Yönetmelikler - Sayı: 19722

(1) Bu Yönetmeliğin amacı; el

Bu Yönetmeliğin amacı; el

(1) Bu Yönetmelik, TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları ger

Bu Yönetmelik, TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları ger

(1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı El

Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı El

(1) Bu Yönetmelikte geçen; a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları, b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi, c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile el

Bu Yönetmelikte geçen; a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları, b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi, c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile el

Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,

Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi,

Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile el

(1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir. (2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemd

TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir.

İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemd

(1) Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması,

Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması,

(1) Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal fr

Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal fr

olan nominal fr

(1) İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişimi ±%10’dur. (2) İletim sistemi içind

İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişimi ±%10’dur.

İletim sistemi içind

(1) İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları,

İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları,

(1) Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez. (2) Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez. Gerilim salınımları ve fliker

Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez.

Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez. Gerilim salınımları ve fliker

(1) İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak; d) 1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerç

İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak; d) 1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerç

1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerç

(1) İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının, faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga ş

İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının, faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga ş

(1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; aylık olarak sistemden ç

İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; aylık olarak sistemden ç

(1) İletim sisteminde olasılığı en yüks

İletim sisteminde olasılığı en yüks

(1) İşletme esasları; sistemin gerç

İşletme esasları; sistemin gerç

(1) İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu Yönetmelik ile belirlenen t

İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu Yönetmelik ile belirlenen t

(1) TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak giderm

TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak giderm

(1) Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır: a) Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı ±2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda ±8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır. b) Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemd

Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır: a) Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı ±2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda ±8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır. b) Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemd

Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı ±2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda ±8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır.

Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemd

(1) Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması ger

Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması ger

(1) Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sür

Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sür

(1) Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içind

Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içind

(1) 400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemind

400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemind

(1) İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından yüks

İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından yüks

(1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki fr

Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki fr

(1) İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin ger

İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin ger

(1) Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir. (2) Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen ger

Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir.

Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen ger

(1) İletim sisteminde kullanıcı ile olan sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait sinyalizasyon için ger

İletim sisteminde kullanıcı ile olan sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait sinyalizasyon için ger

(1) Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği, değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve ger

Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği, değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve ger

(1) İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle, kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları, bağlı olduğu TEİAŞ merkezind

İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle, kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları, bağlı olduğu TEİAŞ merkezind

(1) TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve t

TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve t

(1) İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir. (2)[29] TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak üretim tesisinin ya da tesislerinin toplam kurulu gücü azami, ilgili baranın kısa devre arıza akım sınırının aşılmaması kaydıyla mezkûr baradaki transformatörün cebri soğutmasız nominal görünür gücüne kadar olabilir. Kurulu gücü 50 MW ve üzeri olan üretim tesislerinin bağlantısı iletim seviyesinden yapılır. Transformatör merkezlerinde yer alan fiderlerin ve transformatör kapasitesinin verimli kullanılması için; fider tahsis talepleri, fider yüklenme durumları göz önüne alınarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılır. T

İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir.

(1) İletim sistemine bağlantı esasları; a) TEİAŞ’a, b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere, ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere, uygulanır. (2) Ayrıca, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde dağıtım sistemine bağlı olan 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesisleri de iletim sistemine bağlantı esasları kapsamında değerlendirilir. İKİNCİ BÖLÜM İletim Sistemine Bağlantı ve/veya Sistem Kullanımı Bağlantı talebinin değerlendirilmesi

İletim sistemine bağlantı esasları; a) TEİAŞ’a, b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere, ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere, uygulanır.

TEİAŞ’a,

İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere,

Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere, uygulanır.

