1.KISIM Genel Esaslar

Transkript

1 DEĞİŞTİRİLMİŞ ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİ Kamuoyu Görüşünün Alınmasından Sonra Temmuz 2015 Değişiklikler kırmızı ve yeşil ile yazılmıştır 7 Mayıs 2015 tarihinde 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

2 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

3 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

4 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 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

5 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

6 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 (P st ): 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

7 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

8 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

9 [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

10 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

11 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 (THB v ): 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 (I L ) 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

12 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 (P lt ): İki saatlik zaman aralığı boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) P st 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 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 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

13 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

14 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

15 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

16 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

17 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

18 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

19 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

20 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

21 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

22 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

23 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

24 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, P max 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, P min 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

25 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

26 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. Mevzuata İlişkin Hususlar MADDE 5 [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

27 [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. Gizlilik Yükümlülükleri MADDE 7 [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

28 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. Avrupa Şebeke Kodları ile İlişki MADDE 8 [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. Sözleşmelerin tadili ve genel şart ve koşullar MADDE 9 [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

29 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

30 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

31 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 B Tipi kategorisine dâhil edilmesi için öngörülen maksimum kapasite eşiği Bir Güç Üretim Modülünün C Tipi kategorisine dâhil edilmesi için öngörülen maksimum kapasite eşiği 1 MW 50 MW 75 MW Tablo 1: B, C ve D Tipi Güç Üretim Modüllerine ilişkin eşikler 31 Bir Güç Üretim Modülünün D Tipi kategorisine dâhil edilmesi için öngörülen maksimum kapasite eşiği 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

32 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

33 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

34 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

35 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

36 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

37 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

38 (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, Ek-1 de belirtilen karakteristikler kullanılır. 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

39 (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

40 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

41 f) Bu fıkrada düzenlenmeyen hususlarda 21/8/2001 tarihli ve 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 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 mm 2 ) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm 2 ) 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

42 (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 mm 2 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 mm 2 ), 954 MCM Cardinal (546 mm 2 ) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm 2 ) 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 mm 2 veya 1600 mm 2 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 mm 2 ve 70 mm 2 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 Ek- 5 te yer alan örnek tek hat şemalarına ve TEİAŞ ın tip teknik şartnamelerine göre yapılır. 42

43 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

44 (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; geçemez. a. 400 kv de, 40. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek- 7 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, (4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır: THB V 40 h 2 ( U U 1 h ) 2 x100 (5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen; U h : h numaralı gerilim harmoniğinin etkin değerini, U 1 : 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 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

45 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 (P st ) ve uzun dönem (P lt ) 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. P lt j 1 12 P 3 st j 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 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

46 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 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

47 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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir.. 47

48 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: kapsar. 1) Bara arızası, 2) Bara kuplajı kesicisi arızası, 3) Kesici arızası, 4) Koruma sistemi arızası, 5) İletişim koruma kanalı arızası, 6) Beklenmedik (N-2) kısıtlılık durumlarını MADDE 30 İşletme esasları ( ESKİ MADDE 16)[Madde tadili; ENTSO-E şebeke kodları ile uyumlaştırma] (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]iletim sistemi N durumunda ve aşağıdaki, Beklenmeyen Durum Listesine ait Olağan ve İstisnai Beklenmeyen Durumlarda emniyetli bir biçimde işletilecektir; 48

49 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

50 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 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

51 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

52 (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

53 (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: kv lik bir iletim sistemi 340 kv ve 420 kv arasında işletilir; 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 (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 N- 1 güvenlik hesaplamaları gerçekleştirecektir. 53

54 [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

55 (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

56 (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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 56

57 (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

58 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 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

59 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

60 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 Minimum Çalışma Süresi 51,5 Hz f 52,5 Hz 10 dakika 50,5 Hz f<51,5 Hz 1 saat 49 Hz f<50,5 Hz sürekli 48,5 Hz f< 49 Hz 1 saat 48 Hz f< 48,5 Hz 20 dakika 47,5 Hz f< 48 Hz 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 Ek- 12 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

61 (13) Her bir Güç Üretim Modülünün, aşağıda belirtilen gerilim aralığı içerisinde, sınırsız bir süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak işleyecek şekilde tasarlanması gerekmektedir: kv lik bir iletim sistemi 340 kv ve 420 kv arasında işletilir; 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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir 61

62 a)ikaz 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)ikaz 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)ikaz 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

63 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

64 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

65 (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

66 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

67 (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

68 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 Minimum Süre 51 Hz f < 51.5 Hz 30 dakika 49 Hz f < 51 Hz Sınırız 48.5 Hz f < 49 Hz 1 saat 47.5 Hz f < 48.5 Hz >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

69 . 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. P ref, 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. f n Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), f ise Şebekedeki Frekans değişimidir. f nin f 1 den yüksek olduğu aşırı frekanslarda, Güç Üretim Modülünün, Droop S 2 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

70 Frekans (Hz) %100 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 %96 Aktif Güç Çıkışı Gerilim seviyesi (fazla arası) > % 95 U rated Maksimum kabul edilebilir Aktif Güç artışı eğimi, dakika başına, maksimum kapasitenin % 10'u olmalıdır. Güç Üretim Modülünün, 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

71 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

72 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. U ret Bağlantı Noktasında tutulan Gerilimi ifade etmektedir. Bir arıza esnasında, t clear arızanın temizlendiği anı ifade etmektedir. U rec1, U rec2, t rec1, t rec2 ve t rec3 arızanın temizlenmesi sonrasında Gerilim toparlanmasının alt limitlerinin belli noktalarını belirtmektedir. Gerilim parametresi Zaman parametreleri [saniye] [pu] U ret : 0.00 pu t clear : sn U clear : U rec1 : 0.00 pu 0.90 pu t rec1 : 1,5 sn (Aksi belirtilmediği takdirde. Bu süre TEİAŞ 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

73 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, 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

74 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

75 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

76 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

77 Şekil 4: LFSM-U içerisinde Güç Üretim Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıtı kabiliyeti. P ref, 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. f n Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), f ise Şebekedeki Frekans değişimidir. f nin f 1 den düşük olduğu düşük frekanslarda, Güç Üretim Modülünün, Droop S 2 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

78 Şekil 5: Sıfır ölü bandı ve duyarsızlık durumunu gösteren, FSM de Güç Üretim Modüllerinin Aktif Güç Frekans Yanıt kabiliyeti. P max, P nin ilgili olduğu Maksimum Kapasiteyi ifade etmektedir. P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç çıktısındaki değişimi temsil etmektedir. f n Şebekedeki nominal Frekans (50 Hz), f ise Şebekedeki Frekans sapmasıdır. Parametreler Aralıklar Maksimum Kapasiteye ilişkin % Aktif Güç aralığı P1 / Pmax Frekans Yanıt f i mhz Duyarsızlığı Frekans Yanıt f i / f n % Ölü bandı Frekans Yanıt Ölü bandı 0-500mHz Droop s % 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

