durumlarında 24 saatlik test
tekrar başlatılır. Doğrulama testleri için ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, azami primer
frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği ve minimum çıkış gücü seviyesinin
altında olmayan bir Pset değeri olarak ayarlanır. Ünitenin çalışma programı, Doğrulama
Testi’nin yapılacağı süre boyunca Pset değeri aynı değerde sabit kalacak şekilde
belirlenir.16
(3) Gaz motorları için doğrulama testi en az üç üniteyi içerecek şekilde gruplar
halinde yapılır.
Test Sonuçları
(4) Testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en büyük frekans
sapması için frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler test raporuna eklenir.
Test Kabul Kriterleri
(5) Test edilen tüm üniteler için doğrulama testinin değerlendirilmesi
Şekil.E.17.A.7’de belirtildiği gibi yapılır. Gaz motorları için doğrulama testinin
değerlendirilmesi yapılırken, test edilen grupların toplam çıkış gücü değeri dikkate
alınacak, ancak ölçümler ünite bazında kaydedilir.
Ünite/Gaz motor grubu için ölçülen Çıkış Gücü değerlerinin en az %90’ının
“Pset + PG ± %1 x PGN” değer aralığında olması gereklidir.
PG: Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki.
16
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
311
Şekil.E.17.A.7- Primer Frekans Kontrol Doğrulama Testi Değerlendirilmesi
312
E.17.B. SEKONDER
PROSEDÜRLERİ
FREKANS
KONTROL
PERFORMANS
TEST
(1) Sekonder frekans kontrol performans testleri öncesinde, güç üretim
Modülü/blok/ünite TEİAŞ SCADA sistemine dahil edilmiş, güç üretim Modülünün
sekonder frekans kontrolüne katılımı amacıyla güç üretim tesisinde gerçekleştirilmesi
gereken arabirimin/sistemin tasarım dökümanı TEİAŞ’a sunularak TEİAŞ tarafından
onaylanmış ve bu sistemin TEİAŞ tarafından onaylanan tasarım dökümanı uyarınca TEİAŞ
MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam
uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekir.
(2) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri, "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri
(Pset RPD)" gönderilen her bir birim (güç üretim Modülü/blok/ünite) için ayrı ayrı
gerçekleştirilir.
(3) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri,
ünitelerin primer frekans kontrolü için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, her bir
ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitler dikkate alınarak hesaplanır.
Dolayısıyla, Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite) her bir ünitesi için ayarlanabilir ve elle girilebilir yapıda tasarlanmış
ayrı ayrı minimum ve maksimum limitler tanımlanmış olmak zorundadır. İlgili birimin
(güç üretim Modülü/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite
(MINC) değerleri, sekonder frekans kontrolüne katılım için planlanan en büyük aralık
sağlanacak şekilde ayarlanır. İlgili birim (güç üretim Modülü/blok/ünite) için ayarlanan bu
aralık “Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RSA)” olarak belirlenir.
(4) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) değeri, sekonder frekans kontrol işletme
durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile
"Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak
hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite) minimum kapasite (MINC) değeri ise sekonder frekans kontrol işletme
durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile
"Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak
hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere
bağlı olarak üretim yapan buhar türbini olması durumunda, buhar türbininin aşağıda
belirtildiği şekilde tahmin edilen minimum ve maksimum kapasite değerleri de ilgili
toplam kapasite değerlerine dahil edilir.
(5) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere
bağlı olarak üretim yapan buhar türbinleri (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) ise
buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları
"Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual"
konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda
üretebileceği yaklaşık tahmini değer buhar türbininin maksimum limit değeri olarak, buhar
türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto"
konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda
olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık
tahmini değer ise buhar türbininin minimum limit değeri olarak dikkate alınır.
(6) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite), sekonder frekans kontrolü için belirlenen maksimum kapasite
(MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerlerinin her bir ünite için elle girilen
minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ve ünitelerin sekonder frekans kontrol
313
işletme durumları (Auto/Manual) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplandığı
gerçekleştirilecek testler ile kontrol edilir.
(7) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere
bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin de (örneğin; doğal gaz kombine çevrim
blokları) testler sırasında devrede olması ve kayıtlarının alınması esastır. Dolayısıyla, ilgili
birime gönderilen Uzak Güç Talebi Ayar Değeri’nin buhar türbinlerinin üretimlerinin de
dikkate alınarak doğru bir şekilde ünitelere dağıtılması esas olup gerçekleştirilecek testler
ile bu dağıtımın doğru yapıldığı kontrol edilir.
(8) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (güç üretim
Modülü/blok/ünite), Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (MAXC ile
MINC arasındaki fark, RSA), maksimum Yüklenme Hızı Oranı ile 5 dakika içinde
sağlayabileceği rezerv miktarını aşmayacak şekilde ayarlanmalıdır. İlgili birimin (güç
üretim Modülü/blok/ünite), 234ncı maddede [eski 106ncı madde] belirtilen yüklenme hızı
oranı ile çalışmasını sağlayabileceği uygun bir rampa ya da eğim işlevselliği olmalı ve
yüklenme hızı oranı ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. 17
(9) Testler sırasında ünite parametreleri normal işletme değerleri dahilinde kalmalı,
testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim ve benzeri) teçhizatın
güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı
etkisi olmamalıdır. Testin ya da test edilen güç üretim Modülü/blok/ünitenin durmasına yol
açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(10) Sekonder Frekans Kontrolü performans testlerinin yapıldığı güç üretim
Modüllerinde, ünitenin nominal aktif gücüne (Pn) ulaşmasına müsaade etmeyen çevre
şartları, göl kotu ve benzeri etkenler gibi durumlarda, testler sırasındaki koşullara göre
ulaşılabilen maksimum aktif çıkış gücü dikkate alınarak testler gerçekleştirilir.
(11) Sekonder frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar
çerçevesinde gerçekleştirilir, sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan
ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
Test Hedefi
(12) Sekonder Frekans Kontrolüne katılacak ve TEİAŞ MYTM’de bulunan
Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programı aracılığıyla SCADA sistemi üzerinden ayar değeri
gönderilecek güç üretim Modülünde kurulan Sekonder Frekans Kontrol
Sisteminin/Arabiriminin istenen fonksiyonları ve belirlenen performans ölçütlerini
sağlayıp sağlamadığı tespit edilir.
Test Aşamaları
(13) Sekonder frekans kontrol performans testlerinde izlenecek temel test adımları
aşağıdaki gibidir.
a) Güç Üretim Modülü/blok/ünite Limitlerinin Hesaplanmasının Kontrolü
Güç Üretim Modülü/blok/ünite limitlerinin (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr)
hesaplanmasının ünite limitleri, fiili üretimleri, çalışma konumları ve PFCO durumları
dikkate alınarak yapıldığı testler sırasında kontrol edilir.
b) Yüklenme Hızı Testleri
17
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
314
(14) Yüklenme hızı testleri, güç üretim Modülü/blok/ünite primer frekans
kontrolüne katılırken ve bu güç üretim Modülü/blok/ünite primer frekans kontrolüne
katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme durumunda yük alma ve yük atma yönünde yapılır.
Bu işletme durumlarında izlenecek temel test adımları aşağıda verilmektedir:
b.1. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Atma Hızı Testi (PFCO =
OFF)
Testlere başlamadan önce, ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin hizmeti
sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri,
ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans
kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans
kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Belirlenmiş olan bu
MAXC ve MINC değerleri primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı
oranı testinde de kullanılır.
i.
Performans
Testleri
gerçekleştirilecek
ilgili
güç
üretim
Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve
santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
ii.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili güç üretim
Modül/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin
miktarı, ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır
ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu
gözlenir.
iii.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol
edilir.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri
Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği
kontrol edilir.
v.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)"nin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir
şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
vi.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili
birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili güç
üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
"Remote" konumuna alınır.
vii.
Test edilen ilgili güç üretim Modülü/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya
devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla güç üretim
Modülü/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç
Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
viii.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin,
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü
seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika
boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.2. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO
= OFF)
315
Bu test sırasında ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin maksimum kapasite
(MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, primer frekans kontrol işletimi devre
dışı iken Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
i.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC
değerine ayarlanacak ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde
çalışmaya bırakılır.
ii.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili güç üretim
Modülü/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin
miktarı, ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve
"Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
iii.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol
edilir.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri
Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği
kontrol edilir.
v.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)"nin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir
şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
vi.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili
birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili güç
üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
"Remote" konumuna alınır.
vii.
Test edilen ilgili güç üretim Modülü/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam
ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla güç üretim
Modülü/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç
Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
viii.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin,
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü
seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika
boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.3. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Atma Hızı Oranı Testi (PFCO =
ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitede primer frekans
kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), güç üretim
Modülü/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık
gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal
gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim
ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler
belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere
ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Test edilen ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin primer frekans kontrollü iken
maksimum kapasite değeri MAXCpr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite
değeri MINCpr, güç üretim Modülü/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları
dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
MAXCpr = MAXC + RP
316
MINCpr = MINC - RP
Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol
rezerv aralığı RSApr sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için
çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır.
i.
Performans
Testleri
gerçekleştirilecek
ilgili
güç
üretim
Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve
ilgili güç üretim Modülü/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya
bırakılır.
ii.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili güç üretim
Modülü/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin
miktarı, ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır
ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu
gözlenir.
iii.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol
edilir.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri
Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği
kontrol edilir.
v.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)"nin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir
şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
vi.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili
birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili güç
üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
"Remote" konumuna alınır.
vii.
Test edilen ilgili güç üretim Modülü/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya
devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla güç üretim
Modülü/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç
Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
viii.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin,
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü
seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika
boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.4. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO =
ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitede primer frekans
kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), güç üretim
Modülü/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık
gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal
gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız
eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler
belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere
ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise sıfır mHz olarak ayarlanır.
317
Bu test sırasında ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin maksimum kapasite
MAXCpr ve minimum kapasite MINCpr değerleri, primer frekans kontrolün devrede
olduğu Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
i.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC
değerine ayarlanır ve güç üretim Modülü/blok/ünite bu seviyede kararlı
halde çalışmaya bırakılır.
ii.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili güç üretim
Modülü/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin
miktarı, ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve
"Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
iii.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol
edilir.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri
Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği
kontrol edilir.
v.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)"nin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir
şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
vi.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili
birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili güç
üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
"Remote" konumuna alınır.
vii.
Test edilen ilgili güç üretim Modülü/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam
ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla güç üretim
Modülü/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç
Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
viii.
İlgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin,
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü
seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika
boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
c) Alarm ve Durum Bilgileri Testleri
(15) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili Güç
üretim Modülü/blok/ünitenin alarm ve durum bilgilerinin aşağıdaki Tablo E.17.B.1’de
belirtildiği şekilde güç üretim Modülünde doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin
TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilir.
Minimum Kapasite Alarmı
(LMIN)
0= MIN
1= OK
(LMAX)
0= MAX
1= OK
(LLOC)
1= LOCAL
0 = LOCAL OFF
Plant at Minimum Limit)
Maksimum Kapasite Alarmı
(Plant at Maximum Limit )
Güç Üretim Modülü/blok/ünite SFK
Yerel İşletim Durumu
318
(Plant in Local Control)
Güç üretim Modülü/blok/ünite SFK
Uzak İşletim Durumu
(LREM)
1= REMOTE
0 = REMOTE OFF
(LMAN)
1= MANUAL
0 = MANUAL OFF
(LMIC)
1= FAILURE
0 = OK
(LPWR)
1= OK
0 = MISMATCH
(LRPD)
1= OK
0 = INVALID
1= AUTO
0= MANUAL
1= OFF
0= ON
(Plant in Remote Control)
Güç üretim Modülü/blok/ünite SFK El
ile İşletim Durumu
(Plant in Manual Control)
LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası
Alarmı
(LFC Micro Processor Failure Alarm)
Güç Uyumsuzluk Alarmı
(Local Power Mismatch)
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz
Alarmı
(Invalid Remote Power Demand)
Ünite SFK İşletim Durumu
(AUTO / MANUAL)
(Generator Unit Mode)
Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim
Durumu
(PFCO)
(Primary Frequency Control in Operation)
Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri
c.1. Uzak Güç Talebi Geçersiz Alarmı Testi (LRPD)
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin
primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol
aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i. İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
“REMOTE” konumuna alınır.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok/ünite için
gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde
görüldüğü kontrol edilir.
319
v.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) /
2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale
gelmesi beklenir.
vi.
Güç üretim Modülü/blok/ünite ayarlanan çıkış gücü değerinde çalışmaya
devam ederken, MYTM’den ilgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye
gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” kesilerek,
Güç üretim Modülü kontrol sisteminin en az 60 saniye süresince bu sinyali
alamaması sonucunda LRPD sinyalini “INVALID” olarak ürettiği, bunun
akabinde Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme
durumunun “LOCAL” konuma geçtiği ve bu bilgilerin de MYTM’de doğru
bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii.
Bu durumdayken Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder frekans kontrol
işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen
istenir. “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” etkin olmadığı
için Güç üretim Modülü/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna
alınamadığı ve “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği
kontrol edilir.
viii.
MYTM’den ilgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç
Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” tekrar etkin hale getirilir. Santral
kontrol sisteminin LRPD sinyalini “OK” olarak ürettiği, bununla beraber
Güç üretim Modülü/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna otomatik
olarak geçmeyip “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği ve
bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
ix.
Bu durumdayken Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder frekans kontrol
işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması Güç üretim
Modülüoperatöründen istenir. Güç üretim Modülü/blok/ünitenin
“REMOTE” işletme konumuna geçtiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir
şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.2. Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu Testi (LREM)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülüblok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
“REMOTE” konumuna alınır. Bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde
görüldüğü kontrol edilir.
iv.
Güç üretim Modülü/blok içerisindeki buhar türbini hariç diğer ünitelerden
en az birinin işletme durumu “AUTO” konumuna alınmadan ilgili Güç
üretim Modülün/bloğun sekonder frekans kontrol işletme durumunun
“REMOTE” konumuna alınamadığı kontrol edilir.
c.3. Güç üretim Modülü/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu Testi (LLOC)
320
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme
durumu “LOCAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir
şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.4. Güç üretim Modülü/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu Testi (LMAN)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme
durumu “MANUAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir
şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.5. Maksimum Kapasite Alarmı Testi (LMAX)
Maksimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki
gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
“REMOTE” konumuna alınır.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok/ünite için
gönderilen “MAXC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü
kontrol edilir.
v.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu
değerin, Güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü
ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen Güç üretim
Modülü/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de
MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vi.
Güç üretim Modülü/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye “MAXC” değeri
gönderilir.
vii.
Güç üretim Modülü/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)”
değerine ulaştığında ve bu değerin üzerinde olduğunda santral kontrol
sisteminde LMAX sinyalinin “MAXIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de
de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
viii.
