Elektrik Şebeke Yönetmeliği

(1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak şekilde ayrıntılı bir sistem toparlanma planı TEİAŞ tarafından hazırlanır ve gerektiğinde güncellenir.

(2) Kullanıcı tarafından izlenecek toparlanma stratejisi bu planda yer alır ve sırasıyla aşağıdaki gibi uygulanır:

a) Toparlanma yeteneği olan üretim tesisi etrafında adalardan oluşan birkaç sistemin kurulması,

b) Yerel yüklerin üretim tesislerinden beslenmesi,

c) Ada sistemlerinin birbirleri ile senkronizasyonunun sağlanması,

ç) Sistemin bütününün nihai olarak normal işletmeye alınması.

(3) Sistem toparlanma planı; ayrıntılı toparlanma stratejisine ek olarak aşağıdaki hususları da kapsar:

a) Toparlanma öncelikleri,

b) Toparlanma için mevcut tesis ve/veya teçhizat,

c) TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda veya iletişim arızası olması durumunda bağımsız hareket ederek, ada sistemleri oluşturacak olan üretim tesislerinin, dağıtım şirketlerinin ve diğer kullanıcıların izleyeceği kurallar,

ç) Hükümet, medya ve kamuoyunun bilgilendirilmesi.

(1) İletim sistemine yeni tesis ve/veya teçhizatın ilave edilmesi veya mevcut bazı tesis ve/veya teçhizatın hizmet dışı olması durumunda, TEİAŞ iletim sistemi toparlanma planını yeniden gözden geçirir ve günceller. Bunun dışında plan, en az iki yılda bir gözden geçirilir ve güncellenir.

(2) TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde bulundurarak planda revizyon yapabilir.

(1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli şekilde toparlanmasını sağlamak amacıyla yönlendirir.

(2) Toparlanma planı, üretim tesis ve/veya teçhizatının emreamadeliğine, zamana, kullanıma ve bakım ihtiyaçlarına bağlı olarak değişiklik gösterebilir. Toparlanma planının söz konusu değişikliklere bağlı olarak kısmen veya tamamen uygulanmasının mümkün olamaması durumunda, TEİAŞ, MYTM vasıtası ile iletim sisteminin durumunu tekrar değerlendirir ve yeni bir sistem toparlanma planı belirler.

(3) Üretim ve dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, MYTM tarafından toparlanma süreci boyunca verilen talimatlara, sistem toparlanma planına aykırı olsa bile uymak zorundadır.

(1) Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesleki eğitim, nitelik ve deneyim sahibi olmasının sağlanması, kullanıcının sorumluluğundadır.

(1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerecek şekilde numaralandırılması ve isimlendirilmesine ilişkin sorumlulukların ve prosedürlerin belirlenmesini kapsar.

(2) Tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi bağlantı noktaları için hazırlanmış olan manevra şemalarına işlenir.

(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-24’te verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve isimlendirilir.^[36]

(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerindeki kullanıcıya uygulanır.

(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi hususunda aşağıdaki prosedüre uyulur:

a) Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak şekilde numaralandırılır ve isimlendirilir. Bu numara ve isimler hazırlanan manevra şeması üzerinde açıkça gösterilir.

b) Manevra şeması numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi doğru olarak gösterecek şekilde tesis ve/veya teçhizatın sahibi tarafından güncellenir. Bu şemanın güncellenmiş bir kopyası bağlantı noktalarında rahatlıkla görülebilecek şekilde bulundurulur.

c) Bağlantı noktaları TEİAŞ tarafından numaralandırılır.

ç) Bir bağlantı noktasındaki numaralandırma ve/veya isimlendirmeyle ilgili bir anlaşmazlığın ortaya çıkması durumunda TEİAŞ, uygulanacak numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi belirler.

d) Yeni bağlantılar ile ilgili numaralandırma ve isimlendirme bildirimleri tesis devreye alınmadan en az üç ay önce veya kullanıcıların mutabakatı ile daha kısa bir süre öncesinden yapılır.

(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilecek şekilde imal edilmiş olarak devreye alma işleminden önce TEİAŞ veya kullanıcı tarafından kolayca okunabilir yerlere konulur.

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(Mülga: RG-17/12/2024-32755)

(1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve bu Yönetmelikte yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır:

a) Primer frekans kontrolü,

b) Sekonder frekans kontrolü,

c) ^[38]

ç) Anlık talep kontrolü,

d) Reaktif güç kontrolü,

e) Oturan sistemin toparlanması,

f) Bölgesel kapasite kiralama.

g) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Talep tarafı katılımı.

ğ) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Sınırlı frekans hassasiyet modu.

(2) Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler ve/veya dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.

(3) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır.

(4)^[39] Yan hizmetler kapsamında, elektrik depolama tesislerinin hangi teknik kriterlere uygun olarak kullanılabileceği, TEİAŞ tarafından hazırlanarak ilan edilen teknik kriterler çerçevesinde belirlenir.

(5) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer frekans kontrol hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının, sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer frekans kontrol rezerv miktarının dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmak zorundadır.

(6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:

(1a)

(1b)

(1c)

(1d)

(7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen;

Pmax Ünitenin emreamade kapasitesini,

Pmin Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,

PmaxRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,

PminRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,

PmaxRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,

PminRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,

RPA Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,

RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,

RSA Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,

RS Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,

RT+ Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,

RT- Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,

ifade eder.

(1) Üretim tesisi, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır.

(2) Primer frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan primer frekans kontrol performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.

(3) Primer frekans kontrol rezerv miktarı hiç bir kesintiye maruz kalmadan her zaman, emreamade olmak zorundadır. Ünitenin çalışma aralığı, MYTM tarafından aksi istenmedikçe, primer frekans kontrol rezerv miktarının (RP) sürekli ve sabit olarak sağlanabilmesi amacıyla, ayarlanmış çıkış gücü değerinin (Pset), nominal aktif gücü etkileyen işletme şartlarına göre sürekli olarak değiştirilmesi yoluyla ayarlanır. Buna göre, sistem frekansında 200 mHz’lik bir düşme olması durumunda ünite çıkış gücünü RP kadar arttırabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalı, sistem frekansında 200 mHz’lik bir yükselme olması durumunda ise ünite çıkış gücünü RP kadar azaltabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalıdır.

(4) Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında sapma olması durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını en fazla 30 saniye içinde hız regülatörünün ayarlandığı hız eğimine göre etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olmak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontrolü kesintisiz olarak sürdürülmelidir.

(5) (Mülga:RG-21/1/2025-32789)

(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı, nükleer güç santralleri için ünite kurulu gücünün en az %2 si, diğer santraller için ünite kurulu gücünün en az %5 i olmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.”^[40][41]

(7) Santral ünitesinin hız eğimi, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde imzalanan primer frekans kontrol hizmet anlaşması ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:

(8) Bu formülde geçen;

Hız Eğimini (%),

Nominal Frekansı (50 Hz),

Sistem Frekansındaki sapma miktarını,

Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını,

Ünitenin Nominal Aktif Gücünü,

(9) Santral ünitesinin belirli bir frekans sapması karşılığında sağlayacağı primer frekans kontrol tepkisi ilgili ünitenin hız eğimine bağlıdır. Aşağıdaki şekilde aynı primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayan ancak farklı hız eğimi değerlerine ayarlanmış olan (a) ve (b) ünitelerinin çıkış gücü değişimleri gösterilmiştir.

(10) Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin işletme esnasında sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı değişimi aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi olmak zorundadır.

(11) Yukarıdaki grafikte geçen;

Pset Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini,

f0 Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını (Ölü bant, Hz),

RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,

DfG Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını,

Df Sistem frekansındaki sapma miktarını,

ifade eder.

(12) İşletme koşullarında üniteye altıncı fıkra uyarınca ölü bant konulmuşsa, azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre ayarlanması gereken hız eğim değeri hesaplanırken, hız eğim formülündeki Df yerine onbirinci fıkrada yer alan DfG (DfG = 0,2-f0) kullanılır.

(Ek: RG-17/12/2024-32755)

(1) Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesisleri, sistem frekansının sınırlı frekans hassasiyet modları için belirlenen limitlerin dışına çıkması durumunda aktif çıkış güçlerini otomatik olarak ayarlamakla yükümlüdür.

(2) Sınırlı frekans hassasiyet modları için droop ayarı ilgili yan hizmet anlaşmasında belirtilen değere ayarlanır.

(3) Aşağıda belirtilen şartların tamamını taşıyan üretim tesislerine ait üniteler, sınırlı frekans hassasiyeti düşük frekans modunda çalışmakla yükümlüdür:

a) Kayıtlı olduğu UEVÇB’si yan hizmet birimi olan.

b) Kurulu gücü 60 MW ve üzeri olup primer frekans kontrol yeterliliği olan.

c) Devrede olup nominal aktif güç değerinin altında üretim yapan.

ç) İlgili saatte primer frekans kontrol rezervi yükümlülüğü olmayan.

(4) Aşağıda belirtilen şartların tamamını taşıyan üretim tesislerine ait üniteler sınırlı frekans hassasiyeti yüksek frekans modunda çalışmakla yükümlüdür:

a) Kayıtlı olduğu UEVÇB’si yan hizmet birimi olan.

b) Kurulu gücü 60 MW ve üzeri olup frekans değişimine tepki verebilen ünitelere sahip üretim tesisleri.

c) Devrede olup MKÜD üzerinde üretim yapan.

ç) İlgili saatte primer frekans kontrolü rezerv yükümlülüğü olmayan.

(1) Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre tedarik edilen ve sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan üretim tesislerinin aktif güç çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.

(2) Sekonder frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.

(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya santralın çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak santrallardaki yüklenme hızı oranı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmak zorundadır:

a) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, için 200 MW’in altında nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %6’sı kadar,

b) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, 200 MW ve üzerinde nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %4’ü kadar,

c) Doğalgaz yakıtlı gaz motoru ile motorin ve fueloil yakıtlı üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %6’sı kadar,

ç) Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal aktif gücün saniyede %1,5 ile %2,5’i arasında,

d) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %2’si kadar,

e) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %1’i kadar,

f) Nükleer güç santralları için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %5’i arasında.

(4) Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemlerdeki yüklenme hızı dakikada minimum %1 oranında olmak zorundadır. Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemler ve hangi hallerde sekonder frekans kontrolüne katılamayacağı hususları, güvenli işletme koşulları dikkate alınarak nükleer güç santralı işleticisi ile sistem işletmecisi arasında imzalanacak sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasında belirlenir.

(5) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında bir yakıt kullanan üretim tesisleri, kendisine en yakın kalorifik değere sahip olan yakıt tipi sınıfında değerlendirilir.

(6) Üretici, sekonder frekans kontrol hizmetini ünite, blok veya santralın çalışma aralığı içinde sağlar. Ünite, blok veya santralın çalışma aralığı, minimum kararlı üretim seviyesi ile ek önlem almadan ulaşılabilecek maksimum çıkış gücü arasındaki yük değişiminin yapılabileceği bölgedir.

(7) Ünitenin, sekonder frekans kontrolüne katılımının primer frekans kontrolü performansını azaltıcı etkisi olmamalıdır.

(8) Sistem bazında, sekonder frekans kontrolü sonucunda frekansın nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine gelmeye başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve düzeltme işlemi maksimum 15 dakika içinde tamamlanmalıdır.

^[42]

(1) Anlık talep kontrolü 66 ncı madde hükümleri uyarınca yürütülür.

(Ek: RG-17/12/2024-32755)

(1) Sistem işletmecisi, kritik aylar içerisinde kritik olarak ilan edilen günlerde, talimatı doğrultusunda hizmete katılan toplayıcılar vasıtasıyla tüketim tesislerinin elektrik enerjisi tüketim miktarının düşürülmesi yoluyla talep tarafı katılımı hizmeti alabilir.

(2) Talep tarafı katılımı hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca yürütülür.

(3) Talep tarafı katılımı hizmetine katılacak olan toplayıcılar, toplayıcılık hizmet anlaşması imzaladıkları tüketim tesislerini, sayaç bazında iletim sistem işletmecisine kaydettirmek ve sistem işletmecisinin veri iletişimine ilişkin talep ettiği teknik yeterlilikleri sağlamakla yükümlüdür.

(4) Talep tarafı katılımı hizmeti, Ek-17’de yer alan talep tarafı katılımı hizmetinin sağlanmasına ilişkin performans testleri sonucunda talep tarafı katılımı hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen toplayıcılardan tedarik edilir.

(1) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı ve lisanssız tüm üretim tesisleri ile depolama tesislerinden;

a) Termik ve hidrolik üretim tesisleri, aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda,

b) Rüzgar enerjisi tesisleri ile güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, EK 18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada,

c) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesisleri 109/A maddesi kapsamında,

ç) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri, reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup bu üretim tesislerinin sağlaması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, aşırı ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %20’sinden ve düşük ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %15’inden düşük olmayacak şekilde,

d) TEİAŞ ile bağlantı anlaşmasını 24/9/2008 tarihinden önce yapmış olan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup bu üretim tesislerinin sağlaması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, aşırı ikazlı olarak santral kurulu güçlerinin %15’inden ve düşük ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %15’inden düşük olmayacak şekilde,

reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Bununla birlikte, üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154 kV – 400 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.

(2) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında nominal aktif güç seviyesinde çıkış verilmesini sağlayan kapasitenin dışındaki reaktif güç kapasitesi sağlamak ve/veya senkron kompansatör olarak çalışmak üzere reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan üretim tesislerinin otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur.

(3) (Mülga:RG-21/1/2025-32789)

(4) TEİAŞ ile reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan üretim tesislerinin sistem gerilimini düzenlemek amacıyla jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle sisteme reaktif güç verilmesi veya sistemden reaktif güç çekilmesine ilişkin talimatlar BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine bildirilir. Verilen talimatlar kapsamında ünitelerin güç transformatörlerinin kademe ayarlarına ilişkin detaylar da yer alır. Üretim tesisinin belirtilen güç faktörleri arasında dakikalar içinde tepki vermesi ve söz konusu tepkiyi sınırsız defa sağlaması esastır. Talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler yine BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine yapılır.

(5) Bu madde kapsamındaki üretim tesisleri, yukarıdaki fıkralarda açıklanan yöntemlerle bağlı oldukları yüksek gerilim barasının gerilim değerini ayarlayabilmek için, ilgili kontrol sistemlerine istenilen yüksek gerilim ayar değerini girmek suretiyle yüksek gerilim barasını kontrol edebilen bununla beraber yüksek gerilim bara ayar değerinin sistem işletmecisi tarafından uzaktan kontrol sistemi aracılığıyla gönderilmesi halinde de bu yüksek gerilim ayar değerini otomatik olarak alan ve yüksek gerilim barası kontrolünü bu yüksek gerilim ayar değeri doğrultusunda yapabilecek olan kontrol sistemini kurmakla yükümlüdür.

(Ek:RG-21/1/2025-32789)

(1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinden ana kaynağı 109 uncu madde kapsamında reaktif güç kontrolüne katılmakla yükümlü olan üretim tesislerinden mekanik gücü 5 MW ve üzeri olan yardımcı kaynak ünitesi kuran üretim tesislerine ait dengeleme birimi olmayan can suyu üniteleri hariç tüm üniteler ile iletimden bağlı ve kurulu gücü 30 MW ve üzeri olan depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesisleri bu maddede belirtilen reaktif güç miktarlarını, şebekeye bağlantı noktasında sağlamakla yükümlüdür.

(2) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinden ana kaynak ünitesi veya üniteleri ile birlikte yardımcı kaynak ünitesi veya üniteleri reaktif güç kontrolü sağlamakla yükümlü olan üretim tesisleri, yardımcı kaynak ünitesinin ve depolamalı elektrik üretim tesisleri ile müstakil elektrik depolama tesisleri ilgili tesisin kabul tarihi itibarıyla 120 gün içerisinde, EK 17’de yer alan sistem bağlantı noktasında reaktif güç destek hizmeti performans test prosedürleri kapsamında, yapılan testler sonucunda alacağı reaktif güç destek hizmeti yan hizmet test sertifikasını TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.

(3) Ana kaynağı rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı olmayan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, ana kaynağına dayalı üretim birimi devrede iken toplam aktif çıkış gücü, kurulu gücünün %100’ü ile MKÜD arasında iken iletim sistemine bağlı oldukları noktada;

a) Ana kaynak ünitelerinin güç faktörü 0,85 değerine kadar olan üretim tesisleri aşırı ikazlı olarak devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %55’i kadar ve güç faktörü 0,85’ten büyük olan üretim tesisleri ise devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %30’una kadar reaktif güç değerine,

b) Düşük ikazlı olarak devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %40’ı kadar reaktif güç değerine,

kadar reaktif güç desteğini şekilde gösterildiği üzere sağlamakla yükümlüdür.