79 gerekçesi teknik delil ve belgelerle Güç Üretim Tesisi Sahibi tarafından TEİAŞ'a açıklanacaktır. Şekil 6 Şekil 6: Aktif Güç Frekans Yanıtı kabiliyeti. P max, P nin ilgili olduğu Maksimum Kapasiteyi ifade etmektedir. P, Güç Üretim Modülünün Aktif Güç çıktısındaki değişimi temsil etmektedir. Güç Üretim Modüllerinin, t 1 ve t 2 süreleri çerçevesinde P 1 noktasına kadar olmak üzere AKtif Güç Çıkışı P sağlamaları gerekmekte olup; t 1 ve t 2 süreleri Tablo 5 çerçevesinde TEİAŞ tarafından belirlenecektir. t 1 başlangıç gecikmesi süresini ifade etmektedir. t 2 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. Parametreler Aralıklar veya değerler Maksimum Kapasiteye ilişkin Aktif Güç aralığı 10% 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

80 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-Q- Kapasite 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

81 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

82 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-Q- Kapasite 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

83 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

84 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

85 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] Gerilim Aralığı İşlem süresi [kv] dakika Limitsiz dakika dakika Limitsiz 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 İşlem süresi [kv] dakika Sınırsız 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

86 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 Zaman parametreleri [saniye] parametresi [pu] U ret : 0.00 pu t clear : saniye U clear : 0.00 pu t rec1 : 1.5 saniye U rec1 : 0.90 pu (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

87 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

88 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/P max [pu] 33 kv busbar of 400/33 stations 66 kv: için x 1 =0.41pu (lag) y 1 = kv x 2 =0.41pu (lag) y 2 = kv x 3 =-0.33 (lead) y 3 = kv x 4 =-0.33 (lead) y 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/P maks -profili içindeki herhangi bir işletim noktasına hareket edebilecektir. c) Maksimum Kapasitenin altındaki Reaktif Güç yeteneği ile ilgili olarak, Maksimum Kapasitenin (P<P maks ) 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

89 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) Q/P max [pu] for 154 kv: for 400 kv: x 1 =0.41pu (lag) y 1 = 140 kv 360 kv x 2 =0.41pu (lag) y 2 = 170 kv 420 kv x 3 =-0.33 (lead) y 3 = 170 kv 420 kv x 4 =-0.33 (lead) y 4 = 140 kv 360 kv D tipi senkronize güç üretim Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax profilini gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları 2) Reaktif Güç sağlanması yeteneği şartı Bağlantı Noktasında geçerlidir. 3) Senkron Güç Üretim Modülü, uygun zaman ölçeklerinde kendi U-Q/P max 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

90 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. Q/P max [pu] Bağlantı Noktasında Gerilim 66 kv nin altında: x 1 =0.33pu (lag) y 1 = 0.95 pu x 2 =0.33pu (lag) y 2 = 1.05 pu x 3 =-0.33 (lead) y 3 = 1.05 pu x 4 =-0.33 (lead) y 4 = 0.95 pu B tipi güç park Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax diktörtgen şekil köşe koordinatları 2) Reaktif Güç sağlama yeteneği Bağlantı Noktası için uygulanır. profilini gösteren 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/P max x 1 =0.33pu (lag) x 2 =0.33pu (lag) x 3 =-0.33 (lead) x 4 =-0.33 (lead) Bağlantı noktasında[pu] P/P max y 1 =1pu y 2 =0.1pu y 3 =0.1pu y 4 =1pu 90

91 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

92 Şebeke Fazı-Faz Gerilimi (p,u) 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: 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 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

93 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

94 2) Reaktif Güç sağlanması yeteneği şartı Bağlantı Noktasında geçerlidir. Q/P max [pu] Bağlantı noktasındaki Gerilim (kv) for 66 kv: 33 kv busbar of 400/33 stations x 1 =0.41pu (lag) y 1 = kv x 2 =0.41pu (lag) y 2 = kv x 3 =-0.33 (lead) y 3 = kv x 4 =-0.33 (lead) y 4 = kv C tipi güç park Modülleri için maksimum kapasitede U-Q/Pmax profilini gösteren diktörtgen şekil köşe koordinatları 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: Q/P max Bağlantı Noktasında [pu] P/P max x 1 =0.41pu (lag) y 1 =1pu x 2 =0.41pu (lag) y 2 =0.1pu x 3 =-0.33 (lead) y 3 =0.1pu x 4 =-0.33 (lead) y 4 =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

95 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

96 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/P max [pu] for 66 kv: for 154 kv: for 400 kv: x 1 =0.41pu (lag) y 1 = 59.4 kv 140 kv 360 kv x 2 =0.41pu (lag) y 2 = 72.5 kv 170 kv 420 kv x 3 =-0.33 (lead) y 3 = 72.5 kv 170 kv 420 kv x 4 =-0.33 (lead) y 4 = 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

97 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 Minimum Süre 51Hz f 51,5 Hz 30 dakika 51 Hz f < 51.5 Hz 1 saat 49 Hz f < 51 Hz Sınırız 48.5 Hz f < 49 Hz 1 saat 47.5 Hz f < 48.5 Hz >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] Gerilim Aralığı İşlem süresi [kv] dakika Limitsiz dakika dakika Limitsiz dakika 97

98 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

99 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

100 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

101 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

102 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

103 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

104 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

105 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

106 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

107 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

108 (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

109 (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. f n, FSM servisinin tedarik edildiği AC Ağındaki hedef Frekanstır ve f FSM servisinin tedarik edildiği AC Ağındaki Frekans sapmasıdır. Parametreler Aralıklar 0 Frekans Tepkisi Ölü Bandı ±500mHz Eğim s 1 (yukarı yönlü Minimum regülasyon) 0.1% Eğim s 2 (aşağı yönlü Minimum regülasyon) 0.1% Maksimum Frekans Tepki Duyarsızlığı 10 mhz Tablo 2: FSM deki Aktif Güç Frekans Tepkisi için parametreler (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

110 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 t 1 ve t 2 zamanlarına uygun olarak TEİAŞ tarafından talep edilen Aktif Güç aralığının limitine kadar Aktif Güç Çıktısını ayarlayabilecektir, burada t 1 ilk gecikmedir ve t 2, 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 P max P P 1 max t 1 t 2 Şekil 2: Bir HVDC Sisteminin Aktif Güç Frekansı Tepki yeteneği. P, Frekanstaki adım değişikliğinin tetiklediği Aktif Güçteki değişikliktir. t s Parametreler Maksimum kabul edilebilir ilk t 1 gecikme Tam aktivasyon için maksimum t 2 kabul edilebilir zaman, Zaman 0.5 saniye 30 saniye 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

111 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 S 3 ile birlikte 50.2 Hz ve 50.5 Hz arasında ayarlanabilir olan bir Frekans eşiğinde f 1 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. f n, HVDC Sisteminin bağlı olduğu AC Ağlarının nominal Frekansıdır ve f HVDC nin bağlandığı AC ağlarındaki Frekans değişikliğidir. F nin f 1 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 S 4 ile birlikte 49.8 Hz ve 49.5 Hz arasında ayarlanabilir olan bir Frekans eşiğinde f 2 Şekil 4 e uygun olarak hem ihraç hem ithal esnasında AC Ağlarına Aktif Güç 111

112 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. f n, HVDC Sisteminin bağlı olduğu AC Ağlarının nominal Frekansıdır ve f HVDC nin bağlandığı AC ağlarındaki Frekans değişikliğidir. F nin f 2 nin üzerinde olduğu aşırı frekanslarda, HVDC Sistemi Eğim s 4 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

113 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 ,5 20 dakika Limitsiz 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

