Orijinal metin Önerilen metin Gerekçe. Wrong terminology

Transkript

1 1 2 Kamu istişaresi / TR / Şebeke Yönetmeiğinin ENTSO-E ie uyumaştırıması / Exce şabonu yorumarı İgii Yönetmeik Madde Paragraf At Paragraf Yorum sahibinin Tam Adı Yorum sahibinin bağı oduğu kuruuş Şebeke Yönetmeiği 20 2 Erkut ER FICHTNER Şebeke Yönetmeiği e.17.a.1 2 Erkut ER FICHTNER Yan Hizmeter Yönetmeiği MADDE 20 Sekonder Frekans Kontrou Transfer Zorunuuğu [Yeni Madde, EB Şebeke Kodu 34.Madde ie uyumaştırma] 1, 2 ve 3 Nafiz ÖZCAN Orijina metin Önerien metin Gerekçe For this purpose, connection and integration of generation pants with a tota output power of ess than 1500 MW The Maximum Primary Reserve Capacity may not be ess than 2% and more than 10% of the nomina power of the unit (1) Tüze kişier zorunu odukarı seconder frekans contro yediği miktarının tamamını veya bir kısmını, seconder frekans contro servisi imzaamış başka bir tüze kişiden temin edebiir. (2) Sekonder frekans kontro yedeği miktarının başka bir tüze kişiden temin edebimek için, tüze kişi sekonder frekans kontro hizmetini sekonder, frekans kontro hizmet anaşmasına göre sağamaıdır, ve zorunuuğun transfer edidiği tüze kişi Sistem operatörüne MMS you ie gün öncesinde en geç saat 18:30 a kadar bidirmeidir. (3) Sekonder frekans kontroüne iişkin yükümüüğün transferi Sistem İşetmecisi onayı ie birikte yürürüğe girer. For this purpose, connection and integration of generation pants with a tota instaed power of ess than 1500 MW The Maximum Primary Reserve Capacity may not be ess than 1% and more than 10% of the nomina power of the unit Wrong terminoogy Confict with minimum PFC reserve ratio. Pease state that new minimum imit is 1% (1) Üretim faaiyeti gösteren tüze kişier sağamaka yükümü Sekonder Frekans kontro yükümüüğü tıpkı Primer frekans odukarı sekonder frekans kontro rezerv miktarını kendi Kontro yükümüüğünde oduğu gibi Üretim faaiyeti gösteren adarına kayıtı üretim tesiserinden ya da bu Yönetmeikte tüze kişier adarına kayıtı üretim tesiserinden de beirtien usu ve esasar doğrutusunda üretim faaiyeti gösteren karşıayabimeidir. başka bir tüze kişiden sağayabiirer. (2) Sekonder frekans kontro yedeği miktarının kendi adarına kayıtı üretim tesiserinden ya da başka bir tüze kişiden temin edebimek için, kendisi veya tüze kişi sekonder frekans kontro hizmetini sekonder, frekans kontro hizmet anaşmasına göre sağamaıdır, ve zorunuuğun transfer edidiği kendi üretim tesisi veya tüze kişi Sistem operatörüne MMS you ie gün öncesinde en geç saat 18:30 a kadar bidirimeidir. (3) Sekonder frekans kontroüne iişkin yükümüüğün transferi Sistem İşetmecisi onayı ie birikte yürürüğe girer. Yorum tipi Yorumarın doğası Yorum dikkate aındı Technica Editoria Technica Editoria Editorya Cevap ve Gerekçesi Yorum cevabı RfG şebeke kodarı, " nomina güç", " kuruu güç" veya " kuruu kapasite" kavramarı için " Maksimum Kapasite" yi kuanır. Uyumaştırma amaçarı için, şebeke yönetmeiğinde sadece " Maksimum kapasite"kuanıacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. TEİAŞ için, bir yan hizmet anaşması imzaanması, üretim tesiseri tarafından sağanan tahsis, zamanama ve yedekerin izenmesi için bir ön koşudur. Sekonder frekans kontro hizmet anaşmasına yapıan atıf muhafaza edimeidir.ayrıca, orjina metin, primer frekans kontroü yükümüüğünün transferi ie igii oan 13. Maddenin aynıdır. Önerien Metin Şebeke yönetmeiğinde " nomina güç", " kuruu güç" veya " kuruu kapasite" " Maksimum kapasite" ie değişir. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı. 3 Yan Hizmeter Yönetmeiği MADDE 48 Senkron kompansatör oarak çaışma hizmetinin ücretendirimesi 3 4 Nafiz ÖZCAN (3) Senkron kompanzasyon hizmeti sunumasına iişkin yatırım, işetme, bakım ve Sistem Kuanım ve İşetim Bedei maiyeterini yansıtan ayık senkron kompanzasyon hizmet bedei aşağıdaki formü uyarınca hesapanır. (4) Bu formüde geçen; h Uyguamada yeknesakığın sağanması ve eşit tarafar arasında ayrım gözetimemesini teminen tarafarca üzerinde mutabakata varıan katsayıyı, Senkron Kompanzasyon Hizmeti bedei formüünün Üretim şirketerinin tüm maiyeterini karşıayacak şekide yeniden düzenenmesi uygun oacaktır. Senkron kompansatör hizmeti sunumasına iişkin yatırım, işetme, bakım ve Sistem Kuanım ve İşetim Bedei maiyeterini yansıtan ayık senkron kompansatör hizmet bedeini hesapanmasında kuanıan h katsayısı maiyetin düşük çıkmasına yo açmakta ve pratikte Üreticiar Senkron Kompansatör hizmeti vermeerinden doayı zarara uğramaktadır. Bu nedene Senkron Kompanzasyon Hizmeti bedeinin Üretim şirketerinin tüm maiyeterini karşıayacak şekide yeniden hesapanması uygun oacaktır. Editorya Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı. 4 5 Eektrik Şebeke Yönetmeiği Eektrik Şebeke Yonetmeigi Annex 17 ANCILLARY SERVICES PERFORMANCE TEST PROCEDURES Ek 17 Yan Hizmeter Performans Test Prosedüreri E.17.A. PRIMARY FREQUENCY CONTROL PERFORMANCE TEST PROCEDURES E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ Test Kabu Kritereri Test Kabu Kritereri Nafiz ÖZCAN Toga ARICA Azami Primer Frekans Kontro Rezerv Kapasitesi en az 15 Azami Primer Frekans Kontro Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika dakika boyunca Şeki E.17.A.6 de gösterien toeransar boyunca Şeki E.17.A.6 de gösterien toeransar dahiinde dahiinde sürdürüebimeidir. Bu kriter değerendiriirken sürdürüebimeidir. Bu kriter değerendiriirken grafikteki yer grafikteki yer aan veri kayıt noktaarının en az %99 unun aan veri kayıt noktaarının en az %90 nının toerans sınırarı toerans sınırarı dahiinde yer aması yeteri kabu ediecektir dahiinde yer aması yeteri kabu ediecektir (18) TEİAŞ tarafından MYTM de buunan Otomatik Üretim Kontro (AGC) sistemi üzerinden test edien santra/bok/üniteye gönderien ayar değeri uyarınca, primer frekans kontro işetimi devre dışı iken yük ama hızı oranı testinde ( böüm b.2.) ede edien veriere göre ouşturuan santra/bok/ünitede gerçekeşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şeki E.17.B.1. de gösterien toeransar dahiinde omak zorundadır. (18) TEİAŞ tarafından MYTM de buunan Otomatik Üretim Kontro (AGC) sistemi üzerinden test edien santra/bok/üniteye gönderien ayar değeri uyarınca, primer frekans kontro işetimi devre dışı iken yük ama hızı oranı testinde ( böüm b.2.) ede edien veriere göre ouşturuan santra/bok/ünitede gerçekeşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şeki E.17.B.1. de gösterien toeransar dahiinde omak zorundadır. Yük ama/yük atma sırasında santra/bok/ünite tepkisi band araıkarı ik 90s içerisinde yük amada Pout=Pset +2%xPGN ie -1%xPGN band araığında, yük atmada Pout=Pset -2%xPGN ie +1%xPGN band araığında omaıdır. 90s sonrasında Pout=Pset +1%xPGN ie -1%xPGN band araığında, yük atmada Pout=Pset -1%xPGN ie +1%xPGN omak zorundadır. Mevcut Yönetmeikteki 99% kriteri çok yüksektir. Pratikte yapıan testerde üniteerin bu kriteri sağamaarı mümkün oamamaktadır.her ne kadar set değerinde çaışma sağanabise de,anaog sinyaerin öçümünde çevrese etkenerden kaynakı ouşan anık saınımar, bazı noktaarda öçümün %1'ik bandın dışına taşmasına sebep oabimektedir. Bu sebepe %99 kriteri uyguamada başarıması zor bir kriter oarak üreticieri zoramaktadır. Şebeke frekansını riske Mevzuatın yorumanmasında geçmiş dönemerde yaşanabiecek oası karışıkıkarın önenmesi amacıya ifadenin daha net beirenmesi karışıkığın önüne geçebiecek ve tester sırasında rezerv kapasitesi çaışmaarı daha sağıkı takip ediebiecektir. Ayrıca PFK testeri için kuanımakta oan grafiğin (Aşağıda) benzeri bir grafiğin SFK için de kuanımasını öneririz. Editorya Editorya Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı. 6 7 Eektrik Şebeke Yonetmeigi Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde Ufuk Candar FOYA Madde 50 2 a Ufuk Candar FOYA Sistem arızaarında; 400 kv ik ietim sisteminin bazı böümerinin, aşırı geriim korumasını harekete geçirecek geriim üst sınırı oarak beirenen 450 kv ye kadar aşırı geriime maruz kamasına izin veriebiir Geriim Araığı İşetim Süresi 0.85 pu pu 60 dakika 0.90 pu pu Sınırsız pu pu 20 dakika Tabo 6.1: Bu Tabo bir Güç Üretim Modüünün Ağdan bağantısı kesimeksizin Bağantı Noktasındaki nomina değerden sapan Geriimer için çaışabiir oacağı minimum zaman araıkarını göstermektedir. (pu değereri için Geriim esası 66 kv ia 300 kv (bu değerer hariç) arasındadır) Sistem arızaarında; 400 kv ik ietim sisteminin bazı böümerinin, aşırı geriim korumasını harekete geçirecek geriim üst sınırı oarak beirenen 420 kv ye kadar aşırı geriime maruz kamasına izin veriebiir Geriim Araığı İşetim Süresi 0.91 pu pu Sınırsız Tabo 6.1: Bu Tabo bir Güç Üretim Modüünün Ağdan bağantısı kesimeksizin Bağantı Noktasındaki nomina değerden sapan Geriimer için çaışabiir oacağı minimum zaman araıkarını göstermektedir. (pu değereri için Geriim esası 66 kv ia 300 kv (bu değerer hariç) arasındadır) Şebeke Yönetmeiği Ek-6'da Sistem Geriim Sınırarı 400 kv Panama için azami 420 kv-asgari 370 kv verimiştir. 400 kv İşetme için azami 420 kv-asgari 340 kv verimiştir. Madde 22'de bahsedien 450 kv, Ek-6'da tarifenen 400 kv azami İşetme imiterinin üzerinde oup, Madde 22'de verien 450 kv değeri için çaışma koşuarının igii yerere yazıması uygun oacaktır. Şebeke Yönetmeiği Ek-6'da Sistem Geriim Sınırarı 154 kv İşetme için azami 170 kv-asgari 140 kv verimiştir. Madde 50'de bahsedien Geriim Araığı 60 dakika için 0.85 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 154 kv asgari işetme imitinin atındadır; Geriim Araığı sınırsız için 0.90 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 154 kv işetme imiterinin az da osa dışındadır; Geriim Araığı 20 dakika için 1,118 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 154 kv azami işetme imitinin üzerindedir. Editorya Editorya Bu makae, kuanıcıya nomina değerden votajın mümkün oan en faza sapma hakkında kuanıcıya bigi vermektedir.bahsedimesi gerekmektedir. ENTSO-E şebeke kodarına göre, Kuanıcıar,420 kv ve 440 kv arasındaki bağantı noktasında hasar geriimi omadan en az 60 dakika boyunca dayanma yetisine sahip omaıdır. Bu değerin üzerinde bir geriim sapması hainde, kuanıcı tesisini koruma hakkına sahiptir. 154 kv ve 66 kvseviyesindeki geriim araıkarı,iec standartarı ie uyumu hae gemesi için değiştiriecektir. Ayrıca, pu değeri herhangi bir karışıkığı önemek amacıya kv değeri ie değiştiriecektir. Önerien metin aınmadı. Bu sebepe Madde 50'de verien p.u. değereri için çaışma koşuarının yeniden değerendirimesi uygun oacaktır. 8 Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde 50 2 a Ufuk Candar FOYA Geriim Araığı İşetim Süresi 0.85 pu pu 60 dakika 0.90 pu pu Sınırsız 1.05 pu pu 20 dakika pu dakika Tabo 6.2: Bu Tabo bir Güç Üretim Modüünün Ağdan bağantısı kesimeksizin Bağantı Noktasındaki nomina değerden sapan Geriimer için çaışabiir oacağı minimum zaman araıkarını göstermektedir. (pu değereri için Geriim esası 300 kv ia 400 kv arasındadır) Geriim Araığı İşetim Süresi 0.85 pu pu Sınırsız Tabo 6.2: Bu Tabo bir Güç Üretim Modüünün Ağdan bağantısı kesimeksizin Bağantı Noktasındaki nomina değerden sapan Geriimer için çaışabiir oacağı minimum zaman araıkarını göstermektedir. (pu değereri için Geriim esası 300 kv ia 400 kv arasındadır) Şebeke Yönetmeiği Ek-6'da Sistem Geriim Sınırarı 400 kv İşetme için azami 420 kv-asgari 340 kv verimiştir. Madde 50'de bahsedien Geriim Araığı 20 dakika için 1,05 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 400 kv azami işetme imitinin üzerindedir; Geriim Araığı 60 dakika için 1,0875 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 400 kv azami işetme imitinin üzerindedir. Bu sebepe Madde 50'de verien p.u. değereri için çaışma koşuarının yeniden değerendirimesi uygun oacaktır. Editorya 400 kv geriim araıkarı, herhangi bir karışıkığı önemek amacıya kv değer ie değiştiriecektir. Votage Range(kV) (connection to 400 KV system) Time period for operation (Generators and Demand) Comments minutes Same as previous requirement in pu(0,85 pu pu) Unimited Same as previous requirement in pu(0.90 pu pu) minutes Same as previous requirement in pu (1.05 pu pu) 9 Votage Range(kV) (connection to 400 KV system) Time period for operation (Generators and Demand) Comments minutes Same as previous requirement in pu(0,85 pu pu) Unimited Same as previous requirement in pu(0.90 pu pu) minutes Same as previous requirement in pu (1.05 pu pu)