(4) Ana kaynağı rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, ana kaynağına dayalı üretim birimi devrede iken, ana kaynağının türü doğrultusunda EK 18’de belirlenen reaktif güç miktarlarına ulaşmakla yükümlüdür.

(5) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinin, ana kaynağına dayalı üretim biriminin devrede olmadığı durumlarda, yardımcı kaynağının türü doğrultusunda bu Yönetmelikte belirlenen reaktif güç miktarlarına ulaşmakla yükümlüdür. Bu doğrultuda;

a) Yardımcı kaynağı rüzgâr enerjisi olan üretim tesisleri, EK 18’de yer alan Şekil E.18.3 kapsamında belirlenen reaktif güç kapasite eğrisine tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.

b) Yardımcı kaynağı güneş enerjisi olan üretim tesisleri, EK 18’de yer alan Şekil E.18.4 kapsamında belirlenen reaktif güç kapasite eğrisine tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.

c) Yardımcı kaynağı rüzgâr ve güneş enerjisi dışında bir kaynak olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri doğrultusunda genaratör terminalinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörü, düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.

(6) İletim sisteminden bağlı müstakil elektrik depolama tesisleri, kurulu gücünün %40’ı kadar reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür.

(7) Depolamalı elektrik üretim tesislerinin, üretim tesisi devrede iken, üretim tesisinin türü doğrultusunda EK 18’de belirtildiği şekilde reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür. Üretim tesisinin devrede olmadığı durumlarda, tesis bünyesindeki depolama ünitesi kurulu gücünün %40’ı kadar reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür.

(1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür.

(1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni üretim tesislerinin kapasiteleri ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasiteleri TEİAŞ tarafından kiralanabilir. TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde hesaplanan bölgesel bazda bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığı 39 uncu maddenin ikinci fıkrasında yer alan puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının 39 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.

(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına yönelik ihalelerin düzenlenmesi, bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesi, bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve ilgili finansal işlemler Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütülür.

(1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları, gerçek zamanda ortaya çıkan arz ve talep dengesizliklerinin giderilmesi amacıyla MYTM’nin dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler kapsamında gerçekleştirmiş olduğu faaliyetler ile dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin, teknik ve ticari parametreleri PYS aracılığıyla MYTM’ye bildirmeleri ve MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları içerir.

(2) Gerçek zamanlı dengeleme;

a) Primer frekans kontrol hizmeti ve sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim tesislerinin otomatik olarak çıkış güçlerini artırmaları ya da azaltmaları,

b) Dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimlerinin, MYTM tarafından verilen talimatlar ile yük almaları ve/veya yük atmaları,

c) Gerçek zamanda yeterli tersiyer yedeğin sağlanabilmesi amacıyla bekleme yedeklerinin devreye alınması,

ç) 63-70 inci maddeler kapsamında acil durum önlemlerinin uygulanması,

suretiyle gerçekleştirilir.

(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara PYS, telefon, faks veya paks gibi iletişim araçları ile iletilebilir.

(1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları;

a) TEİAŞ’a,

b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına,

c) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,

ç) Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine,

d) Dağıtım şirketlerine,

e) Serbest tüketicilere,

uygulanır.

(1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır:

a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması,

b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması,

c) Sistem frekansında sapma olması,

ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle, söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması,

d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi,

e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması.

(2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:

a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak azaltırlar.

b) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya azaltırlar.

c) MYTM, sistemde aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini sürekli olarak takip eder. Sistemde sürekli bir arz-talep dengesizliği yaratacak şekilde bir üretim veya tüketim tesisinin devre harici olması veya sekonder frekans kontrol yedeğinin aynı yönde uzun süreli olarak kullanıldığının gözlemlenmesi durumunda, MYTM aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini serbest bırakacak miktarda tersiyer frekans kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer frekans kontrol yedeği, sekonder frekans kontrol yedeği ile birlikte primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlamak amacıyla kullanılabilir.

ç) MYTM, sistemde meydana gelen uzun süreli bir arz-talep dengesizliğinin tersiyer kontrol yedekleri ile giderilmesi sebebiyle sistemde gerçek zamanlı dengeleme amacıyla yeterli miktarda tersiyer kontrol yedeğinin kalmadığının tespit edilmesi durumunda, varsa bekleme yedeklerinin devreye alınması suretiyle tersiyer yedek sağlayabilir.

d) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında 63-70 inci maddelerde yer alan acil durum önlemleri uygulanabilir.

(3) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü kapsamında ikinci fıkrada belirtilen adımların birbiri ile ilişkisi aşağıdaki şekilde gösterilmiştir.

(4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.

(1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar.

(2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir.

a) Üretim tesisleri, iletim hatları, trafolar/ototrafolar, bara, kesici, ayırıcı ve benzeri teçhizatların arızalanması ve/veya bu teçhizatların test, bakım, onarım, revizyon gibi nedenlerle servis harici edilmeleri,

b) Elektrik sisteminin normal işletilmesi sırasında iletim sisteminin belirli bölümünde normal işletme koşullarının sağlanamaması veya güç salınımları,

c) İletim hatlarının ve/veya trafolar/ototrafoların nominal kapasitesinde yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı ve benzeri) bulunması,

ç) Birden fazla teçhizatın aynı anda servis harici olması sonucu kaskat (ardışıl) arızalar.

(3) İletim sisteminin, tek bir şebeke elemanının arızasından sonra işletmede kalan elemanlarla bu tek arızanın sebep olduğu akış değişikliklerine dayanabilecek şekilde, N-1 kriterine uygun olarak işletilmesi esastır.

(1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.

(Değişik: RG-17/12/2024-32755)

(1) Elektriksel zaman hatası düzeltmesi;

a) Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin ENTSO-E şebekesinden izole olarak işletildiği dönemlerde, MYTM tarafından belirli periyotlarda sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir.

b) Ulusal enterkonnekte sisteminin ENTSO-E şebekesi ile senkron paralel olarak işletildiği dönemlerde, elektrik zaman hatasının belirlenmiş sınırlar içinde tutulması ENTSO-E koordinasyonunda yürütülür.

(1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir.

(1) Veri kayıt esasları;

a) TEİAŞ’a,

b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

c) Dağıtım şirketlerine,

ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,

d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

e) İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,

f) Tedarik şirketlerine,

g) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,

uygulanır.

(1) Veri grupları üçe ayrılır:

a) İşletme ve dengeleme verileri,

b) Standart planlama verileri,

c) Ayrıntılı planlama verileri.

(1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar:

a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir.

b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir.

c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır.

ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından sağlanır.

d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Santralın yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir.

(1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda, TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir.

(1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.

(1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır:

a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri,

b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri,

c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit kapasite verileri,

ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler,

d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler,

e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri,

g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler,

ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri,

h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri,

ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri,

i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, santral transformatörlerinden akan kısa devre akımları.

(2) Kullanıcı grupları için geçerli olan çizelgeler aşağıda verilmiştir:

a) İletim sistemine doğrudan bağlı üretim şirketleri: Çizelge 1, 2, 3, 6, 7 ve 11,

b) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde ünite gücüne veya toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 3, 7 ve 11,

c) (a) ve (b) bentlerinde belirtilenler haricindeki üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 7, 11,

ç) Tüm dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri, iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketiciler ve uluslararası enterkonneksiyon sistem işletmecileri: Çizelge 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 ve 11.

(1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar.

(2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır.

(3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar.

(1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla;

a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,

b) Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler,

c) Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi,

TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler.

(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar.

(3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz.

(1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.

(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.

(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.

(1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.

(Başlığı ile Birlikte Değişik: RG-17/12/2024-32755)

(1) Elektrik depolama üniteleri veya tesislerinin izlenmesi ve kontrol edilmesi, yan hizmetlerde kullanılması ve şebekeye bağlantı ilişkin teknik kriterler TEİAŞ tarafından 1/1/2025 tarihine kadar hazırlanarak TEİAŞ’ın internet sayfasında yayımlanır.

(1) 18 inci maddenin yedinci fıkrasıyla düzenlenen faz-toprak arızası azami arıza temizleme süresi; TEİAŞ’a ait hat fideri kesicisine açma kumandası veren koruma rölesinin aşırı akım ve toprak koruma röle ayar değerleri, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, nötr direnç/reaktör nominal akım dayanım süresi ve kullanıcının röle koordinasyon çalışmaları dikkate alınarak 31/12/2015 tarihine kadar karşılıklı mutabakat ile belirlenir.

^[47]- (1) 29 uncu madde uyarınca kurulması gereken SCADA kontrol merkezlerinin, 31/12/2017 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.

(1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.^[49]

(2) Ek-18’de yer alan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için alt yapı gerekliliklerinin düzenlendiği “E.18.9- Rüzgar Enerjisi Santrallarının İzlenmesi” bölümü, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18’de yer almasa dahi, mevcut ve yeni tesis edilecek olan tüm rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için uygulanır. Bu kapsamdaki üretim tesisleri kendilerine düşen görevleri 31/5/2015 tarihine kadar yerine getirir.

(Değişik:RG-21/1/2025-32789)

(1) 109 uncu maddenin birinci fıkrasının (ç) ve (d) bentleri kapsamındaki üretim tesislerinden belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerine, bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 1/1/2026 tarihine kadar süre tanınır.

(1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücündeki aşırı ikazlı çalışma durumunda jeneratör terminalinde 0,85 güç faktöründe çalışabilme yeteneği bulunmayan jeneratörler ve/veya bu durumda olup aynı zamanda üretim lisansına konu kurulu güçlerini mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmış üniteler, Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda, jeneratörün nominal aktif çıkış gücü seviyesinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç miktarını üretebileceği aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.

(Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E. sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.) (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının, 14 üncü maddede düzenlenen oranları aşması durumuna ilişkin olarak, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında Kurul Kararı ile gerekli düzenlemeler yapılıncaya kadar, reaktif enerji kullanım oranı 14 üncü maddeye göre değerlendirilir ve ihlal tespiti durumunda kullanıcılara o ayki sistem kullanım fiyatına göre hesaplanan bedelin %20’si oranında ceza uygulanır.

^[51]

(1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma teklif edilecek Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar en geç 31/12/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.

(2) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esasların yayımlandığı tarih itibariyle, TEİAŞ ile Bağlantı Anlaşması imzalamış, fakat bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri uyarınca işletmede olan veya işletmeye alınacak tesislerinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini kurmamış olan kullanıcılar, Usul ve Esasların yayımlandığı tarihten itibaren iki yıl içerisinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini temin etmek ve kurmakla yükümlüdür.

^[55] - İletim sistemi için 5 inci maddede belirtilen 400 kV nominal gerilim değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 380 kV olarak uygulanır. 400 kV iletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akıntına dayanma kapasitesi olarak belirtilen 63 kA değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 50 kA olarak uygulanır.

(Ek: RG-17/12/2024-32755)

(1) Sınırlı Frekans Hassasiyet Modu test prosedürleri TEİAŞ tarafından 1/3/2025 tarihine kadar TEİAŞ’ın internet sitesinde yayımlanır.

(1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.

(1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.

* 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir.

** 400/33,25 kV, 125 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir.

EK 3 (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ

İletim sisteminde kullanılacak havai hatların termik kapasitelerinin belirlenmesinde IEEE Std 738 Çıplak Havai İletkenlerin Akım – Sıcaklık İlişkisinin Hesaplanması (Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors) standardı temel alınır. İletim hatlarının termik kapasitelerinin hesaplanmasında, yaz ve kış dönemi senaryoları için yapılacak hesaplamalarda kullanılacak parametreler için aşağıdaki Tablo E.3.1.de yer alan sayısal değerler esas alınır.

Tablo E.3.1. Havai hatların termik kapasitelerinin belirlenmesinde kullanılacak parametrelere ilişkin değerler.

İletim sisteminde kullanılacak havai iletken türlerinin termik kapasitelerinin hesaplanmasında Tablo E.3.2’de yer alan iletken karakteristikleri kullanılır.

Tablo E.3.2. Havai hatların termik kapasitelerinin belirlenmesinde iletken türüne bağlı olarak kullanılacak karakteristik değerler

IEEE Std 738-2012 uyarınca iletim sisteminde yaygın olarak kullanılan havai iletkenlerin hesaplanan yaz ve kış kapasite değerleri Tablo E.3.3.’te verildiği şekilde kullanılır. İletim sistemine yeni eklenecek iletken türlerinde standart değerler ve senaryo koşulları dikkate alınarak hesaplamalar gerçekleştirilir.

Tablo E.3.3. İletim sisteminde yaygın olarak kullanılan iletkenlerin mevsimsel termik kapasiteleri

400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ

400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ

*Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.

EK 4 (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ

ORTAM KOŞULLARI:

Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.

1. Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre

2. Çevre Sıcaklığı

- Dahili tip : -5°C/45°C

- Harici tip : -25°C/(*) 45°C

- 24 saatte ortalama maksimum : 35°C

- 1 yıllık sürede ortalama : 25°C

3. Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)

4. Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)

5. Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2

6. Buzlanma : 10 mm, sınıf 10

7. Endüstriyel kirlenmeye açıklık

- Dahili tip : Az miktarda

- Harici tip : Var

8. Yıldırım darbesine açıklık : Evet

9. Depreme maruz kalma

- Yatay ivme : 0,5g (toprak seviyesinde)

- Düşey ivme : 0,25 g

10. Çevre kirlenmesi

- Dahili tip : Az miktarda

- Harici tip : Var

11. İzolatörler için minimum kaçak mesafesi

- Dahili tip : 12 mm/kV (**)

- Harici tip : 25mm/kV

(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C

(**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.

SİSTEM BİLGİLERİ:

EK 5

TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI

ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI

EK 6

SİSTEM GERİLİM SINIRLARI

EK 7

GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ^[56]

Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri^[57]

Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri

Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri

Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri

Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri

Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri

Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri

EK 8

HARMONİK LİMİTLERİ

Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden ve aşağıdaki formül uyarınca hesaplanan değerini ifade eder.

EK 9

SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİ

SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİNİN HAZIRLANMASINDA

UYGULANACAK TEMEL PRENSİPLER

E.9.1 Saha sorumluluk çizelgeleri ve kapsamı

TEİAŞ ile kullanıcı arasında 400 kV ve/veya 154 kV gerilim seviyeleri üzerinden imzalanan bağlantı anlaşmaları için saha sorumluluk çizelgeleri hazırlanır. Çizelgede mevcut olmayan bir bilgiye gereksinim duyulması halinde taraflar arasında ek bir düzenleme yapılır.

Saha sorumluluk çizelgeleri YG teçhizat çizelgesi başlığı altında düzenlenir. Söz konusu çizelgenin her sayfasında çizelgenin tarih ve sayısı bulunur.

YG teçhizat çizelgesinde;

a) YG tesis ve/veya teçhizatın listesi,

b) YG tesis ve/veya teçhizatın mülkiyeti,

c) Saha sorumlusu (Kullanıcı tarafın işletme mühendisi),

ç) Güvenlik kuralları ile ilgili hususlar ve bu kuralların uygulanmasından sorumlu kişi (Kullanıcı tarafın işletme veya bu işle sorumlu mühendisi),

d) Uygulanacak işletme prosedürleri ile ilgili hususlar,

e) Kontrol mühendisi veya diğer sorumlu mühendis (Tesisin yapımı sırasındaki tesisten sorumlu mühendis),

f) Yasal denetimler, kısa devre incelemeleri ve bakımdan sorumlu taraf (Santral sorumlusu),

g) Kısa devre incelemesini ve bakımını yapan kişinin irtibat telefon numarası.

Saha sorumluluk çizelgelerinin bağlantı sahası bölümünde bağlantı noktaları açık bir şekilde gösterilir.

E.9.2 Ayrıntılar

E.9.1.’de yer alan saha sorumluluk çizelgesinde, koruma ve yardımcı servis teçhizatı ile ilgili olarak, kullanıcı ve TEİAŞ ile birlikte sorumlu yönetim biriminin de belirtilmesi gereklidir.

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

E.9.4 Saha sorumluk çizelgesi TEİAŞ adına tesisin bulunduğu bölgeden sorumlu kişi ve ilgili kullanıcı adına yetkili kişi tarafından imzalanır.

E.9.5 Saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı

Saha sorumluluk çizelgesi taraflarca imzalandıktan sonra tesis personelinin görebileceği bir yerde hazır bulundurulur. TEİAŞ tarafından istenmesi durumunda ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.

E.9.6 Saha sorumluluk çizelgelerinin değiştirilmesi

TEİAŞ veya kullanıcı, saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik veya düzeltme yapılmasını talep etmesi durumunda, değiştirilmiş saha sorumluluk çizelgeleri düzenlenerek TEİAŞ’a veya kullanıcıya bildirilir.