“MAXC - (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı
aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili Güç üretim
Modülü/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri,
“MAXC – (%1 x RSA)” değerinin altına düştüğünde Güç üretim Modülül
321
kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de
de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.6. Minimum Kapasite Alarmı Testi (LMIN)
Minimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
“REMOTE” konumuna alınır.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok/ünite için
gönderilen “MINC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü
kontrol edilir.
v.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu
değerin, Güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü
ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen Güç üretim
Modülü/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de
MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vi.
Güç üretim Modülü/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye “MINC” değeri
gönderilir.
vii.
Güç üretim Modülü/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)”
değerine ulaştığında ve bu değerin altında olduğunda Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “MINIMUM” olarak üretildiği ve
MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
viii.
“MINC + (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı
aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili Güç üretim
Modülü/blok/üniteye gönderilir. Güç üretim Modülü/blok/ünitenin üretim
değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerinin üzerine çıktığında santral kontrol
sisteminde LMIN sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu
şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.7. Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi (LPWR)
İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin
primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol
aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
i. İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik
Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
322
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülül/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da
“REMOTE” konumuna alınır.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok/ünite için
gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde
görüldüğü kontrol edilir.
v.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim
Modülü/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) /
2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale
gelmesi beklenir.
vi.
Güç üretim Modülü/blok/ünite bu durumda çalışmaya devam ederken,
MYTM’den uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek Güç
üretim Modülü/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden büyük fark oluşması sağlanır. Bu
durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “MISMATCH” olarak
üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii.
MYTM’den tekrar uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek Güç
üretim Modülü/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden küçük fark oluşması sağlanır. Bu
durumda Güç üretim Modülü kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “OK”
olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.8. Mikro-işlemci Arızası Alarmı Testi (LMIC)
Test edilecek ilgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye ait “LFC Mikro-İşlemci
Arızası (LMIC)” sinyali, fiili arıza oluşturulamayacağı için benzetim yolu ile kontrol
edilecektir.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i.
Yapılan arıza benzetimi sonucunda Güç üretim Modülü kontrol sisteminin
“LMIC” sinyalini “FAILURE” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de
doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
ii.
Yapılan arıza benzetiminin sona erdirilmesi durumunda ise Güç üretim
Modülül kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “OK” olarak ürettiği ve bu
bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
d) Güç Dağıtım Testi
Güç Dağıtım Testi, ünite sayısı 2 ve üzerinde olan Güç üretim Modülübloklar için
uygulanır.
Güç dağıtım testi öncesinde test edilecek ünitelerin primer frekans kontrol işletimi
devre dışı olacak şekilde gerekli ayarlamalar yapılacaktır. İlgili Güç üretim Modülü/blok
MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları
323
ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde
ayarlanacaktır.
Sekonder Frekans Kontrol Performans Testlerinin bu kısmında öncelikle, sekonder
frekans kontrol işletimine katılabilen üniteler, her grupta eşit sayıda ünite bulunacak
şekilde iki gruba ayrılır. Ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları grup
halinde dönüşümlü olarak "AUTO" konumuna alınarak testler 2 aşamada gerçekleştirilir.
Diğer bir deyişle, birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları
"AUTO" konumunda iken ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme
durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece
birinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir. Testin ikinci
aşamasında ise ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları
"AUTO" konumunda iken birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme
durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece
ikinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir.
Bu testin birinci aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD
Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili Güç üretim
Modülü/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili Güç üretim
Modülü/blok sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE”
konumuna alınır.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok için
gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde
görüldüğü kontrol edilir.
v.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için
kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu
seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan
ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve
maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır
ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
vi.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim Modülü/bloğun
o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, Güç üretim
Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii. Güç üretim Modülü/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülü/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme
durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları
“MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik
olmadığı kontrol edilir.
ix. Güç üretim Modülü/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülü/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
324
x. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları
“AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları
“MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik
olmadığı kontrol edilir.
Bu testin ikinci aşamasına başlamadan önce işletme durumları “AUTO”
konumunda olan üniteler “MANUAL” konuma, “MANUAL” konumda olan üniteler ise
“AUTO” konumuna alınarak aşağıdaki adımlar uygulanır:
i.
İlgili Güç üretim Modülü/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD
Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
ii.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin Güç üretim Modülü
kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin
“OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
iii.
Karşılıklı
doğrulama
işlemleri
tamamlandıktan
sonra,
ilgili
ünitenin/ünitelerin işletme durumlarının “AUTO” konumunda ve ilgili Güç
üretim Modülü/blok sekonder frekans kontrol işletme durumunun da
“REMOTE” konumunda olduğu kontrol edilir.
iv.
Güç üretim Modülü kontrol sisteminden Güç üretim Modülü/blok için
gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde
görüldüğü kontrol edilir.
v.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için
kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu
seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan
ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve
maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır
ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
vi.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla Güç üretim Modülü/bloğun
o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, Güç üretim
Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii.
Güç üretim Modülü/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülü/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
viii.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme
durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları
“MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik
olmadığı kontrol edilir.
ix.
Güç üretim Modülü/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar
Değeri” olarak ilgili Güç üretim Modülüne/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
x.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme
durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları
“MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik
olmadığı kontrol edilir.
İşletme durumu “MANUAL” olan ünitelerdeki üretim değişimlerinin, Güç üretim
Modülün/bloğun üretiminin MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla gönderilen
“Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ni izlemesini etkilemediğine yönelik olarak aşağıdaki test
yapılır:
325
i.
İşletme durumu "AUTO" konumundaki ünitelerden bir veya birkaç tanesi
"MANUAL" konumuna alınarak operatör müdahalesi yoluyla ünite limit
değerlerine kadar yük alma ve/veya yük atma işlemi yaptırılarak "AUTO"
konumundaki diğer ünitelerin "MANUAL" konumundaki bu ünitelerin
oluşturduğu yük değişikliğini telafi edip etmediği kontrol edilir. İhtiyaç
duyulması durumunda aynı işlemler diğer üniteler için de tekrar edilir.
Test Sonuçları
(16) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında, gerçekleştirilecek test
adımına göre aşağıdaki sinyallerin yanı sıra, gerekli görülebilecek diğer sinyallerin de
kayıtları alınır;
i.
Aktif Güç Çıkışı Brüt Değerleri
ii.
Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)
iii.
Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri (Pset Geri Bildirim)
iv.
Şebeke/Simüle Frekans
v.
Hız Eğimi Ayar Değerleri
vi.
Maksimum Kapasite Değeri (MAXC)
vii.
Minimum Kapasite Değeri (MINC)
viii.
Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)
ix.
Alarm ve Durum Bilgileri;
- Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı (LRPD)
- Maksimum Kapasite Alarmı (LMAX)
- Minimum Kapasite Alarmı (LMIN)
- Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LMIC)
- Güç Uyumsuzluk Alarmı (LPWR)
- Ünite İşletme Durumu (Auto/Manual)
- Sekonder Frekans Kontrol İşletim Durumu (LREM, LMAN, LLOC)
- Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (PFCO)
(17) Sekonder frekans kontrol performans testleri neticesinde hazırlanacak test
raporunda, asgari aşağıdaki test sonuçlarının yer alması esastır:
i.
Test edilen Güç üretim Modülü/blok/üniteye gönderilen ayar değeri (Pset
RPD) uyarınca, Güç üretim Modülü/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin
grafiği, (Güç üretim Modülü/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken
ve bu Güç üretim Modülü/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan
olmak üzere her iki işletme durumu için test aşamaları bölümünde
belirtilmiş olan yüklenme hızı testlerinin her biri için oluşturulur)
ii. "Yüklenme Hızı ve Oranı",
Yüklenme hızı, Güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset
RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne
ulaştığı ana kadar geçen süre içerisinde gerçekleşen yük değişiminin bu süreye oranıdır.
iii.
Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak
yüklenme hızı oranına dönüştürülür.
iv.
Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/Pnom)
v.
Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü
326
vi.
İlgili Güç üretim Modülü/blok/üniteye "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset
RPD)" gönderildiği an ile Güç üretim Modülü/blok/ünitenin toplam aktif güç
çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı ana kadar
geçen süre olan "Gecikme Süresi".
vii.
Tepki Süresi, İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite tepki vermeye başladığı
andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen
süredir.
viii.
Aşağıdaki Tablo E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF"
konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara
göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir.
Ünite Adı
Yük Alma Hızı
(MW/dakika)
Yük Atma Hızı
(MW/dakika)
Hız Eğimi
Ayar Değeri (%)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- …
Ünite-n
Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları
Ünite/Blok/Güç üretim Modülü
Minimum SFK
Limiti (MW)
Maksimum SFK
Limiti (MW)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- …
Ünite-n
Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı
(MINC ve MAXC)
Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı
ix.
Güç üretim Modülünde kurulan Otomatik Üretim Kontrolü Sistemi/Arabirimi
İnsan Makine Arayüzünde (HMI) aşağıdaki bilgilerin görüntülendiği kontrol
edilir:
-
AGC kontrol blok diyagramı,
AGC sisteminin çalışma modu,
Ayar değeri ve ünitelere dağılımı,
Lokal ayar değeri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Ünite bazında sekonder frekans kontrol limitleri (Operatörler tarafından elle
girilebilir olacaktır),
327
- Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol
maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXCpr ve
MINCpr),
-
Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı,
“PD Validity” sinyalinin durumu,
AGC Sistemine/Ara birimine ilişkin alarmlar,
Ayrılan toplam primer frekans kontrol rezervi,
Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO),
Ünite yük alma /atma hızları,
Hız regülatörleri hız eğimi ayar değerleri,
Toplam Güç üretim Modülü üretimi,
Kontrol hatası (Ayar değeri ile santral üretimi arasındaki fark).
Test Kabul Kriterleri
(18) TEİAŞ tarafından MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC)
sistemi üzerinden test edilen Güç üretim Modülü/blok/üniteye gönderilen ayar değeri
uyarınca, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde (
bölüm b.2.) elde edilen verilere göre oluşturulan Güç üretim Modülü/blok/ünitede
gerçekleşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şekil E.17.B.1.’de gösterilen toleranslar dahilinde
olmak zorundadır.
Şekil E.17.B.1 – Test kabul kriteri grafiği
(19) Test edilen alarm ve konum bilgileri üretim tesisinde doğru bir şekilde
üretildikten sonra TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderilmeli, Sekonder
Frekans Kontrolü'ne katılacak test edilen Güç üretim Modülü/blok/ünitenin iletişim
altyapısı bu hizmeti sunmaya yeterli olmak zorundadır.
(20) Güç dağıtım testinde, ilgili Güç üretim Modülü/blok/ünitenin uygulanan çıkış
gücü değişikliklerinde oluşan yüklenme hızı oranları, "Auto" konumunda olan ünite sayısı
328
ile doğru orantılı olacak şekilde hesaplanan yüklenme hızı oranı ile ±%10’luk toleranslar
dahilinde örtüşmelidir.
329
E.17.C.1 REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST
PROSEDÜRLERİ
(1)
Güç üretim Modülünde birden çok ünite varsa, reaktif güç destek hizmeti
performans testleri her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek
hizmeti performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanan test raporu
tüm üniteler için yapılan testleri içerir. Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi
öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir:
a.
Test edilecek ünitenin her zaman çalışması beklenen işletme koşullarında test
edilmesi amacıyla ilgili ünite, her türlü dış kontrol döngüsünden bağımsız
olarak, Jeneratör Terminal Gerilimi Regülasyonu Modunda (AVR Auto Mode)
çalıştırılabilir ve jeneratör terminal gerilimi ayar değeri arttırılıp/azaltılarak
reaktif güç yüklenmesi sağlayabilir nitelikte olmak zorundadır. Yükseltici
transformatöründe, yükte kademe değiştirici olan üniteler için kademe
değiştirilerek ve gerektiğinde jeneratör terminal gerilim ayar değeri
değiştirilerek ünitenin reaktif yüklenmesi sağlanabilir.
b.
Test esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit
etmemesi ve test için daha uygun seviyelere getirilmesi amacıyla, test
öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır. İlgili
Güç üretim Modülünde teste tabi olmayan diğer üniteler bu amaçla gerilim
değişimlerini minimize etmek ve de test koşullarını iyileştirmek üzere
çalıştırılır.
c.
Performans testleri, test edilecek ünitenin normal çalışma sırasında maruz
kaldığı işletme koşullarında gerçekleştirilir.
d.
Test edilecek ünitenin jeneratör yüklenme eğrisi ve tüm ilgili koruma değerleri
(V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım
Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip ve
Düşük Gerilim Trip ve benzeri) test öncesinde Güç üretim Modülü yetkilileri
tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan
sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
e.
Test edilecek ünitenin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş
olan nominal aktif güç değeri, o üniteye bağlı olan jeneratörün nominal güç
faktörü ve nominal görünür güç (MVA) değeri, soğutma tipi, ana transformatör
bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara
gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması test
öncesinde Güç üretim Modülü yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye
yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu
bilgiler test raporuna da eklenir.
f.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1
veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi
gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri belirtilen
bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı
yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup, Güç üretim Modülü
kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt
yöntemleri kullanılmamalıdır Harici olarak bağlanacak veri kayıt techizatı
doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır ve ölçülen değerleri zaman
bilgisiyle birlikte
kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. Test
teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri
330
kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde
TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(2)
Testler sırasında jeneratörün zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak
ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak,
ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına dikkat
edilmelidir. İlgili Güç üretim Modülünde varsa diğer üniteler ya da BYTM
koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi
koşullarının sağlanması için kullanılmalıdır.
(3)
Senkron kompansatör olarak çalışma yeteneği olan üniteler için testler, hem
jeneratör durumunda hem de senkron kompansatör durumunda gerçekleştirilir. Senkron
kompanzasyon hizmeti için testler jeneratör durumuna göre belirlenmiş değerlerden farklı
olan zorunlu MVAR değerlerine ulaşılmasının teyidi doğrultusunda gerçekleştirilir.
(4)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri
kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna
CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
E.17.C.1.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
(5)
Jeneratör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin bara
gerilimini kontrol edebilmek amacıyla belirlenen zorunlu MVAR değerlerine (Şekil E.17
C.1.1), nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri (MKÜD) arasındaki aktif
güç seviyelerinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
(6)
Senkron Kompansatör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç,
ünitelerin Yönetmeliğin 34ncı maddede [eski 20. madde] tanımlanan zorunlu reaktif güç
değerlerine, (Şekil
E.17 C.1.2) belirlenen tolerans dahilinde gerektiğinde ulaşabilir
olduğunun teyit edilmesidir.
Şekil E.17.C.1.1 – Test Hedeflerinin
Karşılandığı Durumlar (Jeneratör)
Şekil E.17.C.1.2 – Test Hedeflerinin
Karşılandığı Durumlar (Senkron Komp.)