2 Votage Range(kV) (connection to 400 KV system) Time period for operation (Generators and Demand) Comments minutes Same as previous requirement in pu(0,85 pu pu) Unimited Same as previous requirement in pu(0.90 pu pu) minutes Same as previous requirement in pu (1.05 pu pu) Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde 58 1 a Ufuk Candar FOYA Önerien geriim araığı (Bağantı Noktasında 300 kv ve 400 kv içeren geriim esası) ve işetim için minimum süre aşağıdaki gibidir: Geriim Araığı: 0.85pu pu, İşetim süresi: sınırsız Geriim Araığı: 1.05pu pu, İşetim süresi: 60 dakika Geriim Araığı: pu pu, İşetim süresi: 60 dakika Önerien geriim araığı (Bağantı Noktasında 300 kv ve 400 kv içeren geriim esası) ve işetim için minimum süre aşağıdaki gibidir: Geriim Araığı: 0.85pu pu, İşetim süresi: sınırsız Şebeke Yönetmeiği Ek-6'da Sistem Geriim Sınırarı 400 kv İşetme için azami 420 kv-asgari 340 kv verimiştir. Madde 58'de bahsedien Önerien Geriim Araığı 60 dakika için 1,05 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 400 kv azami işetme imitinin üzerindedir; Geriim Araığı 60 dakika için 1,0875 pu pu oup, Ek-6'da tarifenen 400 kv azami işetme imitinin üzerindedir. Editorya 400 kv geriim araıkarı, herhangi bir karışıkığı önemek amacıya kv değer ie değiştiriecektir. Votage Range(kV) Time period for operation Comments (connection to 400 (Generators and Demand) KV system) minutes Same as previous requirement in pu(0,85 pu pu) Unimited Same as previous requirement in pu(0.90 pu pu) minutes Same as previous requirement in pu (1.05 pu pu) Bu sebepe Madde 58'de verien p.u. değereri için çaışma koşuarının yeniden değerendirimesi uygun oacaktır. 10 Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde 58 1 a Ufuk Candar FOYA Önerien geriim araığı (Bağantı Noktasında 66 kv ve 300 kv içeren geriim esası) ve işetim için minimum süre aşağıdaki gibidir: Geriim Araığı: 0.85pu pu, İşetim süresi: sınırsız Geriim Araığı: 1.118pu pu, İşetim süresi: 20 dakika Önerien geriim araığı (Bağantı Noktasında 66 kv ve 300 kv içeren geriim esası) ve işetim için minimum süre aşağıdaki gibidir: Geriim Araığı: 0.91pu pu, İşetim süresi: sınırsız Şebeke Yönetmeiği Ek-6'da Sistem Geriim Sınırarı 154 kv İşetme için azami 170 kv-asgari 140 kv verimiştir. Madde 58'de bahsedien Önerien Geriim Araığı sınırsız için 0.85 pu pu araığı, Ek-6'da tarifenen 154 kv asgari işetme imitinin atındadır; Önerien Geriim Araığı sınırsız için 1,1 pu - 1,118 pu araığı, Ek-6'da tarifenen 154 kv azami işetme imitinin üzerindedir; Önerien Geriim Araığı 20 dakika için 1,118 pu - 1,15 pu araığı, Ek-6'da tarifenen 154 kv azami işetme imitinin üzerindedir. Editorya 154 kv ve 66 kvseviyesindeki geriim araıkarı,iec standartarı ie uyumu hae gemesi için değiştiriecektir. Ayrıca, pu değeri herhangi bir karışıkığı önemek amacıya kv değeri ie değiştiriecektir. Bu sebepe Madde 58'de verien p.u. değereri için çaışma koşuarının yeniden değerendirimesi uygun oacaktır. 11 Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde 6 15 d 400/154 kv yıdız-yıdız bağı ototransformatörerin primer ve sekonder sargıarının nötr noktaarı doğrudan toprakanır ve nötr noktaarı şat merkezinin toprakama şebekesine bağanır. 400 kv yi dağıtım sistemine bağayan yıdız üçgen transformatörerin primer sargıarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise toprakama transformatörü üzerinden toprakanır. 154 kv yi dağıtım sistemine bağayan yıdız yıdız tersiyersiz transformatörerin primer sargıarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden toprakanır. 400/154 kv yıdız-yıdız bağı ototransformatörerin primer ve Dağıtım sisteminde kabo yatırımarının neden oduğu sekonder sargıarının nötr noktaarı doğrudan toprakanır ve nötr kapasitif akımarın kompanze edimesi amacı ie, Nötr direnç noktaarı şat merkezinin toprakama şebekesine bağanır. 400 uyguaması yerine Nötr Reaktör uyguamasına geçimesi kv yi dağıtım sistemine bağayan yıdız üçgen transformatörerin primer sargıarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise toprakama transformatörü üzerinden toprakanır. 154 kv yi dağıtım sistemine bağayan yıdız yıdız tersiyersiz transformatörerin primer sargıarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden toprakanır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı Eektrik Şebeke Yonetmeigi Eektrik Şebeke Yonetmeigi Eektrik Şebeke Yonetmeigi Eektrik Şebeke Yonetmeigi Madde 6 15 e Madde 6 17 Madde 6 12 Geçici Madde kv sistemi dağıtım sistemine bağayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A ik direnç veya nötr reaktörü üzerinden toprakanır Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörer ve şönt kapasitörere yapıır. Şönt reaktörer 400 kv seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat omaması durumunda ise baraya bağanabiecek şekide tasaranır. 154 kv seviyesinde baraya bağanabiecek şekide ve 400/158 kv ototrafoarın tersiyer sargıarına bağanabiecek şekide tasaranır. Şönt kapasitörer ise 154 kv transformatör merkezerinin primer veya sekonder tarafındaki baraara tesis ediir. 400 kv sistemde tesis edien şönt reaktörerin standart kapasiteeri 420 kv geriim seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve MVAr dır.154 kv sistemde tesis edien şönt reaktörerin standart kapasiteeri ise 5 MVAr, 10 MVAr ve 20 MVAr dır. Şönt reaktörer 420 kv ve 170 kv sistem geriimerinde süreki çaışabiecek şekide tasaranır. Şönt reaktörer, ayarı oarak da tesis ediebiir.154 kv transformatör merkezerindeki 154 kv şönt reaktörer ve kapasitörer transformatör merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskeri hesapanarak tesis ediir. 154 kv transformatör merkezerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörerin sekonder tarafındaki baraya güç faktörünün düzetimesi amacıya 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde şönt kapasitör gruparı ve dinamik Direkt transformasyonun gereki oduğu haerde, 400 kv sistemi dağıtım sistemine bağayan transformatörer 400/33 kv ve 125 MVA oarak tasaranır. Transformatörün sekonderinin üçgen bağı oması durumunda bu transformatörer toprakama transformatörü kuanıarak toprakanır. 154 kv sistemi dağıtım sistemine bağayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A ik direnç veya nötr reaktörü üzerinden toprakanır. Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörer ve şönt kapasitörere yapıır. Şönt reaktörer 400 kv seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat omaması durumunda ise baraya bağanabiecek şekide tasaranır. 154 kv seviyesinde baraya bağanabiecek şekide ve 400/158 kv ototrafoarın tersiyer sargıarına bağanabiecek şekide tasaranır. Şönt kapasitörer ise 154 kv transformatör merkezerinin primer veya sekonder tarafındaki baraara tesis ediir. 400 kv sistemde tesis edien şönt reaktörerin standart kapasiteeri 420 kv geriim seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve MVAr dır.154 kv sistemde tesis edien şönt reaktörerin standart kapasiteeri ise 5 MVAr, 10 MVAr ve 20 MVAr dır. Şönt reaktörer 420 kv ve 170 kv sistem geriimerinde süreki çaışabiecek şekide tasaranır. Şönt reaktörer, ayarı oarak da tesis ediebiir.154 kv transformatör merkezerindeki 154 kv şönt reaktörer ve kapasitörer transformatör merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskeri hesapanarak tesis ediir. 154 kv transformatör merkezerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörerin sekonder tarafındaki baraya güç faktörünün düzetimesi amacıya 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde teknik etüd sonuçarına göre 20 Mvar gücüne kadar şönt kapasitör gruparı ve dinamik kompanzasyon/veya şönt reaktör sistemeri tesis ediir. Şönt kapasitörer, ve şönt Direkt transformasyonun gereki oduğu haerde, 400 kv sistemi dağıtım sistemine bağayan transformatörerin sekonderinin yıdız bağı,400/33 kv ve 125 MVA oarak tasaranır. GEÇİCİ MADDE (10) İetim sisteminde kuanımakta oan 400/33 kv ve 125 MVA yıdız /üçgen bağı mevcut indirici trafoar tarihine kadar TEİAŞ tarafında Madde 6(12) da beirtien kriterere uygun hae getiriir Dağıtım sisteminde kabo yatırımarının neden oduğu kapasitif akımarın kompanze edimesi amacı ie, Nötr direnç uyguaması yerine Nötr Reaktör uyguamasına geçimesi Dağıtım sistemindeki kabo yatırımarı nedeniye ouşan kapasitif cezaarın önüne geçimesinin temini amacı ie, şönt kapasitörere iave oarak, şönt rektörerinde tesis edimesi gerektiğini vurguamak amacı ie düzeneme yapımıştır. Şönt reaktör ve şönt kapasitör gruparının gücünün beirenmesi amacı ie, teknik etüd yapıması gerektiğide vurguanmıştır. Dağıtım şirketerinin kaite faktöreri oan SAİDİ SAİFİ hedeferini gerçekeştirimesi için TM er arası yük aktarımının kesintisiz sağanması tedarik sürekiiği açısından önemidir. Bu nedene TEİAŞ ın tüm trafoarının sekonder sargıarının yıdız bağı oması trafoar arası yük aktarımarının kesintisiz yapımasını sağayacaktır. Dağıtım şirketerinin kaite faktöreri oan SAİDİ SAİFİ hedeferini gerçekeştirimesi için TM er arası yük aktarımının kesintisiz sağanması tedarik sürekiiği açısından önemidir. Bu nedene TEİAŞ ın tüm trafoarının sekonder sargıarının yıdız bağı oması trafoar arası yük aktarımarının kesintisiz yapımasını sağayacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı.