E.9.7 Acil değişiklikler

Saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik yapılmasının talep edilmesi durumunda, taraflar durumdan birbirlerini gecikmeden bilgilendirirler ve yazılı olarak teyit ederler. Bu durumda, aşağıdaki hususlar müzakere edilir:

a) Saha sorumluluk çizelgesinde yapılması talep edilen değişiklikler ve gerekçeleri,

b) Değişikliğin geçici veya kalıcı olması durumu,

c) Değişikliğin taraflarca kabul edilmesi durumunda, yenilenmiş saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı.

E.9.8 Yetkili kimseler

TEİAŞ ve kullanıcılar saha sorumluluk çizelgelerini kendileri adına imzalamaya yetkili kimselerin isim listesini birbirlerine verirler. TEİAŞ ve kullanıcılar bu listelerde bir değişiklik olması durumunda birbirlerini gecikmeksizin bilgilendirirler.

EK 10

ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI

EK 11

PLANLAMA VERİLERİ

BÖLÜM 1

E.11.1 STANDART PLANLAMA VERİLERİ

E.11.1.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri

E.11.1.1.1 Genel

Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E.11.1.1.2 ve E.11.1.1.3'te açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirir.

E.11.1.1.2 Kullanıcı sistemi şeması

Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir.

E.11.1.1.3 Kısa devre analizi verileri

a) Kullanıcı sistemi iletim sistemine bağlanmadan önce ve sonra iki sistem arasındaki bağlantı noktasında (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları,

b) Kullanıcı sisteminde bulunan senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerin iletim sisteminde puant yük koşullarında 3 faz-toprak ve tek faz-toprak kısa devre arızası meydana gelmesi durumunda kısa devre akımlarına katkıları.

E.11.1.2 Talep verileri

E.11.1.2.1 Genel

Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E.11.1.2.2, E.11.1.2.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler.

İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günleri, saatleri ile birlikte, her yıl Şubat ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir.

Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir.

E.11.1.2.2 Aktif ve reaktif talep verileri

Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır.

Kullanıcı talep verileri;

a) Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,

b) Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,

c) Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,

ç) MWh olarak yıllık enerji talebi,

d) Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri,

e) Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,

f) Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,

g) Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,

ğ) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,

ı) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.),

olarak düzenlenir.

E.11.1.2.3 5 MVA’nın üzerindeki yükler

Kullanıcılar, 5MVA’nın üzerindeki talepler için ayrıntılı yük karakteristiklerini TEİAŞ’a bildirirler. Ark Ocakları, çelik işleme atölyeleri, metro ve demiryolları kataner besleme sistemleri, fliker, gerilim dalgalanmaları ile müşterileri etkileyebilen yükler bu gruba dahildir.

a) Bu tür yükler için gerekli veriler:

b) Periyodik değişim gösteren aktif ve reaktif enerji talepleri,

c) Değişimin periyodu,

ç) Talebin periyodik değişimi esnasında sabit kalan kısmı,

d) Arz yetersizliğinin ortaya çıkması durumunda, kullanıcı barasındaki çıkış geriliminin düşmesini önleyebilmek için aktif ve reaktif talepte yapılması gereken kesintiler,

e) Periyodik bir süre içinde maksimum aktif ve reaktif güç talepleri,

f)Periyodik süre içinde en yüksek enerji talebi.

E.11.1.3 Santral verileri

E.11.1.3.1 Genel

Kullanıcılar TEİAŞ’a bir önceki yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E.11.1.3.2, E.11.1.3.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde bildirirler.

İletim sistemine bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirirler. İletim sistemine bağlı olmayıp, kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemine bağlı santrallar da TEİAŞ tarafından talep edilmesi durumunda bu bilgileri verirler.

a) Santral veya ünitenin iletim sistemine bir bara aracılığıyla direkt olarak bağlı olduğu durum için santral verileri,

b) Santral veya ünitenin iletim sistemine kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemi üzerinden bağlı olduğu durum için santral verileri.

E.11.1.3.2 Santral verileri

a) Santralın iletim sistemine bağlandığı noktanın coğrafi, elektriksel konumu ve gerilimi,

b) Santralın kurulu ve asgari çıkış gücü,

c) Aktif ve reaktif iç tüketimi,

ç) Üretim programı.

Dağıtım sisteminin talebi hesaplanırken, dağıtım sistemine direkt olarak bağlı santralların ünite sayısı ve bunların toplam kapasitesi talepten düşülür.

E.11.1.3.3 Ünite verileri

a) Çıkış gücü ve gerilimi,

b) Güç faktörü,

c) Yıllık çalışma süresi,

ç) Yıllık enerji üretimi,

d) Üretim kapasitesi,

e) Sözleşmeye bağlanmış kapasite,

f) Yüklenme eğrisi,

g) Aktif ve reaktif iç tüketimi,

ğ) Atalet sabiti,

h) Kısa devre oranı,

ı) Dikey eksen transient reaktansı (x’d),

i) Dikey eksen sub-transient zaman sabiti (T”d),

j)Ana güç transformatörünün kapasitesi, pozitif bileşen reaktansı ve kademe ayarları,

k)Santralın emreamadelik çizelgesi,

l) Isı tüketimi (kcal/kwh),

m)Yakıt tüketimi (gr/kwh, ton/yıl, m3/kwh, m3/yıl),

n) Yakıt türü,

o) Yakıtın ortalama ısıl değeri (kcal/kg),

ö) Yardımcı yakıt türü ve miktarı,

p) Ünite türü ve türbin devir sayısı,

r) Birim yatırım ($/kW), sabit giderler ($/kW-ay), ve değişken işletme giderleri (cent/kwh),

s) Yıllık CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz emisyonları (gr/kwh),

ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz) (gr/kwh),

t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%).

E.11.1.3.4 Hidroelektrik santral verileri

Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ’a bildirilir.

E.11.1.4 Santral verileri

E.11.1.4.1 Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası sonuna kadar verilecektir.)

E.11.1.4.1.1 Termik santral verileri

a) Brüt üretim(kWh)

b) Santral iç tüketimi(kWh)

c) Net üretim(kWh)

ç)Yakıt miktarı (Ton veya sm³)

E.11.1.4.1.2 Hidrolik santral verileri

a) Brüt üretim(kWh),

b) Santral iç tüketimi(kWh),

c) Net üretim(kWh),

ç) Gelen su miktarı (m³).

E.11.1.4.1.3 Jeotermal ve Rüzgar santral verileri

a) Brüt üretim(kWh)

b) İç tüketim(kWh)

c) Net üretim(kWh)

E.11.1.4.2 Kısa dönem arz-talep projeksiyonu santral verileri (Bir sonraki yıla ait veriler, içinde bulunulan yılın Mart ayı sonuna kadar verilecektir.)

a) Proje üretimi (kWh)

b) Brüt üretim(kWh)

c) İç tüketim(kWh)

ç) Net üretim(kWh

E.11.1.4.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna kadar verilecektir.)

E.11.1.4.3.1 Bir önceki yıla ait aylık bazda termik santral verileri

a) Brüt üretim(kWh)

b) İç tüketim(kWh)

c) Net üretim(kWh)

ç) Yakıt miktarı(Ton/sm³)

E.11.1.4.3.2 Bir önceki yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri

a) Brüt üretim(kWh)

b) İç tüketim(kWh)

c) Net üretim(kWh)

ç) Toplam gelen su miktarı(m³)

d) Gelen debi(m³/sn)

e) Enerjiye kullanılan su(m³)

f) Buharlaşma(m³)

g) Dolu savaktan bırakılan su(m³)

ğ)İçme ve kullanmaya verilen su(m³)

h) Dip savak ve sulamaya verilen su(m³)

ı) Sızıntı ve kayıplar(m³)

i) Kullanılan toplam su (m³)

j) Aybaşı / aysonu göl seviyesi (m)

k) Aybaşı/aysonu göldeki su miktarı (m³)

l) Su enerji oranı (m³/kWh)

E.11.1.4.3.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri

a) Brüt üretim(kWh)

b) İç tüketim(kWh)

c) Net üretim(kWh)

BÖLÜM 2

E.11.2 AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ

E.11.2.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri

E.11.2.1.1 Genel

Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E.11.2.1.2 ve E.11.2.1.11'de açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirirler.

E.11.2.1.2 Kullanıcı sistemi şeması

a) Bara yapısı,

b) Hatlar, kablolar, transformatörler, kesici, ayırıcılar ile koruma ve ölçü sistemleri,

c) Faz sırası,

ç) Topraklama düzeneği,

d) Anahtarlama ve kilitleme düzenekleri,

e) İşletme gerilimleri,

f) Ekipmanın numaralandırma ve isimlendirme usul ve esasları.

E.11.2.1.3 Reaktif kompanzasyon sistemi verileri

Kullanıcı sistemindeki reaktif kompanzasyon tesisleri için aşağıdaki bilgiler hazırlanır:

a) Reaktif kompanzasyon sisteminin çıkışının sabit veya değişken olduğu,

b) Reaktif kompanzasyon sisteminin kapasitif ve/veya endüktif bölgelerdeki işletme aralığı,

c) Reaktif güç çıkışının kademe ayarları,

ç) Reaktif güç çıkışının otomatik kontrol özellikleri ve ayarları,

d) Reaktif kompanzasyon sisteminin kullanıcı sistemine bağlantı noktası.

E.11.2.1.4 Kullanıcı sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne etkisi

Kullanıcı, sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne olan etkisinin incelenebilmesi için aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirir:

a) Kullanıcı sistemine bağlı üniteler de dahil olmak üzere, bağlantı noktasındaki azami 3 faz-toprak kısa devre gücü,

b) Kullanıcı sistemine bağlı senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerden gelecek ilave 3 faz-toprak kısa devre gücü,

c) Kullanıcı sisteminin (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları.

E.11.2.1.5 Sistem suseptansı

Kullanıcı, nominal frekanstaki kullanıcı sisteminin iletim sistemine bağlantı noktasındaki eşdeğer sistem suseptans bilgilerini TEİAŞ’a verir. Bu bilgiler, normal koşullarda kablo şebekesinin entegre parçası olan ve kablodan bağımsız olarak hizmet dışı olmayan şönt reaktörler hakkında bilgileri de içerir. Bu bilgilere aşağıdakiler dahil değildir:

a) Kullanıcı sistemindeki bağımsız reaktif kompanzasyon tesisleri,

b) E.11.2.3.2'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin suseptansı.

E.11.2.1.6 Bağlantı empedansı

Kullanıcılar, sistemleri ile ilgili, eşdeğer direnç, reaktans ve şönt suseptansları içeren değerleri TEİAŞ’a verirler. Bu değerlerin TEİAŞ tarafından düşük bulunması durumunda eşdeğer empedans ile ilgili daha ayrıntılı bilgi veya kullanıcı sistemi eşdeğer empedansının direnç bileşeni kullanıcıdan istenebilir.

E.11.2.1.7 Talep aktarma

Talebin, iletim sistemindeki birden fazla noktadan birlikte karşılanması durumunda, bu noktaların herbirindeki taleplerin toplam talebe oranları kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Ayrıca, arıza ve bakım çalışmaları esnasında bu talepler üzerinde elle veya otomatik olarak yapılan talep aktarma işlemleri ve bu işlemler için gerekli süreler kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.

Talebin, iletim sistemindeki alternatif noktalardan beslenebilmesinin mümkün olması durumunda, talebin bu alternatif noktalara aktarılma olanakları ve aktarılma süreleri kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.

E.11.2.1.8 Sistem verileri

Kullanıcı, yüksek gerilim sistemi ile ilgili olarak aşağıdaki verileri sunar.

(a) Sistem parametreleri:

- Nominal gerilim (kV),

- İşletme gerilimi (kV),

- Pozitif bileşen reaktansı,

- Pozitif bileşen direnci,

- Pozitif bileşen suseptansı,

- Sıfır bileşen reaktansı,

- Sıfır bileşen direnci,

- Sıfır bileşen suseptansı.

(b) Yüksek gerilim şebekesi ile kullanıcı şebekesi arasında transformatörler:

- MVA kapasitesi,

- Gerilim oranı,

- Sargıların bağlantı şekli,

- Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,

- Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,

- Sıfır bileşen reaktansı,

- Kademe ayar aralığı,

- Kademe adımı sayısı,

- Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,

- Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD.

(c) Santrallar da dahil olmak üzere, iletim sistemi bağlantı noktasına bağlı primer fider donanımı:

- Nominal gerilim (kV),

- Nominal akım (A),

- Nominal kısa devre kesme akımı, 3-faz (kA),

- Nominal kısa devre kesme akımı, 1-faz (kA),

- Nominal yük kesme akımı, 3-faz (kA),

- Nominal yük kesme akımı, tek-faz (kA),

- Nominal kısa devre kapama akımı, 3-faz (kA),

- Nominal kısa devre kapama akımı, tek-faz (kA).

E.11.2.1.9 Koruma sistemi verileri

Kullanıcı, bağlantı noktasındaki koruma sistemi ve ayarları ile ilgili olarak aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a verir.

a) Kullanıcı şebekesindeki röleler ve koruma sistemleri hakkında, ayarları da dahil olmak üzere, kapsamlı bilgileri,

b) Kullanıcı şebekesindeki tekrar kapama teçhizatı ile ilgili kapsamlı bilgileri,

c) Ünite, ünite transformatörleri, start-up transformatörleri ve iç ihtiyaç transformatörleri ile bunlara ilişkin bağlantılardaki röleler ve koruma sistemlerinin, ayarları da dahil olmak üzere kapsamlı bilgileri,

ç) Bir kesicisi olan ünite çıkışlarında elektrik arızası giderilme süreleri,

d) Kullanıcı şebekesindeki arızaların giderilme süreleri.

E.11.2.1.10 Topraklama verileri

Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere, hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ’a verir.

E.11.2.1.11 Geçici aşırı gerilim verileri

İzolasyon koordinasyonu çalışmaları için TEİAŞ tarafından aşırı gerilim incelemesi yapılması gerekir. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde, iletim bağlantı noktasına ilişkin kendi sistemi için hesapladığı ark empedansı değerlerini ve bu hesaplamaların ayrıntılarını sunar. TEİAŞ, gerekmesi durumunda, tesis ve/veya teçhizatın fiziksel boyutları ve iletim sistemine doğrudan bağlı teçhizatın ve koruma araçlarının özellikleri ile ilgili daha ayrıntılı bilgi talep edebilir.

E.11.2.2 Talep verileri

E.11.2.2.1 Genel

a) Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir önceki ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden on yıl için beklenen bilgileri E.11.2.2.2 ve E.11.2.2.3’de belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirir.

b) Kullanıcılar, yılın farklı dönemlerindeki toplam talebin doğru olarak belirlenebilmesi için talep tahminlerindeki değişimleri gösteren ek talep tahmini verilerini TEİAŞ’a verir.

E.11.2.2.2 Kullanıcının aktif ve reaktif güç talebi

Kullanıcı sisteminde yer alan ve dengelemeye tabi olmayan santralların üretimleri çıkarıldıktan sonra geriye kalan talep değerleri aşağıdaki şekilde saatlik bazda her gün için verilir:

a) Kullanıcı sisteminde aktif güç puantının oluştuğu tarih,

b) Kullanıcı sisteminde minimum aktif gücün oluştuğu tarih,

E.11.2.2.3 Müşteri talep yönetimi verileri

Kullanıcıdan kaynaklanan nedenlerle aktif ve reaktif talepte yapılan talep düşümü, bu düşümü gerçekleştirmek için düşümden önce tüketicilere yapılan bildirimler, talep düşümlerinin süreleri ve yıl içindeki talep düşümlerinin toplam sayısı TEİAŞ’a verilir. Bu talep düşümlerinin süre ve sayı bakımından kabul edilebilir düzeyde olup olmadığı hususunda inceleme ve değerlendirme yıl sonunda TEİAŞ tarafından yapılır. Bu incelemenin sonuçları TEİAŞ tarafından dağıtım şirketine bildirilir.

E.11.2.3 Santral verileri

E.11.2.3.1 Genel

50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip üreticiler, E.11.2.3.2’den E.11.2.3.9'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ’a verir.

E.11.2.3.2 Ek talep

a) Ünitenin nominal yükte iç ihtiyaç yükü,

b) Ünitenin iç ihtiyacının iletim veya dağıtım sisteminden sağlanması durumunda, ünite gücü ile birlikte, ünitenin ek iç ihtiyaç gereksinimi de belirtilmelidir.