Test Aşamaları
(7)
Jeneratör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi,
test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim
düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama
331
değerde olmak üzere toplam üç aktif güç seviyesinde gerçekleştirilir. Ünitenin emreamade
kapasitesinin nominalin altında olması durumunda, testler emreamade kapasite seviyesinde
gerçekleştirilebilir. Ancak Geçici 6 ncı madde kapsamına giren veya 34üncü maddeye
[eski 20 inci madde] göre lisans gücü tadilatı yapılan Güç Üretim Modülü tesisleri, test
esnasında nominal seviye olarak jeneratörün aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerini
üretebileceği maksimum aktif güç seviyesini kullanırlar. Senkron kompansatör olarak
yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi ise ünite senkron kompansatör
olarak çalışıyorken aşırı ve düşük ikazlı durumda gerçekleştirilir. 18
(8)
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel
test adımları aşağıda belirtilmiştir.
a)
Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti
sağlanmasına ilişkin performans testi, ünite senkron kompansatör olarak
çalışıyorken, aşırı ve düşük ikazlı durumda, aşağıda belirtilen şekilde
gerçekleştirilir.
b)
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenecek
ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin
reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanır ve bu durumda en az 2 dakika beklenir..
Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya
kadar kademeli bir şekilde arttırılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici
pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek
için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test
adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
Jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşana kadar,
V/f limitleyici aktive olana kadar ya da işletilebilir maksimum terminal
gerilimine ulaşana kadar, (İşletilebilir maksimum jeneratör terminal gerilimi
nominal jeneratör terminal geriliminin %105’inden az olamaz.),
Aşırı İkaz Limitleyici aktive olana kadar,
Stator Akım Limitleyici aktive olana kadar,
Sürekli işletilebilir jeneratör sıcaklık limitlerine ulaşana kadar,
Maksimum iç ihtiyaç gerilimi seviyesine ulaşana kadar (test edilen ünitenin
bağlantısı varsa ve iç ihtiyaç farklı bir şekilde regüle edilmiyorsa).
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak arttırılırken aşırı ikazlı olarak daha fazla
MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenecek ve bu değer test sonuçlarında
belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin
ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ortalama değerlere göre
doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına
ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değerine
ulaşılması ile sonuçlandırılır.
18
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
332
Şekil E.17.C.1.3 – Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
c)
Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenir ve
frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin
reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanacak ve bu durumda en az 2 dakika
beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine
ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde azaltılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe
değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları
önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir).
Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.4’te görüldüğü gibi
gerçekleştirilir. 19
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
Jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşana kadar,
İşletilebilir minimum jeneratör terminal gerilimine ulaşılana kadar
(işletilebilir minimum jeneratör terminal gerilimi, nominal jeneratör terminal
geriliminin %95’inden fazla olamaz),
Düşük ikaz limitleyici aktive olana kadar,
Stator Akım Limitleyici aktive olana kadar,
Sürekli işletilebilir jeneratör sıcaklık limitlerine ulaşana kadar,
Minimum iç ihtiyaç gerilimi seviyesine ulaşana kadar (test edilen ünitenin
bağlantısı varsa ve iç ihtiyaç farklı bir şekilde regüle edilmiyorsa).
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak azaltılırken düşük ikazlı olarak daha
fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenir ve bu değer test
sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam
edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo E.17.C.1.2 ortalama
değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına
ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değerine
ulaşılması ile sonuçlandırılır.
19
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
333
Şekil E.17.C.1.4 – Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
(8)
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda
belirtilen sinyallerin kayıtları, yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin
yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili
test firmasının sorumluluğundadır.
a) Aktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS
üzerinden)
b) Reaktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
c) Bara Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
ç) Jeneratör Terminal Gerilimi (Gerilim
Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
d) İkaz Akımı veya Gerilimi (Akım-Gerilim
Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
e) Stator Akımı (Akım Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama
üzerinden)
f) İç İhtiyaç Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS
üzerinden)
g) Güç Faktörü (PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt
dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna
CD/DVD ortamında eklenir. 20
(9)
Test Aşamaları bölümünde belirtilen adımlar doğrultusunda yapılacak
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi neticesinde hazırlanacak test raporunda, test
edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde
ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde
sabitlenerek başlayan her bir test aşaması için aşağıda yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ve TabloE.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen
tabloların doldurulması esastır.
20
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir
334
Zaman
Transforma
Jeneratör
tör
MW
Kademesi
Jeneratör
MVAR
Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV)
Bara
Gerilimi
(kV)
İkaz Akımı
(A)
veya
Gerilimi
(V)
Stator
Akımı
(kA)
İç
İhtiyaç
Gerilimi
(kV)
Güç
Faktörü
(cos φ)
İç
İhtiyaç
Gerilimi
(kV)
Güç
Faktörü
(cos φ)
Test
başlangıcı
(2 dk.lık
ortalama
değerler)
Test sonu
(10 dk.lık
ortalama
değerler)
Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Zaman
Transforma
Jeneratör
tör
MW
Kademesi
Jeneratör
MVAR
Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV)
Bara
Gerilimi
(kV)
İkaz Akımı
(A)
veya
Gerilimi
(V)
Stator
Akımı
(kA)
Test
başlangıcı
(2 dk.lık
ortalama
değerler)
Test sonu
(10 dk.lık
ortalama
değerler)
Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
a.
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
vii.
viii.
ix.
x.
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna
üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir:
Jeneratör Yüklenme Eğrisi
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif
gücü (Pnom)
Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar)
Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW)
Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA)
Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kV)
Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi
İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi
Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana
transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi
335
xi.
xii.
xiii.
xiv.
xv.
xvi.
xvii.
Jeneratörün nominal güç faktörü değeri
Jeneratörün soğutma tipi (doğrudan hava / su-hava / su-hidrojen)
Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi
(Qmax +)
Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi
(Qmax -)
Yükseltici (Step-Up) Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Yükseltici Transformatörün test sırasındaki mevcut kademe değeri
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı
İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim
Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip, Düşük Gerilim Trip)
Test Kabul Kriterleri
(10) Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi kabul kriterleri, aşağıda
belirtildiği şekildedir:
a.
b.
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve
düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10’luk toleransı
dahilinde ulaşmalıdır.
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve
düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerini en az 10 dakika boyunca sağlamalıdır.
c. (a) ve (b) bentlerinde belirtilen kriterlere ulaşılamaması halinde dahi, testin başarılı
kabul edileceği istisnai durumlar aşağıda belirtildiği şekildedir.
1. Aşırı ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin
yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi üst çalışma sınırına ulaşması ve bu
sebeple aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi
gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı
kabul edilir.
2. Düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin
yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi alt çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple
düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi
gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı
kabul edilir.
3. Benzer şekilde, aşırı/düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında
belirtilenlerin yapılmasına rağmen test edilen üniteye bağlı iç ihtiyç barasının kabul
edilebilir maksimum/minimum gerilim seviyesine ulaşması sebebiyle aşırı/düşük ikazlı
zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye
yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.21
21
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir
336
E.17.C.2. RÜZGÂR ENERJİSİNE DAYALI POWER PARK MODÜLLERİİÇİN
REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1)
Rüzgâr Enerjisine Dayalı Power Park Modülleri İçin Reaktif Güç Destek
Hizmeti Performans Testleri Power Park Modülünün sisteme bağlantı
noktasında/noktalarında Power Park Modülleribazında gerçekleştirilecek ve bu testlere
ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi
bazında hazırlanır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki
koşulların sağlanması gereklidir.
(2)
Reaktif güç destek hizmeti performans testleri öncesinde üretim faaliyeti
gösteren tüzel kişi tarafından ilgili Bölgesel Yük Tevzi Merkezi ve/veya TEİAŞ
MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
(3)
Rüzgâr enerjisine dayalı Power Park Modülleri için reaktif güç destek
hizmeti performans testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak
üzere iki kısımdan oluşmaktadır.
(4)
Bu testler sırasında, tüm üniteler devrede olmalı, bu mümkün değilse,
ünitelerin en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca Power Park Modüllerigerilim
kontrolcüsü devrede olmalı, sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans
ve droop değerleri doğrultusunda çalışıyor olmak zorundadır.
(5)
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit
etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu)
getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon
sağlanır.
(6)
Testler sırasında Power Park Modüllerinin ilgili yan hizmet anlaşma
metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak
sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı
çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM
koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi
koşullarının sağlanması için kullanılır.
(7)
Test edilecek Power Park Modülünün kabul tutanaklarında veya üretim
lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, Power Park Modüllerindekullanılan
ünite teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı,
kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok
şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilecek ve bu
bilgiler, test raporuna eklenir.
(8)
Veri kayıt cihazı, ölçülen değerleri, zaman bilgisiyle
özellikte olmak zorundadır.
kayıt edebilecek
(9)
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk
sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç
yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte
test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(10) Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti
Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.2.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
337
(11) Bu testin hedefi, rüzgara dayalı Power Park Modüllerinin Şebeke
Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının
doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(12) Bu test, sisteme bağlantı noktasında, Power Park Modüllerinin maksimum
kapasitenin %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında
bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
(13) Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel
test adımları aşağıda belirtilmiştir.
a. Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1. Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak
şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine
ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler
tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2. Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, Power Park
Modüllerinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından
belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en çok %1
adımlarla arttırılır.
3. Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine
ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe
değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek
testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa, testi gerçekleştirmeye
yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli
düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi
durumunda testler sonlandırılır).
4. Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine
TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10
dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç
kapasite testi sonlandırılır.
b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.
Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr
olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine
ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler
tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.
Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, Power
Park Modüllerinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ
tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en
çok %1 adımlarla azaltılır.
3.
Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü
değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör
yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına
getirilerek testlere devam edilir.(Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye
yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli
338
düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi
durumunda testler sonlandırılır)
4.
Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü
değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu
değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı
reaktif güç kapasite testi sonlandırılır. 22
Test Sonuçları
(14) Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt
edilecektir. Bu sinyallerin yanısıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
-
Power Park Modülü Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
-
Power Park Modülü Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı
Noktasında)
-
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
-
Power Park Modülü Gerilim Referans Değeri (kV)
(15) Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek,
TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna
CD/DVD ortamında eklenir.
(16) Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki
sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır (1 saniye veya daha
kısa sürede en az bir veri).
(17) Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında, test
edilecek Power Park Modüllerinin maksimum kapasitesinin %20’si, %50’si ve rüzgar
koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif
çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.2.1 ve Tablo E.17.C.2.2’nin ayrı ayrı
doldurulması esastır.
Power Park Modülünün Adı:
Maksimum Kapasitesi MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW):
Zaman
Ana
Transform
atör
Kademe
Pozisyonu
Zorunlu Reaktif
Çıkış Gücü
(MVAR)
Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Toplam
Aktif
Çıkış
Gücü
(MW)
Toplam
Reaktif
Çıkış Gücü
(MVAR)
Sistem
Gerilimi
(kV)
Gerilim
Referans
Değeri
(kV)
Test
Başlangıcı
Test Sonu
Power Park Modülününaşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen
durum:
22
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir
339
Tablo E.17.C.2.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Power Park Modülünün Adı:
Maksimum Kapasitesi MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW):
Zaman
Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri
(MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Ana
Zorunlu
Transformatör Reaktif Çıkış
Kademe
Gücü (MVAR)
Pozisyonu
Toplam
Aktif
Çıkış
Gücü
(MW)
Toplam
Reaktif
Çıkış Gücü
(MVAR)
Sistem
Gerilimi
(kV)
Gerilim
Referans
Değeri
(kV)
Test
Başlangıcı
Test Sonu
Power Park Modülünündüşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen
durum:
Tablo E.17.C.2.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler23
(18) Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test
raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir:
i.
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
ii.
Power Park Modülünün kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen
Maksimum Kapasitesi (MW)
iii.
Ünite Teknolojileri
iv.
Sistem(Bağlantı Noktası) nominal gerilimi (kV)
v.
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde
Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
vi.
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Düşük İkaz
Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
vii.
Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
viii.
Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri
( MVA)
ix.
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri)
x.
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
23
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
340
(19) Test edilen üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç
değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
(20) Test edilen Power Park Modülü, sistem koşulları sebebiyle, üniteler gerilim
limitlerine ulaşmış olmasına rağmen, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine
ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında Power Park Modülleri, aşırı ve
düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir.
Her iki durumda, Power Park Modüllerininzorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının
sebebi, belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.2.2 Power Park ModülüGerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
(21) Bu testin hedefi, rüzgara dayalı Power Park ModüllerininTEİAŞ tarafından
belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen
sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır. Bu test bağlantı
anlaşması 3/1/2013 tarihinden sonra yapılmış olan rüzgar enerjisine dayalı Power Park
Modüllerinde yapılır.24
Test Aşamaları
(22) Bu test, sisteme bağlantı noktasında, Power Park Modülü aktif çıkış gücü,
rüzgar koşullarına bağlı olarak maksimum kapasitenin %60’ı ile %100’ü arasında bir
değerde iken, gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak
gerçekleştirilir.
(23) Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde,
ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin
uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test
esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile
ilgili her türlü önlemi almak ilgili Power Park Modüllerininsorumluluğundadır.
(24) Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak,
Power Park Modülünün toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
(25) Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test
sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır.
Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
(26) Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller
kayıt edilir. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer
sinyallere ait kayıtlar da alınır.
24
-
Power Park Modülü Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
-
Power Park Modülü Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı
Noktasında)
-
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
-
Power Park Modülü Gerilim Referans Değeri (kV)
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
341
(27) Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek,
TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna
CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
(28) Power Park Modülü toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop)
değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.2.3’de
belirtilen değerlere Şekil E.17.C.2.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde
ulaşmalıdır.
+%1’lik basamak
değişimi
-%1’lik
basamak değişimi
Gerilim Düşümü
(Droop) %2
Qmax+ / 2
Qmax- / 2
Gerilim Düşümü
(Droop) %4
Qmax+ / 4
Qmax- / 4
Gerilim Düşümü
(Droop) %7
Qmax+ / 7
Qmax- / 7
Tablo E.17.C.2.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü
değerleri
Şekil E.17.C.2.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
342
E.17.D. OTURAN SİSTEMİN TOPARLANMASI HİZMETİ PERFORMANS TEST
PROSEDÜRLERİ
(1)
Oturan Sistemin Toparlanması Hizmeti Performans Testleri, Ünite
Toparlanma Testi ve Güç Üretim Modülü Toparlanma Testi olmak üzere iki aşamadan
oluşmaktadır. TEİAŞ aşağıda belirtilen aynı test adımlarının takip edileceği ancak tam
anlamıyla gerçek şebeke koşulları yansıtacak şekilde (boş hatların enerjilendirilmesi, ada
modu kararlığı), bu hizmeti sunacak Güç Üretim Modülünüve bağlı olduğu bir bölgeyi
enterkonnekte sistemden izole ederek, bir Güç Üretim Modülü toparlanma testini, sistem
testi olarak gerekli gördüğünde gerçekleştirebilir.