114 (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)teiaş 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)teiaş 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/P max [pu] 66 kv 154 kv 400 kv için: için: için: x 1 =0.46pu (lag) y 1 = 56.1 kv kv 340 kv x 2 =0.46pu (lag) y 2 = 72.5 kv 170 kv 420 kv x 3 =-0.33 (lead) y 3 = 72.5 kv 170 kv 420 kv x 4 =-0.33 (lead) y 4 = 56.1 kv kv 340 kv 114

115 (b) HVDC Sistemi 10 saniyeden daha iyi olan zaman çizelgelerinde U- Q/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

116 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

117 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 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

118 (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. U RET, bir arıza esnasında Bağlantı Noktasında tutulan Voltajdır, T CLEAR arızanın süresidir, U REC1 ve t REC1 arızanın giderilmesinin ardından Gerilim geri kazanımının alt limitlerinin bir noktasını belirtir. U block, Bağlantı Noktasındaki blokaj Voltajıdır. Atıf edilen zaman değerleri T FAULT tan ölçülür. Gerilim parametreleri [pu] Zaman parametreleri [saniye] U RET 0.00 t CLEAR 0.25 U REC t REC1 1,625 U REC t REC2 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

119 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

120 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

121 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

122 (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) iletişim kaybı (b) HVDC ya da AC sisteminin yeniden konfigüre edilmesi (c) yük akışındaki değişiklikler (d) kontrol modunun değişikliği (e) kontrol sistemi arızası (f) 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

123 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

124 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

125 - 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

126 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

127 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

128 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 ( ESKİ MADDE 35) Bağlantı talebinin değerlendirilmesi (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 sayılı Resmi Gazete de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ve 2/11/2013 tarihli ve 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

129 (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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir. 129

130 (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

131 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

132 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 Tip D güç üretim Modülleri için geçici işletim bildirimi (GİB) [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

133 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 Tip D güç üretim Modülleri için nihai işleti bildirimi (NİB) [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

134 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 Tip D güç üretim Modülleri için sınırlı işletim bildirimi (SİB) [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 çözüme kavuşturulmamış hususlar; Beklenen çözüm için sorumluluklar ve zaman ölçütleri; ve 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

135 4.1 Uyumluluk Takibi MADDE 114 BÖLÜM IV Yeni Güç Üretim Modüllerinin bağlantıuyumluluğu 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

136 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

137 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

138 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 Tip C senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk testleri [Yeni Madde, ENTSO-E kodu RFG Madde 39 ile uyumlulaştırma] 138

139 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

140 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

141 MADDE 120 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. Tip D senkronize güç üretim Modülleri için uyumluluk testleri [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

142 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

143 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

144 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

145 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

146 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

147 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.teiaş 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

148 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

149 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

150 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

151 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

152 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

153 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 V de ya da daha altında bağlanan bir talep tesisi içindeki talep birimlerinin hükümleri [Yeni Madde, ENTSO-E kodu DCC Madde 28 ile uyumlulaştırma] V 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

154 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 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

155 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

156 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

157 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

158 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

159 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

160 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

161 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

162 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 Sistem savunması ve yeniden bağlantı için uyumluluk testleri [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

163 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

164 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

165 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 İlgili Ağ Operatör(leri) tarafından tanımlanacaktır ve kamu oyuna sunacaktır. 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

166 c) Nihai İşletim Bildirimi (NİB). MADDE 151 HVDC Sistemleri HVDC için Enerjilendirme İşletim Bildirimi [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

167 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

168 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 dailgili 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

169 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

170 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

171 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. statik karakteristiğin uygulanan Eğimi ve ölü bandı ii. MADDE 79 (3) e uygun olarak düzenleme aralığı ve Eğimin ve ölü bandın ayarlanabilirliği kabul edilen ya da karar verilen karakteristik parametrelere uygundur; iii. Gerilim Kontrolünün duyarsızlığı MADDE 79 (3) e uygun olarak 0.01 pu dan daha yüksek değildir; ve iv. 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. bir adım Frekans değişikliğinin sonucunda tam Aktif Güç Frekansı tepkisi aralığının aktivasyon süresi MADDE 70 (1) (d) tarafından öngörülenden daha uzun olmamıştır; ii. adım değişikliği tepkisinden sonra sönümsüz salınımlar meydana gelmez; iii. başlangıçtaki gecikme zamanı MADDE 70 (1) (d) ye uygun olmuştur; 171

172 iv. Eğim ayarları MADDE 70 (1) (a) da tanımlanan aralık dahilindedir ve ölü bant (eşikler) MADDE 70 (1) (a) daki değerden daha fazla değildir; ve v. 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

173 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 manüel ve otomatik talimatların gönderilmesiyle gerçekleştirilecektir. c) Aşağıdaki koşullardan kümülatif olarak yerine getirilmesi halinde testten geçilmiş sayılacaktır: i. HVDC Sistemi sabit işletim göstermiştir. ii. Aktif Gücün ayarlama süresi MADDE 69(1)a ya göre tanımlanan gecikmeden daha kısadır. iii. 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. Artış oranı ayarlanabilir ii. 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

174 ii. HVDC Sistemi MADDE 94 (4) ün prosedürüne uygun olarak üzerinde anlaşmaya varılan kapasitede sabit bir işletim noktasından çalışır. MADDE 158 HVDC Sistemleri için uyumluluk simülasyonları [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 uyumluluğun gösterilmesi şartıyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır. 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 uyumluluğun gösterilmesi şartıyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır. 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 yerine getirilmesi şartıyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır: i. 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

175 ii. MADDE 77(1)(a)-(c) de atıf edilen koşullara uyumluluk gösterilmiştir. 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 yerine getirilmesi şartıyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır: i. 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 ii. 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 yerine getirilmesi şartıyla simülasyondan geçilmiş sayılacaktır: i. HVDC Sistemi, aktif güç varyasyonunun önceden tanımlı sekansını izlerken sabit operasyon göstermiştir. ii. 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 yerine getirilmesi şartıyla, simülasyondan geçilmiş sayılacaktır: i. HVDC Sistemi stabil operasyon göstermiştir. ii. Aktif Gücün ayarlama süresi MADDE 69(1)(c) de belirtilen değerden daha kısadır ya da daha büyükse makul olarak doğrulanır. 175

176 MADDE 159 BÖLÜM IX Mevcut tesisler için işletim bildirimi Mevcut güç üretim Modülleri için işletim bildirimi prosedürü [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

177 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

178 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

179 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

180 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 & 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

181 (6)TEİAŞ, a. uygulanabilir Ulasal yasal çerçeveye uygun olarak Pazar Katılımcı Çizelgelerini; b. tahmin edilen talebi; c. Yenilenebilir Enerji Kaynakarından tahmin edilen Üretimi; d. Aktif Güç Rezervlerini; e. Bölgeler Ötesi Kapasitelerle tutarlı sınır ötesi kapasiteleri; f. Güç Üretim Modüllerinin yeteneklerini ve bunların Emreamadelik Statülerini; g. 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 ( ESKİ MADDE 40) Planlamaya tabi taraflar (1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları; a) TEİAŞ a, b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) Dağıtım şirketlerine, uygulanır. 181

182 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

183 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

184 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. eder: (3) Planlama verileri projenin gelişme aşamalarına göre aşağıdaki seviyeleri takip 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

185 (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

186 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 ( ESKİ MADDE 49) (1) Talep ve enerji tahmini esasları; Talep ve enerji tahminine tabi taraflar 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 ( ESKİ MADDE 50) İşletme planlamasının esasları (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