E.11.2.3.3 Ünite parametreleri

a) Nominal çıkış gerilimi (kV),

b) Nominal görünür çıkış gücü (MVA),

c) Nominal aktif çıkış gücü (MW),

ç) Minimum aktif güç (MW),

d) Kısa devre oranı,

e) Dikey eksen senkron reaktansı: (Xd),

f) Dikey eksen transient reaktansı: (Xd¢),

g) Dikey eksen sub-transient reaktansı: (Xd¢¢),

ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (Td¢),

h) Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (Td¢¢),

ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (Xq),

i) Yatay eksen transient reaktansı: (Xq¢),

j) Yatay eksen sub-transient reaktansı: (Xq¢¢),

k) Yatay eksen transient zaman sabiti: (Tq¢),

l) Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (Tq¢¢),

m) Stator zaman sabiti: (Ts),

n) Stator direnci: (Rs),

o) Stator kaçağı reaktansı: (Xls),

ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H),

p) Nominal ikaz akımı: (If),

r) Üreticilerin uygunluk sertifikasından %10 luk basamaklarla alınan nominal gerilimin % 50 ile %120 arasındaki aralığa karşılık gelen değerler kullanılarak ünite terminali ve gerilimi ile ikaz akımı (If) açık devre doyma eğrisi.

E.11.2.3.4 Yükseltici transformatör parametreleri

a) Nominal görünür güç (MVA),

b) Gerilim değişim oranı,

c) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,

ç) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,

d) Sıfır bileşen reaktansı,

e) Kademe ayar aralığı,

f) Kademe adımı sayısı,

g) Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,

ğ) Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD

h) Bağlantı grubu.

E.11.2.3.5 İç ihtiyaç transformatörü parametreleri

a) Nominal görünür güç ( MVA),

b) Gerilim değişim oranı,

c) Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı.

E.11.2.3.6 İkaz kontrol sistemi parametreleri

a) İkaz devresi DC kazancı,

b) Nominal ikaz gerilimi,

c) Asgari ikaz gerilimi,

ç) Azami ikaz gerilimi,

d) Artan ikaz gerilimi azami değişim hızı,

e) Azalan ikaz gerilimi asgari değişim hızı,

f) İkaz devresi blok diyagramı,

g) Aşırı ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,

ğ) Düşük ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,

h) Güç sistemi dengeleyicisi (PSS) parametreleri.

E.11.2.3.7 Tekrar kızdırıcı sistemi gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri

a) YB (Yüksek basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,

b) Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,

c) YB kontrol valfı zaman sabiti,

ç) YB kontrol valfı açılma sınırları,

d) YB kontrol valfı hız sınırları,

e) Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti,

f) OB (Orta basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,

g) OB hız regülatörü ayarlama aralığı,

ğ) OB kontrol valfı zaman sabiti,

h) OB kontrol valfı açılma sınırları,

ı) OB kontrol valfı hız sınırları,

i) YB ve OB hız regülatörü devresindeki ivmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları,

j) Hız regülatörü blok diyagramı.

E.11.2.3.8 Tekrar kızdırıcısız gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri

a) Hız regülatörü ortalama kazancı,

b) Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,

c) Buhar veya yakıt kontrol valfı zaman sabiti,

ç) Kontrol valfı açılma sınırları,

d) Kontrol valfı hız sınırları,

e) Türbin zaman sabiti,

f) Hız regülatörü blok diyagramı.

E.11. 2.3.9 Hidroelektrik gruplar için hız regülatörü parametreleri

a) Hız regülatörü kalıcı düşüşü,

b) Hız regülatörü geçici düşüşü,

c) Hız regülatörü zaman sabiti,

ç) Filtre zaman sabiti,

d) Servo zaman sabiti,

e) Giriş hız sınırı,

f) Maksimum giriş sınırı,

g) Minimum giriş sınırı,

ğ) Su girişi zaman sabiti,

h) Türbin kazancı,

ı) Türbin kaybı,

i) Yüksüz akış.

E.11.2.3.10 Santral esneklik performansı

a) Ünite için soğuk yol verme yüklenme hızı,

b) Ünite için ılık yol verme yüklenme hızı,

c) Senkronizasyonu izleyen blok yük,

ç)Nominal kapasiteden yük düşme hızı,

d) Kontrol aralığı,

e) Yük atma yeteneği.

E.11.2.4 Ek veriler

E.11.2.4.1 Genel

TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir.

EK 12

GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYAR PROSEDÜRÜ

E.12.1 AMAÇ VE KAPSAM

Konvansiyonel ünitelerde Güç Sistemi Dengeleyicisi (PSS) tesis edilmesinin amacı, iletim sisteminde meydana gelen salınımları sönümlendirmek, bu sayede de sistemin güvenli, güvenilir ve kararlı işletimine katkı sağlamak, aynı zamanda ülkeler arası elektrik enerjisi ticareti hacmini arttırmaktır.

Bu Prosedür’ün kapsamı içerisinde yer alan bilgisayar simülasyonlarına dayalı analizler en önemli süreçlerden biri olup, jeneratör, ikaz sistemi ve otomatik gerilim regülatörüne (AVR) ilave bir kontrol döngüsü olan PSS’in modellenmesi ve saha testleri ile doğrulanması gerekir.

PSS performans dinamik analizlerinin bilgisayar ortamında gerçekleştirilebilmesi için bu ekin E.12.2, E.12.3. ve E.12.4. kısımlarında belirtilen verilerin tamamının TEİAŞ’a verilmesi gereklidir. PSS ayar prosedürü 3 aşamadan oluşur:

a) Jeneratör ve ikaz sistemi (AVR+PSS) ile ilgili verilerin ve doğrulanmış modellerin TEİAŞ’a verilmesi,

b) PSS ayarlarının yapılması,

c) PSS doğrulama testlerinin yapılması ve ilgili raporun TEİAŞ’a sunulması.

E.12.2 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK JENERATÖR VERİLERİ

Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen jeneratör verileri Tablo-E.12.1’de verilmektedir.

Tablo-E.12.1- Üretim Tesislerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri

Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0 düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep edilmektedir. Söz konusu veriler konvansiyonel üretim tesisindeki ünite gücü 75 MW veya üzerinde olan her bir ünite için talep edilmektedir. Tablo-E.12.1’de verilen zaman sabitlerinin ve reaktansların yerine, dq0 düzlemindeki eşdeğer devre elemanlarının (dq0 düzlemindeki eşdeğer sargılar için, öz direnç, öz endüktans ve müşterek endüktans değerleri) değerlerinin sağlanması da mümkündür.

E.12.3 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK GRUP TRANSFORMATÖRÜ VERİLERİ

Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen Grup Transformatörü Verileri Tablo-E.12.2’de verilmektedir.

Tablo-E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri

E.12.4 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK İKAZ SİSTEMLERİ VERİLERİ

Sistem kararlılık analizleri için, konvansiyonel üretim tesislerinden, Otomatik Gerilim Regülatörü (AVR) ve Güç Sistemi Dengeleyicilerinin (PSS) IEEE standart modellerine karşılık gelen blok diyagramları ve bu diyagramlardaki parametrelere karşılık gelen ilgili değerlerin; ilgili santral işleticisi tarafından TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir.

E.12.5 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYARLARININ YAPILMASI

PSS ayarları, işletme sırasında ortaya çıkabilecek 0.1–4.0 Hz frekans bandındaki tüm elektromekanik salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde yapılır. Bu amaçla, PSS ayarları, işletme sırasında oluşabilecek bölgeler arası salınım, lokal salınım, makineler arası salınım ve torsiyonel şaft salınım modları tahrik edilmeyecek şekilde ve aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterleri gözetilerek yapılmalıdır .

PSS için saha testleri öncesinde; doğrulanmış ikaz sistemi, generatör ve sistem modeli kullanılarak, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygun parametre seti belirleme çalışması yapılmalıdır. Bu çalışma sonucunda PSS için önerilen parametre seti ve bu ekin E.12.2, E.12.3, E.12.4 maddelerinde belirtilen veriler TEİAŞ’a raporlanmalıdır. Buna mütakip yapılacak olan PSS ayar çalışması saha testleri öncesinde TEİAŞ bilgilendirilmeli ve uygun bir zaman belirlenmelidir. TEİAŞ gerek görmesi halinde saha testlerinde gözlemci bulundurabilir. Ayar çalışmaları sırasında gerçekleştirilen saha testi ve bilgisayar simulasyonu sonuçlarının, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygunluğu TEİAŞ’a raporlanır. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışmanın tekrar edilmesini talep edebilir.

a) PSS giriş sinyallerini filtreleyen temizleme filtre zaman sabitleri ilgili modlar için efektif bir değere çekilir. (10 saniyeden daha küçük zaman sabitleri seçilmesi önerilmektedir.)

b) Yukarıdaki aşama tamamlandıktan sonra, PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonunun faz karakteristikleri, 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı içerisinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile düzeltilir. (Şekil-E.12.1’de gri taralı bölge).

Söz konusu ünite için tehlikeli bir şaft salınım modunun olduğu durumlarda, 1’de belirtilen faz karakteristiklerinin 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı dahilinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin sorumluluğundadır.

Şekil-E.12.1 - PSS+AVR+İkaz Sistemi+Jeneratör Faz Karakteristiği için Önerilen Bölge (Elektriksel Güç / Rotor Hızı Transfer Fonksiyonu İçin)

c) Şekil-E.12.1’de belirtilen faz karakteristiklerine uygun ayarlar yapıldıktan sonra, PSS kazancı, en zayıf iletim sistemi şartlarında, en baskın (sanal kısım/reel kısım oranı en büyük olan) lokal salınım modları için sönümleme oranı (ζ), 0,707 ≤ ζ < 1 olacak şekilde ayarlanır. Ayarlanan PSS kazanç değeri, PSS maksimum kazancının (belirtilen bode diyagramında fazın -360 derece olduğundaki kazanç değeri) minimum 10 dB altında olmak zorundadır. Yani PSS kazanç değeri, maksimum PSS kazanç değerinin 1/3’ünü geçmemelidir. Saha testleri sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi, jeneratör ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, TEİAŞ tarafından onaylanmak kaydıyla, ikaz sistemi üreticisinin ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının belirleyeceği güvenli değere düşürülebilir.

Ç) PSS tasarımının, ikaz sistemine giden PSS çıkış sinyalinin, ünitenin geçici kararlılığını olumsuz etkilemeyecek şekilde sınırlandırılabilir olmasına imkan sağlaması gerekmektedir. Söz konusu limit değerleri de ikaz sistemi üreticisi (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanı) tarafından belirlenir. PSS açık durumda iken, hem giriş sinyallerinde hem de çıkış sinyalindeki limit değerinin 0’dan büyük olması gerekmektedir. (PSS çıkış sinyali limiti için tipik değer ±0,05 pu dur.)

E.12.6 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ DOĞRULAMA TEST PROSEDÜRÜ

Bölüm E.12.5’de yer alan ayar çalışmalarına dair raporların TEİAŞ’a sunulup, uygun bulunmasını müteakip doğrulama testleri bu bölümde yer alan prosedürler çerçevesinde gerçekleştirilir. Doğrulama test çalışmalarının yapılacağı tarih en az 1 hafta öncesinden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ isterse bu çalışmalar esnasında gözlemci bulundurabilir.

E.12.6.1 Ön Gereksinimler

Güç sistemi dengeleyicisi performans doğrulama testleri öncesinde, testleri gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanının, asgari olarak, aşağıdaki ekipman, yazılım ve yetkilere sahip olması gerekir:

a) AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde 0 pu – 0,05 pu aralığında 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir gerilim değişimine karşılık gelen basamak fonksiyonu değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.

b) AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde, 0 pu – 0,02 pu tepe değeri aralığında, 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir saf sinüs ya da 1/fα tipi gerilim değişimine karşılık gelen değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.

c) Frekans tepkisi testlerini gerçekleştirebilmek ve test sonuçlarını gözlemleyebilmek için, asgari 0,1 – 10 Hz bandında çalışabilen bir spektrum analizörü donanımı ve/veya yazılımı.

ç) Test sonuçlarını sayısal ortamda depolamak için, asgari olarak; 12.6.2. maddesinde kaydı zorunlu olarak yer alan 8 farklı sinyali, ilgili her sinyal için 0,001 pu çözünürlüğünde ve 10 ms örnekleme zamanında kayıt edebilme imkânına sahip donanım ve/veya yazılım.

d) Test sırasında, ilgili sinyallerdeki değişiklikleri gözlemleyebilmek amacıyla, asgari iki kanallı bir osiloskop.

e) Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, PSS’in ikaz sistemine giden girişini iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.

f) Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, otomatik gerilim regulatörü girişindeki test sinyalini (basamak fonksiyonu, saf sinüs ya da 1/fα tipi test sinyali) iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.

g) PSS’in bütün yardımcı ekipmanlarının (ölçüm transdüserleri, alarm ve uyarı sistemleri) tam ve çalışır durumda olması.

ğ) Testi gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanı için,

- İkaz sistemi donanımı üzerinde

- İkaz sistemi yazılımı üzerinde

- Jeneratör koruma sistemi üzerinde

- AVR ve PSS parametreleri üzerinde;

değişiklik yapma yetkisi ve sorumluluğu bulunmalıdır.

E.12.6.2 Test Yöntemi

PSS performans doğrulama testleri, ilgili ünitenin ikaz sistemi üreticisi ya da ilgili ikaz sistemi üreticisinin onayladığı bir ikaz sistemi uzmanı tarafından yapılır. Üretim tesisi personelinin ve/veya testi yapacak ikaz sistemi uzmanlarının test ile ilgili yazılım ve donanım ile ilgili tüm ön hazırlıkları tamamlamış ve teste hazır olmaları gerekmektedir.

Aşağıdaki sinyallerin, daha sonra yapılacak analiz çalışmaları için bütün testlerde kaydedilmesi gerekmektedir.

a) Ünite aktif gücü

b) Ünite reaktif gücü

c) İkaz gerilimi

ç) İkaz akımı

d) PSS çıkış sinyali

e) Jeneratör terminal gerilimi

f) Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı)

g) Şebeke frekansı

ğ) Rotor hızı (isteğe bağlı, eğer uygunsa)

h) Gerilim referans değeri (uygulanan değişiklik sinyali ile birlikte)

Testlerin sonunda E.12.7 bölümünde belirtildiği şekilde Performans Doğrulama Raporu TEİAŞ’a sunulur.

E.12.6.2.1 Basamak Fonksiyonu Tepkisi (Step Response) Testleri

PSS’in lokal salınımların sönümlendirilmesine katkı sağlayıp sağlamadığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde ±%2 (ya da ±%3) basamak fonksiyonu değişiklik yapılarak bu prosedür’ün 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.

Te stler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:

a) BYTM ve MYTM’den gerekli izinler alınmalıdır. Ünite testler sırasında frekans kontrolüne katılmaması gerektiğinden hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır.

b) TEİAŞ tarafından onaylanan PSS ayar değerleri PSS’e yüklenir.

c)Ayrıca TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, ünite şebekeye senkron olmadan (jeneratör devre kesicisi açıkken) anma hızında dönerken ve anma geriliminde ikazlanmış durumda iken, PSS ayar çalışmaları sırasında kullanılan jeneratör ve ikaz modelini doğrulamak amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak yukarıda belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Bu test sırasında PSS kapalı konumda olmak zorundadır.

ç) PSS kapalı konumda iken, ünite nominal aktif gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir.

d) Basamak fonksiyonu tepkisi testlerine başlamadan önce testler esnasında kullanılacak kazanç değerini belirlemek üzere, PSS kazancı 0’a çekilir ve PSS aktif konuma getirilir. Daha sonra, ünite davranışı gözlenerek, PSS kazancı daha önce TEİAŞ’a raporlanan değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller ve ünite davranışı 1 dakika boyunca gözlenerek, gürültü amplifikasyonu ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim olmadığından emin olunur. Test sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, daha fazla arttırılmaz ve bu nokta maksimum PSS kazancı olarak kaydedilir. E.12.5, c) maddesinde belirtildiği gibi PSS kazanç değeri, PSS kazancı ile maksimum kazanc arasındaki fark minimum 10 dB olacak şekilde ikaz sistemi üreticisinin (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının) belirleyeceği güvenli değere ayarlanır.

e) Kazanç testlerinde herhangi bir olumsuz durumla karşılaşılmadığı takdirde, test prosedürü basamak fonksiyonu tepkisi testi ile devam eder. Bu testin amacı, PSS’in ilgili ünitenin lokal salınımının sönümlendirilmesine sağladığı katkının gözlenmesidir. Bu nedenle, basamak fonksiyonu tepkisi testleri,PSS kapalı konumda iken ve PSS açık konumda iken ayrı ayrı yapılır.

İlk olarak, PSS kapalı konumda iken, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) step değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.

Daha sonra, PSS açık konuma alınır ve PSS kazancı azami güvenli değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.

Sonuçların değerlendirilmesi aşamasında, PSS kapalı iken yapılan ve PSS açık iken yapılan basamak tepkisi test sonuçları aynı ölçekte çizilir. PSS açık konumda iken, PSS kapalı iken alınan sonuçlara kıyasla, ünite aktif gücündeki salınımların daha yüksek bir sönümleme oranı ile sönümlenmiş olması en temel beklenti olmakla birlikte, aktif güç salınımlarının 2-3 salınım periyodu içinde sönümlenmiş olması tatmin edici bir sonuçtur. Test sonuçları değerlendirilirken, aktif güç salınımları iyi sönümleniyor olsa bile, ünite reaktif gücünde, ikaz geriliminde, ya da ikaz akımında sönümlenmeyen periyodik salınımların ya da gürültü bileşeninin bulunmaması gereksinimi de dikkate alınmalıdır.