(2)
Ünite Toparlanma Testi, ilgili Güç Üretim Modülünün iletim sistemi ile
bağlantısı mevcut iken, sadece testin gerçekleştirileceği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjisiz
bırakılıp acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle
gerçekleştirilir. Ünite Toparlanma Testi, ilgili Güç Üretim Modülünün , bu hizmeti
sunacak tüm ünitelerinde gerçekleştirilmesi esastır.
(3)
Güç Üretim Modülü Toparlanma Testi ise, ilgili üretim tesisinin tüm çıkış
fiderlerinin ya da iç ihtiyaç baralarının izole edilmesi suretiyle iletim sistemi ile bağlantısı
tamamen koparılmışken, test edilecek ünitenin, iç ihtiyaç barasının acil durum jeneratörü
vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Güç Üretim Modülü
Toparlanma Testi, ilgili Güç Üretim Modülünün iletim sistemiyle bağlantısının olmadığı
durumda tek bir ünite seçilerek yapılır.
Şekil E.17.D.1: İç ihtiyaç ve acil durum jeneratörü genel elektriksel bağlantı
konfigürasyonları
343
(4) Oturan Sistemin Toparlanması hizmetini sunacak Güç Üretim
Modüllerinintümünde bu testler gerçekleştirilir. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir
değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak
kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici
bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi
sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri
kullanılmamalıdır. Kayıt techizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve test esnasında
ölçülen değerler zaman bilgisiyle birlikte kayıtedilebilmelidir. Testler sırasında kaydı
yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından
belirlenen şekilde, test tutanağına CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine
teslim edilir. Harici olarak kullanılacak veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı
belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
E.17.D.1 Ünite Toparlanma Testi
Test Hedefi
(1)
Ünite Toparlanma Testi’nin amacı, test edilen ünitenin toparlanma
yeteneğinin ve ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin
doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2)
Ünite toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite devrede ve ilgili
üretim programı doğrultusunda yüklenmiş durumda iken aşağıdaki şekilde yapılır.
a) MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda
testin gerçekleştirildiği ünite kademeli bir şekilde yükü azaltılarak servis harici
edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
b) Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası sistemden izole edilir (Örnek
olarak Şekil E.17.D.1’de verilen iki konfigürasyonda CB1 ve CB3 kesicilerinin
açılması). Mevcut Güç Üretim Modülü elektriksel bağlantı konfigürasyonu gereği,
sadece tek bir ünitenin iç ihtiyacının izole edilerek acil durum jeneratörü
vasıtasıyla beslenme durumu sağlanamıyorsa, bahsi geçen ünite toparlanma testi
için test adımları, mevcut Güç Üretim Modülü konfigürasyonunda yapılacak
manevraların tek hat şemasında belirtilmesi suretiyle, test öncesinde revize
edilerek, TEİAŞ’ın onayına sunulmalıdır.
c) Acil durum jeneratörü devreye alınarak, testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç
barası enerjilendirilir.
d) Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanlarının enerjilendirilerek acil
durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
e) İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli
koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM
talimatları doğrulutusunda yüklenir.
f) İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü
seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebeb vermeden, iç
ihtiyacı, ilgili Güç Üretim Modülü konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı
transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da Güç Üretim Modülü servis
344
transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta
dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep
olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da
şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarının sağlanmasına
dikkat edilmelidir.
g) İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün
devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili
ünitebelirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda
yüklenir.
Test Sonuçları
(3) Ünite Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi
gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına
alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test
firmasının sorumluluğundadır.
i.
ii.
iii.
iv.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç
barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının
verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen
süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.D.2. Güç Üretim Modülü Toparlanma Testi
Test Hedefi
(1)
Güç Üretim Modülü Toparlanma Testi’nin amacı, gerçek bir sistem
oturması durumunda, ilgili Güç Üretim Modülündeyer alan ve bu hizmeti sunacak ilgili
ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2)
Güç Üretim Modülü toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite
haricinde diğer tüm üniteler devre harici iken aşağıdaki şekilde yapılır.
a) MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda
testin gerçekleştirileceği ünite kademeli bir şekilde, yükü azaltılarak servis harici
edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
b) İlgili Güç Üretim Modülündeki tüm iç ihtiyaç baraları, iç ihtiyaç bara kesicisi ya da
tüm çıkış fiderleri açılarak izole edilir.
c) Acil durum jeneratörü devreye alınarak, Güç Üretim Modülünün gerekli iç ihtiyaç
baraları ve testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
d) Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanları enerjilendirilerek acil durum
jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
345
e) İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli
koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM
talimatları doğrultusunda yüklenir.
f) İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü
seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebep vermeden, iç
ihtiyacı, ilgili Güç Üretim Modülünün konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı
transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da Güç Üretim Modülü servis
transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta
dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep
olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da
şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarına dikkat edilmelidir.
g) İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün
devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili
ünite ve diğer üniteler belirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları
doğrultusunda devreye alınır ve yüklenir.
Test Sonuçları
(3)
Güç Üretim Modülü Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen
sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait
kayıtlar da alınacaktır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi
gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
i.
ii.
iii.
iv.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
(4)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç
ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir”
talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına
kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
346
E.17.E. ANLIK TALEP KONTROL HİZMETİ PERFORMANS TEST
PROSEDÜRLERİ
(1)
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri hizmeti sağlayacak tüzel
kişinin tüketim tesislerinin anlık talep kontrol rölesine bağlı tüketim noktalarında
sağlanması gereken teknik özelliklerin tespit edilmesini teminen yapılır. Anlık Talep
Kontrol hizmetini sunacak tüketim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili
tüketim tesisinde bu hizmete katılacak birden çok tüketim noktası bulunuyorsa Anlık Talep
Kontrol Hizmeti Performans Testleri bu hizmete katılacak her tüketim noktası için ayrı ayrı
gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin anlık talep kontrolü performans test raporu ve
sertifikası her tüketim noktası için ayrı ayrı hazırlanır.
(2)
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri öncesinde, hizmeti
sağlayacak tüzel kişi ilgili tüketim tesislerinde gerekli ayarlamalar ile TEİAŞ tarafından
belirlenen teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı; sayaç, tesisat ve gerekli diğer donanıma
ilişkin yatırımları tamamlamış olmak zorundadır.
(3)
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri, anlık talep kontrol
rölelerine test frekans sinyali uygulanarak gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması
sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel
güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili tüketim tesisinin sorumluluğundadır.
(4)
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı
saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak
kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici
bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup olup tüketim tesisinin
kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri
kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az
%0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte
olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak
zorundadır.
Test Hedefi
(1)
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin amacı, test edilen
tüketim tesislerinde yer alan ve bu hizmete katılacak tüketim noktalarının talebinin, sistem
frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine düşmesi durumunda anlık talep
kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebildiğinin doğrulanmasıdır.
TestAşamaları
(1)
Anlık Talep Kontrolü Hizmeti Performans Testleri gerçekleştirilirken
aşağıdaki işlemler yapılır. Testlere başlamadan önce, tüketim tesisi anlık talep kontrolü
hizmetine katılmak için sunmayı taahüt ettiği anlık talep kontrolü yedek miktarı kadar
tüketim miktarına sahip olmak zorundadır.
a. Test edilecek tüketim noktasında anlık talep kontrol rölesine şebeke frekansı
bilgisi yerine simüle test frekans sinyali uygulanacak ve frekans, 0,1 Hz/s hızla
azaltılır.
b. Uygulanan simüle test frekans sinyali, hizmetin sağlanacağı frekans seviyesine
ulaştıktan sonra anlık talep kontrol rölelerinin, ilgili tüketim noktasındaki tüm
talebi kesip kesmedeği kontrol edilir.
347
Test Sonuçları
(1)
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda
belirtilen sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere
ait kayıtlar da alınır.
i.
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali (Hz)
ii.
Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s)
iii.
İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW)
iv.
Röle açık kapalı sinyali
(2)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri
kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna
CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Veri kayıt teçhizatının
gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(3)
Anlık talep Kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali ve ilgili
tüketim noktasında ölçülen yük miktarı Şekil E.17.E.1’de belirtildiği şekilde grafikte
gösterilir ve bu grafik test raporuna eklenir.
Şekil E.17.E.1 – Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri
Test Kabul Kriterleri
(1)
Testi gerçekleştirmeye yetkili firma tarafından yapılacak Anlık Talep
Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyalinin TEİAŞ
tarafından belirlenen frekans seviyesine ulaşmasından itibaren 400 ms’den daha kısa bir
süre içerisinde (istatistiksel gecikme süresi de dahil olmak üzere), ilgili tüketim noktasında
talep tamamen kesilmiş olmak zorundadır. (Tg ≤ 400 ms)
348
EK 18
RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI POWER PARK MODÜLLERİNİN ŞEBEKE
BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, iletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülleri ile
Maksimum Kapasitesi 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine
dayalı üretim tesislerine uygulanır. Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin
ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI POWER PARK MODÜLLERİNİN
ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI
İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil
E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir
fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde rüzgar türbinleri şebekeye bağlı
kalmalıdır.
Şekil E.18.1 – İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz
gerilimi
Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, rüzgar
türbini aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az
%20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise,
rüzgar türbini aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif
gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine
ulaşmalıdır.
349
Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim
dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, rüzgar enerjisine dayalı
Power Park Modülleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği maddesinde belirtilen esaslara
uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan
büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü tasarlanmış geçici rejim
anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde,
endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim
maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5
saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim
sistemine
bağlı
rüzgar
enerjisine
dayalı
Power
Park
ModüllerindeYönetmeliğin 189uncu Maddesinde [eski 63üncü maddesi] tanımlanan acil
durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Rüzgar enerjisine dayalı Power Park
Modüllerinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle,
Power Park Modülünün o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında
otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. 25 Bu kapsamda;
a) Maksimum Kapasitesi 100 MW ve altında olan rüzgar enerjisine dayalı Power
Park Modülleri için, yük alma hızı dakikada Power Park Modülü Maksimum
Kapasitesinin %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada Power Park Modülü
Maksimum Kapasitesinin %5’inden az olmamalıdır.
b) Maksimum Kapasitesi 100 MW’ın üzerinde olan rüzgar enerjisine dayalı Power
Park Modülleri için, yük alma hızı dakikada santral Maksimum Kapasitesinin %4’ünü
geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada Power Park Modülü Maksimum Kapasitesinin
%4’ünden az olmamalıdır.
Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle rüzgar Power Park Modüllerinde
üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler
için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının
azaltılmasının sağlanabilmesi için rüzgar santrallarında gerekli sistem TEİAŞ SCADA
sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar türbinleri aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki çalışma frekans aralıkları esas
olmak üzere bu Yönetmeliğin 34üncü madde [eski 20nci madde] belirtilen frekans
aralıkları ve çalışma sürelerini sağlamalıdır. 26
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili Power Park Modülü tesisinde şebeke
frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini devreye
girmemelidir.
25
26
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
7 Mayıs 2015 tarihli ve 29348 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.
350
Rüzgar türbini frekans tepkisi Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları
içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 – Rüzgar Türbini Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar türbini, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade
gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in
üzerine çıkması durumunda rüzgar Power Park Modülleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif
güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde
yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.
E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ
Rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülleri, iletim veya dağıtım sistemi
bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif
güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.
351
Şekil E.18.3 – Rüzgar Power Park Modülü Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç
değerlerine Şekil E.18.4’de belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde
ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.4 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı
Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
352
Rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9
pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası
geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.5’de belirlenmiş karakteristikler
doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.5 – Rüzgara Dayalı Power Park Modülleri Tarafından Sisteme Verilecek
Reaktif Güç Desteği Eğrisi
Gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için
verilecektir. Rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülleri şebeke bağlantı noktası
gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.5’de görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.5’deki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ
tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, Power Park Modülünün reaktif
çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı
maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set
değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)
İlgili Power Park Modülü, şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme
koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, en geç 200ms’de cevap
vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1
saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge
durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen
değişimin %2’sini geçmemelidir.
E.18.7 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI POWER PARK MODÜLÜ ŞEBEKE
BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
353
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modüllerinin
şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip
olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu
Yönetmelikte tanımlanmaktadır.
E.18.8 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI POWER PARK MODÜLLERİNCE
TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
Rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülü için TEİAŞ’a yapılan bağlantı
anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler TEİAŞ’a sunulur:
1. Rüzgar enerjisine dayalı Power Park Modülünün MWe olarak toplam kurulu güç
kapasitesi.
2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal
aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).
3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron
jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).
4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim
durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak
sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61400-12
standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, IEC 61400-21 standardına
uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme raporu.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik
ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten,
rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit,
uzunluk, vs).
8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel
modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine
dayalı Power Park Modülüve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan
hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir Power Park Modülünün ticari işletmeye geçebilmesi
için, tesisler adına kayıtlı tüzel kişi, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası
gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanması ya da söz konusu Power
Park Modülünün üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış
olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesine müteakiben, sağlayacakları
yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için,
354
tanımlanacak parametre ve değişkenleri belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci
dahilinde TEİAŞ’a sunmalıdır.
E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ POWER PARK MODÜLLERİNİN İZLENMESİ
Lisanslı olan tüm rüzgar enerjisi Power Park Modülleri , merkezi Yenilenebilir
Enerji Genel Müdürlüğünde olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve
dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli
altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler Yenilenebilir Enerji Genel
Müdürlüğü internet sayfasındayayımlanır.
355
EK 19
ÇALIŞMA İZNİ İSTEK FORMU
TEİAŞ
……...İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ
……..… MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ
Ek-1
YTİM.1
………YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
1
ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ
1
No : ……./…...
Tarih:
Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya
EİH
2
Servisten Çıkarılacak Teçhizat
3
Yapılacak Çalışma
İzni İsteyen Yetkili Şahıs
Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya
5
Koordinasyon Sorumlusu
BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve
6 Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
7 İşin Başlayacağı
8 İşin Biteceği
9 Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi
10 Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar
Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve
11
Süresi
4
Tarih
Tarih
Saat
Saat
TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle
Haberleşme Şekli
NOT:
12
2
İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ
1
Manevraya Başlama Şekli
2
Teçhizatın Teslim Şekli
Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme
Şekli
NOT:
3
İsim
İmza
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman
Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde
belirtilecek.
356
EK 20
ÇALIŞMA İZNİ İSTEK İPTAL FORMU
TEİAŞ
……………..YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
Ek-2
Form YTİM-2
1
ÇALIŞMA İZNİ
Tarih:
No :
Çalışma İzni İsteği No :...……………..
1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : …………………………………………………………………………….
2-Yapılacak Çalışma:…………………………………………………………………………………………………..
………………………………………………………………………………………………………….........................
3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : …………………………………………………….
4-Haber Verilen Birimler :
………………………………………………………………………………………………………….........................