3 17/18/19/20/21 Eektrik Şebeke Yonetmeigi Eektrik Şebeke Yönetmeiği Madde 14 ( yeni madde 28) Geçici Madde 9 İetim sistemine doğrudan bağı tüketicier ve dağıtım isansına sahip tüze kişier tarafından; ayık oarak sistemden çekien endüktif reaktif enerjinin sistemden çekien aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, ayık oarak sisteme verien kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekien aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez. (2) Birinci fıkranın uyguanmasında aşağıda yer aan esasar dikkate aınır: a) TEİAŞ transformatör merkezerinde 36 kv ve atı geriim seviyesinden bağı kuanıcıar için; aynı baradan birden faza kuanıcının besenmesi durumunda, kuanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kuanıcının o barada öçüen aktif/reaktif enerjinin topamı aınarak değerendirme yapıır. Ancak, bir transformatör merkezinde aynı kuanıcının bağantısı birden faza ve farkı baraar ie gerçekeşiyor ise değerendirme, kuanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapıır. b) İetim sistemine 36 kv üstündeki geriim seviyeerinden tek bir hat ie doğrudan bağı veya birden faza hat ie kuanıcı tesisindeki aynı baraya bağı kuanıcının birden faza öçüm noktası var ise, sistemden çekien endüktif veya sisteme verien kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu öçüm noktaarındaki aktif/reaktif enerjinin topamı aınarak değerendirme yapıır. İetim sistemine 36 kv üstündeki geriim seviyeerinden birden faza hat ie kuanıcı tesisindeki ayrı baraara doğrudan bağı kuanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu kuanıcının ietim sistemine bağı oduğu her bir bara için ayrı değerendirme yapıır. (3) İkinci fıkradaki esasar çerçevesinde öçüen topam ayık aktif enerji tüketimi dikkate aınarak hesapanan ayık Güç kaitesi izeme sistemi tesis edimeksizin işetmeye aınmış ietim sistemi kuanıcıarı, 1/7/2015 tarihine kadar bu Yönetmeiğin 9, 11 ve 13 üncü maddeerinde beirtien IEC A sınıfı öçüm standardına uyumu öçüm ve kayıt cihazarını tesis etmeke yükümüdür. Bu yükümüüğünü yerine getirmeyen kuanıcıara, bu Yönetmeiğin 9, 10, 11, 12 ve 13 üncü maddeerinde beirtien sınır değererin aşımasına iişkin bağantı ve sistem kuanım anaşmaarının igii hükümeri doğrutusunda işem tesis ediir. Reaktif enerjinin kompanzasyonu MADDE 14- (1) İetim sistemine doğrudan bağı tüketicier ve dağıtım isansına sahip tüze kişier tarafından; ayık oarak sistemden çekien endüktif reaktif enerjinin sistemden çekien aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, ayık oarak sisteme verien kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekien aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez. (2) Birinci fıkranın uyguanmasında aşağıda yer aan esasar dikkate aınır: a) TEİAŞ transformatör merkezerinde 36 kv ve atı geriim seviyesinden bağı kuanıcıar için; aynı baradan birden faza kuanıcının besenmesi durumunda, kuanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kuanıcının o barada öçüen aktif/reaktif enerjinin topamı aınarak değerendirme yapıır. Ancak, bir transformatör merkezinde aynı kuanıcının bağantısı birden faza ve farkı baraar ie gerçekeşiyor ise değerendirme, kuanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapıır. b) İetim sistemine 36 kv üstündeki geriim seviyeerinden tek bir hat ie doğrudan bağı veya birden faza hat ie kuanıcı tesisindeki aynı baraya bağı kuanıcının birden faza öçüm noktası var ise, sistemden çekien endüktif veya sisteme verien kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu öçüm noktaarındaki aktif/reaktif enerjinin topamı aınarak değerendirme yapıır. İetim sistemine 36 kv üstündeki geriim seviyeerinden birden faza hat ie kuanıcı tesisindeki ayrı baraara doğrudan bağı kuanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu kuanıcının ietim sistemine bağı oduğu her bir bara için ayrı değerendirme yapıır. (3) İkinci fıkradaki esasar çerçevesinde; a) Öçüen topam ayık aktif enerji tüketimi dikkate aınarak hesapanan ayık ortaama güç miktarının; Güç kaitesi izeme sistemi tesis edimeksizin işetmeye aınmış ietim sistemi kuanıcıarı,31/12/2015 tarihine kadar bu Yönetmeiğin 9, 11 ve 13 üncü maddeerinde beirtien IEC A sınıfı öçüm standardına uyumu öçüm ve kayıt cihazarını tesis etmeke yükümüdür. Bu yükümüüğünü yerine getirmeyen kuanıcıara, bu Yönetmeiğin 9, 10, 11, 12 ve 13 üncü maddeerinde beirtien sınır değererin aşımasına iişkin bağantı ve sistem kuanım anaşmaarının igii hükümeri doğrutusunda işem tesis ediir. Dağıtım şirketerinin yönetiminde oan şebekeye özeike yeni düzenemeer kapsamında güneş,rüzgar, hidroik kaynakı isanssız üretim tesiseri bağanmaktadır. Kararı rejimde çaışamayan bu tür üretim tesiserinin özeike mevsimse değişikikerden doayı bağı odukarı şebekeye tedarik edecekeri enerji değişkenik göstermektedir. Mevsimse değişikikerden doayı, Yönetmeiğin mevcut haindeki 14. Maddesinin 3. fıkrasında tanımanan maksimum demant değerinin, sadece hesapamanın yapıacağı aydaki maksimum demant değeri yerine, hesapamanın yapıacağı aydan geriye dönük 12 ayık dönemin maksimum demantı omasının teknik açıdan daha uygun oacağı önerimektedir. Ayrıca TEİAŞ tarafından yeni tesis edierek kısmen devreye aınmış oan trafoarın düşük yükenmesi, orta geriim sistemdeki üreticierin mevsimse enerji üretimeri sonucu TEİAŞ merkezerinin düşük yükere yükenmesi, TEİAŞ tarafından trafo merkezerinde sıcak yedek oarak çaıştırıması sonucu düşük yükenmeer.vb. nedenere 1000 kw ık ayık ortaama güç değerinin atında reaktif ceza uyguamasından muaf tutuması önerimektedir. Mevcut Reaktif Ceza Hesapama kıavuzunda TEİAŞ trafo merkezerine müstaki hat ie bağı üreticierin anaşmaarını TEİAŞ ie yapmış omaarı hainde üretim tesisi sayacının değereri hesapamaarda dikkate aınırken, anaşmanın dağıtım isansı sahibi tüze kişisi ie yapıması hainde üretim tesisinin sayaç değereri hesapamaarda dikkate aınmamaktadır. TEİAŞ barasına direk bağı üretim tesiserinin TEİAŞ veya dağıtım isansı tüze kişi kuanıcısı omasının reaktif ceza hesapamaarında farkıığı omamaıdır. Zira bağantı noktasında fizikse bir değişikik söz konusu değidir. Bu nedene TEİAŞ barasına bağı üretim tesiserinin sayaç TEİAŞ merkezerinde güç kaite cihazarı montajarının yapımasının yanı sıra aynı yönetmeikte beirtien SCADA atyapısı için gereki oan fider konum bigierinin aınmasına dair kritererin TEİAŞ tarafından henüz beirenmemiş oması, aynı zamanda bu çaışmaarın sahada uyguanması sırasında pananan sürenin çeşiti nedenere uzayabieceği, anaizör montaj çaışmaarı, igii teekominikasyon kurum ve kuruuşarının habereşme atyapısının tesisi ve ietişim cihazarının tesis amacıya 2015 yıı sonuna kadar sürenin uzatıması uygun oacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı. Önerien metin aınmadı. 22 Eektrik Şebeke Yönetmeiği Madde 18 1 TEİAŞ a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, ietimden dağıtıma indirici transformatörerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider üzerinden maruz kadığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ie TEİAŞ merkezi arasında meydana geebiecek en yüksek faz arası kısa devre akımı dikkate aınarak TEİAŞ tarafından beirenir. Kuanıcıarın TEİAŞ barasına bağı oan ik dağıtım merkezerine ait bir dağıtım fideri arızasında dağıtım fiderine ait röenin çaışması ve kesicinin açma süresi dahi omak üzere azami arıza temizeme süresi, faz-toprak arızaarı için azami 1,0 saniye, faz-faz arızaarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir. 0,14 saniye, aşırı akım röeerinin ani akım röe koordinasyon değeridir. TEİAŞ a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, ietimden dağıtıma indirici transformatörerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider üzerinden maruz kadığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ie TEİAŞ merkezi arasında meydana geebiecek en yüksek faz arası kısa devre akımı ve dağıtım şirketinin röe koordinasyonu dikkate aınarak TEİAŞ ve Dağıtım Şirketerinin karşııkı oarak mutabakatı ie beirenir. Kuanıcıarın TEİAŞ barasına bağı oan ik dağıtım merkezerine ait bir hat dağıtım fideri arızasında hat dağıtım fiderine ait röenin çaışması zamanı faz-toprak arızaarı için azami 1,0 saniye, faz-faz arızaarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir. Yönetmeiğin Madde 18-7 mevcut hai ie kendi içerisinde çeişkii oduğundan sistem işeticisi ve sistem kuanıcıarı tarafından farkı değerendirimekte ve mutabakat sağanamamaktadır. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı. 23 Eektrik Şebeke Yönetmeiği Madde 18 7 TEİAŞ transformatör merkezerinin orta geriim barasındaki bara giriş, kupaj, transfer, hat fideri de dahi omak üzere tüm orta geriim fidererindeki; bara ayırıcı, kesici kontak bigierine uaşımasına, igii dağıtım şirketinin taebi hainde TEİAŞ tarafından izin veriir. TEİAŞ transformatör merkezerinin orta geriim barasındaki bara TEİAŞ Merkezerindeki ayırıcı ve kesici kontak bigieri, Dağıtım giriş, kupaj, transfer, hat fideri de dahi omak üzere tüm orta Şirketerinin SCADA sistemerine veri sağaması nedeniye, geriim fidererindeki; bara ayırıcı, kesici kontak bigierine TEİAŞ merkezerindeki ayırıcı ve kontak bigierindeki arızaarın uaşımasına, igii dağıtım şirketinin taebi hainde TEİAŞ TEİAŞ tarafından ivediike giderimesi önemidir. tarafından izin veriir. Söz konusu TEİAŞ Merkezerinin ayırıcı ve kesici kontak bigierindeki arızaarın, Dağıtım Şirket yetkiierince TEİAŞ yetkiierine ietidiği andan itibaren TEİAŞ tarafından 24 saat içerisinde gideriir. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien metin aınmadı for pubic consutation for pubic consutation b) - 1) 54 2 c) In the LFSM-U mode the Power Generating Modue sha be capabe of providing a power increase up to its Maximum Capacity With regard to fast acting additiona reactive Current injection in case of asymmetrica fauts the Reevant Network Operator in coordination with TEIAS sha have the right to introduce a requirement for asymmetrica Current injection In the LFSM-U mode the Power Generating Modue sha be capabe of providing a power increase up to its Maximum Avaiabe Capacity With regard to fast acting additiona reactive Current injection in case of asymmetrica fauts the Reevant Network Operator in coordination with TEIAS sha have the right to introduce a requirement for asymmetrica Current injection adapted to the technica capabiities of the specific generation technoogy This capabiity is reated with the wind which has to be avaiabe Depending the Generation technoogy imitations appy. Technica Technica Madde 49(2) " LFSM-U modunda Aktif Güç Frekans tepkisinin gerçek sevkiyatı, Güç Üretim Modüünün bu tepki tetikendiği andaki işetim ve ortam koşuarına bağıdır..." ibaresi mevcuttur. Üretim teknoojisi ie igii ( Güç Üretim Modüü ve Senkron Güç Üretim Modüü)öze şartar için bir ayırım dikkate ve uyguamaya RFG Şebeke koduna göre aınmıştır. Önerien metin ENTSO-E RfG kodu ie karşıaştırıdığında TEİAŞ'ın hakarını azatmaktadır. Metinde değişikik yok Önerien metin aınmadı for pubic consutation for pubic consutation for pubic consutation 54 3 b) 55 2 a) 55 3 f) without exceeding the designed transient rated vaues, at the eves to reach 100% of the nomina current if required...to insta a feature in the contro system which operates the Power Park Modue so as to suppy addittiona Active Power to the Network in order to imit the rate of change of Frequency foowing a sudden oss of infeed. With regard to power osciations damping contro, if required by TEIAS, a Power Park Modue sha be capabe of contributing to damping power osciations. The votage and reactive power contro characteristics of Power Park Modues sha not adversey affect the damping of power osciations. without exceeding the designed transient rated vaues, at the eves to reach 100% of the nomina current if required considering the generaton technoogy capabiities..to insta a feature in the contro system which operates the Power Park Modue at Point of Common Connection (PCC) so as to suppy addittiona Active Power to the Network in order to imit the rate of change of Frequency foowing a sudden oss of infeed. With regard to power osciations damping contro, if required by TEIAS, a Power Park Modue sha be capabe of contributing to damping power osciations as part of Anciary Services agreement. The votage and reactive power contro characteristics of Power Park Modues sha not adversey affect the damping of power osciations. Depending the Generation technoogy the response capabiities are different.annex 18 ast paragraph of section E.18.2 to be updated as this point This carifies that the requirement refers to the power pant eve and its interface with PCC This is an extra feature that has to be considered by the Power Pant Owner Technica Fundementa Technica Editoria Technica Fundementa Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Sentetik Ataeti sağamak için, bir inverter`s kontro edimesi gerekidir. Önerien metin kontro sisteminin Bağantı Noktasındaki koşuarı dikkate adığı yansıtmaıdır. Gene oarak, güç saınımarı sönümeme kontroü tüm C tipi PPM için gereki değidir. Yine de, bu nokta, bağantı sürerecinde TEİAŞ tarafından taep edidiği takdirde, projenin erken evreerinde proje geiştiricisi tarafından dikkate aınmaıdır. TEİAŞ tarafından taep edidiği takdirde, gücü saınımarı sönümeme kontrou bağantı için bir ön koşudur, yardımcı hizmet değidir. Önerien metin aınmadı...bağantı noktasında ani bir besenme kaybını takibenfrekans değişim oranının sınırandırıması için, Şebekeye ek Aktif gücün sağanması için kontro sistemine Power Park Modüünü çaıştıran bir özeik yereştirimesi. Güç saınım sönümeme kontroü ie igii oarak, bağantıdan önce TEİAŞ tarafından taep edidiği takdirde, Power Park Modü güç saınımarı sönümemesine katkıda buunacak kapasitede omaıdır. Power Park Modüerinin, geriim ve reaktif güç kontro özeikeri güç saınımarı sönümünü oumsuz etkiememeidir.