187 (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

188 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

189 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

190 (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

191 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

192 [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

193 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 ( ESKİ MADDE 53) İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma (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 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 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

194 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. 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; ii. iii. 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

195 (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

196 [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 ( ESKİ MADDE 55) Bildirimli plansız devre dışı olma durumları (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

197 (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. Veri sağlama yükümlülüğü ( ESKİ MADDE 57) (1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme MADDE 179 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

198 a) TEİAŞ a, b) TETAŞ a, c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, d) 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

199 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

200 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

201 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

202 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

203 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

204 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, , 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

205 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 Güç Üretim Modüllerine uygulanacak acil durum tedbirleri ( 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

206 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 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

207 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

208 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) TEİAŞ a, b) TETAŞ a, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) Dağıtım şirketlerine, d) 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

209 [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

210 (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

211 (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

212 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

213 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-S 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

214 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, S , S2.1, S , 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

215 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

216 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

217 (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 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, İşletme eğitimi ve sertifikasyon; 32.2 TSO ların ve DSO ların Sorumluluğu; 217

218 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

219 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, 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

220 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

221 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

222 (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

223 (2) İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı Güç Park Tesislerine ait aktif güç tahminleri her gün saat 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

224 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

225 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

226 P max P maxrt P maxrs RPA RP RT + RS RSA RS P minrs P minrt P min RPA RT - RP (6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır: RPA RP 2 (1a) RSA RS 2 (1b) RT RT P P max RT min RS P P max RS min RT (7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen; P max P min P maxrs P minrs P maxrt P minrt RPA RP Ünitenin emreamade kapasitesini, Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini, (1c) (1d) Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini, Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini, Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini, Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini, Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı, Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını, 226

227 RSA RS RT + RT - ifade eder. Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı, Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını, Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını, Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını, 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 (P set ), 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 P set 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

228 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: (8) Bu formülde geçen; (%) s g Hız Eğimini (%), f / f n s g (%) 100 P / P G GN f n f P G Nominal Frekansı (50 Hz), Sistem Frekansındaki sapma miktarını, Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını, P GN ifade eder. Ünitenin Nominal Aktif Gücünü, (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 P max b a Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı f a f 0 Frekans f b f 0 = 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

229 (11) Yukarıdaki grafikte geçen; P set Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini, f 0 RP f G f ifade eder. Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını (Ölü bant, Hz), Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını, Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını, Sistem frekansındaki sapma miktarını, (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 f G ( f G = 0,2-f 0 ) 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

230 (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

231 (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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 231

232 (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

233 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 ENTSO- E 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

234 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) 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 Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar ( ESKİ MADDE 113) (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları; a) TEİAŞ a, b) Dengeleme güç piyasasına katılan Lisans sahiplerine, c) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, d) Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine, e) Dağıtım şirketlerine, f) Serbest tüketicilere, uygulanır. MADDE 245 Gerçek zamanlı dengeleme ile ilgili yönetmeliklerin revizyonu [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

235 (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

236 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 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 Frekans Sapmasını Dengeler Nominal Değere Getirir Ortalamayı Nominal Değere Getirir Aktive Eder Primer Frekans Kontrol Rezervleri Serbest Bırakır Rezervleri Serbest Bırakır Devralır Sekonder Frekans Kontrol Rezervleri Serbest Bırakır Düzeltir Devralır Tersiyer Kontrol Rezervleri Serbest Bırakır Devralır Bekleme Yedeği Hizmeti Uzun Vadede Aktive Eder Zaman Kontrolü (4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir. 236

237 [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

238 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

239 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

240 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

241 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 sayılı Resmî Gazete de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 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 sayılı Resmi Gazete de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 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 Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetlerde kullanılması (1) Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetler kapsamında kullanılmasına dair usul ve esaslar 31/12/2015 tarihine kadar TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 241

242 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 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

243 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 muafiyet 7 (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 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 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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle yürürlükten kaldırılmıştır Temmuz 2014 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir. 9 7 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle eklenmiştir. 243

244 (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

245 EK 1 İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ İşletme Gerilimi (kv) TRANSFORMATÖR GÜCÜ (MVA) Aynı Güçte İki Transformatörün Paralel Çalışması Sekonder Taraf Kısa Devre Akımı(kA) ONAN ONAF (%Uk) Empedans Baz Güç (MVA) Boşta Çevirme Oranı ve Gerilim Ayarı 34,5 31,5 15,8 10,5 6, Hayır < kv±12x1,25%/33,25 kv Hayır* < kv±12x1,25%/33,6 kv 50 62,5 Evet < ,5 154 kv±12x1,25%/33,6 kv 25 31,25 Evet < , kv±12x1,25%/33,6 kv 50 62,5 Hayır < kv±12x1,25%/16,5 kv 25 31,25 Hayır < kv±12x1,25%/16,5 kv Evet < kv±12x1,25%/16,5 kv 50 62,5 Hayır < kv±12x1,25%/11,1 kv 25 31,25 Hayır < kv±12x1,25%/11,1 kv 25 31,25 Hayır < kv±12x1,25%/6,6 kv Hayır < kv±12x1,25%/6,6 kv * 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

246 EK 2 İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA 400 kv ELEKTRİK İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA A B C C A B B C A 0 yaklaşık kv ELEKTRİK İLETİM HATLARINDA ÇAPRAZLAMA yaklaşık 80 yaklaşık 120 A B C C A B B C A 0 yaklaşık 15 yaklaşık 30 yaklaşık

247 EK 3 İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ 400 kv HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ TİP Toplam İletken Alanı (mm 2 ) MCM Akım Taşıma Kapasitesi (A)*** Yazlık Kapasite (MVA) * Bahar/ Sonbahar Kapasite (MVA) ** Termik Kapasite (MVA) *** 2B, Rail 2x517 2x954 2x B, Cardinal 2x547 2x954 2x B, Cardinal 3x547 3x954 3x B, Pheasant 3x726 3x1272 3x * : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 40 o C, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s ** : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 25 o C, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s *** : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 40 o C, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s 2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder. 154 kv HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ TİP Toplam İletken Alanı (mm 2 ) MCM Akım Taşıma Kapasitesi (A)*** Yazlık Kapasite (MVA) * Bahar/ Sonbahar Kapasite (MVA) ** Termik Kapasite (MVA) *** Hawk Drake 468, Cardinal B**** Cardinal 2x547 2x954 2x Pheasant * : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 40 o C, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s ** : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 25 o C, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s *** : İletken Sıcaklığı: 80 o C, Hava Sıcaklığı: 40 o C, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s **** : 2B ikili iletken demetini temsil eder. 247

248 400 kv İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ Toplam İletken Akım Taşıma İletim Kapasitesi TİP Alanı (mm 2 ) Kapasitesi (A) (MVA) XLPE Kablo (Bakır) kv VE 154 kv İZOLASYON SEVİYELERİ Toprağa Açık kontaklar boyunca 400 kv için 154 kv için 400 kv için 154 kv için 1.2/50 s Yıldırım Darbe Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon 1550 kv 750 kv 1550(+300) kv* 860 kv* seviyesi) Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç transformatörleri için) 1425 kv 650 kv - - Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) 1175 kv - 900(+430) kv - Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Güç transformatörleri için) 1050 kv Kesicileri ve ayırıcıları kapsayan açık şalt teçhizatı için 50 Hz 1 Dakika Islak Dayanma Gerilimi 620 kvrms 325 kvrms 760 kvrms* 375 kvrms* * Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır. 248