…………………………………………………………………………………………………………........................
5- Çalışma Yapacak Birimler:
İŞLETME:………………………………………………………………………………………………………………
………………………………………………………………………………………………………………………….
RÖLE :…………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
ELEKTRONİK :………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
TEST :…………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
SANTRAL :………………………..………….………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :…………………………………………………………………………………….
……………………...…………………………………………………………………………………………………
7-Kullanıcı İle Anlaşan :……………………...……………………………………………………………………….
…………………………………………………………………………………………………………………………
8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :……………………………………………………………………………...
………………………………………………………………………………………………………………………….
NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir.
BYTİM Mühendisi
İsim
İmza
BYTİM Başmühendisi
İsim
İmza
ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ
2
1- İptal İsteyen Yetkili :…………………………...………………………………………….……………
2- İptalin Nedeni :…………………………………………………………………………………………………….
…………………………………………………………………………………………………………………….
3- Kabul Eden :……………………………………………………………………………………………………….
4- Haber Verilen Birimler :……………………………..…………………………………………………………..
…………………………………………………………………………………………………………………….
5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :……………………………………………………………………..
BYTİM Mühendisi
BYTİM Başmühendisi
İsim
İmza
İsim
İmza
357
Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir.
358
EK 21
MANEVRA FORMU
TEİAŞ
…. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
Ek-3
Form YTİM-3
MANEVRA FORMU
BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran :…………………………………….Tarih: …../…../20….
:…………………………………….Tarih: …../…../20….
BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran
:…………………………………………….…………
1- Manevra No
2- Çalışma izin No
:…………………………………………….…………
3- İzni İsteyen
:…………………………………………….…………
:…………………………………………….…………
4- Nedeni
:…………………………………………….…………………
…………………………………………….…………………
:……………………………………………………………….
6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat
…………………………………………….………………….
7- Servis Dışı Kalma Süresi
:…………………………………………….…………
8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar
:…………………………………………….…………
…………………………………………………...…………………………………………….
…………………………….……………………..…………………………………………….
……………………………….…………………..…………………………………………….
5- TM İşletme Teknisyeni
…………………TRANSFORMATÖR MERKEZİ
Manevrayı yapan :
Manevrayı yapan :
Manevra Formunu Hazırlayan :
Kontrol Eden :
359
DK
AÇIKLAMA
SAAT
SIRA
DK
AÇIKLAMA
KAPAMA MANEVRASI
SAAT
SIRA
AÇMA MANEVRASI
EK 22
TEÇHİZAT NUMARALANDIRILMA VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması
Teçhizatın standartlaştırılmış numaralandırılması ve adlandırılması
E.N.H
…0
…1
…2
…6
…9
…3
…7
…5
Transfer Bara
Ana Bara
...5
...5
...9
…6
…6
…7
...9
…7
G
OG
F İDERLERİ
Açıklamalar:
Hat fideri hat ayırıcısı,
Hat fideri kesici,
Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
Transformatör, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı
sistemde bara 2 ayırıcısı,
6. Transformatör, ünite, transfer ve bağlantı fider kesicisi,
7. Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, transformatör fiderinin
transformatör tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin transformatör tarafındaki
ayırıcısı,
9. By-pass veya transfer ayırıcısı,
10. Fider toprak ayırıcısı.
1.
2.
3.
5.
360
EK-23
VERİ ÇİZELGELERİ
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 1/9
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ
SANTRAL: _________________________
TARİH: _____________
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGO
RİSİ
ÜNİTE VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ
YIL YIL YIL YIL
0
1
2
3
YIL
4
YIL YIL YIL YIL YIL
5
6
7
8
9
US
GR GR
1(** 2
*)
GR
5
GR
6
US
SANTRAL TALEPLERİ:
TEİAŞ iletim sisteminden veya
üreticinin
kullanıcı
sisteminden
beslenen santral ile ilgili talep
Azami talep
MW
MVAr
TEİAŞ talebinin yıllık puantının MW
yarım saatlik belirli süre içindeki MVAr
değeri
TEİAŞ talebinin yıllık asgari MW
değerinin yarım saatlik belirli süre MVAr
içindeki değeri
APV(*)
APV
APV
APV
APV
APV
(Ünite transformatörleri tarafından
beslenen ek talep aşağıda yer
almalıdır)
ÜNİTE VEYA DURUMA GÖRE
KOMBİNE
ÇEVRİM
GAZ
TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ
Coğrafi ve elektriksel konum ile
sistem gerilimine göre ünitenin
kombine çevrim gaz türbini bloğu
hariç veya kombine çevrim gaz
türbini bloğunun TEİAŞ iletim
sistemi veya dağıtım sistemine bağlı
ise sistem ile bağlantı noktası
Bilgiler
SPV(**)
ayrı
bir
yazı
ile
verilecekt
ir
Birden fazla bağlantı noktasının Bara
SPV
olması durumunda, kombine çevrim bölüm
gaz türbini bloğunun bağlantı noktası numarası
hangi
baraya
bağlı ise
onun
numarası
Ünite tipi; buhar, gaz türbini kombine
çevrim gaz türbini ünitesi, rüzgar ve
benzeri
361
GR
3
GR
4
Kombine çevrim gaz türbini bloğu
içindeki ünitelerin listesi (hangi
ünitenin hangi kombine çevrim gaz
türbini bloğunun parçası olduğunu
belirtilerek) sıralı kombine çevrim
gaz türbini bloğu durumunda
muhtemel
konfigürasyonların
ayrıntıları da ayrıca verilmelidir.
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri
(**) Standart Planlama Verileri
SPV
(***) Üretim grubu no.1
362
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 2/9
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA
GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM
GAZ TÜRBINI BLOĞU)
GR GR GR GR GR GR ÜT
1
2
3
4
5
6
(**
*)
Tahmini çalışma düzeni; örneğin, 7
gün 3 vardiya
Nominal görünür güç
Nominal aktif güç
Nominal çıkış gerilimi
*Ünite Yüklenme eğrisi
*Kullanılabilir Kapasite (aylık olarak)
MVA
MW
kV
Senkron üniteler için atalet sabiti
MW
saniye
/MVA
Senkron üniteler için kısa devre oranı
Nominal MW çıkışında ünite tarafından
sağlanan normal yedek yük
Nominal MW ve MVAr çıkışında ve
nominal çıkış geriliminde nominal
ikaz akımı
İmalatçıların test sertifikalarından elde
edilen ikaz akımı açık devre doyma
eğrisi
%120 nominal çıkış gerilimi
%110 nominal çıkış gerilimi
%100 nominal çıkış gerilimi
%90 nominal çıkış gerilimi
%80 nominal çıkış gerilimi
%70 nominal çıkış gerilimi
%60 nominal çıkış gerilimi
%50 nominal çıkış gerilimi
EMPEDANSLAR: (Doymamış)
Dikey eksen senkron reaktansı
Dikey eksen transient reaktans
Dikey eksen subtransient reaktans
Yatay eksen senkron reaktansı
Yatay eksen transient reaktans
Stator kaçağı reaktansı
Bobin sargısı doğru akım direnci
MW
SPV(*)
SPV+
APV(**)
SPV
SPV
SPV+
MW
MVAr
A
SPV+
APV
APV
APV
A
A
A
A
A
A
A
A
APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
% MVA
% MVA
% MVA
% MVA
% MVA
% MVA
% MVA
APV
SPV+
APV
APV
APV
APV
APV
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri,
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Güç Üretim Modülü
363
Blok
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 3/9
VERİ
BİRİM
Zaman sabitleri
Kısa devre ve doymamış
Dikey eksen transient zaman sabiti
Dikey eksen subtransient zaman sabiti
Yatay eksen subtransient zaman sabiti
Stator zaman sabiti
Üretim ünitesi yükseltici transformatörü
Nominal görünür güç
Gerilim oranı
Pozitif bileşen reaktansı:
Azami kademe için
Asgari kademe için
Nominal kademe için
Pozitif bileşen direnci:
Azami kademe için
Asgari kademe için
Nominal kademe için
Sıfır bileşen reaktansı
Kademe değişimi aralığı
Kademe değişimi adım büyüklüğü
Yükte veya boşta kurulu gücü kademe
değiştirici türü
Kademe tipi
VERİ
KATEGORİSİ
Saniye
Saniye
Saniye
Saniye
APV
SPV
APV
APV
MVA
-
SPV+
APV
% MVA
% MVA
% MVA
SPV+
SPV+
SPV+
% MVA
% MVA
% MVA
% MVA
+%/-%
%
APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA GÜÇ ÜRETİM
MODÜLÜVERİLERİ
GR GR GR GR GR GR ÜT
1
2
3
4
5
6
Yükte/Bo
şta
Sayısal
Analog
BCD
Bağlantı grubu
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ
Not:
Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde
önemli etkisi bulunmayan küçük güç üretim Modülleri ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde
bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997
tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir
sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2
kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek
2 kapsamındaki verileri vermelidir.
Seçenek 1
İkaz devresinin dc kazancı
APV
Azami ikaz gerilimi
V
APV
Asgari ikaz gerilimi
V
APV
Nominal ikaz gerilimi
V
APV
Azami ikaz gerilimi değişim hızı:
Artan
V/Saniye APV
Azalan
V/Saniye APV
İkaz devresinin ayrıntıları
Şema
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini
gösteren bir blok şema şeklinde
tanımlandığı şekliyle
APV
Aşırı ikaz
özellikleri
Düşük ikaz
özellikleri
sınırlayıcısının
dinamik
APV
sınırlayıcısının
dinamik
APV
364
(lütfen ekleyiniz)
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 4/9
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
İkaz düzeneği sınıfı örneğin, dönen ikaz
düzeneği veya statik ikaz düzeneği ve
benzeri
İkaz sistemi nominal tepkisi
ve
Nominal ikaz gerilimi
ufn
Yüksüz ikaz gerilimi
ufo
İkaz sistemi yüklü
Pozitif tavan gerilimi
upl+
İkaz sistemi yüksüz
Pozitif tavan gerilimi
upo+
İkaz sistemi yüksüz
Negatif tavan gerilimi
upoElektrik sistemi dengeleyici Sinyali
Yazı ile
SPV
Saniye-1
APV
V
APV
V
APV
V
APV
V
APV
V
APV
Evet/Hayır
SPV
İkaz sisteminin ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini
gösteren bir blok şema şeklinde
tanımlandığı şekliyle eğer mevcut ise PSS Şema
de dahil olarak
APV
Aşırı ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini
gösteren bir blok şema şeklinde
Şema
APV
Düşük ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini
gösteren bir blok şema şeklinde
Şema
APV
365
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA GÜÇ
ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ
GR GR GR GR GR GR ÜT
1
2
3
4
5
6
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 5/9
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ ÜRETİM
MODÜLÜ VERİLERİ
VERİ
GR 1 GR 2 GR 3
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN
PARAMETRELERİ
Seçenek 1
HIZ REGÜLATÖRÜ
PARAMETRELERİ (TEKRAR
KIZDIRICI ÜNİTELER)
YB(*) hız regülatörü ortalama kazancı
MW/Hz APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı
Hz
APV
YB hız regülatörü valfı zaman sabiti
Saniye
APV
YB hız regülatörü valfı açılma sınırları
APV
YB hız regülatörü valfı hız sınırları
APV
Tekrar kızdırma zaman sabiti;tekrar kızdırıcı
sistemde saklanan aktif güç
Saniye
APV
OB(**) hız regülatörü ortalama kazancı
MW/Hz APV
OB hız regülatörü ayar aralığı
Hz
APV
OB hız regülatörü zaman sabiti
Saniye
APV
OB hız regülatörü valfı açılma sınırları
APV
OB hız regülatörü valfı hız sınırları
APV
YB ve OB hız regülatörü devresindeki
APV
(lütfen ekleyiniz)
İvmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren
APV
(lütfen ekleyiniz)
Hız regülatörü blok şeması
Şema
HIZ REGÜLATÖRÜ
PARAMETRELERİ TEKRAR
KIZDIRICISI BULUNMAYAN BUHAR
VE GAZ TÜRBİNLERİ İÇİN
Hız regülatörü ortalama kazancı
MW/Hz APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı
APV
Buhar veya yakıt hız regülatörü
zaman sabiti
Saniye
APV
Hız regülatörü valfı açılma sınırları
APV
Hız regülatörü valfı hız sınırları
APV
Türbin zaman sabiti
Saniye
APV
Hız regülatörü blok şeması
APV
(lütfen ekleyiniz)
HİDROELEKTRİK ÜNİTELER İÇİN
HIZ REGÜLATÖRÜ
PARAMETRELERİ
Ayar kanadı aktivatörü
Saniye
APV
Ayar kanadı açıklık sınırı
(%)
APV
Ayar kanadı açılma hızı sınırları
%
APV
/saniye
Ayar kanadı kapanma hızı sınırları
%
APV
/saniye
Suyun zaman sabiti
Saniye
APV
GR 4
GR 5
GR 6
ÜT
Notlar:
1. (*) Yüksek Basınç
2. (**) Orta Basınç
3. Yukarıdaki seçenek 1 kapsamında istenen veri kalemleri sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi
üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük güç üretim Modülleri ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir.
4. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan veri kalemlerini
vermelidir.
5. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra
yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu
366
üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol
sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri sunmalıdır.
6. TEİAŞ aynı zamanda bağlantı şartlarında da yer alan tarihleri kontrol etmelidir.
367
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 6/9
368
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 7/9
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ
ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ
GR GR GR GR GR GR ÜT
1
2
3
4
5
6
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
Bütün Üretim Üniteleri
İvmelenmeye duyarlı parçalar da dahil
olmak üzere çeşitli parçaların transfer
işlevlerini
Gösteren hız regülatörü blok şeması
APV
Hız regülatörü zaman sabiti
Hız regülatörü ölü bandı (deadband) ()
- azami ayarı
- normal ayarı
- asgari ayarı
Saniye
APV
Hz
Hz
Hz
İB4
İB4
İB4
Hızlandırıcı motor ayar aralığı
(%)
APV
Hız regülatörü ortalama kazancı
MW/
Hz
APV
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
İB4
İB4
İB4
İB4
İB4
İB4
Hız regülatörü hız eğimi (##)
MLP1’deki artan hız düşümü
MLP2’deki artan hız düşümü
MLP3’deki artan hız düşümü
MLP4’teki artan hız düşümü
MLP5’teki artan hız düşümü
MLP6’daki artan hız düşümü
Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir.
İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır.