4 for pubic consutation for pubic consutation for pubic consutation for pubic consutation Draft Anciary Services Draft Anciary Services Draft baancing and settement d) Annex Annex Annex b Annex 18 sha be effective on the twentieth day foowing that of its pubication and sha ony appy to Existing Power Park Modues based on the wind energy connected to the distribution system having instaed capacity of 10MW and above as from the day of expiration of a 3 year period foowing the date of pubication of this This transient state shoud reach to the maximum reactive current support vaue within 60ms with 10%error margin This transient state shoud reach to the maximum reactive current support vaue within 60ms with 10%error margin The wind turbines shoud provide the frequency ranges and operating periods specified in the Artice 11 of this However, wind power based generation faciities sha be workabe at each point for the power factor vaues that are within the imits stated in Eectricity Market Grid Code. Annex 18 sha be effective on the twentieth day foowing that In Annex 18 Section E.18.1 it is mentioned that the reguation of its pubication and sha ony appy to Existing Power Park appies both to distribution and transmission connected Modues based on the wind energy connected to the distribution power pants and transmission system having instaed capacity of 10MW and above as from the day of expiration of a 3 year period foowing the date of pubication of this This transient state shoud reach to the maximum reactive current support vaue within 60ms after detection with 10%error margin This transient state shoud reach to the maximum reactive current support vaue within 60ms after detection with 10%error margin However, wind power based generation faciities sha be workabe at each point for the power factor vaues that are within the imits stated in Annex 18 of Eectricity Market Grid Code. Wind power based generation faciities that has anciary Wind power based generation faciities that have anciary service agreement with TEIAS regarding reactive power service agreement with TEIAS regarding reactive power contro contro sha not get paid in return for participating reactive sha not get paid in return for participating reactive power power contro indicated within the frame of Eectricity contro indicated within the frame of Annex 18 of Eectricity Market Grid and other generation faciities sha Market Grid and other generation faciities sha not not get paid in return for participating reactive power get paid in return for participating reactive power contro contro between 0.85 power factor of over-excited operation between 0.85 power factor of over-excited operation and 0.95 and 0.95 power factor of under-excited operation. power factor of under-excited operation. The foowing generation faciities sha be exempted from The foowing generation faciities sha be exempted from the the obigation of being a baancing entity, but may become a obigation of being a baancing entity, but may become a baancing entity upon the request of reated market baancing entity upon the request of reated market participant participant and the acceptance of such request by the and the acceptance of such request by the System Operator System Operator: considering the technica capabiities of generation unit: Depending the Generation technoogy the response capabiities are different and are reated on the event detection Depending the Generation technoogy the response capabiities are different Reference to the correct artice sha be done Wind based faciities sha compy with Annex 18 Depending the Generation technoogy there are capabiity imitations Technica Editoria Yes Technica Technica Fundementa Fundementa Technica Editoria Yes Technica Editoria No Technica Editoria No Technica İk metinde hata. Yeni metin için öneri yok. Yeni metin için öneri yok. İk metinde hata. Ony Existing wind based faciities sha compy with Annex 18. New wind based faciities sha compy with Part IV Section 1 of the Eectricity Market Grid Code. Initia wording appies to both Existing and new wind based faciities. Sadece mevcut rüzgar enerjisine dayaı tesiser Ek 18 ie uyumu omak zorunudur.yeni rüzgar enerjisine dayaı tesiser Eektrik Piyasa yönetmeiğinin IV. Böümünün sha. kısımı ie uyumu omaıdır. Orjina metin, hem mevcut hem yeni rüzgar enerjisine dayaı tesiseri kapsıyor. Dengeeme birimi oarak kabu edimesi için, üretim tesiseri, teknoojisi ne oursa osun,dengeeme ürünü için gereki oan şartarı sağamaıdır ( özeike sekonder yedek aktivasyonu ie igii oan şartar) Ek 18 yayımı takip eden yirminci günde yürürüğe girer ve sadece 10MW kuruu güç ve üstüne sahip, ietim ve dağıtım sistemine bağı mevcut rüzgar enerjisine dayaı Power Park Modüerine,bu yönetmeiğin yayımanmasından itibaren 3 yıık sürenin bitiminden itibaren uyguanır. Rüzgar türbüneri, bu yönetmeiğin 34. maddesindeki beirtien frekans araıkarını ve işetim süreerini sağamaıdır. Proposed wording not introduced. TEİAŞ ie yan hizmeter anaşması oan rüzgar enerjisine dayaı üretim tesiserine, reaktif güç kontroü ie igii oarak, Eekkrik piyasa yönetmeiği çerçevesinde oan reaktif güç kontroüne katıımı karşıığında ödeme yapımamaıdır, ayrıca diğer üretim tesiserine de 0.85 aşırı ikazı ve 0.95 düşük güç faktörü arasındaki reaktif güç kontroüne katıımarı karşıığında ödeme yapımamaıdır. Önerien metin aınmadı Yan Hizmeter Yönetmeiği 20 1 Emre Berki Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği 9 c Emre Berki 4 Emre Berki 39 7 Onur Kıtay [Yeni Madde, ENTSO- E Eektrik Dengeeme Şebeke Kodu 23. Madde ie uyumaştırma 2 Onur Kıtay Akenerji Eektrik Akenerji Eektrik Akenerji Eektrik Akenerji Eektrik Akenerji Eektrik (1) Tüze kişier zorunu odukarı seconder frekans contro yediği miktarının tamamını veya bir kısmını, seconder frekans contro servisi imzaamış başka bir tüze kişiden temin edebiir. (2) Sekonder frekans kontro yedeği miktarının başka bir tüze kişiden temin etdebimek için, tüze kişi sekonder frekans kontro hizmetini sekonder, frekans kontro hizmet anaaşmasına göre sağamaıdır, ve zorunuuğun transfer edidiği tüze kişi Sistem operatörüne MMS you ie gün öncesinde en geç saat 18:30 a kadar bidirmeidir. c) Yenienebiir enerjinin Dengeeme ve Uzaştırmaya katıması koayaştırımaıdır. Gün içi piyasası kapı kapanış zamanı: Fizikse tesimatın bir saat öncesini, (7) TEİAŞ, maksimum ve minimum fiyatar için başangıç değeri sunacak veya maksimum ve minimum fiyatarda düzeneyici onay için değişikik yapacaktır. (2) Gerçek zamanı Dengeeme Kapasitesi sağama sözeşmesi oan Dengeeme Hizmeti Sağayıcısı, temin edien Dengeeme Enerjisi hacim tekiferini, gerçek zamanı dengeeme hüküm ve koşuarına uygun oarak, tekabü eden ürüner zaman süresi için ve gerçek zaman Dengeeme Enerjisi Kapanış Saatininden önce, ibraz etmeidir. Gerçek zamanda ouşabiecek arıza haerinde sekonder tutuamaması durumunda, yükümüüğün devri mümkün omaıdır. Maddedeki zaman kısıtı daha esnek bir şekide tekrar düzenenmeidir. Mevcut maddenin YEKDEM ie uyumu bir şekide neteştirimesi gerekidir. İki maddedeki zaman diimeri uyumu hae getirimeidir. (Gün için piyasası işemeri sonucunda fizikse tesimattan 1 saat önce gün içi piyasası kapanırken, kgüp ve dgp tekiferi değişikiğine Fizikse tesimattan 1.5 saat öncesine kadar izin verimektedir.) Mevcut yönetmeikte santraerin SFK hizmeti teknik atyapısı sağaması zorunu, fakat hizmete katıımı Gün öncesinde Sekonder taimatı aındığı esnada zorunu hae gemektedir. Ekenen 20. maddede, yükümüüğün 18:30'a kadar devri gereki esnekiği yaratmamaktadır. Ekenen madde öneri niteiğinde gibi gözükmektedir. Ancak bu önerinin yöntemi YEKDEM ie uyumu ve hangi şartarda sağanacağı açıkanmaıdır Madde 53/ı ie çeişmektedir.(ı) Bir saate iişkin gerçekeşen eşeşmeer sonucunda piyasa katıımcıarı dengeeme güç piyasasına daha önce sunmuş odukarı tekif miktararını ve KGÜP erini fizikse tesimattan bir buçuk saat öncesine kadar günceer. Ekenen 7.fıkranın, mevcut 6. fıkra ie benzer oduğu görümüştür. EKenen yeni fıkranın gerekçesi ve 6.fıkradan farkı açıkanmaıdır. Dengeeme Güç Piyasası'na katıımın zorunu oup omayacağı neteştirimeidir ve bir sözeşme imzaanacaksa bu sözeşme şirket bazında mı yoksa üretim birimi bazında mı oacak? Bu konuar açık ifadeere beirtimeidir. Yes Bu yorum, gün öncesi 18:30 dan gerçek zamana daha yakın operasyona izin vererek sekonder frekans kontro yükümüükerinin transfererine esnekik getirmeyi hedefemektedir. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Yenienebiir enerji kaynakarının dengeemeye katıımı bu aşamadatürk Yönetmeikerine getirimediği için, ENTSO-E dengeeme kodunda, dengeemenin gene bir ikesi oduğu hade, bu değişikiğin iptaini öneririz. Bu yorum geçeridir. Yönetmeiğin 53. Madde i paragrafı uyaranmaıdır. Paragraf 7, paragraf 6 da ön görüdüğü gibi fiyat imiterindeki herhangi bir değişikiğin düzeneyici tarafından onayanması gerektiğini beirtiyor. Bu yorum geçeridir. Gerçekten de düzeneyici onayının Piyasa İşetmecisi tarafından istenmesi gerekmektedir, TEİAŞ tarafından deği. Değişikik uyarandı. Yan Hizmeter Yönetmeiği Madde 17 hükümerine göre, gerçek zamanı dengeeme (sekonder frekans kontro hizmeti) katıımı, bu maddede beirtien niteikere sahip üretim tesiseri için zorunudur. Bu yükümüük, TEİAŞ tarafından işetien tahsis sürecine katımak üzere TEİAŞ ie sekonder frekans kontro hizmet anaşması imzaanmasını içerir. Önerien metin aınmadı. İpta : "c) Yenienebiir enerji kaynakarının dengeeme ve uzaştırmaya katıımı koayaştırımaıdır." 53 ı) Bir saate iişkin gerçekeşen eşeşmeer sonucunda piyasa katıımcıarı dengeeme güç piyasasına daha önce sunmuş odukarı tekif miktararını ve KGÜP erini fizikse tesimattan bir buçuk saat öncesine kadar günceenir. 39 (7) Piyasa işetmecisi TEIAS, maksimum ve minimum fiyatar için başangıç değeri sunacak veya maksimum ve minimum fiyatarda düzeneyici onay için değişikik yapacaktır. Metinde değişikik yok 41 Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği [Yeni Madde, ENTSO- E Eektrik Dengeeme Şebeke Kodu 23. Madde ie uyumaştırma 3 Onur Kıtay Akenerji Eektrik (3) Gerçek zaman Dengeeme Kapasite tedarik sürecine katıan tüm Dengeeme Hizmeti Sağayıcıarı, tedarik sürecinin kapanış saatinden önce, dengeeme Kapasitesi hacim tekiferini ibraz etmei ve bunarı günceeme hakkı omaı.1 Ocak 2017 tarihinden itibaren, dengeeme Kapasitesi tekif fiyatarını, tedarik sürecinin kapanış saatinden önce günceeme hakarı oacaktır. Bu maddede beirtien DGP tekif fiyatı günceeme hakkı neye göre veriecek? Tekif günceeme için aranacak herhangi bir kriter oacak mı? Oacaksa bu kriterin doğruuğu nası kontro ediecek? Bu DGP tekif fiyatı günceeme hakkı, Eektrik piyasası Dengeeme kodu tarafından Dengeeme Hizmeti sağayıcıarına verimiştir. Türkiyede, TEİAŞ, Türkiye'de, TEİAŞ bu hakkı etkii kımak için 1 Ocak 2017 öncesinde geçeri yönetmeik hükümerine ekemek zorunda oacaktır. Metinde değişikik yok Tasak İhae Kuraarı Madde Sinan Tokmar Dengeeme ve Uzaştırma Yönetmeiği Madde 9.f Sinan Tokmar Akenerji Eektrik Akenerji Eektrik TEİAŞ ve ESO EAD ve TEİAŞ ve IPTO arasındaki Yıık ihae'ye ek oarak, Saatik İhae için de madde ekenebiir enterkonnekteer üzerindeki, takvim yıının ik günü saat 00:00 da başayıp, takvim yıının son günü saat 24:00 de biten eektrik transferi için FİH ere uygun oarak yapıan yıık İhaeer; f) TEIAŞ kendisi gerçek zamanı dengeeme hizmeti sunmaz. Gerçek zamanı dengeeme Sistem İşetmecisi tarafından yürütüür ve sistem işetmecisi oarak da TEİAŞ tanımanmış. Mevcut tanım maddesinin ve Madde 9.f'in anam karmaşası yaratmayacak şekide tekrar düzenenmesi gerekidir. Hem katiimciar hem de TEİAŞ için ekstra geir imkanı Yorum aakaı. Ancak, saatik ihaeeri gün öncesi piyasa mekanizmaarının bir parçası ve ihae kuraarına dahi değidir. Böye bir ihae, Eektrik Piyasası Dengeeme Yönetmeiğinin bir parçası oarak öngörümüştür. Gerçek zamanı dengeeme, sistem İşetmecisi oarak TEİAŞ tarafından gerçekeştiriir. Rea time baancing is performed by TEIAS as System Operator. Madde 9f e göre, TEİAŞ, bu gerçek zamanı dengeeme için aynı zamanda bir Dengeeme Servis Sağayıcısı oamaz(tersine, bazı AB ükeerinde, TSO'ar kendi depoama tesiserine sahiptir ve kendi kendi uusa düzenemeeri,kendi tesiseri ie dengeeme tekiferi sunmaarını mümkün kıar). Metinde değişikik yok Metinde değişikik yok 44