249 EK 4 ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ ORTAM KOŞULLARI: Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır. 1. Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre 2. Çevre Sıcaklığı - Dahili tip : -5 C/45 C - Harici tip : -25 C/(*) 45 C - 24 saatte ortalama maksimum : 35 C - 1 yıllık sürede ortalama : 25 C 3. Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde) 4. Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde) 5. Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2 6. Buzlanma : 10 mm, sınıf Endüstriyel kirlenmeye açıklık - Dahili tip : Az miktarda - Harici tip : Var 8. Yıldırım darbesine açıklık : Evet 9. Depreme maruz kalma - Yatay ivme : 0,5g (toprak seviyesinde) - Düşey ivme : 0,25 g 10. Çevre kirlenmesi - Dahili tip : Az miktarda - Harici tip : Var 11. İzolatörler için minimum kaçak mesafesi - Dahili tip : 12 mm/kv (**) - Harici tip : 25mm/kV (*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde 40 C (**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır. 249

250 SİSTEM BİLGİLERİ: 1.Anma Değerleri a) Normal işletme gerilimi kv rms ,5 b) Max. sistem gerilimi kv rms c) Anma frekansı Hz ç)sistem topraklaması Direkt Direkt 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 Direkt veya direnç üzerinden Direkt veya direnç üzerinden bağlantılar -Kısa devre süresi (sn) Dinamik kısa devre akımı 2,5x(Ith) 2,5x(Ith) 2,5x(Ith) 2,5x(Ith) f) Tek faz-toprak kısa devre akımı (ka) İzolasyon Değerleri (Güç Transformatörü Hariç) ,5 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 (+300) 1175 ( ) (YG nötrü) V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz - DC sistem 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 38 (YG nötrü) 250

251 EK 5 TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI 251

252 252

253 253

254 254

255 255

256 256

257 Nominal Gerilim KV EK 6 SİSTEM GERİLİM SINIRLARI Planlama İşletme Azami Asgari Azami Asgari KV KV kv kv 400 kv 420 kv 370 kv 420 kv 340 kv 154 kv 162 kv 146 kv 170 kv 140 kv 257

258 EK 7 GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ PLANLAMA SINIR DEĞERLERİ Tablo kv İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik Harmonik Harmonik Harmonik No. Gerilim (%) No. Gerilim >25 THB V : %2 2,0 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2+0,5 (25/h) >21 1,5 0,5 0,3 0,2 0,2 (%) Çift Harmonikler Harmonik No >12 Harmonik Gerilim (%) 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 Tablo kv İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik Harmonik Harmonik No. Gerilim (%) No. h h >25 THB V :% 3 2,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) >21 Harmonik Gerilim (%) 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 Çift Harmonikler Harmonik No. h >12 Harmonik Gerilim (%) 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 Tablo kv altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri 258

259 Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Harmonik No. h >25 THB V :% 4 Harmonik Gerilim (%) 3,0 3,0 2,0 2,0 1,6 1,2 1,2 0,7 0,2+0,5 (25/h) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik No. h >21 Harmonik Gerilim (%) 3,0 1,2 0,3 0,2 0,2 Çift Harmonikler Harmonik No. h >12 Harmonik Gerilim (%) 1,5 1,0 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 Tablo kv İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Harmonik Harmonik No. Gerilim (%) >25 THB V : %3,5 3,0 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2+0,3 (25/h) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik Harmonik No. Gerilim >21 1,7 0,5 0,3 0,2 0,2 (%) Çift Harmonikler Harmonik No >12 Harmonik Gerilim (%) 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 Tablo kv İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri 259

260 Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Harmonik No. h >25 THB V :% 5 Harmonik Gerilim (%) 4,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik No. h >21 Harmonik Gerilim (%) 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 Çift Harmonikler Harmonik No. h >12 Harmonik Gerilim (%) 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 Tablo kv altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik Harmonik Harmonik No. Gerilim (%) No. h h ,0 4,0 3,0 2, Harmonik Gerilim (%) 3,0 1,3 0,5 0,5 Çift Harmonikler Harmonik No. h Harmonik Gerilim (%) 1,9 1,0 0,5 THB V :% 8 Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri Gerilim Seviyesi (V) Fliker Şiddeti P st (Kısa Dönem) P lt (Uzun Dönem) V > 154 kv 0,85 0,63 35 kv < V 154 kv 0,97 0,72 1 kv <V 35 kv 1,0 0,8 260

261 TEK HARMONİKLER Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri EK 8 HARMONİK LİMİTLERİ Harmonik Sırası 1 kv<v 34.5 kv 34.5 kv <V 154 kv V>154 kv Grup No < I k /I L I k /I L I k /I L > > <20 < > 1000 h< , ,5 1 1,8 2,5 3 3,8 11 h<17 2 3,5 4,5 5, ,8 2,3 2,8 3,5 0,5 0,9 1,2 1,4 1,8 17 h<23 1,5 2, ,8 1,25 2 2,5 3 0,4 0,6 1 1,25 1,3 23 h<35 0,6 1 1,5 2 2,5 0,3 0,5 0,75 1 1,25 0,15 0,25 0,4 0,5 0,6 h 35 0,3 0,5 0,7 1 1,4 0,15 0,25 0,35 0,5 0,7 0,75 0,12 0,17 0,25 0,35 Çift harmonikler kendinden ESKİ tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. TTB , ,5 10 1, ,75 5 Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10 ar dakikalık ortalamalardır. I k : Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı I L : 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. TTB 40 h 2 ( I I L h ) 2 x

262 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. E.9.2 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.9.3 E.9.4 YG teçhizatına ilişkin saha sorumluluk çizelgesinde, şalt sahasına giren, çıkan veya şalt sahasının içinden direkt geçen hat ve kablolar gösterilir. 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

263 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

264 EK 10 ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI 264

265 265

266 266

267 267

268 268

269 269

270 270

271 271

272 272

273 273

274 274

275 275

276 276

277 277

278 278

279 279

280 EK 11 PLANLAMA VERİLERİ BÖLÜM 1 E.11.1 STANDART PLANLAMA VERİLERİ E Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri E Genel Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E ve E 'te açıklandığı şekilde TEİAŞ a bildirir. E Kullanıcı sistemi şeması Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir. E 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 Talep verileri E Genel Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir ESKİ yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E , E ve E 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 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

281 olarak düzenlenir. E 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 Santral verileri E Genel Kullanıcılar TEİAŞ a bir ESKİ yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E , E ve E 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 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 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, m 3 /kwh, m 3 /yıl), 281

282 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, CO 2, CH 4, NO x, SO x ve toz emisyonları (gr/kwh), ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO 2, CH 4, NO x, SO x ve toz) (gr/kwh), t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%). E Hidroelektrik santral verileri Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ a bildirilir. E Santral verileri E Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası sonuna kadar verilecektir.) E Termik santral verileri a) Brüt üretim(kwh) b) Santral iç tüketimi(kwh) c) Net üretim(kwh) ç)yakıt miktarı (Ton veya sm³) E Hidrolik santral verileri a) Brüt üretim(kwh), b) Santral iç tüketimi(kwh), c) Net üretim(kwh), ç) Gelen su miktarı (m³). E Jeotermal ve Rüzgar santral verileri a) Brüt üretim(kwh) b) İç tüketim(kwh) c) Net üretim(kwh) E 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 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna kadar verilecektir.) E 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 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri a) Brüt üretim(kwh) b) İç tüketim(kwh) c) Net üretim(kwh) 282