E.12.6.2.2 Frekans Tepkisi (Frequency Response) Testleri

PSS’in 0,1–3,0 Hz aralığındaki salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde ayarlandığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, beyaz gürültü ya da 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüzoidal test sinyali uygulanarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak tekrarlanan testler yerine, bütün frekans bileşenlerini içeren 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) uygulanarak da benzer testler gerçekleştirilebilir.

Test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5 – 3,0 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline Hızlı Fourier Dönüşümü (FFT) uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken alınan test sonuçlarında, PSS’in kapalı olduğu durumda alınan test sonuçlarına kıyasla salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.

Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:

a) Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nden gerekli izinler alınır. PSS kapalı konumda iken ünite şebekeye senkronlanır ve anma gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir. Bu test sırasında, test sonuçlarının tam anlamıyla değerlendirilebilmesi için, ünite hiçbir şekilde primer frekans kontrolüne katılmamalıdır.

b) İkaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, ya 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) ya da 0,1 – 3,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak (bu durumda testler 0,1 Hz, 0,2 Hz, 0,3 Hz, 0,4 Hz, 0,5 Hz, 0,6 Hz, 0,7 Hz, 0,8 Hz, 0,9 Hz, 1 Hz, 1,25 Hz, 1,5 Hz, 2 Hz, 2,5 Hz, 3 Hz, 3,5 Hz ve 4 Hz frekanslarındaki saf sinüs test sinyali için tekrarlanacaktır) bu ekin 19.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında, uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde yavaş yavaş arttırılmalıdır. Kayıt işlemi, terminal gerilim değişikliklerinin değeri ayarlandıktan sonra başlamalıdır. Her adımda, ilk olarak PSS kapalı konumda iken test gerçekleştirilir. Daha sonra, PSS kapalı iken uygulanan sinyalin genliği değiştirilmeden PSS açık konuma getirilir. Özellikle saf sinüs test sinyalinin uygulandığı durumlarda, lokal salınım modlarının bulunduğu 0,8 Hz – 2 Hz arasında sinyal genliği arttırılırken ünite aktif gücündeki salınımların şiddetine azami dikkat edilmelidir. Herhangi beklenmeyen bir durumda, acilen test sinyalinin uygulanmasının durdurulup, PSS’in kapalı konuma getirilmesi önerilir.

c) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5-4 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline FFT uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.

E.12.6.2.3 Hızlı Yükleme Testleri

Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:

a) Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi Merkezinden gerekli izinler alınır. Ünite testler sırasında primer ya da sekonder frekans kontrolüne katılmayacağı için hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır. PSS açık konumda iken, ünite minimum kararlı üretim düzeyine getirilir.

b) Ünite nominal aktif gücüne gelene kadar, üreticilerin belirlediği azami MW/saniye oranıyla yüklenir, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.

c) Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye oranıyla yük atar, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.

ç) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, ünite yük alıp atarken büyük ölçekte reaktif güç salınımlarının gözlenmemesi beklenir. Aksi takdirde, PSS tasarımı gözden geçirilmelidir. Bu durum, özellikle hidroelektrik santrallarda tek girişli (delta P tipi) PSS kullanıldığı zaman sıklıkla görülmektedir. Bu nedenle, çift girişli (aktif güç ve frekans girişli), hızlandırıcı gücün integrali felsefesine sahip bir PSS tasarımı kullanılması önem taşımaktadır.

E.12.7 ASGARİ PERFORMANS ŞARTLARI

Üretim tesisinin/tesislerinin Güç Sistemi Dengeleyecilerinin başarı kriteri; söz konusu ünitelerin her birinin, E.12.6’da verilen Test prosedürüne göre yapılacak testler sonucunda, yine aynı bölümde yer alan performans şartlarını sağlamasıdır. Söz konusu ünitelerde gerçekleştirilen testler sırasında veya sonrasında, belirtilen performans şartlarını sağlamak amacıyla, daha önceden TEİAŞ’a raporlanmış güç sistemi dengeleyicisi ayar değerlerinde değişiklik yapılabilir. Üretim tesisinin başarı kriterine esas olan ayar değerleri, saha testleri ile doğrulanmış değerlerdir. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışma tekrar edilmesini talep edebilir.

Performans doğrulama raporlarında, asgari olarak aşağıdaki analiz ve test sonuçlarının bulunması gerekmektedir.

a) Üretim tesisi ile ilgili veriler (bu ekin 2, 3 ve 4. kısımlarında belirtilen veriler)

Not: Performans doğrulama raporlarında, PSS ve ikaz sistemi için performans doğrulama testleri sonucunda kesinleştirilmiş parametre değerlerinin verilmesi gerekmektedir.

b) Aşağıdaki maddelerde açıklanan Bode Diyagramları;

- PSS devre harici iken (kapalı konumda iken), otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin gerilim referans değeri (AVR girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin terminal gerilimi olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için, kazanç ve faz karakteristikleri.

- PSS devrede iken (açık konumda iken), PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için kazanç ve faz karakteristikleri.

c) Bu ekin 6. kısmında belirtilen metodolojiye uygun olarak gerçekleştirilmiş adım tepkisi, frekans tepkisi ve hızlı yükleme testi sonuçları.

ç) Saha ölçümleri ve bilgisayar modelinin uyumluluğunu gösteren doğrulama çalışması ile ilgili sonuçlar.

d) Doğrulanmış model kullanılarak gerçekleştirilen modal analiz sonuçları ile bölgeler arası salınım modunun (~0.15 Hz) sönümleme oranının (ζ), PSS açık ve kapalı durumda değişimi.

e) PSS açık ve kapalı durumda gerçekleştirilen 1 saatlik gerilim ve aktif güç sinyalleri ölçümlerinin frekans spektrumunu gösteren grafik.

EK 13

JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ

EK 14

ÜRETİM PLANLAMA PARAMETRELERİ

Aşağıdaki veriler dengeleme ve uzlaştırmaya taraf ünite ve/veya bloklar için hazırlanır:

1) Senkronizasyondan çıkan üniteyi ve/veya bloğu tekrar senkronize edebilmek için gerekli minimum süre,

2) Üretim tesisindeki farklı üniteler arasında veya kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki bir gaz türbini ve çevrim ünitesi arasında veya iki blok arasındaki minimum senkronizasyon süresi,

3) Senkronizasyon esnasında kombine çevrim gaz türbini bloğunda, blok yük olarak tanımlanan minimum üretimi,

4) Aşağıdaki koşullar için ünite ve/veya bloğun senkronizasyonunda maksimum yüklenme oranları;

a) Sıcak

b) Ilık

c) Soğuk

5) Boşta en kısa çalışma süresi,

6) Aşağıdaki koşullar için, ünite ve/veya blok maksimum yük düşme oranları;

a) Sıcak

b) Ilık

c) Soğuk

7) Aşağıdaki koşullar için, yıllık izin verilen maksimum çalışma şartları;

a) Sıcak

b) Ilık

c) Soğuk

EK 15

FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ

(1) Şebeke frekansının 49,5 Hz – 50,5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığında ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında geçerlidir.

(2) Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır.

EK 16

ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI

Önemli olayın saati ve tarihi,

Önemli olayın yeri,

Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat,

Önemli olayın özet açıklaması,

Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi,

Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi,

Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda şebekede ortaya çıkan azalma.

EK 17

YAN HİZMETLER PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ

E.17.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ^[81]

(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri üç aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar, aşağıda E.17.A.1, E.17.A.2 ve E.17.A.3 bölümlerinde açıklanan Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi, Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi ve Doğrulama Testidir. Primer Frekans Kontrolüne katılacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili üretim tesisinde birden çok ünite bulunuyorsa primer frekans kontrol performans testleri bu hizmete katılmakla yükümlü her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin primer frekans kontrol performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanacak test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir.^[58]

(2) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde E.17.A.1. ve E.17.A.2. maddelerinde belirtilen primer frekans kontrol rezerv testi ve primer frekans kontrol hassasiyet testi primer frekans kontrolüne katılma yeterliliği bulunan her bir ünite için ayrı ayrı gerçekleştirilecektir. Yapılan testlerden sonra yardımcı kaynak üniteleri dahil tüm üniteler devrede iken primer frekans kontrolüne katılma yeterliliği bulunan üniteler için testler eş zamanlı olarak yapılır. Bu testler sırasında yardımcı kaynak ünitesinin ünite kurulu gücünün asgari olarak %60’ı seviyesinde üretim yapması gerekmektedir.

(3) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde E.17.A.3. maddesinde açıklanan doğrulama testi yardımcı kaynak üniteleri dahil tüm üniteler için eş zamanlı olarak yapılır. Bu testler sırasında yardımcı kaynak ünitesinin en az 4 saat süre boyunca ünite kurulu gücünün en az %60’ı seviyesinde üretim yapması gerekmektedir.

(4) Testler sırasında talep edilen dokümanların yanında, primer frekans kontrol fonksiyonlarının gösterimi amacıyla ünite kontrol sistemlerinin, özellikle de türbin hız regülatörü ile kazan kontrol sistemi arasındaki işleyişin, basitleştirilmiş blok şemaları santral personeli tarafından sağlanmalıdır. Elde edilen blok şemalar ve test sinyalinin uygulama noktaları test raporunda belirtilmelidir.

(5) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre aşağıdaki sinyallerin kayıtları yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.

a) Ünite Aktif Güç Referansı (Transdüser/PLC/DCS/Veri Kayıt Yazılımı üzerinden).

b) Aktif Güç Çıkışı (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).

c) Şebeke Frekansı (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).

ç) Uygulanan Test Frekansı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).

d) Vana Pozisyonları veya Yakıt Akışı/Miktarı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).

Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.^[59]

(6) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri yukarıda belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak her bir veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.

(7) Testler sırasında ünite parametreleri (basınç, sıcaklık ve benzeri) normal işletme değerleri dahilinde kalmalı ve normal işletme değerleri dahilinde kaldığı test raporunda beyan edilmelidir. Testler sırasında, ünite parametreleri teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.

(8) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, herhangi bir yazılımsal ve/veya donanımsal simülasyon yöntemi kullanılarak, test edilen ünitenin türbin hız regülatörünün şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.17.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla gerçekleştirilir.

Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.

Şekil E.17.A.1 - Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması

(9) Primer frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.

E.17.A.1. Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi

Test Hedefi

(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin hedefi, ünitenin, primer frekans kontrolü için ayırabileceği azami primer rezerv miktarını, şebeke frekans kontrolü doğrultusunda belirlenmiş ölçütlere uygun şekilde, gerektiğinde sunabilir yetenekte olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır^[60]:

a. Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.

b. Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.

c. Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50 si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde, aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.

ç. Aşağıda belirtilen durumlar hariç olmak üzere, azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5 inden az, %10 dan fazla olamaz.

1. Nükleer güç santrallerine ait ünitelerde nominal aktif gücünün %2 si oranında azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.

2.TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10 dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.

Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri

Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.^[61]

(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak aşağıdaki şekilde gerçekleştirilir:

a. Maksimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, ünitenin nominal aktif çıkış gücünün veya mevcut işletme şartlarında sağlayabileceği maksimum aktif çıkış gücünün " RPmax + (%3 x PGN)" değeri kadar aşağısında bir Pset değerine ayarlanır.

b. Minimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği minimum aktif çıkış gücünün "Rpmax + (%3 x PGN)" değeri kadar yukarısında bir Pset değerine ayarlanır. Ünitenin testler için belirlenen maksimum ve minimum çıkış gücü seviyeleri arasındaki fark "RPmax" değerinin iki katından az ise minimum çıkış gücü seviyesindeki testlerin yapılması zorunlu değildir.

c. Yukarıdaki her iki aşamada, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde Df=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik simule test sinyali basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15 dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek Df=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik simule frekans değeri için aynı işlem tekrarlanır. Bu test adımlarına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.A.2 ve Şekil-E.17.A.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.

Şekil-E.17.A.2. Maksimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı

Şekil-E.17.A.3. Minimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı

Test Sonuçları

(4) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri sırasında ünitenin aktif güç çıkışı, simüle frekans ve diğer ilgili sinyaller kaydedilir.

Test Kabul Kriterleri

(5) Df=-200 mHz’lik ve Df=+200 mHz’lik iki ayrı simüle frekans adımı için ayrı ayrı oluşturulan ve maksimum ve minimum seviyelerde gerçekleştirilen testlerden elde edilen verilerle ayrı ayrı oluşturulan bu grafikler kullanılarak testin başarısı aşağıdaki kurallara göre ayrı ayrı değerlendirilir:

a. Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise en fazla 30 saniyelik süre içinde Şekil E.17.A.4 ve Şekil E.17.A.5 ’te gösterilen şekilde etkinleştirilebilmelidir.

b. Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca Şekil E.17.A.6’de gösterilen toleranslar dahilinde sürdürülebilmelidir. Bu kriter değerlendirilirken grafikte yer alan veri kayıt noktalarının TRP_A , TRP_B ve TRP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.

c.

Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki

Şekil E.17.A.5 - f=50,2 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki

ç) Üniteler, Şekil-E.17.A.6'da görüldüğü şekilde, en fazla "Δtd" olarak belirtilen "Gecikme Süresi" süresi içinde (hidroelektrik üniteler için 4 saniye, diğer üniteler için 2 saniye) tepki vermeye başlamalıdır.

Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi^[62]

E.17.A.2. Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi

Test Hedefi

(1) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin hedefi test edilen ünitenin frekans değişimlerine hassasiyetinin yeter ve gerek seviyede olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, primer tepkinin sürekli bir şekilde sağlanabilmesinde hiçbir tutarlı işletmesel engel olmayan maksimum çıkış gücü seviyesinde aşağıdaki şekilde geçekleştirilir:

Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için test sinyali, Şekil E.17.A.6’da gösterilen uygulama prensibi doğrultusunda Df=-5 mHz’den başlayarak ünite kontrol vanalarında test sinyali ile bağıntılı bir tepki gözleninceye kadar frekans sapma miktarı artı ve eksi yönde 5 mHz’lik kademeler halinde arttırılarak uygulanır. Ünite tepkisi için vana hareketi ve/veya diğer ilgili sinyallerdeki değişimler ölçüt olarak kabul edilir. Df=-5 mHz’lik frekans sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.17.A.5’te görüldüğü gibi basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de Df=+5 mHz’lik frekans sapması veya f=50,005 Hz’lik simule frekans değeri aynı şekilde uygulanır. Eğer ünite ±5 mHz’lik frekans sapmalarına tepki vermez ise, aynı işlemler ±10 mHz’lik frekans sapmaları için tekrar edilir.

Şekil.E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Uygulanışı

Test Sonuçları

(3) Test süresince vana pozisyonu ve diğer sinyallerin kayıtları alınır.

Test Kabul Kriterleri

(4) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki ölçütlere göre yapılır:

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

b. Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.

E.17.A.3 Doğrulama Testi

Test Hedefi

(1) Doğrulama Testinin hedefi test edilen ünitenin test koşulları dışında, normal işletme şartlarında da sürekli olarak primer frekans kontrolüne uygun şekilde çalışabileceğinin doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(2) Doğrulama Testi, Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri sonucunda, ünitenin bu hizmeti sağladığının gözlenmesi durumunda gerçekleştirilir. Ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal çalışmasının kaydı yapılır. İletim sisteminden ya da sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanan nedenlerle ünitelerin servis harici olması durumunda, kesinti olan süre testin sonuna eklenir. İletim sisteminden veya sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanmayan servis harici olma durumlarında 24 saatlik test tekrar başlatılır. Doğrulama testleri için ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, azami primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği ve minimum çıkış gücü seviyesinin altında olmayan bir Pset değeri olarak ayarlanır. Ünitenin çalışma programı, Doğrulama Testi’nin yapılacağı süre boyunca Pset değeri aynı değerde sabit kalacak şekilde belirlenir.^[63]

(3) Gaz motorları için doğrulama testi en az üç üniteyi içerecek şekilde gruplar halinde yapılır.

Test Sonuçları

(4) Testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en büyük frekans sapması için frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler test raporuna eklenir.

Test Kabul Kriterleri

(5) Test edilen tüm üniteler için doğrulama testinin değerlendirilmesi Şekil.E.17.A.7’de belirtildiği gibi yapılır. Gaz motorları için doğrulama testinin değerlendirilmesi yapılırken, test edilen grupların toplam çıkış gücü değeri dikkate alınacak, ancak ölçümler ünite bazında kaydedilir.