5 Eektrik Şebeke Yönetmeiği (Böüm 1) Eektrik Şebeke Yönetmeiği Böüm 1 (Tasak) Mevcut üretim tesiserinin tasarım ve performans esasarı Madde 34 / 8 Eektrik Şebeke Yönetmeiği (Mevcut) Üretim tesiserinin tasarım ve performans esasarı Madde 20 / 8 8. Paragraf Eektrik Piyasa Hizmeteri Dairesi Başkanığı Eektrik Üretim Anonim Şirketi Sistem frekansının kararsız işetme koşuarında 52,5 Hz e çıkabieceği veya 47,5 Hz e düşebieceği göz önünde buunduruarak, TEİAŞ ve kuanıcıarın tesis ve/veya teçhizatının aşağıdaki taboda beirtien minimum süre kadar ietim şebekesine bağı kaarak çaışacak şekide tasaranması zorunudur. Frekans Araığı Minimum Çaışma 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 süreki 48,5 Hz f< 49 Hz 1 saat 48 Hz f< 48,5 Hz 20 dakika 47,5 Hz f< 48 Hz 10 dakika Uyguanabiir, mümkün oan frekans araıkarının ve süreerinin seçimesi öngörümektedir. Üreticier ie yapıan şifahi görüşmeerde ve performans testerinde bu değererin mümkün omadığı ifade edimiştir. Editorya/ Teme Madde 34 ün geçeri oduğu mevcut üretim tesiseri için, Türk şebekesinin, adaara böünme riskini artıran, senkron bögenin merkezine uzak oan konumu, bu şartarı gerekçeendirmektedir. Özeike de, Türk sisteminin kıta Avrupa senkron bögesine kaıcı bağantısı için ENTSO-E ie bir anaşmaya varıana kadar önemi bir riskdir. TEİAŞ, bazı mevcut birimerin bu şartar ie tasaranmış omadığının farkındadır. Sistem operasyon güveniği için, mevcut birimerin frekans araıkarı ie igii performansarını neteştirmek ve EÜAŞ ve TEİAŞ arasında bir istisnaar istesinin kararaştırıması önem taşımaktadır. Metinde değişkik yok. 45 Eektrik Şebeke Yönetmeiği (Böüm 2) Eektrik Şebeke Yönetmeiği Böüm 1 (Tasak) Mevcut üretim tesiserinin tasarım ve performans esasarı Madde 233 / 8 Eektrik Şebeke Yönetmeiği (Mevcut) Üretim tesiserinin tasarım ve performans esasarı Madde 105 / 4 4. Paragraf Eektrik Piyasa Hizmeteri Dairesi Başkanığı Eektrik Üretim Anonim Şirketi Üniteerin primer frekans kontro performansı, sistem frekansında sapma oması durumunda bidirien primer frekans kontro rezerv miktarını en faza 30 saniye içinde hız regüatörünün ayarandığı hız eğimine göre etkineştirebiecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebiecek yeteriikte omak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azatarak sistem frekansındaki sapmayı süreki takip etmei ve bekenen tepkiyi otomatik oarak vermeidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontroü kesintisiz oarak sürdürümeidir. Üniteerin bidirien primer frekans rezerv miktarının hız regüatörünün ayarandığı hız eğimine göre etkineştiriebiecek süre hakkında hidroeektrik satraar için ayrı değerendirimesi öngörümektedir. Generatörerin frekans kontroünde çaışması durumunda hidroeektrik santraar için tepki süresi yönetmeikte ayrı oarak beirtimemiştir. Hidroeektrik santraar için işetme koşuarı ve doğa koşuar düşünüerek igii yönetmeikte hidroeektrik santraar için ayrı bir değerendirmenin oması gerekmektedir. Editorya/ Teme Madde 233 (4) de beirenen Performansar, primer yedekerin aktivasyonu için Kura1 ve Yük frekans kontroü ve yedeker şebeke kodu tarafından isteinen performansardır. Primer yedek sağayan tüm üretim tesiseri, teknoojisi ne oursa osun bu performansara uymaıdır. Metinde değişkik yok ELECTRICITY MARKET DISTRIBUTION REGULATION ELECTRICITY MARKET DISTRIBUTION REGULATION ELECTRICITY MARKET DISTRIBUTION REGULATION DRAFT ELECTRICITY TRANSMISSION GRID REGULATION Eektrik Piyasası Yan Hizmeter Yönetmeiği ARTICLE 6 Recovery of costs [New Artice Harmonization with ENTOS-E Codes] ARTICLE 8 Reationship with European Network Codes [New Artice Harmonization with ENTOS-E Codes] ARTICLE 5 Reguatory aspects[new Artice Harmonization with ENTOS-E Codes] ARTICLE 5 Reguatory aspects[new Artice Harmonization with ENTOS-E Codes] Madde Primer Frekans Kontroü Primer frekans kontro hizmeti tedarik esasarı Fadı FEDAİ Ş. Fatih GÖKKAYA Fadı FEDAİ Ş. Fatih GÖKKAYA Fadı FEDAİ Ş. Fatih GÖKKAYA Fadı FEDAİ Ş. Fatih GÖKKAYA Rıza ERSAMUT TEDAŞ TEDAŞ TEDAŞ TEDAŞ Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri For the purpose of this, if the Distribution Network Operator woud not be the owner of the asset which it operates, the Distribution Network Operator sha ensure that the reevant entity that is recognized as the cient for the construction or adaption of the Distribution Network, typicay the utimate owner of the Distribution Network assets, is informed and invoved whenever necessary The artice has to be re edited considering pubicy owned status of the existing distribution networks and the ownership is represented by TEDAŞ. The appropriate scope and content of the reguation purpose of the statement "invoved whenever necessary" in the draft text has to be concretey incuded aong with EMRA reguations. Any confict arising between the present, the İt is not appropriate to define Eectricity and existing aw and superior of the aw and other reguations. reguations sha give the precedence to the Transmission Grid This and its appications is based on the provisions set forth by Artice 1 of the Eectricity Market aw No dated 14/3/2013 and sha respect the principe of non-discrimination, temperance and transparency and the principe of optimization between the highest overa efficiency as per and owest cost for a invoved parties. It sha aso respect provisions set forth in Artice 10 of the Constitution dated November 7, For the purpose of this, if the Distribution Network Operator woud not be the owner of the asset which it operates, the Distribution Network Operator sha ensure that the reevant entity that is recognized as the cient for the construction or adaption of the Distribution Network, typicay the utimate owner of the Distribution Network assets, is informed and invoved whenever necessary. (1) Aşağıda beirtien üretim tesiseri hariç omak üzere kuruu gücü 50 MW ve üzerinde oan tüm üretim tesiserinin primer frekans kontroüne katıımarı zorunudur İt is not appropriate to refer the Constitution in the draft text. The artice has to be re edited considering pubicy owned status of the existing distribution networks and the ownership is represented by TEDAŞ.The appropriate scope and content of the reguation purpose of the statement "informed and invoved whenever necessary" in the draft text has to be concretey incuded aong with EMRA reguations. (1) Aşağıda beirtien üretim tesiseri hariç omak üzere kuruu gücü 50 MW ve üzerinde oan tüm üretim tesiserinin (Can suyu santraine ait üniteeri primer frekans kontroü katıım oranı hesapamaarına katıır, ancak primer frekans kontroüne katıım yükümüüğünden muaftır) primer frekans kontroüne katıımarı zorunudur a administrative reguations are obiged to be in compiance with the constitution and the aws. Can suyu HES'erin üniteeri primer frekans katıımını ve teknik karakteristikeri karşıayabiecek yetenek ve büyükükte oabiecek kapasiteerde tasaranmamaktadır. Bu nedene, igii yükümüükten muhaf tutudukarı beirtimeidir. Kapasite hesapamaarında, hesaba katıabiirer. Technica Technica Technica Technica Editoria Editoria Editoria Editoria Teme Yorum geçeri. TEDAŞ'ın 5. ve 6. maddeerin, dağıtım şebekeerinin nihai sahibinin TEDAŞ oduğundan söz edierek açıkığa kavuşturuması gerek.tekrar yazıması öneridi. Yorum geçeri. Bu maddede gereki yerer siinecek. Yorum geçeri deği. Bunun gibi değişikiker EPDK ve TEİAŞ ie görüşüdü ve Türk Anyasasına Bu değişikik EPDK ve TEİAŞ ie gözden geçiridi ve tartışıdı ve Türk Anayasasından aıntı yapımasında hiçbir enge yoktu. Yorum geçeri. TEDAŞ'ın 5. ve 6. maddeerin, dağıtım şebekeerinin nihai sahibinin TEDAŞ oduğundan söz edierek açıkığa kavuşturuması gerek.tekrar yazıması öneridi. Bu yorum, yükümüükerin transferini aynı üreticin portföyü içerisinde yapımasına izin vererek, primer yedek tahsisine daha esnekik getirmeyi hedefemektedir. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Değiştirimiş metin : Dağıtım Şebekesi İşetmecisi faaiyet gösteren varığın sahibi omadığı için, Dağıtım şebekesi işetmecisi TEDAŞ bigiendirimesini ve gerektiğinde dahi edimesini sağamaıdır. 8. Madde ikinci paragraf çıkartıacak. Metinde değişikik yok. Değiştirimiş metin : Dağıtım Şebekesi İşetmecisi faaiyet gösteren varığın sahibi omadığı için, Dağıtım şebekesi işetmecisi TEDAŞ bigiendirimesini ve gerektiğinde dahi edimesini sağamaıdır. Önerien Metine yer verimedi. 51 Eektrik Piyasası Yan Hizmeter Yönetmeiği Madde 17 Sekonder Frekans Kontroü Sekonder frekans kontro hizmeti tedarik esasarı Rıza ERSAMUT Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri (1) Aşağıda beirtien üretim tesiseri hariç omak üzere kuruu gücü 100 MW ve üzerinde oan tüm üretim tesiserinin Eektrik Piyasası Şebeke Yönetmeiğinde tanımandığı şekide, otomatik üretim kontro sistemi tarafından gönderiecek sinyaeri aan ve işeyen teçhizat vasıtasıya sekonder frekans kontro hizmeti verebime özeiğine sahip omaarı zorunudur (1) Aşağıda beirtien üretim tesiseri hariç omak üzere kuruu Can suyu HES'erin üniteeri sekonder frekans katıımını ve gücü 100 MW ve üzerinde oan tüm üretim tesiserinin (Can suyu teknik karakteristikeri karşıayabiecek yetenek ve büyükükte santraine ait üniteeri sekonder frekans kontroü hizmeti rezerv oabiecek kapasiteerde tasaranmamaktadır. Bu nedene, kapasite hesabında, hesapamaara katıır, ancak sekonder igii yükümüükten muhaf tutudukarı beirtimeidir. frekans kontroüne katıım yükümüüğünden muaftır) Eektrik Rezerv hesapamaarında, hesaba katıabiirer. Piyasası Şebeke Yönetmeiğinde tanımandığı şekide, otomatik üretim kontro sistemi tarafından gönderiecek sinyaeri aan ve işeyen teçhizat vasıtasıya sekonder frekans kontro hizmeti verebime özeiğine sahip omaarı zorunudur Teme No Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien Metine yer verimedi. 52 Eectricity Transmission Grid ARTICLE 34 Design and Performance Conditions of the Generation Pants Design and performance principes of the existing generation faciities Rıza ERSAMUT Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri (2) The therma and hydroeectric generation faciities with an instaed capacity beow 30 MW are not subject to these conditions. (2) The therma and hydroeectric generation faciities with an instaed capacity beow 30 MW are not subject to these conditions. Hydroeectric generation habitat water units with an unit instaed capacity beow 10 MW are not subject to these conditions. Topam kuruu gücü hesabı içerisinde değerendirien, ancak ünite gücü açısından 10 MW ın atında kaan can suyu santrai üniteeri, küçük üniteer oup, tasarım ve performans şartarı açısından değerendiridiğinde; reaktif güç kontroü hizmetine iişkin şartara uymaarı, tasarım ve imaatarda boyutarın artmasına neden omaktadır. Bu nedene, 10 MW kuruu gücün atındaki can suyu santrai üniteeri igii yükümüükten muaf omaıdır. Teme No Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien Metine yer verimedi. 53