369
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 8/9
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
Buhar türbinleri
YB valf zaman sabiti
YB valf açılma sınırları
YB valf açılma hızı sınırları
YB valf kapanma hızı sınırları
YB türbin zaman sabiti
Saniye
(%)
% /saniye
% /saniye
Saniye
APV
APV
APV
APV
APV
OB valf zaman sabiti
OB valf açılma sınırları
OB valf açılma hızı sınırları
OB valf kapanma hızı sınırları
OB türbin zaman sabiti
Saniye
(%)
% /saniye
% /saniye
Saniye
APV
APV
APV
APV
APV
AB valf zaman sabiti
AB valf açılma sınırları
AB valf açılma hızı sınırları
AB valf kapanma hızı sınırları
AB türbin zaman sabiti
Saniye
(%)
% /saniye
% /saniye
Saniye
APV
APV
APV
APV
APV
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti
Kazan zaman sabiti
YB enerji oranı
OB enerji oranı
Gaz Türbini üniteleri
Giriş noktası valf açıklığı zaman sabiti
Giriş noktası valf açıklığı açılma sınırları
Giriş noktası valf açıklığı açılma hızı
sınırları
Giriş noktası valf açıklığı kapanma hızı
sınırları
Saniye
Saniye
(%)
(%)
APV
APV
APV
APV
Saniye
(%)
% /saniye
APV
APV
APV
% /saniye
APV
Yakıt valfi zaman sabiti
Yakıt valfi açılma sınırları
Yakıt valfi açılma hızı sınırları
Yakıt valfi kapanma hızı sınırları
Saniye
(%)
% /saniye
% /saniye
APV
APV
APV
APV
(%)
(%)
Saniye
Saniye
Saniye
% /saniye
% /saniye
(%)
APV
APV
APV
APV
Atık ısı dönüşüm kazanı zaman sabiti
Hidroelektrik üniteler
Hız regülatörü sürekli hız düşümü
Hız regülatörü geçici hız düşümü
Hız regülatörü zaman sabiti
Filtre zaman sabiti
Servo zaman sabiti
Ayar kanalı açılma hızı
Ayar kanalı kapanma hızı
Ayar kanalı asgari açıklığı
Ayar kanalı azami açıklığı
Türbin kazancı
Türbin zaman sabiti
Suyun zaman sabiti
Yüksüz akış
Birim
başına
Saniye
Saniye
Birim
başına
APV
370
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ
ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 1
Sayfa 9/9
NOT:
Kullanıcılar, güç üretim Modülleri da dahil olmak üzere TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için gerekli olan
verileri gösteren Çizelge 4 ve Çizelge 11’e bakmalıdırlar.
371
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 2
Sayfa 1/3
ÜRETİM PLANLAMASI PARAMETRELERİ
Bu çizelgede TEİAŞ’a işletme planlaması zaman çizelgelerinin hazırlanması için gerekli güç üretim tesisi üretim planlaması
parametreleri yer almaktadır.
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir güç üretim Modülündeki bir ünite için bilgiler ünitelere göre,
iletim sistemine doğrudan bağlı bir güç üretim Modülündeki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir.
Doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloklarına referans verildiğinde, uygun yerlerde “GR1” sütunu ve
diğerleri okunurken “A,B,C,D” şeklinde değiştirilmelidir.
Santral: _________________________
Üretim Planlaması Parametreleri
VERİ
BİRİM
VERİ
ÜRETİM GRUBU VEYA GÜÇ ÜRETİM
KATEGORİSİ
MODÜLÜ VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
ÇIKIŞ KAPASİTESİ
güç üretim Modülündeki bir kombine
çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok MW
esaslı
Asgariolarak)
üretim
bir
güç üretim
Modülündeki bir kombine çevrim gaz MW
türbini bloğu durumunda blok esaslı
Üretim
olarak ünitelerinde kayıtlı kapasitenin
üzerinde emreamade MW
MW
SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI
Bu
veriler
emreamade
olmama
dönemlerinin kaydedilmesi içindir.
En erken devreye alma süresi:
Pazartesi
saat/dakika
Salı – Cuma
saat/dakika
Cumartesi – Pazar
saat/dakika
En son devre dışı olma zamanı:
Pazartesi – Perşembe
saat/dakika
Cuma
saat/dakika
Cumartesi – Pazar
saat/
dakika
SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra dakika
sıfırdan uzaklaşma zamanı
48 saatlik devre dışı olmadan sonra güç dakika
üretim Modülü senkronizasyon süreleri
Varsa senkronizasyon grubu
1’den 4’e
SPV
SPV
SPV
İB2
İB2
İB2
-
İB2
İB2
İB2
-
İB2
-İ
-
B
2
İB2
372
-
-
-
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 2
Sayfa 2/3
VERİ
BİRİM
48 saatlik devre dışı olmadan sonra MW
senkronize üretim
APV
İB2
Devre dışı olma süresi
dakika
İB2
48 saatlik devre dışı olmadan sonra asgari dakika
sıfırdan farklı zaman
İB2
Asgari sıfır zaman
dakika
İB2
İki vardiya sınırı (gün için azami)
No.
İB2
DEVRE DIŞI OLMA
SINIRLAMALARI:
ÜRETİM BİRİMİ VEYAGÜÇ ÜRETİM
MODÜLÜ VERİLERİ
VERİ
KATEGORİSİ
GR GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
1
-
-
-
-
-
-
DÖNEMİ
HIZLANMA PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra
yüklenme hızı
(3. Sayfadaki 2. Nota bakınız)
MW Seviye 1
MW
MW Seviye 2
MW
Senkronize üretimden MW Seviye 1’e MW/dk
yüklenme hızı
MW Seviye 1’den MW Seviye 2’ye MW/dk
yüklenme hızı
MW Seviye 2’den kurulu güce MW/dk
yüklenme hızı
İB2
İB2
APV
Ve
İB2
-
İB2
İB2
Yük düşme hızları:
MW seviye 2
Maksimum Kapasiteden MW Seviye
2’ye yük düşme hızları
MW Seviye 1
MW Seviye 2’den MW Seviye 1’e
yük düşme hızları
MW Seviye 1’den desenkronizasyona
yük düşme hızları
MW
MW/dk
İB2
APV
İB2
İB2
İB2
MW/dk
İB2
MW
MW/dk
373
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 2
Sayfa 3/3
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA GÜÇ ÜRETİM
MODÜLÜ VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
REGÜLASYON PARAMETRELERİ
Regülasyon aralığı
MW
Senkronize durumda ve yüklü durumdayken MW
yük düşme kapasitesi
GAZ
TÜRBİNİ
PARAMETRELERİ:
APV
APV
YÜKLENME
Hızlı yüklenme
Yavaş yüklenme
KOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBİNİ
BLOĞU PLANLAMA MATRİSİ
MW/dk
MW/dk
İB2
İB2
İB2
(lütfen ekleyiniz)
NOTLAR:
1.
Doğrudan bağlı bir Güç üretim Modülü içinde değişik üretim birimlerine olanak vermek için işletmecisi aynı üretim
birimleri her biri en fazla dört tane olan senkronizasyon gruplarından birine tahsis edilmelidir. Bir senkronizasyon grubu
içinde tek bir senkronizasyon süresi geçerli olacaktır, fakat senkronizasyon grupları arasında sıfır senkronizasyon süresi
olduğu varsayılacaktır.
2.
Bir üretim grubunun senkronize blok yükten maksimum kapasitesi yüklenme hızının MW seviye 1 ve MW seviye 2 olarak
gösterilen iki ara yükten üç aşamalı olarak değişimi karakteristik olarak gösterilmiştir. MW seviye 1 ve MW seviye 2
değerleri üretim grupları için farklı olabilir.
374
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 3
Sayfa 1/3
ÜNİTELERİN DEVRE DIŞI KALMA PROGRAMLARI,
KULLANILABİLİR GÜÇ VE SABİT KAPASİTE VERİLERİ
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir güç üretim Modülü bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim
sistemine doğrudan bağlı bir güç üretim Modülündeki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir. Dış
enterkonneksiyonlar ile ilgili anlaşmalar bilgileri de kapsar.
VERİ
BİRİM
SÜRE
GÜNCELLEME
VERİ
ZAMANI
KATEGORİSİ
Güç Üretim Modülü:...........................
Ünite veya Güç Üretim Modülündeki kombine çevrim gaz
türbini bloğu numarası:...
Maksimum Kapasite:..........................
Güç Üretim Modülünün devre dışı
Güç Üretim
olma programı
Modülünün
kullanılabilir gücü
GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA
Aylık ortalama
kullanılabilir gücü
MW
Aşağıdakileri kapsayan geçici devre
dışı olma programı:
Süre
Tercih edilen start
En erken start
Devreye alma tarihi
Hafta
Tarih
Tarih
Tarih
Haftalık
gücü
kullanılabilir MW
YIL 5 – Hafta 24
10
SPV
Takvim
yılı 3 – 5
"
"
"
"
Hafta 2
İB2
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı
Takvim Hafta 12
yılı3 – 5
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı Takvim Hafta 14
olmalar için Kullanıcıların cevabı
yılı 3 – 5
Güncellenmiş, aşağıdakileri kapsayan
geçici devre dışı olma programı:
Süre
Tercih edilen start
En erken start
Devreye alma tarihi
Haftalık güncellenen
kullanılabilir gücü
Takvim Hafta 25
yılı 3 – 5
İB2
Hafta
Tarih
Tarih
Tarih
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
"
MW
"
"
"
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan
süre için cevabı
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için
Kullanıcıların cevabı
Takvim Hafta 28
yılı 3 – 5
Takvim Hafta 31
yılı 3 – 5
TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları
İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için
Takvim
yılı 3 – 5 Hafta 42
Nihai gücün devre dışı olma programı
üzerinde mutabakat sağlanması
Takvim Hafta 45
yılı 3 – 5
İB2
Takvim Hafta 10
yılı 1 – 2
İB2
"
"
GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA
Mutabakat sağlanan bir ESKİ nihai
gücün devre dışı olma programının
güncellenmesi
Haftalık kullanılabilir
güç
375
MW
"
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 3
Sayfa 2/3
VERİ
BİRİM
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan
süre için cevabı
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların
güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı
Revize edilmiş
haftalık
kullanılabilir
güç
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan
süre için cevabı
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların
güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı
Nihai gücün devre dışı olma programı
üzerinde mutabakat sağlanması
İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA
Güncellenmiş nihai gücün devre dışı olma
programı
Haftalık
MW
puantta
kullanılabilir
güç
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı
Tahmin edilen tekrar servise alma Planlanmış
devre dışı olma veya arıza
Tarih
Tüm saatlerde MW
kullanılabilir
güç
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı
GÜNCELLEME
VERİ
ZAMANI
KATEGORİSİ
Takvim yılı Hafta 12
1–2
Takvim yılı Hafta 14
1–2
Takvim yılı Hafta 34
İB2
1–2
SÜRE
Takvim yılı Hafta 39
1–2
Takvim yılı Hafta 46
1–2
Takvim yılı Hafta 48
1–2
İçinde
1600
bulunulan yıl Çarşamba
Gelecek
Hafta 2’den
yıl sonuna
"
"
İçinde
bulunulan yıl
Gelecek
Hafta 8’den
Hafta 52’ye
Gelecek 2 - 7
hafta
Gelecek gün
2’den gün
14’e
"
İB2
İB2
"
1700
Cuma
1600
Perşembe
0900
günlük
İB2
"
İB2
Gelecek gün 1600
2’den gün
günlük
14’e
ESNEKSİZLİK
Üretim grubu
sabit güç
Asgari MW
(Haftalık)
Üretim grubu
sabit güç
Asgari MW
(günlük)
376
Gelecek 2 - 8 1600 Salı
hafta
"
Gelecek 2 - 0900 günlük
14 gün
"
İB2
İB2
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 3
Sayfa 3/3
VERİ
BİRİM
SÜRE
GÜNCELLEME
VERİ
ZAMANI
KATEGORİSİ
ÜRETİM PROFİLLERİ
Akarsu, rüzgar gibi üretimi güvenilir olmayan veya MW
programlanamayan veya diğer bir yönteme göre
değişiklik gösteren büyük Güç Üretim Modüllerinin
muhtemel profilin anlaşılması için gerekli bilgiler
YIL 1 - 7
Hafta 24
SPV
ANLAŞMA VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler bir dış enterkonneksiyonun kullanımı
ile anlaşma yapan Güç Üretim Modülleri için gereklidir
Anlaşmaya bağlanan güç
MW
YIL 1 - 7
Hafta 24
SPV
Hangi dış enterkonneksiyonun kullanılacağı
Yazı ile
YIL 1 - 7
Hafta 24
SPV
Not: 1. Güncelleme zamanı sütununda verilen hafta numaraları içinde bulunulan yıla ait standart haftaları göstermektedir.
377
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 4
Sayfa 1/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
KULLANICI SİSTEMLERİNİN TASARIMI
Kullanıcı sisteminin tümünü veya bir kısmını gösteren bir tek hat şeması
verilmelidir. Bu şemada aşağıdaki bilgiler bulunmalıdır:
(a)
400 kV,154 kV ve 66 kV’de çalışan kullanıcı sisteminin mevcut
veya planlanmış kısımlarını,
(b)
Orta gerilim seviyesinde çalışan ve bağlantı noktalarını birbirine
bağlayan veya tek bir bağlantı noktasındaki baraları ayıran
kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(c)
Kullanıcının iletim sistemine bağlı 50 MW’tan büyük veya
küçük Güç Üretim Modülleri ve ilgili bağlantı noktası arasındaki
kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(d)
Bir TEİAŞ sahasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını
Ayrıca, tek hat şemasında kullanıcının iletim sistemi ve kullanıcının
iletim sistemine alçak gerilimde bağlanan transformatörler daha ayrıntılı
olarak yer alabilir, TEİAŞ’ın mutabakatıyla kullanıcının iletim sisteminin
geriliminden daha düşük gerilimdeki sisteminin ayrıntıları da tek hat
şemasında bulunabilir.
Tek hat şemasında veya detay projede mevcut ve planlanmış bağlantı
noktaları ile ilişkili mevcut ve planlanmış yük akım taşıyan teçhizatın
ayarlanması ile birlikte elektriksel devreler, havai hatlar, yeraltı kabloları,
güç transformatörleri ve benzer ekipman ve işletme gerilimleri
gösterilmelidir. ayrıca, iletim sistemi geriliminde çalışan ekipmanlar için
kesiciler ile faz sırası da gösterilmelidir.
378
APV
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 4
Sayfa 2/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ
BİRİM
VERİ
KATEGORİSİ
REAKTİF KOMPANZASYON
Kullanıcı sistemine orta gerilim seviyesinde bağlı, mülkiyeti TEİAŞ’a ait
olmayan ve bir müşterinin tesis veya teçhizatı ile ilişkili güç faktörü
düzeltme ekipmanı dışındaki bağımsız olarak anahtarlanan reaktif
kompanzasyon ekipmanı için:
Ekipmanın tipi, sabit veya değişken
Kapasitif güç
Endüktif güç
Çalışma aralığı
Yazı ile
MVAr
MVAr
MVAr
SPV
SPV
SPV
SPV
Çalışma karakteristiklerinin belirlenebilmesini sağlamak için otomatik Yazı
kontrol prensiplerinin ayrıntıları
ve/veya
şemalar
ile SPV
Elektriksel konum ve sistem gerilimi itibarıyla kullanıcı sistemine olan Yazı ile
bağlantı noktası
SPV
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ALTYAPISI
Mülkiyeti TEİAŞ’a ait ve TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir
transformatör merkezindeki bir kullanıcının ekipmanına ilişkin altyapı
için:
Nominal üç faz (rms) kısa devre dayanma akımı
Nominal tek faz (rms) kısa devre dayanma akımı
Nominal kısa devre dayanma süresi
Nominal (rms) sürekli akım
(kA)
(kA)
saniye
A
379
SPV
SPV
SPV
SPV
380
Bağlantı
Noktası
1
R
X
Y
Bağlantı Nominal Işletme Pozitif Bileşeni
Noktası Gerilim gerilimi 100 MVA’nın yüzdesi (%)
2
kV
kV
R
X
Y
Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%)
R
X
Y
Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%)
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin
geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
Notlar
Geçerli
olduğu
Yıllar
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir.