Ünite/Gaz motor grubu için ölçülen Çıkış Gücü değerlerinin en az %90’ının

“Pset + DPG ± %1 x PGN” değer aralığında olması gereklidir.

DPG: Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki.

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

E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

(1) Sekonder frekans kontrol performans testleri öncesinde, santral/blok/ünite TEİAŞ SCADA sistemine dahil edilmiş, santralın sekonder frekans kontrolüne katılımı amacıyla santralda gerçekleştirilmesi gereken arabirimin/sistemin tasarım dökümanı TEİAŞ’a sunularak TEİAŞ tarafından onaylanmış ve bu sistemin TEİAŞ tarafından onaylanan tasarım dökümanı uyarınca TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekir.

(2) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri, "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderilen her bir birim (santral/blok/ünite) için ayrı ayrı gerçekleştirilir.

(3) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrolü için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitler dikkate alınarak hesaplanır. Dolayısıyla, Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite) her bir ünitesi için ayarlanabilir ve elle girilebilir yapıda tasarlanmış ayrı ayrı minimum ve maksimum limitler tanımlanmış olmak zorundadır. İlgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, sekonder frekans kontrolüne katılım için planlanan en büyük aralık sağlanacak şekilde ayarlanır. İlgili birim (santral/blok/ünite) için ayarlanan bu aralık “Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RSA)” olarak belirlenir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için yardımcı kaynak ünitelerinin devrede olması durumunda azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi belirlenir. İlgili üretim tesisinin talebi doğrultusunda yardımcı kaynak ünitelerinin devrede olmadığı durumlar için azami sekonder frekans kontrol kapasitesi ayrıca belirlenebilir. Bu durumda, yardımcı kaynak ünitelerinin devrede olduğu ve olmadığı durumlar için belirlenen her iki azami sekonder frekans kontrol kapasitesi, sekonder frekans kontrol performans test raporunda belirtilir.

(4) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) değeri, sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) minimum kapasite (MINC) değeri ise sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbini olması durumunda, buhar türbininin aşağıda belirtildiği şekilde tahmin edilen minimum ve maksimum kapasite değerleri de ilgili toplam kapasite değerlerine dahil edilir.

(5) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinleri (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) ise buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer buhar türbininin maksimum limit değeri olarak, buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer ise buhar türbininin minimum limit değeri olarak dikkate alınır.

(6) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), sekonder frekans kontrolü için belirlenen maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerlerinin her bir ünite için elle girilen minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ve ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları (Auto/Manual) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplandığı gerçekleştirilecek testler ile kontrol edilir.

(7) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin de (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) testler sırasında devrede olması ve kayıtlarının alınması esastır. Dolayısıyla, ilgili birime gönderilen Uzak Güç Talebi Ayar Değeri’nin buhar türbinlerinin üretimlerinin de dikkate alınarak doğru bir şekilde ünitelere dağıtılması esas olup gerçekleştirilecek testler ile bu dağıtımın doğru yapıldığı kontrol edilir.

(8) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (MAXC ile MINC arasındaki fark, RSA), maksimum Yüklenme Hızı Oranı ile 5 dakika içinde sağlayabileceği rezerv miktarını aşmayacak şekilde ayarlanmalıdır. İlgili birimin (santral/blok/ünite), 106 ncı maddede belirtilen yüklenme hızı oranı ile çalışmasını sağlayabileceği uygun bir rampa ya da eğim işlevselliği olmalı ve yüklenme hızı oranı ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır.

(9) Testler sırasında ünite parametreleri normal işletme değerleri dahilinde kalmalı, testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim ve benzeri) teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da test edilen santral/blok/ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.

(10) Sekonder Frekans Kontrolü performans testlerinin yapıldığı üretim tesislerinde, ünitenin nominal aktif gücüne (Pn) ulaşmasına müsaade etmeyen çevre şartları, göl kotu ve benzeri etkenler gibi durumlarda, testler sırasındaki koşullara göre ulaşılabilen maksimum aktif çıkış gücü dikkate alınarak testler gerçekleştirilir.

(11) Sekonder frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir, sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.

Test Hedefi

(12) Sekonder Frekans Kontrolüne katılacak ve TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programı aracılığıyla SCADA sistemi üzerinden ayar değeri gönderilecek santralda kurulan Sekonder Frekans Kontrol Sisteminin/Arabiriminin istenen fonksiyonları ve belirlenen performans ölçütlerini sağlayıp sağlamadığı tespit edilir. Aşağıda belirtilen test adımları sekonder frekans kontrolüne ilk defa katılacak santral/blok/ünite için gerçekleştirilecek olup Sekonder Frekans Kontrol Tekrar Testleri ve Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi Artırımı Testleri sırasında söz konusu testlerden sadece “b.1, b.2, b.3, b.4 ve e.” maddelerinde yer alan test adımları gerçekleştirilecektir.

Test Aşamaları

(13) Sekonder frekans kontrol performans testlerinde izlenecek temel test adımları aşağıdaki gibidir.

a) Santral/blok/ünite Limitlerinin Hesaplanmasının Kontrolü

Santral/blok/ünite limitlerinin (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr) hesaplanmasının ünite limitleri, fiili üretimleri, çalışma konumları ve PFCO durumları dikkate alınarak yapıldığı testler sırasında kontrol edilir.

b) Yüklenme Hızı Testleri

(14) Yüklenme hızı testleri, santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme durumunda yük alma ve yük atma yönünde yapılır.

Bu işletme durumlarında izlenecek temel test adımları aşağıda verilmektedir:

b.1. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Atma Hızı Testi (PFCO = OFF)

Testlere başlamadan önce, ilgili santral/blok/ünitenin hizmeti sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Belirlenmiş olan bu MAXC ve MINC değerleri primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde de kullanılır.

i. Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.

ii. MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır.

iii. Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.

iv. Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.

v. Test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.

vi. Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.

vii. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.

b.2. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = OFF)

Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.

i. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanacak ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.

ii. MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.

iii. Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.

iv. Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.

v. Test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.

vi. Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.

vii. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.

b.3. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Atma Hız Testi (PFCO = ON)

Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.

Test edilen ilgili santral/blok/ünitenin primer frekans kontrollü iken maksimum kapasite değeri MAXCpr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite değeri MINCpr, santral/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

MAXCpr = MAXC + RP

MINCpr = MINC - RP

Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol rezerv aralığı RSApr sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır.

i. Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve ilgili santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.

ii. MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır.

iii. Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.

iv. Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.

v. Test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.

vi. Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.

vii. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.

b.4. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)

Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise sıfır mHz olarak ayarlanır.

Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite MAXCpr ve minimum kapasite MINCpr değerleri, primer frekans kontrolün devrede olduğu Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.

i. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.

ii. MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır.

iii. Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.

iv. Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.

v. Test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.

vi. Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.

vii. İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.

c) Alarm ve Durum Bilgileri Testleri

(15) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin alarm ve durum bilgilerinin aşağıdaki Tablo E.17.B.1’de belirtildiği şekilde santralda doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilir. Bu alarmlardan LMAX, LMIN ve LPWR alarmları santral/blok/ünite sadece REMOTE konumunda iken TEİAŞ SCADA sistemine gönderilmelidir.

Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri

c.1. Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu Testi (LREM)

Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır. Bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

ii. Santral/blok içerisindeki buhar türbini hariç diğer ünitelerden en az birinin işletme durumu “AUTO” konumuna alınmadan ilgili santralin/bloğun sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınamadığı kontrol edilir.

c.2. Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu Testi (LLOC)

Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:

i. İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “LOCAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

c.3. Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu Testi (LMAN)

Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:

i. İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “MANUAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

c.4. Maksimum Kapasite Alarmı Testi (LMAX)

Maksimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.

ii. Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iii. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iv. Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MAXC” değeri gönderilir.

v. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin üzerinde olduğunda santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “MAXIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

vi. “MAXC - (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerinin altına düştüğünde santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

c.5. Minimum Kapasite Alarmı Testi (LMIN)

Minimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.

ii. Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MINC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iii. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iv. Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MINC” değeri gönderilir.

v. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin altında olduğunda santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “MINIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

vi. “MINC + (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerinin üzerine çıktığında santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

c.6. Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi (LPWR)

İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.

Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.

ii. Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iii. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.

iv. Santral/blok/ünite bu durumda çalışmaya devam ederken, MYTM’den uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden büyük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “MISMATCH” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

v. MYTM’den tekrar uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden küçük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.

c.7. Mikro-işlemci Arızası Alarmı Testi (LMIC)

Test edilecek ilgili santral/blok/üniteye ait “LFC Mikro-İşlemci Arızası (LMIC)” sinyali, fiili arıza oluşturulamayacağı için benzetim yolu ile kontrol edilecektir.

Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:

i. Yapılan arıza benzetimi sonucunda santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “FAILURE” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

ii. Yapılan arıza benzetiminin sona erdirilmesi durumunda ise santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “OK” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

ç) Güç Dağıtım Testi

Güç Dağıtım Testi, ünite sayısı 2 ve üzerinde olan santrallar/bloklar için uygulanır.

Güç dağıtım testi öncesinde test edilecek ünitelerin primer frekans kontrol işletimi devre dışı olacak şekilde gerekli ayarlamalar yapılacaktır. İlgili santral/blok MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.

Sekonder Frekans Kontrol Performans Testlerinin bu kısmında öncelikle, sekonder frekans kontrol işletimine katılabilen üniteler, her grupta eşit sayıda ünite bulunacak şekilde iki gruba ayrılır. Ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları grup halinde dönüşümlü olarak "AUTO" konumuna alınarak testler 2 aşamada gerçekleştirilir. Diğer bir deyişle, birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece birinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir. Testin ikinci aşamasında ise ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece ikinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir.

Bu testin birinci aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.

ii. Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iii. İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.

iv. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

v. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.

vi. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.

vii. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.

viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.

Bu testin ikinci aşamasına başlamadan önce işletme durumları “AUTO” konumunda olan üniteler “MANUAL” konuma, “MANUAL” konumda olan üniteler ise “AUTO” konumuna alınarak aşağıdaki adımlar uygulanır:

i. İlgili ünitenin/ünitelerin işletme durumlarının “AUTO” konumunda ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumunun da “REMOTE” konumunda olduğu kontrol edilir.

ii. Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

iii. İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.

iv. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.

v. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.

vi. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.

vii. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.

viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.

İşletme durumu “MANUAL” olan ünitelerdeki üretim değişimlerinin, santralın/bloğun üretiminin MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ni izlemesini etkilemediğine yönelik olarak aşağıdaki test yapılır:

i. İşletme durumu "AUTO" konumundaki ünitelerden bir veya birkaç tanesi "MANUAL" konumuna alınarak operatör müdahalesi yoluyla ünite limit değerlerine kadar yük alma ve/veya yük atma işlemi yaptırılarak "AUTO" konumundaki diğer ünitelerin "MANUAL" konumundaki bu ünitelerin oluşturduğu yük değişikliğini telafi edip etmediği kontrol edilir. İhtiyaç duyulması durumunda aynı işlemler diğer üniteler için de tekrar edilir.

Test Sonuçları

(16) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında, gerçekleştirilecek test adımına göre aşağıdaki sinyallerin yanı sıra, gerekli görülebilecek diğer sinyallerin de kayıtları alınır;

i. Aktif Güç Çıkışı Brüt Değerleri

ii. Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)

iii. Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri (Pset Geri Bildirim)

iv. Şebeke/Simüle Frekans

v. Hız Eğimi Ayar Değerleri

vi. Maksimum Kapasite Değeri (MAXC)

vii. Minimum Kapasite Değeri (MINC)

viii. Alarm ve Durum Bilgileri;

- Maksimum Kapasite Alarmı (LMAX)

- Minimum Kapasite Alarmı (LMIN)

- Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LMIC)

- Güç Uyumsuzluk Alarmı (LPWR)

- Ünite İşletme Durumu (Auto/Manual)

- Sekonder Frekans Kontrol İşletim Durumu (LREM, LMAN, LLOC)

- Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (PFCO)

(17) Sekonder frekans kontrol performans testleri neticesinde hazırlanacak test raporunda, asgari aşağıdaki test sonuçlarının yer alması esastır:

i. Test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri (Pset RPD) uyarınca, santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği, (santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere her iki işletme durumu için test aşamaları bölümünde belirtilmiş olan yüklenme hızı testlerinin her biri için oluşturulur). MYTM’de bulunan AGC programı “automatic” konumda iken AGC programı vasıtasıyla en az 2 saat boyunca gönderilen uzak güç talebi ayar değeri (Pset RPD) uyarınca, santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği.

ii. "Yüklenme Hızı ",

Yüklenme hızı, santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne ulaştığı ana kadar ilk 4 (dört) saniye ile son 4 (dört) saniyelik kısımları hariç olmak üzere geçen süre içerisinde gerçekleşen yük değişiminin bu süreye oranıdır.

iii. Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak yüklenme hızı oranına dönüştürülür.

iv. Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/Pnom)

v. Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü

vi. İlgili santral/blok/üniteye "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderildiği an ile santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı ana kadar geçen süre olan "Gecikme Süresi".

vii. Tepki Süresi, İlgili santral/blok/ünite tepki vermeye başladığı andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen süredir.

viii. Aşağıdaki Tablo E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF" konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir.

Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları

Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı

ix. Santralda kurulan Otomatik Üretim Kontrolü Sistemi/Arabirimi İnsan Makine Arayüzünde (HMI) aşağıdaki bilgilerin görüntülendiği kontrol edilir:

- AGC kontrol blok diyagramı,

- AGC sisteminin çalışma modu,

- Ayar değeri ve ünitelere dağılımı,

- Lokal ayar değeri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),

- Ünite bazında sekonder frekans kontrol limitleri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),

- Santral/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr),

- Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı,

- “PD Validity” sinyalinin durumu,

- AGC Sistemine/Ara birimine ilişkin alarmlar,

- Ayrılan toplam primer frekans kontrol rezervi,

- Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO),

- Ünite yük alma /atma hızları,

- Hız regülatörleri hız eğimi ayar değerleri,

- Toplam santral üretimi,

- Kontrol hatası (Ayar değeri ile santral üretimi arasındaki fark).

d) İzleme Testi

Testlere başlamadan önce, ilgili santral/blok/ünitenin hizmeti sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır. MYTM’de bulunan AGC Programı da “test” modundan “automatic” konumuna alınarak ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrolüne uygun bir şekilde katılıp katılmadığı TEİAŞ SCADA sisteminde en az 2 saat izlenir.

Test Kabul Kriterleri

(18) TEİAŞ tarafından MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) sistemi üzerinden test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri uyarınca, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük atma hızı testinde (bölüm b.1.) ve yük alma hızı oranı testinde ( bölüm b.2.) elde edilen verilere göre oluşturulan santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şekil E.17.B.1.’de gösterilen toleranslar dahilinde olmak zorundadır. Grafikte yer alan “Ts” testlere başlamadan önce bekleme süresini, “Tp” maksimum tepki süresini, “Tt” üretim tesisinin azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlamak adına gerçekleştirilen yük alma/yük atma işlemlerinin maksimum süresini, “Td” minumum kararlı bekleme süresini ifade etmektedir. Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t1-t3”, “t3-t5”, “t5-t7” ve “t7-t9” zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.” hükmü yer almalıdır. %90 oranının tolerans sınırları dışında kalan süreler değerlendirilirken TEİAŞ SCADA Sistemi zaman çözünürlüğüne yuvarlanır.” hükmü yer almalıdır. Örneğin; TEİAŞ SCADA Sistemi zaman çözünürlüğü 4 saniye, herhangi bir santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının "Pset RPD" sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne ulaştığı ana kadar geçen süre 28 saniye ise yüklenme hızı hesaplanırken bu sürenin % 10’una (en fazla) tekabül eden 2.8 saniye 4 saniyeye yuvarlanır.

Şekil E.17.B.1 – Test kabul kriteri grafiği

(19) Test edilen alarm ve konum bilgileri üretim tesisinde doğru bir şekilde üretildikten sonra TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderilmeli, Sekonder Frekans Kontrolü'ne katılacak test edilen santral/blok/ünitenin iletişim altyapısı bu hizmeti sunmaya yeterli olmak zorundadır.

(20) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde gerçekleştirilen testlerde yukarıda belirtilen kriterlere ilave olarak aşağıda belirtilen kriterler de dikkate alınacaktır:

(a) Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t0-t1” zaman aralığında yardımcı kaynak ünitelerinin herhangi bir üretim yapma yükümlülüğü bulunmamaktadır.

(b) Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t1-t4” zaman aralığında yardımcı kaynak üniteleri bu süre tamamlanmadan devreye girmeli ve kurulu güçlerinin en az %60’i veya daha üzerinde üretim yapmaları gerekmektedir.

(c) Testler sırasında, yük alma testinde santral/ünite/blok hedef çıkış gücüne ulaştığı anda ,“t3-t4” zaman aralığında, yardımcı kaynak üniteleri kurulu güçlerinin en az %60’i veya daha üzerinde üretim yapmaları gerekmektedir.