283 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)içme 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 Bir ESKİ yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri a) Brüt üretim(kwh) b) İç tüketim(kwh) c) Net üretim(kwh) 283

284 BÖLÜM 2 E.11.2 E AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri E Genel Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E ve E 'de açıklandığı şekilde TEİAŞ a bildirirler. E 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 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 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 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 'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin suseptansı. E 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 Talep aktarma 284

285 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 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 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

286 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 Topraklama verileri Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere, hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ a verir. E 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 Talep verileri E Genel a) Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir ESKİ ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden on yıl için beklenen bilgileri E ve E 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 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 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 Santral verileri E Genel 50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip üreticiler, E den E 'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ a verir. E 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 Ünite parametreleri 286

287 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: (X d ), f) Dikey eksen transient reaktansı: (X d ), g) Dikey eksen sub-transient reaktansı: (X d ), ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (T d ), h) Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (T d ), ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (X q ), i) Yatay eksen transient reaktansı: (X q ), j) Yatay eksen sub-transient reaktansı: (X q ), k) Yatay eksen transient zaman sabiti: (T q ), l) Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (T q ), m) Stator zaman sabiti: (T s ), n) Stator direnci: (R s ), o) Stator kaçağı reaktansı: (X ls ), ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H), p) Nominal ikaz akımı: (I f ), 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 (I f ) açık devre doyma eğrisi. E 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 İç ihtiyaç transformatörü parametreleri a) Nominal görünür güç ( MVA), b) Gerilim değişim oranı, c) Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı. E 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

288 E 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 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 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 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 Ek veriler E Genel TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir. 288

289 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 ve E 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 Tablo- E.12.1 de verilmektedir. Tablo-E Üretim Birimlerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri Sembol Değer Parametre (Birim) İsim - Üretici Firma Tipi Servise Giriş Yılı Yıl Nominal Görünür Gücü Sn [MVA] Nominal Stator Gerilimi Un [kv] Nominal Hızı (50Hz e karşılık gelen) fn [rpm] Stator Kaçak Reaktansı Xl [pu] Armatür (stator) direnci ra [pu] İkaz direnci için Referans Isı Tref [ o C] D- ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xd [pu] Negatif dizi empedansı X - [pu] Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi X 0 [pu] D- ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) Xd' [pu] D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı (doymamış) Xd'' [pu] Q ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xq [pu] 289

290 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 Atalet Sabiti Tref teki ikaz direnci Yüklenme Eğrisi Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri Topraklama tipi ve Empedansı 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] [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 Tablo- E.12.2 de verilmektedir. Tablo-E Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri Sembol Değer Parametre (Birim) İsim - Üretici Firma Tipi Nominal Görünür Gücü Sn [MVA] Nominal Primer Gerilim U1n [kv] Nominal Sekonder Gerilim U2n [kv] Pozitif Dizi Seri Reaktansı x1sc [%] Negatif Dizi seri direnci % Sıfır Dizi seri reaktansı ve % 290

291 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 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 ±30 o 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 ±30 o aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin sorumluluğundadır. 291

292 Şekil-E 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

293 E 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; 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 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

294 ç) İkaz akımı d) PSS çıkış sinyali e) Jeneratör terminal gerilimi f) Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı) g) 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 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 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 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

295 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 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 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 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 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 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında, uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en 295

296 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 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 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. c) Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye oranıyla yük atar, bu ekin 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

297 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

298 EK 13 JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ 298

299 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

300 EK 15 FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ Frekans (Hz) %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 0 C (77 0 F) 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

301 EK 16 ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI 1. Önemli olayın saati ve tarihi, 2. Önemli olayın yeri, 3. Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat, 4. Önemli olayın özet açıklaması, 5. Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi, 6. Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi, 7. Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda şebekede ortaya çıkan azalma. 301

302 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 içerir 11. (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 7 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 302

303 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

304 (2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır: a. Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır. b. Ölü bant değeri 0 (sıfır) mhz olarak ayarlanır. c. 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 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 (RP max ), % 5 10 Hız eğimi ( s g ), % 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

305 . 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

306 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 T RP_A, T RP_B ve T RP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 306

307 P (MW) Aktif Güç Çıkışı Simule Frekans f (Hz) P set + RP max P set + RP max RP max P set 50,0 f 49,8 t 0 t h ( 15sn) t 1 ( 30 sn) t 2 ( dak.) zaman Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki 307

308 P (MW) Aktif Çıkış Gücü Simule Frekans f (Hz) 50,2 f P set 50,0 P set - RP max RP max P set - RP max t 0 t h ( 15sn) t 1 ( 30sn) t 2 ( dak.) zaman 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. 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 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 308

309 t d P GN Primer Rezerv Miktarı Tepki Sınırları / Toleranslar Beklenen Tepki Tepkideki Gecikme Süresi Δt d = 4 saniye, Hidroelektrik Üniteler için Δt d = 2 saniye, Diğer Üniteler için Ünitenin Nominal Aktif Gücü Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi 15 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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 309

310 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. Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik gözlenmelidir. b. 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

311 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 P set + P G ± %1 x P GN değer aralığında olması gereklidir. P G : Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 311

312 Şekil.E.17.A.7- Primer Frekans Kontrol Doğrulama Testi Değerlendirilmesi 312

313 E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ (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

314 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 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 314

315 (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. iv. Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir. 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. vii. viii. 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. 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. 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

316 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. iv. Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir. 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. vii. viii. 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. 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. 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 (P GN ) 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 MAXC pr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite değeri MINC pr, güç üretim Modülü/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır: MAXC pr = MAXC + RP 316

317 MINC pr = MINC - RP Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol rezerv aralığı RSA pr 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. iv. Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir. 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. vii. viii. 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. 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. 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 (P GN ) 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

318 Bu test sırasında ilgili güç üretim Modülü/blok/ünitenin maksimum kapasite MAXC pr ve minimum kapasite MINC pr 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. iv. Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin güç üretim Modülü kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir. 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. vii. viii. 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. 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. 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 Plant at Minimum Limit) Maksimum Kapasite Alarmı (Plant at Maximum Limit ) Güç Üretim Modülü/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu (LMIN) 0= MIN 1= OK (LMAX) 0= MAX 1= OK (LLOC) 1= LOCAL 0 = LOCAL OFF 318

319 (Plant in Local Control) Güç üretim Modülü/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu (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) (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 Ünite SFK İşletim Durumu (Generator Unit Mode) (AUTO / MANUAL) 1= AUTO 0= MANUAL Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (Primary Frequency Control in Operation) (PFCO) 1= OFF 0= ON 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

320 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. vii. viii. ix. 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. 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. 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. 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

321 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. vii. viii. 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. 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. 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

322 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. vii. viii. 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. 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. 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

323 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. vii. 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. 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

324 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. iii. iv. 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. 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. 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

325 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. vii. viii. ix. 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. 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. 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. 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

326 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 (P set 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. iv. Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak yüklenme hızı oranına dönüştürülür. Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/pnom) v. Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü 326