Devre Parametreleri
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
Sayfa 3/7
ÇİZELGE 4
Gerilim Oranı
Nominal
Bileşen
Olarak
Güçteki pozitif
Reaktansı%’si
Bağlantı veya
Noktası adı
Bağla Kademe Değiştirici
ntı
Grub
u
Toprakla
ma
ayrıntıla
rı uygun
olmayan
ı siliniz
Nominal
Kademe
Asgari
Kademe
Azami
Kademe
AG2
A1
YG
Nom. MVA
Transformatör rumuzu
Bağlantı
Geçerli olduğu Yıllar
381
Aralık
(+%’den
-%’ye)
Sıfır Bileşen Reaktansı
(Nominalin %’si)
Nominal
Kademe
Asgari
Kademe
Azami
Kademe
ı
ir/Rea
yılların Doğru/Dir/
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu
Açık/Kapal
ı
Rea
gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları
Açık/Kapal Doğru/D
gerekmektedir.
Açık/Kapal Doğru/Dir/
ı
Rea
Açık/Kapal Doğru/Dir/
ı
Rea
Açık/Kapal Doğru/Dir/
ı
Rea
Açık/Kapal Doğru/Dir/
ı
Rea
Açık/Kapal Doğru/Dir/
ı
Rea
Tip
(uygun
olmayanı
siliniz)
Adım
büyüklüğ
ü (%)
Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
pozitif
Güçteki
Nominal
Bileşen Direnci % olarak %’si
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının,
kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan
transformatörler için gereklidir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
Sayfa 4/7
ÇİZELGE 4
Geçerli olduğu yıllar
382
Nominal
Gerilim
kV (rms)
Işletme gerilimi
kV (rms)
3 Faz
kA
(rms)
kesme
Tek Faz
kA (rms)
Kısa devre
akımı
Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
Teçhizat
No.
3 Faz
kA puant
Başlangıç
Akımı
Devre Nominal
(rms) sürekli
akım
(A)
Tek Faz
kA puant
Kısa
Asimetrik kesme
kapasitesinin
testindeki DC
zaman sabiti
(saniye)
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların
gösterilmesi ile yapılabilir.
1.
Notlar:
Bağlantı
noktası
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için
verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin
gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir.
Şalt Teçhizatı Verileri
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
Sayfa 5/7
ÇİZELGE 4
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 4
Sayfa 6/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ
BİRİM
KORUMA SİSTEMLERİ
Aşağıdaki bilgiler bağlantı noktası kesicisini veya TEİAŞ kesicisini açan,
uzaktan açan veya kapatan koruma teçhizatı ile ilgilidir. Bilgiler E.5.19
(b)’de belirtilen zamanlama gerekliliklerine göre değişiklik olmadığı
sürece sadece bir kere verilmelidir.
(a)
Kullanıcı sistemi üzerinde mevcut rölelerin ve koruma
sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı;
VERİ
KATEGORİSİ
APV
(b)
Tip ve gecikme süreleri de dahil olmak üzere kullanıcı sistemi
üzerindeki otomatik tekrar kapama teçhizatının eksiksiz tanımı;
APV
(c)
Ünite transformatörü, start-up transformatörü, iç ihtiyaç
transformatörü ve bunların ilişkili olan bağlantılar üzerinde
kurulu rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak
üzere eksiksiz tanımı;
APV
(d)
Çıkışında bir kesici bulunan üretim ünitelerinde arızalar için
gerilim sıfırlama süreleri.
APV
(e)
Arızanın ortadan kaldırılma süreleri:
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcı sistemlerinin Milisaniye
bir kısmındaki elektriksel arızalar için arıza giderme süresi.
APV
383
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 4
Sayfa 7/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transient Aşırı Gerilim Değerlendirmesi için Gerekli Bilgiler APV
Aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından kullanıcılardan TEİAŞ ile ilgili kullanıcı arasındaki bir şalt sahası ile ilgili olarak istenebilir.
Kullanıcı sistemlerine dahil üçüncü bir tarafın sistemin işletilmesi üzerindeki etkisi de bu bilgilerde yer almalıdır.
(a)
Akım ve gerilim transformatörlerinin buşinglerinin, mesnet izolatörlerinin, ayırıcıların, kesicilerin, parafudurların ve
bunun gibi teçhizatın yerleşim planları, boyutları ve şalt sahası fiziki projeleri dahil olmak üzere verilecektir. Bu
teçhizatın elektriksel parametreleri de verilecektir.
(b)
Baraya bağlı hatların ve kabloların elektriksel parametreleri ve tesisine ilişkin ayrıntıları. teçhizatın baraya bağlı veya bir
transformatörün tersiyer sargısına veya kablolar ve hatlar vasıtasıyla ilgili baraya bağlı transformatörlerin (varsa nötr
topraklama empedansı veya topraklama transformatörleri dahil olmak üzere, seri reaktörlerin ve şönt kompanzasyon
teçhizatının elektriksel parametreleri),
(c)
Baraya doğrudan veya hatlar veya kablolar vasıtasıyla bağlı teçhizatın temel izolasyon seviyeleri,
(ç)
Baradaki ve baraya bağlı hatların ve kabloların çıkış noktalarındaki aşırı gerilim koruması cihazlarının özellikleri,
(d)
TEİAŞ iletim sistemine bir ara transformatör olmaksızın doğrudan veya dolaylı olarak bağlı her bir transformatörün orta
gerilim çıkışlarındaki arıza sayısı,
(e)
400 kV, 154 kV ve 66 kV’de çalışan transformatörler için; üç veya beş çekirdekli veya tek fazlı ve nominal gerilimdeki
manyetik akı yoğunluğunda çalışma tepe değeri,
(f)
Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman.
Harmonik Çalışmalar (APV)
İletim ve kullanıcı sistemleri üzerindeki harmonik bozulmasının incelenebilmesi için Çizelge 4 kapsamında verilmemiş olan
aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından istenebilir
(a)
Kullanıcının iletim sisteminin havai hatlar ve yeraltı kabloları devreleri ayrılmalı ve aşağıdaki veriler her bir tip için ayrı
ayrı verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci
Pozitif bileşen reaktansı
Pozitif bileşen suseptansı
(b)
Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafında bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim değiştirme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı
(c)
Bağlantı transformatörlerin düşük gerilim noktaları için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Eşdeğer pozitif bileşen suseptansı,
Kapasitör banklarının nominal gerilimi, MVAr kapasitesi ve filtre olarak bağlanmamış ise bankı oluşturan parçaların
tasarım parametreleri,
Kullanıcya ait sistem empedansının pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep MW ve Mvar,
Bağlantı noktalarındaki harmonik akım kaynakları, darbeli ark ocakları ve endüktif yüklerinin ayrıntıları
384
(ç)
Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman,
Gerilim Değerlendirmesi Çalışmaları APV
TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü
taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
TEİAŞ tarafından ayrıntılı gerilim çalışması için talep edilebilecek bilgiler şunlardır;
(a)
Kullanıcının iletim sistemine bağladığı devreler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Volt olarak kademe değişim aralığı,
Kademe adımlarının sayısı,
Kademe değiştiricinin türü: yükte veya boşta,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin gecikme süresi,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin kademe içi gecikme süresi,
(c)
(b)’de belirtilen transformatörlerin düşük gerilim tarafındaki noktalarda aşağıdaki veriler verilmelidir:
Dengeli pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi,
Kullanıcıya ait sistem empedansının eşdeğer pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep (MW ve MVAr),
Puant ve puant dışı yük koşullarının %75’indeki reaktif yükün tahmini değeri
Kısa Devre Analizleri:APV
Şalt sahası ile ilgili olarak, mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir ekipmanın kısa devre akımı
nominal değerine yakın ise, TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep
edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri
de talep edebilir.
(a)
Kullanıcının iletim sistemindeki devreleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen suseptansı
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal MVA,
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci, azami, asgari ve nominal kademede,
Pozitif bileşen reaktansı azami, asgari ve nominal kademede,
385
Sıfır bileşen reaktansı nominal kademede,
Kademe değiştirici aralığı,
Topraklama yöntemi: doğrudan, direnç veya topraklama transformatörü ile
doğrudan topraklanmış değilse topraklama empedansı
386
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 5
Sayfa 1/1
KULLANICILARIN DEVRE DIŞI KALMASINA İLİŞKİN VERİLER
VERİ
BİRİM
Sistem performansını etkileyebilecek mahiyetteki
devre dışı olmalar; dağıtım sistemine bağlı 50
MW’ın üzerindeki Güç Üretim Modüllerinin devre
dışı olması, kullanıcı sistemlerindeki ekipmanların
planlı olarak devre dışı olması, üreticilere ait
ünitelerin devre dışı olması ile ilgili detaylı bilgiler.
TEİAŞ, kullanıcıları kendilerini etkileyecek
mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında
bilgilendirir
Kullanıcı, bildirilen devre dışı olmanın kendisini
olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda TEİAŞ’ı
bilgilendirir
TEİAŞ, iletim sistemindeki devre dışı olmalar ile
ilgili planını hazırlar ve kullanıcıları bu devre dışı
olmalar ve muhtemel etkileri konusunda
bilgilendirir
Üretim grupları dışındaki üreticiler ve iletim
sistemine doğrudan bağlı müşteriler, şebeke
bağlantı noktalarındaki mülkiyeti kendilerine ait
teçhizat ile ilgili ayrıntıları verirler
TEİAŞ kullanıcıları kendilerini etkileyecek
mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında
bilgilendirir
TEİAŞ kullanıcı sistemi etkileyen ilgili devre dışı
olmaların ayrıntılarını sunar
TEİAŞ Kullanıcıları üretim kısıtları veya onların
sistemleri üzerindeki diğer etkiler hakkında
bilgilendirir
Kullanıcı, bildirilen kısıtlamalar veya diğer etkilerin
kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi
durumunda, TEİAŞ’ı bilgilendirir
TEİAŞ iletim sistemi devre dışı olma planının son
halini ve bu planın kullanıcı sistemleri üzerindeki
etkilerine ilişkin görüşlerini kullanıcılara bildirir.
Üretici, kullanıcı ve iletim sistemine doğrudan
bağlı müşteriler önceden açıklamış oldukları devre
dışı olma planında zaman içinde meydana gelen
değişiklikler ile ilgili olarak TEİAŞ’ı bilgilendirir
TEİAŞ şebeke bağlantı noktaları arasındaki 5
MW’lık yük transferi kapasitesinin ayrıntılarını
açıklar
VERİ
KATEGORİSİ
ZAMAN GÜNCELLEME
ZAMANI
Yıl 3-5
Hafta 8
Kullanıcılar
benzeri
Hafta 13
Üreticiler
İB2
ve
İB2
Yıl 3-5
Hafta 28
"
Hafta 30
"
Hafta 34
Yıl 1-2
Hafta 13
Yıl 1-2
Hafta 28
Yıl 1-2
Hafta 32
Yıl 1-2
Hafta 34
Yıl 1-2
Hafta 36
İB2
Yıl 1-2
Hafta 49
İB2)
İB2
İB2
İB2
Gelecek
Olduğunda
İB2
Hafta
8’den yıl
sonuna
İçinde
TEİAŞ istediğinde İB2
bulunulan
yıl
Not: Kullanıcılar yukarıdaki prosedür ile TEİAŞ’ın programlama safhasında sağlayacağı bilgiler için İB2’ye başvurmalıdırlar.
387
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 6
Sayfa 1/1
BAĞLANTI NOKTALARINDAKİ YÜK KARAKTERİSTİKLERİ
Çizelge 6’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve mevcut ve üzerinde anlaşmaya varılan muhtemel bağlantılar için
verilmelidir. Bu verilerin sadece TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde güncellenmelidir.
VERİ
BİRİM
Yıl Yıl
1
2
GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER
Yıl Yıl Yıl Yıl Yıl Yıl
Yıl
3
4
5
6
7
8
9
BAĞLANTI NOKTASINDAKİ
TALEPLER İÇİN
Aşağıdaki bilgiler sadece TEİAŞ
tarafından istediğinde verilmelidir;
Karakteristikleri yurtiçi veya ticari
(Lütfen
ve sınai yükün standart aralığından
ekleyiniz)
farklı olan yüklerin ayrıntıları:
Talebin puant bağlantı noktası talebi
sırasındaki TEİAŞ iletim sistemi
üzerindeki gerilim ve frekans
dalgalanmalarına karşı olan
hassasiyeti aktif güç
Yükün veya talebin gerilime göre
MW/kV
hassasiyeti
MVAr/k
V
Yükün veya talebin frekansa göre
MW/Hz
hassasiyeti
MVAr/Hz
Reaktif gücün frekansa göre
hassasiyeti Çizelge 9’da veya
Çizelge 1 de verilen güç faktörü ile,
Çizelge 9’da reaktif güç ile ilgili Not
6 ile bağlantılıdır.
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki faz
dengesizliği
- azami
(%)
- ortalama
(%)
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki
(%)
azami harmonik içerik
Kısa dönem fliker şiddeti ve uzun
dönem fliker şiddeti de dahil olmak
üzere ortak bağlantı noktasında
bağlantı şartları kapsamında izin
verilen talep dalgalanmasından daha
yüksek talep dalgalanmasına yol
açabilecek yüklerin ayrıntıları
388
Yıl
10
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 7
Sayfa 1/1
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
1.
TEİAŞ, İletim lisansında yer alan yükümlülüğü doğrultusunda, iletim sisteminin kullanım imkanları hakkında kullanıcılara
bilgi vermek üzere hazırlanan bağlantı olanakları raporunuimkanları bildirimini yıllık olarak yayınlayacaktır.
2.
Kullanıcının yatırım yapmayı planladığı bölgeye ilişkin bağlantı imkanları hususunda çok detaylı olan bazı ek bilgilere
ihtiyaç duyması durumunda, TEİAŞ ile bağlantıya geçebilir. TEİAŞ kullanıcının isteyeceği saha ile ilgili ek bilgiler için
bir görüşme düzenleyebilir ve bu bilgileri sağlayabilir.
3.