(ç) Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t4-t5” zaman aralığında yardımcı kaynak ünitelerinin herhangi bir üretim yapma yükümlülüğü bulunmamaktadır.

(d) Testler sırasında, yük atma testinde santral/ünite/blok çıkış gücündeki değişimin başladığı anda (t5-t6 zaman aralığında) yardımcı kaynak üniteleri kurulu güçlerinin en az %60’ı veya daha üzerinde üretim yapmaları gerekmektedir.

(e) Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t5-t8” zaman aralığında yardımcı kaynak üniteleri bu süre tamamlanmadan devreden çıkabilir.

(f) Testler sırasında, Şekil E.17.B.1’de belirtilen “t8-t9” zaman aralığında yardımcı kaynak ünitelerinin herhangi bir üretim yapma yükümlülüğü bulunmamaktadır.

E.17.C.1 REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ

(1) Santralda birden çok ünite varsa, reaktif güç destek hizmeti performans testleri her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanan test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir. Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir:

a. Test edilecek ünitenin her zaman çalışması beklenen işletme koşullarında test edilmesi amacıyla ilgili ünite, her türlü dış kontrol döngüsünden bağımsız olarak, Jeneratör Terminal Gerilimi Regülasyonu Modunda (AVR Auto Mode) çalıştırılabilir ve jeneratör terminal gerilimi ayar değeri arttırılıp/azaltılarak reaktif güç yüklenmesi sağlayabilir nitelikte olmak zorundadır. Yükseltici transformatöründe, yükte kademe değiştirici olan üniteler için kademe değiştirilerek ve gerektiğinde jeneratör terminal gerilim ayar değeri değiştirilerek ünitenin reaktif yüklenmesi sağlanabilir.

b. Test esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve test için daha uygun seviyelere getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır. İlgili üretim tesisinde teste tabi olmayan diğer üniteler bu amaçla gerilim değişimlerini minimize etmek ve de test koşullarını iyileştirmek üzere çalıştırılır.

c. Performans testleri, test edilecek ünitenin normal çalışma sırasında maruz kaldığı işletme koşullarında gerçekleştirilir.

d. Test edilecek ünitenin jeneratör yüklenme eğrisi ve tüm ilgili koruma değerleri (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip ve Düşük Gerilim Trip ve benzeri) test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.

e. Test edilecek ünitenin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, o üniteye bağlı olan jeneratörün nominal güç faktörü ve nominal görünür güç (MVA) değeri, soğutma tipi, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.

f. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup, santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır Harici olarak bağlanacak veri kayıt techizatı doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.

(2) Testler sırasında jeneratörün zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına dikkat edilmelidir. İlgili santralda varsa diğer üniteler ya da BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılmalıdır.

(3) Senkron kompansatör olarak çalışma yeteneği olan üniteler için testler, hem jeneratör durumunda hem de senkron kompansatör durumunda gerçekleştirilir. Senkron kompanzasyon hizmeti için testler jeneratör durumuna göre belirlenmiş değerlerden farklı olan zorunlu MVAR değerlerine ulaşılmasının teyidi doğrultusunda gerçekleştirilir.

(4) Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.

E.17.C.1.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri

Test Hedefi

(5) Jeneratör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin bara gerilimini kontrol edebilmek amacıyla belirlenen zorunlu MVAR değerlerine (Şekil E.17 C.1.1), nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri (MKÜD) arasındaki aktif güç seviyelerinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.

(6) Senkron Kompansatör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin Yönetmeliğin 20. maddesinde tanımlanan zorunlu reaktif güç değerlerine, (Şekil E.17 C.1.2) belirlenen tolerans dahilinde gerektiğinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.

Şekil E.17.C.1.1 – Test Hedeflerinin Şekil E.17.C.1.2 – Test Hedeflerinin

Karşılandığı Durumlar (Jeneratör) Karşılandığı Durumlar (Senkron Komp.)

Test Aşamaları

(7) Jeneratör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde olmak üzere toplam üç aktif güç seviyesinde gerçekleştirilir. Ünitenin emreamade kapasitesinin nominalin altında olması durumunda, testler emreamade kapasite seviyesinde gerçekleştirilebilir. Ancak Geçici 6 ncı madde kapsamına giren veya 20 inci maddeye göre lisans gücü tadilatı yapılan üretim tesisleri, test esnasında nominal seviye olarak jeneratörün aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerini üretebileceği maksimum aktif güç seviyesini kullanırlar. Senkron kompansatör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi ise ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken aşırı ve düşük ikazlı durumda gerçekleştirilir.^[65]

(8) Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir. Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin performans testi, ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken, aşırı ve düşük ikazlı durumda, aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir.

a) Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi

Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenecek ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanır ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde arttırılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.

Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak arttırılırken aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenecek ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ortalama değerlere göre doldurulur.

Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.

Şekil E.17.C.1.3 – Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı

b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi

Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenir ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanacak ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde azaltılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.4’te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.

Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak azaltılırken düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenir ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo E.17.C.1.2 ortalama değerlere göre doldurulur.

Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.

Şekil E.17.C.1.4 – Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı^[66]

Test Sonuçları

(9) Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin kayıtları, yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.

a) Aktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)

b) Reaktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)

c) Bara Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)

ç) Jeneratör Terminal Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)

d) İkaz Akımı veya Gerilimi (Akım-Gerilim Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)

e) Stator Akımı (Akım Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden )

f) İç İhtiyaç Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)

g) Güç Faktörü (PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)

Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.^[67]

(10) Test Aşamaları bölümünde belirtilen adımlar doğrultusunda yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi neticesinde hazırlanacak test raporunda, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde sabitlenerek başlayan her bir test aşaması için aşağıda yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ve Tablo-E.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.

Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen tabloların doldurulması esastır.

Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler

TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler

a. Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir:

i. Jeneratör Yüklenme Eğrisi

ii. Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması

iii. Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif gücü (Pnom)

iv. Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar)

v. Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW)

vi. Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA)

vii. Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kV)

viii. Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi

ix. İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi

x. Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi

xi. Jeneratörün nominal güç faktörü değeri

xii. Jeneratörün soğutma tipi (doğrudan hava / su-hava / su-hidrojen)

xiii. Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)

xiv. Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)

xv. Yükseltici (Step-Up) Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi

xvi. Yükseltici Transformatörün test sırasındaki mevcut kademe değeri

xvii. Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip, Düşük Gerilim Trip)

Test Kabul Kriterleri

(11) Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:

a. Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10’luk toleransı dahilinde ulaşmalıdır.

b. Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerini en az 10 dakika boyunca sağlamalıdır.

c. (a) ve (b) bentlerinde belirtilen kriterlere ulaşılamaması halinde dahi, testin başarılı kabul edileceği istisnai durumlar aşağıda belirtildiği şekildedir.

1. Aşırı ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi üst çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.

2. Düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi alt çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.

3. Benzer şekilde, aşırı/düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen test edilen üniteye bağlı iç ihtiyç barasının kabul edilebilir maksimum/minimum gerilim seviyesine ulaşması sebebiyle aşırı/düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.^[68]

E.17.C.2. SİSTEM BAĞLANTI NOKTASINDA REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

(1) Bu testler, rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri ve birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için gerçekleştirilecektir.

(2) Üretim tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştiril ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir.

(3) Reaktif güç destek hizmeti performans testleri öncesinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili Bölgesel Yük Tevzi Merkezi ve/veya TEİAŞ MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.

(4) Üretim tesisleri için reaktif güç destek hizmeti performans testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır.

(5) Bu testler sırasında, üretim tesisinin kurulu güç seviyesinde üretim yapıyor olması gerekmektedir. Ancak bunun mümkün olmaması halinde, üretim tesisinin kurulu gücünün en az %80’i düzeyinde üretim yaptığı durumlarda da testler gerçekleştirilir. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü devrede olmalı, sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışıyor olmak zorundadır.

(6) Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır.

(7) Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.

(8) Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesisinde kullanılan ünite teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilecek ve bu bilgiler, test raporuna eklenir.

(9) Veri kayıt cihazı, ölçülen değerleri, zaman bilgisiyle kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır.

(10) Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.

(11) Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.

E.17.C.2.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri

Test Hedefi

(12) Bu testin hedefi, rüzgara ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisler için bu Yönetmeliğin Ek-18’inde belirtilen sınırlar dahilinde, birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için ise bu Yönetmeliğin ilgili hükümlerinde belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(13) Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar ve/veya güneş koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.

(14) Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.

a) Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi

1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.

2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.

3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa, testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).

4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.

b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi

1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.

2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar, gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.

3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)

4.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.

Test Sonuçları

(15) Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilecektir. Bu sinyallerin yanısıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.

- Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)

- Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)

- Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)

- Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)

- Üretim Tesisi Ana Kaynak Ünitelerinin Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW)

- Üretim Tesisi Ana Kaynak Ünitelerinin Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr)

- Üretim Tesisi Yardımcı Kaynak Ünitelerinin Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW)

- Üretim Tesisi Yardımcı Kaynak Ünitelerinin Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr)

(16) Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.

(17) Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır (1 saniye veya daha kısa sürede en az bir veri).

(18) Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında, test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.2.1 ve Tablo E.17.C.2.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.

Tablo E.17.C.2.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler

Tablo E.17.C.2.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler

(19) Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir:

i. Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması

ii. Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)

iii. Ünite Teknolojileri

iv. Sistem(Bağlantı Noktası) nominal gerilimi (kV)

v. Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)

vi. Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)

vii. Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi

viii. Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri ( MVA)

ix. Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri)

x. Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman)

Test Kabul Kriterleri

(20) Test edilen üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.

(21) Test edilen üretim tesisi, sistem koşulları sebebiyle, üniteler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda, üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi, belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.

E.17.C.2.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi

Test Hedefi

(22) Bu testin hedefi, üretim tesisinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için Ek-18’de belirtilen ve birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için bu Yönetmeliğin ilgili hükümlerinde belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(23) Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisi aktif çıkış gücü, rüzgar koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken, gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.

(24) Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.

(25) Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak, üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.

(26) Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.

Test Sonuçları

(27) Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilir. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.

- Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)

- Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)

- Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)

- Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)

- Üretim Tesisi Ana Kaynak Üniteleri Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW)

- Üretim Tesisi Ana Kaynak Üniteleri Toplam Reaktif Gücü (MVAr)

- Üretim Tesisi Yardımcı Kaynak Üniteleri Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW)

- Üretim Tesisi Yardımcı Kaynak Üniteleri Toplam Reaktif Gücü (MVAr)

(28) Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.

Test Kabul Kriterleri

(29) Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.2.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.2.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.

Tablo E.17.C.2.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri

Şekil E.17.C.2.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri

E.17.C.3. GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ (Mülga: RG-17/12/2024-32755)

E.17.D. OTURAN SİSTEMİN TOPARLANMASI HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ

(1) Oturan Sistemin Toparlanması Hizmeti Performans Testleri, Ünite Toparlanma Testi ve Üretim Tesisi Toparlanma Testi olmak üzere iki aşamadan oluşmaktadır. TEİAŞ aşağıda belirtilen aynı test adımlarının takip edileceği ancak tam anlamıyla gerçek şebeke koşulları yansıtacak şekilde (boş hatların enerjilendirilmesi, ada modu kararlığı), bu hizmeti sunacak üretim tesisini ve bağlı olduğu bir bölgeyi enterkonnekte sistemden izole ederek, bir üretim tesisi toparlanma testini, sistem testi olarak gerekli gördüğünde gerçekleştirebilir.

(2) Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemi ile bağlantısı mevcut iken, sadece testin gerçekleştirileceği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjisiz bırakılıp acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin, bu hizmeti sunacak tüm ünitelerinde gerçekleştirilmesi esastır.

(3) Üretim Tesisi Toparlanma Testi ise, ilgili üretim tesisinin tüm çıkış fiderlerinin ya da iç ihtiyaç baralarının izole edilmesi suretiyle iletim sistemi ile bağlantısı tamamen koparılmışken, test edilecek ünitenin, iç ihtiyaç barasının acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Üretim Tesisi Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemiyle bağlantısının olmadığı durumda tek bir ünite seçilerek yapılır.

Şekil E.17.D.1: İç ihtiyaç ve acil durum jeneratörü genel elektriksel bağlantı konfigürasyonları

(4) Oturan Sistemin Toparlanması hizmetini sunacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Kayıt techizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve test esnasında ölçülen değerler zaman bilgisiyle birlikte kayıtedilebilmelidir. Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Harici olarak kullanılacak veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.

E.17.D.1 Ünite Toparlanma Testi

Test Hedefi

(1) Ünite Toparlanma Testi’nin amacı, test edilen ünitenin toparlanma yeteneğinin ve ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(2) Ünite toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite devrede ve ilgili üretim programı doğrultusunda yüklenmiş durumda iken aşağıdaki şekilde yapılır.

a) MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirildiği ünite kademeli bir şekilde yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.

b) Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası sistemden izole edilir (Örnek olarak Şekil E.17.D.1’de verilen iki konfigürasyonda CB1 ve CB3 kesicilerinin açılması). Mevcut santral elektriksel bağlantı konfigürasyonu gereği, sadece tek bir ünitenin iç ihtiyacının izole edilerek acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenme durumu sağlanamıyorsa, bahsi geçen ünite toparlanma testi için test adımları, mevcut santral konfigürasyonunda yapılacak manevraların tek hat şemasında belirtilmesi suretiyle, test öncesinde revize edilerek, TEİAŞ’ın onayına sunulmalıdır.

c) Acil durum jeneratörü devreye alınarak, testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.

d) Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanlarının enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.

e) İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrulutusunda yüklenir.

f) İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebeb vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da santral servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarının sağlanmasına dikkat edilmelidir.

g) İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünitebelirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda yüklenir.

Test Sonuçları

(3) Ünite Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.

i. Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)

ii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)

iii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)

iv. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)

Test Kabul Kriterleri

(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.

E.17.D.2. Üretim Tesisi Toparlanma Testi

Test Hedefi

(1) Üretim Tesisi Toparlanma Testi’nin amacı, gerçek bir sistem oturması durumunda, ilgili üretim tesisinde yer alan ve bu hizmeti sunacak ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.

Test Aşamaları

(2) Üretim tesisi toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite haricinde diğer tüm üniteler devre harici iken aşağıdaki şekilde yapılır.

a) MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirileceği ünite kademeli bir şekilde, yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.

b) İlgili üretim tesisindeki tüm iç ihtiyaç baraları, iç ihtiyaç bara kesicisi ya da tüm çıkış fiderleri açılarak izole edilir.

c) Acil durum jeneratörü devreye alınarak, üretim tesisinin gerekli iç ihtiyaç baraları ve testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.

d) Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanları enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.

e) İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrultusunda yüklenir.

f) İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebep vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarına dikkat edilmelidir.

g) İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünite ve diğer üniteler belirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda devreye alınır ve yüklenir.

Test Sonuçları

(3) Üretim Tesisi Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınacaktır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.

i. Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)

ii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)

iii. Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)

iv. Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)

Test Kabul Kriterleri

(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.

E.17.E. ANLIK TALEP KONTROL HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ

(1) Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri hizmeti sağlayacak tüzel kişinin tüketim tesislerinin anlık talep kontrol rölesine bağlı tüketim noktalarında sağlanması gereken teknik özelliklerin tespit edilmesini teminen yapılır. Anlık Talep Kontrol hizmetini sunacak tüketim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili tüketim tesisinde bu hizmete katılacak birden çok tüketim noktası bulunuyorsa Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri bu hizmete katılacak her tüketim noktası için ayrı ayrı gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin anlık talep kontrolü performans test raporu ve sertifikası her tüketim noktası için ayrı ayrı hazırlanır.

(2) Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri öncesinde, hizmeti sağlayacak tüzel kişi ilgili tüketim tesislerinde gerekli ayarlamalar ile TEİAŞ tarafından belirlenen teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı; sayaç, tesisat ve gerekli diğer donanıma ilişkin yatırımları tamamlamış olmak zorundadır.

(3) Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri, anlık talep kontrol rölelerine test frekans sinyali uygulanarak gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili tüketim tesisinin sorumluluğundadır.

(4) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup olup tüketim tesisinin kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır.

Test Hedefi

(1) Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin amacı, test edilen tüketim tesislerinde yer alan ve bu hizmete katılacak tüketim noktalarının talebinin, sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine düşmesi durumunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebildiğinin doğrulanmasıdır.