6 Eectricity Transmission Grid ARTICLE 237 Anciary Services Reactive power contro Rıza ERSAMUT Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri (1) A icensed generation faciities with an instaed capacity of 30 MW or above, which are connected from the transmission system must participate in the reactive power contro through the automatic votage reguator continuousy between 0.85 power factor of over-excited operation and 0.95 power factor of under-excited operation and/or in ine with the instruction of RLDC and transmission system operator, respectivey. 1) A icensed generation faciities with an instaed capacity of 30 MW (Hydroeectric generation habitat water units with an unit instaed capacity beow 10 MW are not subject to these condition) or above, which are connected from the transmission system must participate in the reactive power contro through the automatic votage reguator continuousy between 0.85 power factor of over-excited operation and 0.95 power factor of under-excited operation and/or in ine with the instruction of RLDC and transmission system operator, respectivey. Topam kuruu gücü hesabı içerisinde değerendirien, ancak ünite gücü açısından 10 MW ın atında kaan can suyu santrai üniteeri, küçük üniteer oup, tasarım ve performans şartarı açısından değerendiridiğinde; - aşırı ikazı oarak 0.85 ve düşük ikazı oarak 0.95 güç faktöreri arasında otomatik geriim regüatörü vasıtasıya süreki oarak ve/veya önceike BYTM ve ardından ietim sistem işetmecisinin taimatarı doğrutusunda reaktif güç kontroüne katıımarı, tasarım ve performans şartarı açısından değerendiridiğinde; reaktif güç kontroü hizmetine iişkin şartara uymaarı, tasarım ve imaatarda boyutarın artmasına neden omaktadır. Bu nedene, 10 MW kuruu gücün atındaki can suyu santrai üniteeri igii yükümüükten muaf omaıdır. Teme No Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien Metine yer verimedi. 54 Eektrik Şebeke Yönetmeiği ve Eectricity Transmission Grid MADDE 34 Mevcut üretim tesiserinin tasarım ve performans esasarı Rıza ERSAMUT Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri Frekans Araığı Minimum Çaışma 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 süreki 48,5 Hz f< 49 Hz 1 saat 48 Hz f< 48,5 Hz 20 dakika 47,5 Hz f< 48 Hz 10 dakika Frekans Araığı Minimum Çaışma Süresi 51,5 Hz f 52,5 Hz 10 dakika 50,5 Hz f<51,5 Hz 1 saat 49,5 Hz f<50,5 Hz süreki 48,5 Hz f< 49,5 Hz 1 saat 48 Hz f< 48,5 Hz 20 dakika 47,5 Hz f< 48 Hz 10 dakika Tabo ie metin arasındaki farkın giderimesi gerekmektedir. Tabonun 2. ve 3. satırındaki frekans araığı 49 Hz f < 50,5 ve 48,5 Hz f< 49 iken (a) ve (b) paragrafarında ve Ek-15 te 49,5 Hz f < 50,5 ve 48,5 Hz f< 49,5 dir. Tabonun düzetimesi gerekir. NOT-1: DÖRDÜNCÜ KISIM, Yeni kuanıcıarın Bağanmasına iişkin Gerekiiker başığı, BİRİNCİ BÖLÜM, Jeneratörere iişkin Gerekiiker atında da igii düzetmenin dikkate aınması gerekidir. NOT-2: MADDE 57 - "Gene frekans gerekiikeri" başığı atında da igii düzetmenin dikkate aınması gerekidir. Teme No Ek 15 ve 34. maddenin frekans tabosu arasında çeişki yoktur.bu iki şartın bir araya konmasının anamı,üretim tesiserinin 49Hz ve 49,5Hz arasında sınırsız bir süre boyunca çaışabiecek kapasiteye sahip omaarı gerekiiğidir. Ancak, o araıkta Ancak, bu araıktaki, maksimum aktif güç çıkışının azatımasına izin veriir. (Ek 15 de berenen imiter dahiinde ). Önerien Metine yer verimedi. 55 Eektrik Şebeke Yönetmeiği ve Eectricity Transmission Grid MADDE 9 Sözeşmeerin tadii ve gene şart ve koşuar Ferit ARSAN Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri [ENTSO-E kodarı ie uyum doğrutusunda, Yeni Madde] Bu Yönetmeikte yapıan tadier, re sen, mevcut Bağantı Anaşmaarı, Sistem Kuanım Anaşmaarı açısından da bağayıcıık arz edecek ve igii Gene Şart ve Koşuar, bu Yönetmeiğe göre tadi ediecektir. (1) Rüzgâr enerjisine dayaı üretim tesiseri için tesisin bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan Ek-18 uyguanır. (2) Ek-18 de yer aan Rüzgar Gücü İzeme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için at yapı gerekiikerinin düzenendiği E Rüzgar Enerjisi Santraarının İzenmesi böümü, bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan Ek-18 de yer amasa dahi, mevcut ve yeni tesis ediecek oan tüm rüzgâr enerjisine dayaı üretim tesiseri için uyguanır. Bu kapsamdaki üretim tesiseri kendierine düşen göreveri.../.../... tarihine kadar yerine getirir. (3) Termik ve Hdiroeektrik enerjisine dayaı üretim tesiseri için tesisin bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan yönetmeik sınırayıcı hükümeri uyguanır. İave yatırım maiyeteri ortaya çıkacağı için "28/5/2014 Tarihi ve sayıı Resmi Gazete de yayımanmış Eektrik Şebeke Yönetmeiği İKİNCİ BÖLÜM - Geçici ve Son Hükümer, Rüzgar enerjisine dayaı üretim tesiserinin şebeke bağantı kritereri " kısmında geçen ifadenin kuanıması uygun oabiir. Aynı zamanda, Termik ve Hidroeektrik enerjisine dayaı üretim tesiseri için de benzer bir hüküm buundurumaı. Teme No Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien Metine yer verimedi. 56 Eektrik Şebeke Yönetmeiği MADDE 9 Sözeşmeerin tadii ve gene şart ve koşuar Ferit ARSAN Zoru Endüstriye ve Enerji Tesiseri [ENTSO-E kodarı ie uyum doğrutusunda, Yeni Madde] Bu Yönetmeikte yapıan tadier, re sen, mevcut Bağantı Anaşmaarı, Sistem Kuanım Anaşmaarı açısından da bağayıcıık arz edecek ve igii Gene Şart ve Koşuar, bu Yönetmeiğe göre tadi ediecektir. (1) Rüzgâr enerjisine dayaı üretim tesiseri için tesisin bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan Ek-18 uyguanır. (2) Ek-18 de yer aan Rüzgar Gücü İzeme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için at yapı gerekiikerinin düzenendiği E Rüzgar Enerjisi Santraarının İzenmesi böümü, bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan Ek-18 de yer amasa dahi, mevcut ve yeni tesis ediecek oan tüm rüzgâr enerjisine dayaı üretim tesiseri için uyguanır. Bu kapsamdaki üretim tesiseri kendierine düşen göreveri.../.../... tarihine kadar yerine getirir. (3) Termik ve Hdiroeektrik enerjisine dayaı üretim tesiseri için tesisin bağantı anaşmasının imzaandığı tarihte yürürükte oan yönetmeik sınırayıcı hükümeri uyguanır. İave yatırım maiyeteri ortaya çıkacağı için "28/5/2014 Tarihi ve sayıı Resmi Gazete de yayımanmış Eektrik Şebeke Yönetmeiği İKİNCİ BÖLÜM - Geçici ve Son Hükümer, Rüzgar enerjisine dayaı üretim tesiserinin şebeke bağantı kritereri " kısmında geçen ifadenin kuanıması uygun oabiir. Aynı zamanda, Termik ve Hidroeektrik enerjisine dayaı üretim tesiseri için de benzer bir hüküm buundurumaı. Teme No Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Önerien Metine yer verimedi. 57 Further to the above comment, RES notes that most of the proposed amendments to the Eectricity are based on the ENTSO-E fina draft submitted to the EC on 26/6/12. However there is an informa service eve draft RfG issued by the EC on 15/1/14 which is the resut of ongoing negotiations and woud be a more appropriate basis for the TEIAS proposed amendments to the Eectricity. Lega Şeffafık konuarında, proje süresince 2013/08/03 tarihi ENTSO-E tarafından Metinde değişikik yok ACER e sunuan kodun son kamu sürümünün kuanıması kararaştırıdı. Değişikiker AB şebeke kodu yayımandığında ( veya üye ükeer tarafından kabu edidiğinde ) günceenebiir.referans oarak RfG kodunun haka sunumamış ve tam oturmamış bir sürümünün kuanıması ( 15/1/14 tarihinde AB ükeerine gönderien sürümü gibi) uyumaştırma sürecinde,tüm tarafar için karışıkığa yo açabiirdi ( örn: AB 2014 de ve Ocak 2015 de üye ükeere iki ayrı sürüm daha yoadı) The purpose of this is to determine the procedures and principes for the standards to be appied in panning and operating the eectricity transmission system... Many of the amended artices refer to power Generating Modues connecting at <110kV i.e. to the distribution system. Shoudn't those requirements be incuded in a reguation which goevrns the distribution system? Many new defined terms are proposed. Eectricity artices which are so far unchanged shoud be reviewed to ensure that they use correct defined terms e.g. Artice 34 shoud refer to "Existing Power Generating Modue" The ENC RfG incudes Artice 4(3) which sets out how nominated terms and conditions sha be determined in accordance with the rues of nationa aw and impementing various artices of European Directive 2009/72/EC. There is no such paragraph in the draft Eectricity artice 5 RfG Artice 4(3) is referenced by many other RfG artices but there are no simiar references in the corresponding artices of the draft Eectricity and therefore it may not be compiant with the ENC RfG. Lega Lega Editoria Lega Bu çözüm EPDK ve TEİAŞ ie gözden geçiriip tartışıdı. Şebeke Yönetmeiğine üreticier için bazı şartar getirimesi mevcut yönetmeik hükümerinin( Türk Eektrik İetim Şebeke Yönetmeiği 2. Maddesi: Bu Yönetmeik TEİAŞ'ın, ietim sisteminin kuanıcıarının ve dağıtım sistemine bağı, ancak ietim sistemini etkieyen ve diğer kuanıcıarın yükümüükerini kapsar...) ENTSO-E şebeke kodarı ie uyumunu sağanmasından ibarettir ( RfG hem ietim hem de dağıtım sistemine bağı oan üretim tesiserini kapsar). Üretim tesiseri ve birimeri tanımarının uyumaştırıması için,entso-e Şebeke kodarından geen terimeri mümkün oduğu kadar getirerek çaışıacak. Eektrik İetim Şebeke Yönetmeiği, RfG Şebeke kodunda detayı bir şekide verimiş oan şartarın yanında, RfG şebeke kodunun 4(3). maddesi gereğince Türkiye düzeyinde beirenmiş bağantı ve erişim şartarı ve koşuarı veya bunarın metodoojisinde de değişikikeri içermektedir. Örnek oarak, RfG Şebeke kodu, Reaktif Güç kapasitesi şartarının madde 4(3) gereğince uusa düzeyde beirenmesini söyemektedir. Eektrik İetim Şebeke Yönetmeiği, bu kapasiteer için,şeffafık, öçüüük ve ayrımcıık yapmama ikeerine sadık kaarak beirenmiş şartarın tanımarını içermektedir. Eektrik İetim Şebeke Yönetmeiğinde RfG Şebeke Kodu madde 4(3) e atıfta buunuması artık gerekmemektedir. Metinde değişikik yok Üretim tesiserinin "Güç Üretim Modüeri" ie değiştirimesi ve üretim birimeri ve jenaratör terimerinin bireştirimesi. Metinde değişikik yok. 61

7 10 Re draft in accordance with atest RfG (15/1/14) Artice 3, 3a, 3b and 3c TheTEIAS Artice 10 is based on RfG (26/6/12) Artice 3 which has been superseded by RfG (15/1/14) Artices 3, 3a, 3b, and 3c. There is a risk that the TEIAS proposed text wi not be compiant with ENC RfG. Lega Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi). Metinde değişikik yok a.1 At steady state, standard deviation in the unit output power within haf an hour time shoud not exceed 2.5% of the instaed capacity of the unit. A Power Generating Modue sha be capabe of staying connected to the Network and operating within the Frequency ranges and time periods as defined beow: Re draft in accordance with atest RfG (15/1/14) Artice 3b Throughout - ensure that a references to generators, generation faciities, generating units etc. shoud be reviewed and where necessary changed to "Existing Power Generating Modue" Throughout - ensure that a references to generators, generation faciities, generating units etc. shoud be reviewed and where necessary changed to "Existing Power Generating Modue" Re draft in accordance with RfG (15/1/14) Artice 8 Tabe 2 entry for Continenta Europe It is not cear what Type is assigned to a Power Generating Modue <75MW connecting at >=66kV and <110kV to avoid confusion regarding what is an "existing generation faciity" to avoid confusion regarding what is an "existing generator" Wind and soar generators cannot compy due to the variabe nature of their primary energy source. The artice shoud be amended accordingy. The draft text proposes a higher imit for system frequency withstand than proposed for any of the synchronous areas in RfG Artice 8 Tabe 2. This may reduce generator suppier choice, therefore potentiay increasing costs. This requirement woud be unnecessary if Turkey is connected to the ENTSO-E system and if it is not so connected it shoud be technicay justified for new Power Generating Modues. Lega Editoria Lega Editoria Lega Editoria Technica Technica Güç üretim Modüü C tipi oduğunda 10.Maddenin c) ve d) paragrafarını Metinde değişikik yok. referans aın. c) C tipi bir Güç üretim Modüü Bağantı noktasında 110 kv nin atında ve Maksimum Kapasitesi 50 MW nin üzerinde ise. d) D tipi bir Güç üretim Modüü Bağantı noktasında 110 kv nin üstünde. Senkron Güç Üretim Modüü veya Power park Modüü de D tipidir eğer Bağantı noktasında 110kV nin atında ve Maksimum Kapasitesi 75 MW veya üzerinde ise. Üretim tesiseri ve birimeri tanımarının uyumaştırıması için,entso-e Şebeke kodarından geen terimeri mümkün oduğu kadar getirerek çaışıacak. Üretim tesiseri ve birimeri tanımarının uyumaştırıması için,entso-e Şebeke kodarından geen terimeri mümkün oduğu kadar getirerek çaışıacak. Birinci enerji kaynağı rüzgar, güneş, daga ve gegit gücüne dayaı Güç Üretme Modüeri için istisnaar ekenmesi. Sistem frekansı için en üst dayanma imiti, kıta Avrupası senkron aanda RFG şebeke kodu şartarına uyumu hae getiriecektir.bu değişikik sadece Yeni Güç Üretim Modüerine uyguanacaktır ( yönetmeiğin 2. maddesine ekenen tanım gereğince) Üretim tesiserinin "Güç Üretim Modüeri" ie değiştirimesi ve üretim birimeri ve jenaratör terimerinin bireştirimesi. Üretim tesiserinin "Güç Üretim Modüeri" ie değiştirimesi ve üretim birimeri ve jenaratör terimerinin bireştirimesi. 