İletim lisansında, TEİAŞ, iletim sistemine bağlantı ve sistem kullanımı için anlaşma şartları öne sürmeye yetkili
kılınmıştır. İletim lisansı uyarınca, bu anlaşmanın şartları ile ilgili görüşmeler sırasında TEİAŞ kullanıcıya ek bilgileri
vermeye yükümlüdür.
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
YÖNETMELİK
TANIM
BŞ
Manevra şeması
BŞ
Saha sorumluluk çizelgeleri
PB
Sistem puantının gerçekleştiği tarih ve saat
Sistem minimum tüketiminin gerçekleştiği tarih ve saat
İB2
Çeşitli zaman çizelgelerinde üreticiler için Güç Üretim Modülü talep yedekleri ve
kullanılabilir güç gereklilikleri
Devre dışı olma planlaması için gerekli olan eşdeğer şebekeler
İB4
Haftalık işletme programı
DB1
Talep tahminleri, bildirilen yedek ve dengesizlik, dağıtım sistemine bağlı Güç
Üretim Modüllerin örnek nitelikteki senkronizasyon ve desenkronizasyon süreleri.
DB2
Alış-satış kabulleri, ilgili kullanıcılar için yan hizmet talimatları, acil durum
talimatları
DB3
Dağıtım sistemine bağlı talepler için talep kontrolünü gerçekleştiren düşük frekans
rölesinin konumu, sayısı ve düşük frekans rölesi ayarı.
389
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 8
Sayfa 1/2
TALEP PROFİLİ VE AKTİF GÜÇ VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından takvim yılının 24. haftasında verilmelidir.
VERİ
YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL
GÜNCEL
VERİ
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ZAMANI
KATEGORİSİ
Talep Profili
Kullanıcının Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
sistem profili TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW)
0000: 0100
Hafta 24
SPV
:
:
0100:0200
:
:
:
:
0200: 0300
:
:
:
:
0300: 0400
:
:
:
:
0400: 0500
:
:
:
:
0500: 0600
:
:
:
:
0600: 0700
:
:
:
:
0700: 0800
:
:
:
:
0800: 0900
:
:
:
:
0900: 1000
:
:
:
:
1000: 1100
:
:
:
:
1100: 1200
:
:
:
:
1200: 1300
:
:
:
:
1300: 1400
:
:
:
:
1400: 1500
:
:
:
:
1500: 1600
:
:
:
:
1600: 1700
:
:
:
:
1700: 1800
:
:
:
:
1800: 1900
:
:
:
:
1900: 2000
:
:
:
:
2000: 2100
:
:
:
:
2100:2200
:
:
:
:
2200:2300
:
:
:
:
2300:0000
:
:
:
:
390
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 8
Sayfa 2/2
VERİ
Sonuçlar
YIL
0
YIL
1
YIL
2
YIL
3
YIL
4
YIL
5
YIL
6
YIL
7
YIL YIL YIL
8
9
10
Fiili Havaya göre
Düzeltilmiş
Aktif Güç Verileri
Kullanıcıların ve iletim
sistemine doğrudan
bağlı müşterilerin
toplam yıllık ortalama
aktif güçleri:
Yurtiçi
Zirai
Ticari
Sınai
Raylı Sistem
Taşımacılığı,
Darbeli Ark Ocakları
Aydınlatma
Kullanıcı sistemi
Kayıplar
Puant Altı:
Yurtiçi
Ticari
NOTLAR:
1.
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır.
2.
Talep ve aktif güç verileri TEİAŞ iletim sistemine bağlantı yapılan noktada ölçülmüş olmalı ve küçük Güç Üretim Modülleri
ile müşteri Güç Üretim Modüllerinin üretiminin net değeri bu talepten çıkarılmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri
besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep bu verilere dahil edilmelidir. Küçük Güç Üretim Modüllerin iç tüketimi
kullanıcı tarafından verilen bağlantı noktasındaki talep verilerine dahil edilmelidir.
3.
Talep profili ve aktif güç verileri bütün bağlantı noktaları da dahil olmak üzere şebeke işletmecisinin sistemi ve iletim
sistemine doğrudan bağlı her müşteri için olmalıdır. Talep profili kullanıcılara TEİAŞ iletim sistemi üzerinde olabilecek
sayısal azami talebi göstermelidir.
4.
Ayrıca, talep profili TEİAŞ’ın belirleyeceği belirli günler için de verilmelidir, fakat TEİAŞ bir takvim yılında bir defadan
fazla bu tür bir istekte bulunmamalıdır.
391
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 9
Sayfa 1/3
BAĞLANTI NOKTASI VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından her yılın 24.takvim haftasına kadar
TEİAŞ’a verilmelidir.
VERİ
YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL GÜNCEL
VERİ
2
3
4
5
6
7
8
9 10 ZAMANI KATEGO
RİSİ
YIL YIL
0
1
SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ
FAKTÖRLERİ
(Not 2, 3 ve 5’e bakınız)
Yandaki kutuda yer alan noktadaki
talepler ve güç faktörü:
şebeke bağlatı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki yıllık
saatlik puant
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cos

-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
MW
KüçükGüç Üretim Modüllerive
müşteri santralları için yapılan yük
düşümü (MW)
TEİAŞ talebinin yıllık yarım
MW
saatlik puantının zamanı
Cos

Küçük Güç Üretim Modülleri ve
müşteri santralları için yapılan kesinti
(MW)
TEİAŞ talebinin yıllık saatlik
MW
asgari değerinin zamanı
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
392
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Cos
.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Küçük Güç Üretim Modülleri ve
müşteri santralları için yapılan yük
düşümü (MW)
TEİAŞ’ın belirtebileceği diğer MW
zamanlar için
Cos
.
KüçükGüç Üretim Modüllerive
müşteri santralları için yapılan yük
düşümü (MW)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
393
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
yılda bir
kez
yılda bir
kez
SPV
yılda bir
kez
SPV
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 9
Sayfa 2/3
VERİ
YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL GÜNCEL VERİ
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 ZAMANI KATEGO
RİSİ
TALEP TRANSFERİ KAPASİTESİ
ANA SİSTEM
Bir kullanıcının talebi veya talep
grubunun alternatif bir bağlantı
noktasından besleneceği durumlarda
aşağıdaki bilgiler verilmelidir
Birinci devrenin arızadan dolayı
devre dışı olma durumunda;
Alternatif bağlantı noktasının adı
Transfer edilecek talep
(MW)
(MVAr)
Transfer metodu;
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat)
İkinci devrenin planlı devre dışı
olma durumu
Alternatif bağlantı noktasının adı
Transfer edilen talep
(MW)
(MVAr)
Transfer metodu
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat)
Hafta 24
SPV
Hafta 24
Hafta 24
SPV
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
SPV
Hafta 24
Hafta 24
Hafta 24
SPV
SPV
SPV
Hafta 24
SPV
Not: Yukarıdaki şebeke bağlantı noktaları için talep transfer kapasitesi ile ilgili bilgiler içinde bulunulan yılda güncellenmelidir
– Çizelge 5’e bakınız.
394
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 9
Sayfa 3/3
VERİ
YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL YIL
0
1
2
3
4
5
6
7
8
YIL
9
KÜÇÜK GÜÇ ÜRETİM
MODÜLÜ VE MÜŞTERİ
ÜRETİMİ ÖZETİ
Küçük Güç Üretim
Modüllerinin veya müşteri
üretim ünitelerinin
bulunduğu bağlantı noktası
için aşağıdaki bilgiler
gereklidir:
Küçük Güç Üretim
Modüllerininve müşteri
üretim ünitelerinin sayısı
Ünitelerin sayısı
Ünitelerin toplam kapasitesi
Kullanıcı sisteminin 50
MW’ın üzerindeki dağıtım
sistemine bağlı bir Güç
Üretim Modülünün
kapasitesi üzerinde kısıt
yarattığı durumlarda;
Güç Üretim Modülünün adı
Ünitenin numarası
Sistemin kısıtlı kapasitesi
Çizelge 4 kapsamında
sunulacak her bir tek hat
şeması için bağlantı
noktası talepleri, güç
faktörleri TEİAŞ talebinin
yıllık yarım saatlik
puantının belirtilen değeri
için verilmelidir:
Bağlantı
noktası
Bağlantı
Noktası
Yıl
Talep
YIL
10
GÜNCEL
VERİ
ZAMANI KATEGORİSİ
Hafta 24
SPV
Hafta 24
Hafta 24
SPV
SPV
Hafta 24
Hafta 24
Hafta 24
SPV
SPV
SPV
Hafta 24
SPV
Güç Faktörü
NOTLAR:
1. “YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. YIL0 içinde bulunulan mali yıla karşılık gelmektedir.
2. Talep verileri küçük Güç Üretim Modülleri ile müşteri Güç Üretim Modüllerinin üretiminin neti olmalıdır.
Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep verilere dahil
edilmelidir. Dağıtım sistemine bağlı Güç Üretim Modüllerin iç tüketim kullanıcı tarafından verilen talep
verilerine dahil edilmemelidir.
3. Puant talepler çeşitli olarak bir bağlantı noktasına ilişkin olmalı ve TEİAŞ iletim sistemi üzerinde kullanıcının
azami talebini göstermelidir. Bir bağlantı noktasındaki baraların ayrı bölümlerde çalışmaları planlanıyorsa
baranın her bir bölümü için ayrı talep verileri verilmelidir.
4. Talepler hesaplanırken kullanıcı tarafından küçük Güç Üretim Modüllerinin ve müşteri üretim ünitelerinin
üretimleri yukarıda Not 2’de ve çizelgede belirtildiği şekilde dikkate alınmalı ve talepten düşülmelidir.
5. TEİAŞ, rüzgar, akarsu gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre
değişiklik gösteren küçük Güç Üretim Modüllerinin muhtemel üretim profilinin belirlenebilmesi için gerekli
bilgileri talep edebilir.
6. Bir bağlantı noktasındaki toplam talebin %95’inden fazlasının senkron motorlara ait olması durumunda,
azami ve asgari sürekli ikazdaki güç faktörü değerleri verilebilir.
7. Güç faktörü verilerinde kullanıcı sistemindeki seri reaktif kayıplar yer almalı, fakat reaktif kompanzasyon (bu
değerler ayrıca Çizelge 4’te yer almaktadır) değerleri bulunmamalıdır.
395
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 10
Sayfa 1/1
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 10’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve TEİAŞ iletim sistemine bir bağlantı noktasından bağlı
veya bağlanacak kullanıcılar tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Çizelge 4’teki tek hat
şemasında yer alan her bir bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.
VERİ
Bağlantı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki
kullanıcı sisteminden iletim
sistemine
akan kısa devre akımı
Simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında
Subtransient kısa devre akımı
sona erdikten sonra
Kısa devre anındaki pozitif
bileşen X/R oranı
Kısa devre noktasındaki kısa
devre öncesi gerilim (eğer 1.0
p.u.dan farklı ise(*)) (Not 1’e
bakınız)
Bağlantı noktasındaki negatif
bileşen empedansları (**)
Direnç
-
Reaktans
Bağlantı noktasındaki sıfır
bileşen empedansları:
Direnç
-
Reaktans
BİRİM
YIL
0
YIL
1
YIL
2
YIL
3
YIL
4
YIL
5
YIL
6
(kA)
(kA)
(kA)
(p.u.)
(%)
100 MVA
(%)
100 MVA
(%)
100 MVA
(%)
100 MVA
(*) p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
(**) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları verilmemiş ise, pozitif bileşen ile aynı
olduğu kabul edilecektir.
396
YIL
7
YIL
8
YIL
9
YIL
10
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 11
Sayfa 1/2
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 11’de yer alan veriler standart planlama verileridir ve iletim sistemine doğrudan bağlı veya dağıtım sistemine
bağlı üreticiler tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir.
Ünite Transformatörlerinden akan kısa devre akımları
Ünite güç transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. Bir üniteye bağlı birden fazla transformatör varsa,
toplam kısa devre akımı verilebilir. Normal işletme koşullarında azami sayıdaki ünitenin devrede olduğu kabul
edilmeli, ayrıca, ünite panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin,
yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır.
VERİ
Güç Üretim Modülü
Ünite transformatörünün
numarası
Ünite transformatörü
çıkışında bir kısa devre için
simetrik üç faz kısa devre
akımı;
Kısa devre anında
Subtransient kısa devre
akımı sona erdikten sonra
Kısa devre anındaki pozitif
bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti
(eğer 40 milisaniyeden
farklı ise)
Kısa devre noktasındaki
kısa devre öncesi gerilim
(eğer 1,0 p.u.dan farklı ise)
(Not 1’e bakınız)
Bağlantı noktasındaki sıfır
bileşen empedansları:
Direnç
-
Not 1.
Not 2.
Not 3.
Not 4.
Reaktans
BİRİM
YIL
0
YIL
1
YIL
2
YIL
3
YIL
4
YIL
5
YIL
6
YIL
7
YIL
8
YIL
9
YIL
10
(kA)
(kA)
Milisaniye
(p.u.)
(%)
100 MVA
(%)
100 MVA
Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki
gerilimi göstermelidir.
%100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Sıfır bileşen direnç ve reaktans, Güç Üretim Modülü transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa
devre akımı akması durumunda verilmelidir.
p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
397
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ
ÇİZELGE 11
Sayfa 2/2
GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ TRANSFORMATÖRLERİNDEN AKAN KISA DEVRE AKIMLARI
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı santral transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.Normal işletme
koşullarında azami sayıdaki üretim grubunun devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, santral panosuna bağlı senkron
ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına
katkıları da gözönüne alınmalıdır. Kısa devre akımı, transformatör YG çıkış barasındaki bir kısa devre için
transformatörden akan akım olarak ifade edilmelidir. Kısa devre tipi olarak üç faz toprak arızası kabul edilmelidir.
Sistemin X/R oranının kısa devre akımına etkisinin belirlenebilmesi için, ayrıca aşağıdaki bilgilerin verilmesi
gereklidir.
VERİ
Güç Üretim ModülÜ
Güç Üretim ModülÜ
transformatörünün numarası
Transformatör çıkışında bir kısa
devre için simetrik üç faz kısa
devre akımı;
Kısa devre anında
Subtransient kısa devre akımı
sona erdikten sonra
Kısa devre anındaki pozitif
bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti (eğer
40 milisaniyeden farklı ise)
Kısa devre noktasındaki kısa
devre öncesi gerilim (eğer 1,0
p.u.dan farklı ise) (Not 1’e
bakınız)
Bağlantı noktasındaki sıfır
bileşen empedansları:
Direnç
-
Not 1.
Not 2.
Not 3.
Reaktans
BİRİM
YIL
0
YIL
1
YIL
2
YIL
3
YIL
4
YIL
5
YIL
6
YIL
7
YIL
8
YIL
9
YIL
10
(kA)
(kA)
Milisaniye
(p.u.)
(%)
100 MVA
(%)
100 MVA
Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki
gerilimi göstermelidir.
%100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Sıfır bileşen direnç ve reaktans, Güç Üretim Modülü transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa
devre akımı akması durumunda verilmelidir.
398