327 vi. vii. viii. 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". Tepki Süresi, İlgili Güç üretim Modülü/blok/ünite tepki vermeye başladığı andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen süredir. 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 Ünite 1 Ünite 2 Ünite- Ünite-n Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı (MINC ve MAXC) Minimum SFK Limiti (MW) Maksimum SFK Limiti (MW) 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

328 - Güç üretim Modülü/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXC pr ve MINC pr ), - 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

329 ile doğru orantılı olacak şekilde hesaplanan yüklenme hızı oranı ile ±%10 luk toleranslar dahilinde örtüşmelidir. 329

330 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

331 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

332 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. Jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşana kadar, ii. 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.), iii. Aşırı İkaz Limitleyici aktive olana kadar, iv. Stator Akım Limitleyici aktive olana kadar, v. Sürekli işletilebilir jeneratör sıcaklık limitlerine ulaşana kadar, vi. 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 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 332

333 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. Jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşana kadar, ii. İşletilebilir minimum jeneratör terminal gerilimine ulaşılana kadar (işletilebilir minimum jeneratör terminal gerilimi, nominal jeneratör terminal geriliminin %95 inden fazla olamaz), iii. Düşük ikaz limitleyici aktive olana kadar, iv. Stator Akım Limitleyici aktive olana kadar, v. Sürekli işletilebilir jeneratör sıcaklık limitlerine ulaşana kadar, vi. 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 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 333

334 Test Sonuçları Şekil E.17.C.1.4 Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı (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 Tablo- E.17.C.1.2 nin ayrı ayrı doldurulması esastır. Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen tabloların doldurulması esastır Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir 334

335 Zaman Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler) Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler) Transforma tör Kademesi Jeneratör MW Jeneratör MVAR Jeneratör Terminal Gerilimi (kv) Bara Gerilimi (kv) İkaz Akımı (A) veya Gerilimi (V) Stator Akımı (ka) Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: İç İhtiyaç Gerilimi (kv) Güç Faktörü (cos φ) Zaman Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler) Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler) Tablo E.17.C Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler Transforma tör Kademesi Jeneratör MW Jeneratör MVAR Jeneratör Terminal Gerilimi (kv) Bara Gerilimi (kv) İkaz Akımı (A) veya Gerilimi (V) Stator Akımı (ka) Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: İç İhtiyaç Gerilimi (kv) Güç Faktörü (cos φ) TabloE.17.C Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler a. Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir: i. Jeneratör Yüklenme Eğrisi ii. Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması iii. Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif gücü (Pnom) iv. Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar) v. Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW) vi. Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA) vii. Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kv) viii. Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi ix. İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi x. Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi 335

336 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. Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10 luk toleransı dahilinde ulaşmalıdır. b. 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 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir 336

337 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 kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. (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

338 (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

339 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): Sistem Nominal Gerilimi (kv): Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR): Toplam Ünite Sayısı: Zaman Test Başlangıcı Ana Transform atör Kademe Pozisyonu Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) Sistem Gerilimi (kv) Gerilim Referans Değeri (kv) Test Sonu Power Park Modülününaşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: 22 7 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir 339

340 Tablo E.17.C 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): Sistem Nominal Gerilimi (kv): Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR): Toplam Ünite Sayısı: Zaman Test Başlangıcı Ana Transformatör Kademe Pozisyonu Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) Sistem Gerilimi (kv) Gerilim Referans Değeri (kv) Test Sonu Power Park Modülünündüşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: Tablo E.17.C Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler 23 (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. iii. iv. Power Park Modülünün kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen Maksimum Kapasitesi (MW) Ünite Teknolojileri 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. vii. viii. ix. Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma sında tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -) Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri ( MVA) Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri) x. Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) Test Kabul Kriterleri 23 7 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 340

341 (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. - 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) 24 7 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 341

342 (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. Gerilim Düşümü (Droop) %2 Gerilim Düşümü (Droop) %4 Gerilim Düşümü (Droop) %7 +%1 lik basamak değişimi -%1 lik basamak değişimi Q max+ / 2 Q max- / 2 Q max+ / 4 Q max- / 4 Q max+ / 7 Q max- / 7 Tablo E.17.C Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri Şekil E.17.C.2.1 Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri 342

343 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

344 (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

345 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. Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW) ii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW) iii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kv) iv. 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

346 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. Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW) ii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW) iii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kv) iv. 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

347 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

348 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. iii. iv. Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s) İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW) 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. Test Kabul Kriterleri Şekil E.17.E.1 Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri (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

349 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

350 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 Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir Mayıs 2015 tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Yönetmelikle değiştirilmiştir. 350

351 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

352 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

353 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

354 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 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, IEC 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/ 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

355 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

356 EK 19 ÇALIŞMA İZNİ İSTEK FORMU 1 Tarih: Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH TEİAŞ...İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ Ek-1.. MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ YTİM.1 YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ 1 ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ No :./... 2 Servisten Çıkarılacak Teçhizat 3 Yapılacak Çalışma 4 İzni İsteyen Yetkili Şahıs 5 Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu BYTİM den Enerji Kesilmesi ve 6 Verilmesini Talep Edecek TM İşletme Teknisyeni 7 İşin Başlayacağı Tarih Saat 8 İşin Biteceği Tarih Saat 9 Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi 10 Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar 11 Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi 12 NOT: TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ 2 1 Manevraya Başlama Şekli 2 Teçhizatın Teslim Şekli Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme 3 Şekli NOT: Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman İsim İmza Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. 356

357 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 : BYTİM'de Formu Dolduran Personel :. 2-Yapılacak Çalışma: Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu :. 4-Haber Verilen Birimler : Çalışma Yapacak Birimler: İŞLETME:. RÖLE : ELEKTRONİK : TEST : SANTRAL :... 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar : Kullanıcı İle Anlaşan : Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.... NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. BYTİM Mühendisi BYTİM Başmühendisi İsim İmza İsim İmza ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ 2 1- İptal İsteyen Yetkili : İptalin Nedeni :.. 3- Kabul Eden :. 4- Haber Verilen Birimler : Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :.. BYTİM Mühendisi BYTİM Başmühendisi İsim İmza İsim İmza 357

358 Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. 358

359 SIRA SAAT DK SIRA SAAT DK EK 21 MANEVRA FORMU TEİAŞ. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ MANEVRA FORMU Ek-3 Form YTİM-3 BYTİM de Başlangıç Manevrasını Yaptıran :.Tarih:../../20. BYTİM de Bitiş Manevrasını Yaptıran :.Tarih:../../ Manevra No :. 2- Çalışma izin No :. 3- İzni İsteyen :. 4- Nedeni :. :. 5- TM İşletme Teknisyeni. :. 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat.. 7- Servis Dışı Kalma Süresi :. 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar : TRANSFORMATÖR MERKEZİ AÇMA MANEVRASI KAPAMA MANEVRASI AÇIKLAMA AÇIKLAMA Manevrayı yapan : Manevrayı yapan : Manevra Formunu Hazırlayan : Kontrol Eden : 359

360 EK 22 TEÇHİZAT NUMARALANDIRILMA VE İSİMLENDİRİLMESİ Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması Teçhizatın standartlaştırılmış numaralandırılması ve adlandırılması E.N.H Transfer Bara Ana Bara G OG F İDERLERİ Açıklamalar: 1. Hat fideri hat ayırıcısı, 2. Hat fideri kesici, 3. Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı, 5. 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. 360