36. Maddeye " Madde 36 (1) Birinci enerji kaynağı rüzgar, güneş, daga ve gegit gücüne dayaı Güç Üretme Modüeri için uyguanmaz. 47,57, 67. Maddeerin değiştirimesi Art 47, 57 Frequency Range Art 47, 57 Minimum Time Period 51 Hz f < 51.5 Hz 30 minutes 49 Hz f < 51 Hz Unimited 48.5 Hz f < 49 Hz 1 hour 47.5 Hz f < 48.5 Hz >30 minutes Art 67 Frequency range Art 67 Time period for operation 47.0 Hz 47.5 Hz 60 seconds 47.5 Hz 48.5 Hz 90 minutes 48.5 Hz 49.0 Hz 90 minutes 49.0 Hz 51.0 Hz Unimited 51.0 Hz 51.5 Hz 90 minutes 51.5 Hz 52.0 Hz 15 minutes b With regard to the rate of change of Frequency withstand capabiity, a Power Generating Modue sha be capabe of staying connected to the Network and operating at rates of change of Frequency up to a vaue of -2.0 and +2.0 Hz/ sec, other than triggered by rate-of-change-of-frequency-type of oss of mains protection. How did TEIAS decide these parameters? I beieve TEIAS system has a arge system inertia at minimum demand compared to the argest credibe oss of active power infeed. Therefore it is unikey to experience such extreme rate of change of frequency. For your information: - Eirgrid (Irish TSO) is experiencing significant opposition to a proposed change from +/-0.5Hz/s to +/-1.0Hz/s. The objectors are operators of synchronous generators. Note that this system has a minimum demand of approximatey 1630MW (see Statement2013.pdf figure 4-2) - Nationa Grid (GB TSO) is starting discussions with generators regarding introducing a +/-1Hz/s withstand requirement. Objections from synchronous generators are anticipated. Note that this system has a minimum demand of approximatey 18000MW (see px?id=37790 figure 2.6) Technica TEIAŞ, bu şart hakkında Avrupa düzeyinde haen süren bir görüşme oduğunu kabu etmektedir. TEIAŞ, geçici şart oarak +/-0.5Hz/s ekeyecektir. Bu değer, yönetmeiğin daha ierideki revizyonarında tekrar değerendiriebiir ( This vaue may be re-evauated in further revision of the reguation (Araık ayında yapıan kamu çaıştayı sırasında vurguanan simüasyon sonuçarının gösterdiği gibi yüksek ROCOF ( Frekans değişim Oranı) 2 Hz/s şebeke böünmesinde, yüksek ataeti senkron aanda bie mümkün oabiir, örn: Kıta Avrupası). 47. Maddenin değiştirimesi : b) Frekans değişim oranı dayanma kapasitesine istinaden, bir Güç Üretim Modüü, frekans değişim oranarında, -0.5 and +0.5 Hz/ saniye Frekans değişim değerine kadar Şebekeye bağı kaabimei ve çaışabimeidir.with regard to the rate of change of Frequency withstand capabiity, a Power Generating Modue sha be capabe of staying connected to the Network and operating at rates of change of Frequency up to a vaue of -0.5 and +0.5 Hz/ sec, Frekans değişim oranı tipi ana koruma kaybından doayı tetikenmediği sürece c.1 The Power Generating Modue sha be capabe of either continuing operation at Minimum Reguating Leve when reaching it or further decreasing Active Power output. Re draft in accordance with atest RfG (15/1/14) Artice 8 - SONI (Northern Ireand TSO) has estimated that its system coud experience up to +/-2Hz/s if its interconnection with the Eirgrid system is accidentay disconnected. Panned new 400kV interconnector shoud make this very unikey. Note that this system has a minimum demand of approximatey The initia text is based on the RfG 26/6/12 artice 8 but this has been superseded by RfG 15/1/14 Technica Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi). Metinde değişikik yok. 69

8 47 1 g The maximum admissibe gradient of increase of Active Power output shoud be 10 % of the instaed capacity per minute. After an incidenta disconnection due to a Network disturbance, the maximum admissibe gradient of increase of Active Power output shoud be 10 % of the instaed capacity per minute. the initia text wi ead to significant energy yied osses because it woud appy at a times which I think is not TEIAS' intent. If it is TEIAS intent to impose active power gradient imits at a times then TEIAS shoud justify the proposed vaue. Some system operators specify a vaue which ony appies when starting or stopping wind farm above rated wind speed and does not appy to power changes due to increasing wind speed. Except in the case of system resoration, there is no need for TEIAS proposed imit if wind farms and soar parks are dispersed over Turkey (different wind / soar conditions) and /or their output is in accordance with an agreed schedue. Technica Editoria Bu şartın tesadüfi kesintiden sonra sistem restorasyonuna atıfta buunuduğundan söz edimektedir. Norma işetim koşuarında veya panı bağantı/kesintierde uyguanmaz. " 47) 1 ) g). Metin değişikikeri yapıdı. g) Güç Üretme Modüü sistemin restorasyonunda aşağıdaki şartı yerine getirmek zorundadır : Şebekedeki bir arızadan doayı Şebkedeki bir bozuma nedeni ie tesadüfi bir kesintiden sonra yeniden bağanma kapasitesine iişkin oarak,yeniden bağanmaya izin verien bağantı noktasında aşağıdaki koşuar dikkate aınmaıdır: Frekans araıkarı 47.5 Hz ve Hz Geriim seviyesi (faz faz) > 95 % U öçüen Aktif Güç çıkışının artmasının maksimum kabu ediebiir değişim öçüsü dakikada kuruu kapasitesinin % 10 u omaıdır c.5 The initia deay of activation sha be as short as possibe and reasonaby justified by the Power Generating Faciity Owner to TEIAS, by providing technica evidence for why a onger time is needed, if greater than 2 seconds or a shorter time if specified by TEIAS, for generation technoogies without Inertia There seem to be two sections with this reference It is important for TEIAS to confirm the figure for technoogies without inertia (e.g. wind and soar). 2 seconds is possibe with existing technoogy. If ess than 2 seconds is required, RES urges TEIAS to work with manufacturers to estabish a reaistic deay vaue for which a technica soution can be deveoped within a reasonabe time. Deays in activation coud arise from interna communications network and wind turbine / inverter contro characteristics. ega Editoria Technica Kısımarın tekrardan numaraandırıması Bu paragraf sadece başangıç gecikmesi ie igiidir. TEIAŞ, geçici şart oarak 2s gertirecektir. Bu değer yönetmeiğin ierideki revizyonarında tekrar değerendiriebiir. Değişik üretim teknoojierinden doayı adım tepki zamanı için kriter beirenmemiştir Hz üzerinde frekansında PGM e şebeke ie senkron ounması için izin veriir, şebekeye bir güç ihracatına izin verimez. Otomatik yeniden bağanma sistemerin montajı, TEİAŞ tarafından beirenen yeniden bağantı koşuarına tabi oan İgii Şebeke İşetmecisinin önceden iznine tabi Kısımarın tekrardan numaraandırıması Aktivasyonun başangıç gecikmesi mümkün oduğu kadar kısa omaıdır ve eğer 2 saniyeden faza ise, neden daha uzun süre gerektiğinin teknik kanıtarı ie Güç Üretim tesisi sahibi tarafından TEİAŞ a geçeri gerekçe ie bidirimeidir Re draft in accordance with atest RfG (15/1/14) Artice 15 The initia text is based on the RfG 26/6/12 artice 15 but this has been superseded by RfG 15/1/14 Technica Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi). Metinde değişikik yok a 54 2 a tabe of coordinates a revised tabe of coordinates shoud be considered e.g. (for discussion) x, y (pu) 0.33, , , , , , 1.00 The votage range for provision of reactive power capabiity at Maximum Capacity is much wider than many other countries and coud ead to extra (may be unnecessary) expense. This shoud be justified by TEIAS or the distribution network operator reference to 400kV votage range is not reevant to type B and C (distribution connected) Power Generating Miodues and shoud be deeted. Why woud a distribution network operator require a generator to provide positive reactive power when the votage is >1pu or provide negative reactive power when the votage is <1pu? This proposa wi ead to unnecessary expense and capabiities which wi not be used by the distribution network operator. A modified set of coordinates (not a square shape) shoud be used for type B and C (distribution connected) Power Generating Miodues A square shaped figure for Type D (transmission connected) Power Generating Modues coud be specified in Artice 56. Technica Technica Yes B tipi Power Park Modüeri için reaktif güç kapasitesi +-5% e değiştiriecek. C ve D tiperi için 11. yorumda detayı bir şekide verien kv değereri doğrutusunda değişikik yapıdı. B tipi Power Park Modüeri için reaktif güç kapasitesi +-5% e değiştiriecek. C ve D tiperi için 11. yorumda detayı bir şekide verien kv değereri doğrutusunda değişikik yapıdı. Geriim araığında reaktif güç kapasitesi, dikdörtgen şeki dikkate aındığında, şebeke operatörünün daha esnek çaışmasına izin verir ve kıta Avrupası sık sık dikkate aınmaktadır. (Daha önceki Aman ve Fransız şebeke kodarında görebiirsiniz). Dağıtım şebekeerine bağı üretim tesiserine istinaden, dağıtım şebekesi işetmecisi de Reaktif Güç ( agging) sağaması için teşvik ediir, İetim Şebekesi için geriimin >1 pu oduğunda. Kare şekii bir D tipi Güç Üretim Modüü ( ietime bağı) özeikeri 50. maddede verimiştir. Madde 54 ve 55 de değişikik. Madde 54 ve 55 de değişikik a 54 2 b Reactive Power suppy at the Connection Point sha fuy correspond to the P-Q-Capabiity Diagram of the Aternator, taking the auxiiary suppy power and the Active and Reactive Power osses of the step-up transformer, if appicabe, into account. Reactive Power suppy at the Connection Point sha fuy correspond to the P-Q-Capabiity Diagram of the Aternator, taking the auxiiary suppy power and the Active and Reactive Power osses of the step-up transformers and interna cabe systems, if appicabe, into account. The reactive and active power osses and gains of Power Park Modue cabe networks can be significant in arge wind farms The proposed text is based on a superseded version of the ENTSO-E RfG text (26/6/12) which is unacceptabe to most wind turbine manufacturers.it ıs better to obtain and use the atest version of RfG (15/1/14). In particuar, it is not possibe to measure RMS fundamenta frequency votage in 10ms et aone measure votage and deiver the correct amount of fast faut current. Technica Technica Yorum geçeridir. Ancak, 54. madde farkı bir sebepden doayı değiştiridiği için yorumun yapıdığı cüme ipta edimiştir. 10ms değeri 60ms ie değiştiriecektir. Bu şart ENTSO-E RFG ie bağantıı değidir ve daha ierideki bir revizyonda oasııka gözden geçiriecektir. Önerien metin artık uyuguanabiir deği....teiaş tarafından beirenen ve en az 60 miisaniyeden az omayan bir zaman süresi içinde ek reaktif akımının en az 2/3 ünü sağama özeiğine sahip oacaktır c 55 With regard to fast acting additiona reactive Current injection in case of asymmetrica (1 phase or 2-phase) fauts the Reevant Network Operator in coordination with TEIAS sha have the right to introduce a requirement for asymmetrica Current injection. To avoid ambiguity it is better that TEIAS either invokes this right in the Grid Code or states that it is not doing so. The proposed text is based on a superseded version of the ENTSO-E RfG text (26/6/12) which is unacceptabe to most wind turbine manufacturers.it ıs better to obtain and use the atest version of RfG (15/1/14). In particuar, it is not possibe to measure RMS fundamenta frequency votage in 10ms et aone measure votage and deiver the correct amount of fast faut current. Technica Editoria Technica TEIAŞ, asimetrik Akım enjeksiyonu için şartı getirimesi veya getirimesi için durum bazında karar verecektir.ihtiyaç duyuduğu takdirde, şart, TEİAŞ ve Power Park Modüü sahibi arasında imzaanacak oan bağantı anaşmasından önce beirenecektir. Madde 54 (2)c bu doğrutuda değiştiriecektir. 10ms değeri 60ms ie değiştiriecektir. Bu şart ENTSO-E RFG ie bağantıı değidir ve daha ierideki bir revizyonda oasııka gözden geçiriecektir. c) Asimetrik arızaar durumunda ( 1-fazı veya 2-fazı) ek rekatif Akım enjeksiyonun hızı harekete geçirimesi ie igii oarak, igii Şebeke İşetmecisi TEİAŞ ie koordinei oarak asimetrik Akım enjeksiyonu şartını bağantı anaşmasında yer aan bağatı ie igii şart ve koşuara ekeme hakkına sahiptir....teiaş tarafından beirenen ve en az 60 miisaniyeden az omayan bir zaman süresi içinde ek reaktif akımının en az 2/3 ünü sağama özeiğine sahip oacaktır