TestAşamaları

(1) Anlık Talep Kontrolü Hizmeti Performans Testleri gerçekleştirilirken aşağıdaki işlemler yapılır. Testlere başlamadan önce, tüketim tesisi anlık talep kontrolü hizmetine katılmak için sunmayı taahüt ettiği anlık talep kontrolü yedek miktarı kadar tüketim miktarına sahip olmak zorundadır.

a. Test edilecek tüketim noktasında anlık talep kontrol rölesine şebeke frekansı bilgisi yerine simüle test frekans sinyali uygulanacak ve frekans, 0,1 Hz/s hızla azaltılır.

b. Uygulanan simüle test frekans sinyali, hizmetin sağlanacağı frekans seviyesine ulaştıktan sonra anlık talep kontrol rölelerinin, ilgili tüketim noktasındaki tüm talebi kesip kesmedeği kontrol edilir.

Test Sonuçları

(1) Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.

i. Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali (Hz)

ii. Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s)

iii. İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW)

iv. Röle açık kapalı sinyali

(2) Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.

(3) Anlık talep Kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali ve ilgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı Şekil E.17.E.1’de belirtildiği şekilde grafikte gösterilir ve bu grafik test raporuna eklenir.

Şekil E.17.E.1 – Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri

Test Kabul Kriterleri

(1) Testi gerçekleştirmeye yetkili firma tarafından yapılacak Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:

Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyalinin TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine ulaşmasından itibaren 400 ms’den daha kısa bir süre içerisinde (istatistiksel gecikme süresi de dahil olmak üzere), ilgili tüketim noktasında talep tamamen kesilmiş olmak zorundadır. (Tg ≤ 400 ms)

E.17.F. TALEP TARAFI KATILIMI HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ (Ek: RG-17/12/2024-32755)

(1) Toplayıcılık faaliyeti kapsamında, talep tarafı katılımı hizmeti test prosedürleri dört aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar; toplayıcı ile TEİAŞ arasında olması gereken iletişim gereklilikleri testi, toplayıcı ile tüketim tesisleri arasında olması gereken iletişim gereklilikleri testi, toplayıcı ile TEİAŞ arasında olması gereken yazılım gereklilikleri testi ve toplayıcı ile tüketim tesisi arasında olması gereken yazılım gereklilikleri testidir.

(2) Bu testler kapsamında toplayıcı ve portföyünde bulunan tüketim tesisleri tarafından sağlanacak uygun donanım, teçhizat ve iletişim altyapıları test edilecektir.

(3) Toplayıcı, testler başlamadan önce ISO 27001 belgesini ibraz eder.

(4) Toplayıcı, TEİAŞ tarafından veri alışverişi için verilecek olan web servis (API) kullanıcı adı ve parolasının gizliliğinin korunması ve TEİAŞ uygulamalarına erişmek için kullandığı sistemleri zararlı yazılımlardan korumak için gerekli ve yeterli önlemleri almakla yükümlüdür.

(5) Toplayıcı, TEİAŞ uygulamalarına erişmek için kullandığı sistemde herhangi bir bilgi güvenliği ihlalinin yaşanması durumunda TEİAŞ’a bu durumu bildireceğini kabul, beyan ve taahhüt eder.

A)Toplayıcı ile TEİAŞ Arasında Olması Gereken İletişim Gereklilikleri Testi

Test Hedefi

(6) Bu testin hedefi, toplayıcı ile TEİAŞ arasında tesis edilmesi gereken iletişim altyapısının talep tarafı katılımı hizmetini sağlamaya yeterli olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Kabul Kriteri

(7) Toplayıcının bir tanesi GSM olmak üzere en az 2 (iki) adet internet altyapısının olması gerekmektedir. Her bir altyapı statik IP’ye sahip olmalıdır ve yedekli çalışarak kablolu altyapıda kesinti olması durumunda GSM altyapısına otomatik olarak geçiş sağlamalıdır. Aynı anda sadece bir IP üzerinden TEİAŞ’a veri gönderilmelidir.

(8) Toplayıcı, TEİAŞ API’leri ile veri alışverişi sağlayabilmek için kendine ait IP bilgilerini yazıyla TEİAŞ’a bildirmekle yükümlüdür.

(9) Toplayıcının TEİAŞ’a veri gönderdiği internet altyapısında güvenlik duvarı (Next Generation) kullanmak zorundadır.

(10) Toplayıcının kullandığı altyapının, 60 saniyelik periyotlarla elektrik verilerini kesintisiz olarak TEİAŞ’ın yazılımına aktarabilmesi için bir donanıma sahip olması gerekmektedir.

(11) Toplayıcının, 24 saate kadar internet kesintisi yaşaması durumunda tüm verileri uygun bir donanımda kaydedilebilmesi ve internet bağlantısı yeniden sağlandığından, kaydedilen tüm verilerin kronolojik olarak iletilebilmesi gerekmektedir.

(12) Sistem işletmecisi tarafından yazılım üzerinden verilen talimatları ve teyit amaçlı sözlü uyarıları yerine getirmesi, portföyündeki tüketim tesisleri ile iletişime geçebilmesi gerekmektedir.

B)Toplayıcı ile Tüketim Tesisi Arasında Olması Gereken İletişim Gereklilikleri Testi

Testin Hedefi

(1) Bu testin hedefi, toplayıcı ile tüketim tesisi arasında tesis edilmesi gereken iletişim altyapısının talep tarafı katılımı hizmetini sağlamaya yeterli olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Kabul Kriterleri

(2) Toplayıcı portföyünde yer alan, tüketim tesislerinin bir tanesi GSM olmak üzere en az 2 adet internet altyapısının olması gerekmektedir. Tüketim tesislerinin her bir altyapı için statik IP’ye sahip olması gerekmektedir. Bu iki internet altyapısının birbirleri ile yedekli çalışması ve tüketiciye ait kablolu internet altyapısında kesinti olması durumunda iletişimin otomatik olarak GSM altyapısı üzerinden devam etmesinin sağlanması gerekmektedir.

(3) Tüketim tesislerinin iletişim altyapılarında güvenlik duvarı (Next Generation) kullanılması gerekmektedir.

(4) Toplayıcı veri güvenliğinden sorumludur. DNP3, IEC6870-5-104, IEC61850 gibi protokoller kullanılması durumunda 62351 Security Standarts of Power System uyumluluğunun olması veya MQTT, http gibi protokollerin kullanılması durumunda ise TLS kullanılması gerekmektedir.

(5) Toplayıcının portföyünde yer alan tüketim tesislerinin mevcut kontol sayaçlarına bağlanabilmesi gerekmektedir.

(6) Tüketim tesislerinin kullandığı altyapının, 60 saniyelik periyotlarla elektrik verilerini kesintisiz olarak Toplayıcının yazılımına aktarabilmesi için donanıma sahip olması gerekmektedir.

(7) Veri temin ve haberleşme donanımının; Pulse, Modbus RTU, Modbus TCP/IP, IEC62056, DLMS/COSEM, OPC UA ve benzeri haberleşme protokollerini desteklemesi gerekmektedir.

(8) Tüketim tesislerinin, 24 saate kadar internet kesintisi yaşanması durumunda tüm verileri uygun bir donanımda kaydedilebilmesi ve internet bağlantısı yeniden sağlandığında kaydedilen tüm verileri kronolojik olarak eksiksiz şekilde iletilebilmesi gerekmektedir.

C) Toplayıcı ile TEİAŞ Arasında Olması Gereken Yazılım Gereklilikleri Testi

Testin Hedefi

(1) Bu testin hedefi, toplayıcı ile TEİAŞ arasında tesis edilmesi gereken yazılımın talep tarafı katılımı hizmetini sağlamaya yeterli olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Kabul Kriterleri

(2) Toplayıcının, portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait elektrik verilerini anlık olarak izlenebilmesi, raporlanabilmesi gerekmektedir.

(3) Toplayıcıya ait iletişim altyapısının, TEİAŞ API’leriyle entegre olabilmesi ve TEİAŞ tarafından gelen talimatları kendi sisteminden takip edebilmesi gerekmektedir. (TEİAŞ talimatlarını gerekli gördüğünde talep tarafı yazılımı API’si üzerinden veya talep tarafı yazılımında toplayıcı için oluşturulacak bir kullanıcı üzerinden paylaşabilir.)

(4) Toplayıcı, API üzerinden portföyünde yer alan tüketim tesislerinin tüketim değerlerini TEİAŞ’a anlık olarak iletebilmelidir.

(5) Veri toplama sisteminde kaydedilen veriler zamanlarıyla birlikte düzenli olarak depolanarak ve 5 yıl boyunca saklanması gerekmektedir.

Ç) Toplayıcı ile Tüketim Tesisleri Arasında Olması Gereken Yazılım Gereklilikleri Testi

Testin Hedefi

(1) Bu testin hedefi, toplayıcı ile tüketim tesisleri arasında tesis edilmesi gereken yazılımın talep tarafı katılımı hizmetini sağlamaya yeterli olduğunun doğrulanmasıdır.

Test Kabul Kriterleri

(2) Toplayıcı, portföyünde yer alan tüketim tesislerinin elektrik verilerini anlık olarak izleyebilmeli ve raporlayabilmelidir.

(3) Toplayıcı, TEİAŞ tarafından belirlenen metodolojiye uygun olarak, tüketim tesislerinin temel tüketim değerlerini aktara bilmelidir.

(4) Toplayıcı, TEİAŞ tarafından yük düşümü talimatı aldığından portföyünde yer alan tüketim tesislerine SMS, sesli arama ve e-posta ile bildiri gönderebilme özelliğine sahip olmalıdır.

Toplayıcıya ait veri toplama sisteminin, kaydedilen verilerin zamanlarıyla birlikte düzenli olarak depolayabilir ve 5 yıl boyunca saklayabilir olması gerekmektedir.

EK 18^[73]

RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ

E.18.1 KAPSAM (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

Bu kriterler, aşağıda belirtilen üretim tesislerine uygulanır:

• İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri

• Dağıtım sistemine orta gerilim seviyesinden bağlı güneş enerjisine dayalı lisans sahibi fotovoltaik üretim tesisleri

• Kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı lisans sahibi üretim tesisleri

• Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ait mekaniksel kurulu gücü 5 MW ve üzerinde olan yardımcı kaynak üniteleri

E.18.2 ÜRETİM TESİSLERİNİN ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI

İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde ilgili üretim tesisleri şebekeye bağlı kalmalıdır.

Şekil E.18.1 İletim veya Dağıtım Sistemi Bağlantı Noktasındaki Şebeke Faz-Faz Gerilimi

Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.

Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.

Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, ilgili üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği Sağlanması bölümünde belirtilen esaslara uymalıdır.

Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü ve/veya fotovoltaik güneş santrallerindeki her bir invertör tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.

E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ^[74]

İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Üretim tesisinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle, santralın o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. Bu kapsamda;

a) Kurulu gücü 100 MW ve altında olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5’inden az olmamalıdır.

b) Kurulu gücü 100 MW’ın üzerinde olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4’ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4’ünden az olmamalıdır.

Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle ilgili üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için üretim tesislerinde gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.

Şebeke kısıtları, acil durum veya benzeri nedenlerle, dağıtım sistemine bağlı lisans sahibi üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılması amacıyla gönderilebilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarının azaltılmasının sağlanması amacıyla ilgili üretim tesislerinde gerekli sistem, dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.

E.18.4 FREKANS TEPKİSİ (Değişik:RG-21/1/2025-32789)

Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri çalıştığı süre boyunca aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki frekans aralıkları esas olmak üzere üretim yapmalıdır.

Söz konusu santralların tasarım ve çalışması esnasında aşağıdaki tablo E.18.1’de yer alan frekans çalışma aralıklarındaki çalışma süreleri esas alınacaktır.

Tablo E.18.1 Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için frekans aralıklarındaki çalışma süreleri

Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini ve/veya güneş paneli grubu devreye girmemelidir ve üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.

Şekil E.18.2 Güç-Frekans Eğrisi

Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in üzerine çıkması durumunda ilgili üretim tesisleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.

E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ

Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de; güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri ise, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.4te koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.

Şekil E.18.3 Rüzgar Santralı Reaktif Güç Kapasite Eğrisi

Şekil E.18.4 Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri

Reaktif Güç Kapasite Eğrisi

Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.5’te belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.

Şekil E.18.5 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi

E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI

İletim sistemine bağlı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.6’da belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.

Şekil E.18.6 Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek

Reaktif Güç Desteği Eğrisi

İletim sistemine bağlı üretim santralları için gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.6’da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.

Şekil E.18.6’daki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)

İlgili üretim tesisi, iletim şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil E.18.7’deki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms’de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2’sini geçmemelidir.

Şekil E.18.7 Gerilim Değişimi Sonrası Reaktif Çıkış Gücü Tepkisi Sınırları

E.18.7 ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ

İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu Yönetmelikte tanımlanmaktadır.

E.18.8 ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER

İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:

1. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.

2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).

3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).

4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).

5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.

6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, TS EN IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, TS EN IEC 61400-21, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.

7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten, rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit, uzunluk, vs).

8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.

9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi ve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.

10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.

İletim sistemine bağlı güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:

1. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.

2. Güneş panelleri ve invertörlerin sayısı ve her bir invertörün MWe cinsinden nominal aktif gücü ve invertörün teknik özellikleri,

3. İnvertörlerin şebekeye bağlantı şeması.

4. Güneş panellerinin minimum ve maksimum ışınım değerlerindeki işletim durumu (ışınım değerine göre güneş panellerinin üretim değişimini gösteren grafikler).

5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.

6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61727, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.

7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan güneş panel ve invertörlerinin statik ve dinamik modelleri.

8. Güneş santrallarının master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.

9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek güneş enerjisine dayalı üretim tesisi ve coğrafi koordinatları.

10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.

Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesislerin adına kayıtlı olduğu tüzel kişi tarafından, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanmasını ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesini müteakiben, sağlayacakları yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için, tanımlanacak parametre ve değişkenleri, belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci dahilinde TEİAŞ’a sunulur.

E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ SANTRALLARININ İZLENMESİ (Değişik: RG-17/12/2024-32755)

Elektriksel kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan lisanslı ve lisanssız rüzgar enerjisi santralları, merkezi TEİAŞ olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler TEİAŞ tarafından RİTM internet sayfasında yayımlanır.

EK 21^[78]

Manevra Formunu Hazırlayan Kontrol Eden

EK 22^[79]

EK-23

VERİ ÇİZELGELERİ

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 1/9

ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ

SANTRAL: _________________________ TARİH: _____________

(*) Ayrıntılı Planlama Verileri

(**) Standart Planlama Verileri

(***) Üretim grubu no.1

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 2/9

(*) Ayrıntılı Planlama Verileri,

(**) Standart Planlama Verileri

(***) Üretim tesisi

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 3/9

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 4/9

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 5/9

Notlar:

1. (*) Yüksek Basınç

(**) Orta Basınç

3. Yukarıdaki seçenek 1 kapsamında istenen veri kalemleri sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir.

4. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan veri kalemlerini vermelidir.

5. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri sunmalıdır.

6. TEİAŞ aynı zamanda bağlantı şartlarında da yer alan tarihleri kontrol etmelidir.

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 6/9

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 7/9

Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir.

İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır.

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 8/9

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1

Sayfa 9/9

NOT:

Kullanıcılar, santrallar da dahil olmak üzere TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için gerekli olan verileri gösteren Çizelge 4 ve Çizelge 11’e bakmalıdırlar.

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2

Sayfa 1/3

ÜRETİM PLANLAMASI PARAMETRELERİ

Bu çizelgede TEİAŞ’a işletme planlaması zaman çizelgelerinin hazırlanması için gerekli üretim grubu üretim planlaması parametreleri yer almaktadır.

Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir.

Doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloklarına referans verildiğinde, uygun yerlerde “GR1” sütunu ve diğerleri okunurken “A,B,C,D” şeklinde değiştirilmelidir.

Santral: _________________________

Üretim Planlaması Parametreleri

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2

Sayfa 2/3

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2

Sayfa 3/3

NOTLAR:

1. Doğrudan bağlı bir santral içinde değişik üretim gruplarına olanak vermek için işletmecisi aynı üretim grupları her biri en fazla dört tane olan senkronizasyon gruplarından birine tahsis edilmelidir. Bir senkronizasyon grubu içinde tek bir senkronizasyon süresi geçerli olacaktır, fakat senkronizasyon grupları arasında sıfır senkronizasyon süresi olduğu varsayılacaktır.

2. Bir üretim grubunun senkronize blok yükten kurulu güce yüklenme hızının MW seviye 1 ve MW seviye 2 olarak gösterilen iki ara yükten üç aşamalı olarak değişimi karakteristik olarak gösterilmiştir. MW seviye 1 ve MW seviye 2 değerleri üretim grupları için farklı olabilir.

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3

Sayfa 1/3

ÜNİTELERİN DEVRE DIŞI KALMA PROGRAMLARI,

KULLANILABİLİR GÜÇ VE SABİT KAPASİTE VERİLERİ

Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir. Dış enterkonneksiyonlar ile ilgili anlaşmalar bilgileri de kapsar.

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3

Sayfa 2/3

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3

Sayfa 3/3