361 EK-23 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 VERİ ÇİZELGELERİ Sayfa 1/9 ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ SANTRAL: TARİH: VERİ ÜNİTE VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ VERİ BİRİM KATEGO RİSİ SANTRAL TALEPLERİ: YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 US TEİAŞ iletim sisteminden veya üreticinin kullanıcı sisteminden beslenen santral ile ilgili talep Azami talep TEİAŞ talebinin yıllık puantının yarım saatlik belirli süre içindeki değeri TEİAŞ talebinin yıllık asgari değerinin yarım saatlik belirli süre içindeki değeri MW MVAr MW MVAr MW MVAr 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 GR 1(** *) GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 US 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 Birden fazla bağlantı noktasının olması durumunda, kombine çevrim gaz türbini bloğunun bağlantı noktası Bilgiler ayrı bir yazı ile verilecekt ir Bara bölüm numarası hangi baraya bağlı onun numarası ise SPV(**) SPV Ünite tipi; buhar, gaz türbini kombine çevrim gaz türbini ünitesi, rüzgar ve benzeri 361

362 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 (***) Üretim grubu no.1 SPV 362

363 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 2/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM Tahmini çalışma düzeni; örneğin, 7 gün 3 vardiya Nominal görünür güç MVA SPV(*) Nominal aktif güç MW SPV+ Nominal çıkış gerilimi kv APV(**) *Ünite Yüklenme eğrisi SPV *Kullanılabilir Kapasite (aylık olarak) MW SPV Blok GR 1 GAZ TÜRBINI BLOĞU) GR GR GR GR 2 GR 6 ÜT (** *) Senkron üniteler için atalet sabiti MW saniye /MVA Senkron üniteler için kısa devre oranı Nominal MW çıkışında ünite tarafından MW sağlanan normal yedek yük MVAr Nominal MW ve MVAr çıkışında ve A nominal çıkış geriliminde nominal ikaz akımı İmalatçıların test sertifikalarından elde edilen ikaz akımı açık devre doyma eğrisi %120 nominal çıkış gerilimi A %110 nominal çıkış gerilimi A %100 nominal çıkış gerilimi A %90 nominal çıkış gerilimi A %80 nominal çıkış gerilimi A %70 nominal çıkış gerilimi A %60 nominal çıkış gerilimi A %50 nominal çıkış gerilimi A EMPEDANSLAR: (Doymamış) SPV+ SPV+ APV APV APV APV APV APV APV APV APV APV APV Dikey eksen senkron reaktansı % MVA APV Dikey eksen transient reaktans % MVA SPV+ Dikey eksen subtransient reaktans % MVA APV Yatay eksen senkron reaktansı % MVA APV Yatay eksen transient reaktans % MVA APV Stator kaçağı reaktansı % MVA APV Bobin sargısı doğru akım direnci % MVA APV (*) Ayrıntılı Planlama Verileri, (**) Standart Planlama Verileri (***) Güç Üretim Modülü 363

364 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 3/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜVERİLERİ GR GR GR GR GR GR ÜT Zaman sabitleri Kısa devre ve doymamış Dikey eksen transient zaman sabiti Saniye APV Dikey eksen subtransient zaman sabiti Saniye SPV Yatay eksen subtransient zaman sabiti Saniye APV Stator zaman sabiti Saniye APV Üretim ünitesi yükseltici transformatörü Nominal görünür güç MVA SPV+ Gerilim oranı - APV Pozitif bileşen reaktansı: Azami kademe için % MVA SPV+ Asgari kademe için % MVA SPV+ Nominal kademe için % MVA SPV+ Pozitif bileşen direnci: Azami kademe için % MVA APV Asgari kademe için % MVA APV Nominal kademe için % MVA APV Sıfır bileşen reaktansı % MVA APV Kademe değişimi aralığı +%/-% APV Kademe değişimi adım büyüklüğü % APV Yükte veya boşta kurulu gücü kademe değiştirici türü Yükte/Bo APV şta Kademe tipi 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 Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle Aşırı ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri Düşük ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri Şema APV (lütfen ekleyiniz) APV APV 364

365 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 4/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam) Seçenek 2 İkaz düzeneği sınıfı örneğin, dönen ikaz düzeneği veya statik ikaz düzeneği ve benzeri İkaz sistemi nominal tepkisi v e Nominal ikaz gerilimi u fn Yüksüz ikaz gerilimi u fo Yazı ile Saniye -1 V V SPV APV APV APV İkaz sistemi yüklü Pozitif tavan gerilimi u pl+ V APV İkaz sistemi yüksüz Pozitif tavan gerilimi u po+ V APV İkaz sistemi yüksüz Negatif tavan gerilimi u po- V APV Elektrik sistemi dengeleyici Sinyali Evet/Hayır SPV İkaz sisteminin ayrıntıları Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle eğer mevcut ise PSS de dahil olarak Şema 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

366 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 VERİ BİRİM Sayfa 5/9 VERİ KATEGORİSİ 366 ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT 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 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

367 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

368 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 6/9 368

369 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 7/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT 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 Saniye APV Hız regülatörü ölü bandı (deadband) ( ) - azami ayarı - normal ayarı - asgari ayarı Hz Hz Hz İB4 İB4 İB4 Hızlandırıcı motor ayar aralığı (%) APV Hız regülatörü ortalama kazancı Hız regülatörü hız eğimi (##) MW/ Hz APV MLP1 deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP2 deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP3 deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP4 teki artan hız düşümü (%) İB4 MLP5 teki artan hız düşümü (%) İB4 MLP6 daki artan hız düşümü (%) İB4 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

370 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 8/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA VEYA GÜÇ ÜRETİM MODÜLÜ VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT Buhar türbinleri YB valf zaman sabiti Saniye APV YB valf açılma sınırları (%) APV YB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV YB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV YB türbin zaman sabiti Saniye APV OB valf zaman sabiti Saniye APV OB valf açılma sınırları (%) APV OB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV OB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV OB türbin zaman sabiti Saniye APV AB valf zaman sabiti Saniye APV AB valf açılma sınırları (%) APV AB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV AB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV AB türbin zaman sabiti Saniye APV Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti Saniye APV Kazan zaman sabiti Saniye APV YB enerji oranı (%) APV OB enerji oranı (%) APV Gaz Türbini üniteleri Giriş noktası valf açıklığı zaman sabiti Saniye APV Giriş noktası valf açıklığı açılma sınırları (%) APV Giriş noktası valf açıklığı açılma hızı % /saniye APV sınırları Giriş noktası valf açıklığı kapanma hızı % /saniye APV sınırları Yakıt valfi zaman sabiti Saniye APV Yakıt valfi açılma sınırları (%) APV Yakıt valfi açılma hızı sınırları % /saniye APV Yakıt valfi kapanma hızı sınırları % /saniye APV Atık ısı dönüşüm kazanı zaman sabiti Hidroelektrik üniteler Hız regülatörü sürekli hız düşümü (%) APV Hız regülatörü geçici hız düşümü (%) APV Hız regülatörü zaman sabiti Saniye APV Filtre zaman sabiti Saniye APV Servo zaman sabiti Saniye Ayar kanalı açılma hızı % /saniye Ayar kanalı kapanma hızı % /saniye Ayar kanalı asgari açıklığı (%) Ayar kanalı azami açıklığı Türbin kazancı Birim başına Türbin zaman sabiti Saniye Suyun zaman sabiti Saniye APV Yüksüz akış Birim başına 370

371 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