9 55 3 b.2 tabe of coordinates a revised tabe of coordinates shoud be considered e.g. (for discussion) x, y (pu) 0.33, , , , , , 1.00 The proposed x1 and x2 coordinates are much greater than those specified in other countries at present e.g. GB, Ireand and Northern Ireand a specify Note that this reactive power wi be deivered into the distribution system which has a much ower X/R ratio than the transmission system. Export of fu active power capacity is ikey to raise the connection point votage so that fu export of 0.41pu reactive power may cause connection point votage to exceed panning imits. The vaue of 0.41pu for reactiove power export shoud be reserved for transmission connected (Type D) Power Park Modues (if required). Technica Kısmen Türkiye'de D ve C tipi Power Park Modüeri ietim sistemine bağıdır. Dağıtım sistemi ie igii yorumar igii değidir. C ve D tiperi için geriim araıkarı, yorum 11 de detayı bir şekide verien kv değereri doğrutusunda değiştirimiştir. Geriim araığında reaktif güç kapasitesi, dikdörtgen şeki dikkate aındığında, şebeke operatörünün daha esnek çaışmasına izin verir ve kıta Avrupası sık sık dikkate aınmaktadır. (Daha önceki Aman ve Fransız şebeke kodarında görebiirsiniz) Kare şekii bir D tipi Güç Üretim Modüü ( ietime bağı) özeikeri 50. maddede verimiştir. Madde 55 de değişikik reference to 400kV votage range is not reevant to type C (distribution connected) Power Generating Modues and shoud be deeted c c.3 tabe of coordinates When operating at an Active Power output beow the Maximum Capacity (P<Pmax), the Power Park Modue sha be capabe of providing Reactive Power at any operating point inside its P-Q/Pmax-profie, if a units of this Power Park Modue, which generate power, are technicay avaiabe (i. e. not out-of-service due to maintenance or faiure). Otherwise the Reactive Power capabiity may be ess taking into consideration the technica avaiabiities. When operating at an Active Power output beow the Maximum Capacity (P<Pmax), the Power Park Modue sha be capabe of providing Reactive Power at any operating point inside its P- Q/Pmax-profie, if a units of this Power Park Modue, which generate power, are technicay avaiabe (i. e. provided with sufficient primary energy and not out-of-service due to maintenance or faiure ). Otherwise the Reactive Power capabiity may be ess taking into consideration the technica avaiabiities. Why woud a distribution network operator require a generator to provide positive reactive power when the votage The proposed is >1pu rectanguar or provide coordinates negative reactive y2 and power y3 are when too ow the and shoud be confirmed by wind turbine manufacturer because they may be outside the P-Q/P enveope of their wind turbines. It is not necessary to define a rectanguar shape P-Q/P profie. The previous profie defined in annex 18 shoud be adequaye. When a Power Park Modue (or a arge number of Power Park Modues) is at ow active power output other generators wi be dispatched and they shoud have a significant repacement reactive power capabity. Many wind farms obtain their reactive power capabiity from their wind turbines. At ow power (ow wind speeds) not a wind turbines wi recieve sufficient wind to aow them to operate (wind turbines receive different amounts of wind depending on their ocation within a wind farm) and therefore wi not be abe to provide reactive power athough they may be technicay avaiabe (i.e. not out-of-service due to maintenance or faiure). This section shoud be rewritten accordingy. Technica Technica Rüzgar türbini üreticieri ağırıkı oarak Türbinin açak geriim tarafında norma çaışma geriimi sapması oarak +-% 10 da dikkate amaktadır.bağantı noktasındaki (y) değereri özeike rüzgar çifikerinde otomatik aşama değiştiricii HV/MV transformatöreridir. Geriim araıkarına göre reaktif güç şartarı düzenenmiştir. Lütfen Güç Üretim Modüeri şartarını deği,power Park Modü şartarını dikkate aın. 0.1 pu nün atındaki reaktif güç kapasitesinin istenmediğini dikkate adık e With regard to priority to Active or Reactive Power contribution, TEIAS sha define, whether Active Power contribution or Reactive Power contribution has priority during fauts for which faut-ride-through capabiity is required. When wi TEIAS define this? In this code or in the Connection Agreement? Technica Editoria TEIAŞ, bağantı anaşmasının imzaanmasından önce, bağantı sürecinde Aktif veya Reaktif Gücün önceiğine duruma göre karar verecektir. e) Aktif veya Reaktif Güç katkısısının önceiği açısından, TEİAŞ, Aktif Güç katkısı veya Reaktif Güç katkısın faut ride-through yeteneği gereki oduğu arızaar sırasında önceiki oup omadığını beireyecektir. Eğer önceik aktif Güç katıımına veriir ise,bunun sağanması arıza başangıcından itibaren 150 ms geç oamyacak şekide gerçekeşmeidir. Aktif ve Reaktif Güç katıımı ie igii şartar, bağantı anaşmasına dahi ediecek bağantı için şartar ve koşuarda tenımanacaktır Incudes a ot more detai than in the January 2014 draft of RfG. Seems to be based on the 26th June 2012 draft RfG which was submitted to the European Commission and has been superseded by the 15th January 2014 draft and no doubt further superseded by other drafts negotiated within the EC. Artice 110(2) TEIAS is the Reevant Network Operator for Transmission connected (Type D) generators but this artice aso appies to Type B & C generators (TEIAS Artice 108) and in those cases TEDAS and/or regiona DSO shoud be the Reevant Network Operator and the text nees to be amended accordingy to read Reevant Network Operator. Technica Editoria Technica Editoria Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. Ayrıca, söz konusu detayar haa Ocak 2014 tasak RFG mevcut buunmaktadır. Sadece Donanım Sertifikası tanımından kadırımıştır. Bu yorum geçeri deği. Madde 110, sadece ietim sistemine bağı D tipi güç üretim modüer için EON ie igii. B ve C tipi güç üretim modüerinin EON veya ION ihtiyacı yoktur ( bknz. Madde 108) Metinde değişikik yok. Sadece TEİAŞ dan bahsedimesi ( İgii Şebeke İşetmecisi yerine) Artice 111(4) & (5) TEIAS is the Reevant Network Operator for Transmission connected (Type D) generators but this artice aso appies to Type B & C generators (TEIAS Artice 108) and in those cases TEDAS and/or regiona DSO shoud be the Reevant Network Operator and the text shoud be amended accordingy to read Reevant Network Operator. Artice 112(2) (3) & (4) TEIAS is the Reevant Network Operator for Transmission connected (Type D) generators but this artice aso appies to Type B & C generators (TEIAS Artice 108) and in those cases TEDAS and/or regiona DSO shoud be the Reevant Network Operator and the text nees to be amended accordingy to read Reevant Network Operator. Artice 113(6) TEIAS is the Reevant Network Operator for Transmission connected (Type D) generators but this artice aso appies to Type B & C generators (TEIAS Artice 108) and in those cases TEDAS and/or regiona DSO shoud be the Reevant Network Operator and the text nees to be amended accordingy to read Reevant Network Operator. Technica Editoria Technica Editoria Technica Editoria Bu yorum geçeri deği. Madde 111, sadece ietim sistemine bağı D tipi güç üretim modüer için ION ie igii. B ve C tipi güç üretim modüerinin EON veya ION ihtiyacı yoktur ( bknz. Madde 108) Bu yorum geçeri deği. Madde 112, sadece ietim sistemine bağı D tipi güç üretim modüer için FON ie igii. B ve C tipi güç üretim modüerinin EON veya ION ihtiyacı yoktur ( bknz. Madde 108) Bu yorum geçeri deği. Madde 113, sadece ietim sistemine bağı D tipi güç üretim modüer için FON ie igii. B ve C tipi güç üretim modüerinin LON veya ION ihtiyacı yoktur ( bknz. Madde 108) Sadece TEİAŞ dan bahsedimesi ( İgii Şebeke İşetmecisi yerine) Sadece TEİAŞ dan bahsedimesi ( İgii Şebeke İşetmecisi yerine) Sadece TEİAŞ dan bahsedimesi ( İgii Şebeke İşetmecisi yerine) This artice seems based on the 26th June 2012 draft RfG which was submitted to the European Commission and has been superseded by the 15th January 2014 draft and no doubt further superseded by other drafts negotiated within the EC Technica Editoria Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi). 89

10 121 This artice seems based on the 26th June 2012 draft RfG which was submitted to the European Commission and has been superseded by the 15th January 2014 draft and no doubt further superseded by other drafts negotiated within the EC Technica Editoria Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi) This artice seems based on the 26th June 2012 draft RfG which was submitted to the European Commission and has been superseded by the 15th January 2014 draft and no doubt further superseded by other drafts negotiated within the EC Technica Editoria Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi) This artice seems based on the 26th June 2012 draft RfG which was submitted to the European Commission and has been superseded by the 15th January 2014 draft and no doubt further superseded by other drafts negotiated within the EC Technica Editoria Şeffafık konuarı için, kodun, proje süresince ENTSO-E tarafından 8/3/2013 tarihinde ACER'e gönderien kamuya açık sürümünün dikkate aınması kararaştırımıştı. AB şebeke kodu yayımandığında ( en azından AB üyesi ükeer tarafından kabu edidiğinde) değişikikerde bir günceeme yapıabiir. RfG kodunun kamuya açık omayan ve oturmamış bir sürümünün, değişikiker için referans aınması, uyumaştırma sürecinde tüm tarafar için karışıkığa yo açardı ( örn: AB 2014 sonu ve Ocak 2015 tariherinde üye ükeere kamuya açımamış iki sürüm daha gönderdi) for pubic consutation.pdf Annex-18 Annex 18 E.18.1 Fritz Santjer, Ai Emine UL Internationa GmbH, DEWI Danışmanık Mühendisik Tic. Ltd. Şti. This annex is now intended for use ony by Existing Power Generating Modues which are aso wind farm based Power Park Modues. The text shoud be amended accordingy to use the appropriate new terminoogy. Pease make reference to the IEC and incude the The IEC gives detaied procedures for testing the foowing: " Wind turbines sha be tested according to IEC eectrica characteristics of wind turbines and wind parks 21 (Wind turbines Part 21: Measurement and assessment of power quaity characteristics of grid connected wind turbines). The User has to provide a test report from an accredited testing aboratory (DIN EN ISO/IEC 17025) of the wind turbine according to the IEC " Technica Editoria Technica Üretim tesiseri ve birimeri tanımarının uyumaştırıması için,entso-e Şebeke kodarından geen terimeri mümkün oduğu kadar getirerek çaışıacak. Bu yorum ENTSO-E kodu ie uyumaştırıma ie bağantıı değidir ve Türk Yönetmeikerinin mevcut revizyonu kapsamında değidir. Bu yorum, Yönetmeiğin ieride yapıacak başka revizyonunda ee aınacaktır. Üretim tesiserinin "Güç Üretim Modüeri" ie değiştirimesi ve üretim birimeri ve jenaratör terimerinin bireştirimesi. Önerien metin aınmadı. 94