(1) Üretim ve tüketim tesislerinin bağlantıları

Üretim ve tüketim tesislerinin bağlantıları

(1) Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini yapabilmesi için

Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini yapabilmesi için

(1) Kullanıcı; üretim tesisinin ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizatın, sistemd

Kullanıcı; üretim tesisinin ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizatın, sistemd

(1) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesind

Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesind

(1) TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Proj

TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Proj

(1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları; a) TEİAŞ’a, b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) Dağıtım şirketlerine, uygulanır. Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri

İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları; a) TEİAŞ’a, b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) Dağıtım şirketlerine, uygulanır. Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri

TEİAŞ’a,

Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

Dağıtım şirketlerine, uygulanır. Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri

(1) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, el

Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, el

(1) Uzun Dönem El

Uzun Dönem El

(1) Planlama verileri;

Planlama verileri;

(1) Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön verileri olarak kabul edilir. Bu seviyed

Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön verileri olarak kabul edilir. Bu seviyed

(1) Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler, taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Proj

Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler, taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Proj

(1) İletim sistemine bağlantı gerç

İletim sistemine bağlantı gerç

(1) Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma t

Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma t

(1) Talep ve enerji tahmini esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. İKİNCİ BÖLÜM İşletme Planlaması İşletme planlamasının esasları

Talep ve enerji tahmini esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. İKİNCİ BÖLÜM İşletme Planlaması İşletme planlamasının esasları

TEİAŞ’a,

Dağıtım şirketlerine,

Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. İKİNCİ BÖLÜM İşletme Planlaması İşletme planlamasının esasları

(1) İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir. (2) TEİAŞ, talebin sür

İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir.

TEİAŞ, talebin sür

(1) İşletme planlaması esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. Planlı olarak devre dışı edilme esasları

İşletme planlaması esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. Planlı olarak devre dışı edilme esasları

TEİAŞ’a,

Dağıtım şirketlerine,

İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, uygulanır. Planlı olarak devre dışı edilme esasları

(1) İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan üretim tesisleri, bir sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini, içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın belirleyeceği kurulu güç ve üzerind

İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan üretim tesisleri, bir sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini, içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın belirleyeceği kurulu güç ve üzerind

(1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır: a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler. b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerd

İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır: a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler. b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerd

Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler.

MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerd

(1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır. (2) S

Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır.

(1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerec

İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerec

(1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci

TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci

(1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önc

İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önc

(1) TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirm

TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirm

(1) TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak ş

TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak ş

(1) İşletme yed

İşletme yed

(1) İşletme yedeği, sistem fr

İşletme yedeği, sistem fr

(1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçüler

Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçüler

(1) İşletme koşulları sistem fr

İşletme koşulları sistem fr

(1) 63 üncü

63 üncü

(Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-21/1/2025-32789) (1) MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan t

MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan t

(1) Anlık talep kontrolü, primer fr

Anlık talep kontrolü, primer fr

(Değişik: RG-17/12/2024-32755) (1) Düşük fr

Düşük fr

(1) Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 63 üncü

Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 63 üncü

(1) Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi sonucunda uygulanması ger

Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi sonucunda uygulanması ger

(1) İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır. (2) Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ tarafından ger

İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır.

Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ tarafından ger

(1) İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir. İşletme iletişimine tabi taraflar

İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir. İşletme iletişimine tabi taraflar

(1) İşletme iletişim esasları; a) TEİAŞ’a, b) TETAŞ’a, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) Dağıtım şirketlerine, d) Serbest tüketicilere, uygulanır. İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi

İşletme iletişim esasları; a) TEİAŞ’a, b) TETAŞ’a, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) Dağıtım şirketlerine, d) Serbest tüketicilere, uygulanır. İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi

TEİAŞ’a,

TETAŞ’a,

İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

Dağıtım şirketlerine,

Serbest tüketicilere, uygulanır. İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi

(1) TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir. (2) Şeb

TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir.

(1) Sistem gerilim ve fr

Sistem gerilim ve fr

(1) TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerind

TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerind

(1) Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer alır. Çalışma güvenliği esasları

Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer alır. Çalışma güvenliği esasları

(1) Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir. Çalışma güvenliğine tabi taraflar

Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir. Çalışma güvenliğine tabi taraflar

(1) Çalışma güvenliği esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere uygulanır. Güvenlik önlemleri

Çalışma güvenliği esasları; a) TEİAŞ’a, b) Dağıtım şirketlerine, c) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere uygulanır. Güvenlik önlemleri

TEİAŞ’a,

Dağıtım şirketlerine,

İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere uygulanır. Güvenlik önlemleri

(1) Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin el

Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin el

(1) TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilec

TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilec

(1) Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcılara el

Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcılara el

(1) Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, el

Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, el

(1) Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak

Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak

(1) TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır. Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre

TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır. Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre

(1) Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı ş

Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı ş

(1) TEİAŞ, iletim sisteminde ger

TEİAŞ, iletim sisteminde ger

(1) Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir ş

Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir ş

(Değişik: RG-17/12/2024-32755) (1) Sistem toparlanması esasları; a) TEİAŞ’a, b) İletim sistemine doğrudan bağlı olan üretim ve tüketim tesislerine ilişkin gerç

Sistem toparlanması esasları; a) TEİAŞ’a, b) İletim sistemine doğrudan bağlı olan üretim ve tüketim tesislerine ilişkin gerç

TEİAŞ’a,

İletim sistemine doğrudan bağlı olan üretim ve tüketim tesislerine ilişkin gerç

(1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, El

Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, El

(1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak ş

Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak ş

(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. Sistem toparlanma planının uygulanması

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.

TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde bulundurarak planda revizyon yapabilir. Sistem toparlanma planının uygulanması

(1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli ş

Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli ş

(1) Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesl

Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesl

(1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerec

Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerec

(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerind

Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerind

(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 ş

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 ş

Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak ş

(1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilec

Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilec

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) Gün öncesi planlamaya tabi taraflar

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) Gün öncesi planlama süreci

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) Üretim çizelgelerinin hazırlanması

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) Senkronizasyon programı

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) Veri sağlama yükümlülüğü

(Mülga: RG-17/12/2024-32755) İKİNCİ BÖLÜM Yan Hizmetler Yan hizmetlere ilişkin esaslar

(1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak ş

İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak ş

(1) Üretim tesisi, primer fr

Üretim tesisi, primer fr

(1) Sistem fr

Sistem fr

[42] Anlık talep kontrolü

(1) Anlık talep kontrolü 66 ncı

Anlık talep kontrolü 66 ncı

(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 sür

(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 sür

Termik ve hidrolik üretim tesisleri, aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sür

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

Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür. Bölgesel kapasite kiralama

(1) TEİAŞ tarafından yürütülen t

TEİAŞ tarafından yürütülen t

(1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerç

Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerç

– (1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilec

İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilec

(Değişik: RG-17/12/2024-32755) (1) El

(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. Veri kayıt esaslarına tabi taraflar

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. Veri kayıt esaslarına tabi taraflar

(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. İKİNCİ BÖLÜM Veri Grupları ve Prosedürler Veri grupları

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. İKİNCİ BÖLÜM Veri Grupları ve Prosedürler Veri grupları

TEİAŞ’a,

İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

Dağıtım şirketlerine,

İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,

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,

İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,

Tedarik şirketlerine,

Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, uygulanır. İKİNCİ BÖLÜM Veri Grupları ve Prosedürler Veri grupları

(1) Veri grupları üçe ayrılır: a) İşletme ve dengeleme verileri, b) Standart planlama verileri, c) Ayrıntılı planlama verileri. Verilerin hazırlanması ve sunulması

Veri grupları üçe ayrılır: a) İşletme ve dengeleme verileri, b) Standart planlama verileri, c) Ayrıntılı planlama verileri. Verilerin hazırlanması ve sunulması

İşletme ve dengeleme verileri,

Standart planlama verileri,

Ayrıntılı planlama verileri. Verilerin hazırlanması ve sunulması

(1) Kullanıcılar,

Kullanıcılar,

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

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

(1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya

Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya

(1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin el

TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin el

(1) Türkiye’nin el

Türkiye’nin el

(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. Atıflar

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. Atıflar

(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan El

22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan El

(1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan El

22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan El

(1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır. İKİNCİ BÖLÜM Geçici ve Son Hükümler El

Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır. İKİNCİ BÖLÜM Geçici ve Son Hükümler El

(Başlığı ile Birlikte Değişik: RG-17/12/2024-32755) (1) El

(1) 18 inci

18 inci

– (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte

Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte

– (Değişik:RG-21/1/2025-32789) (1) 109 uncu

109 uncu

(1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücünd

Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücünd

[51] Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar[52] [53] [54]

– (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma t

TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma t

(1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.

Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.

(1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin Tarihi Sayısı 28/5/2014 29013 Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin Tarihi Sayısı 1. 12/7/2014 29058 2. 7/5/2015 29348 3. 30/7/2016 29786 4. 22/3/2017 30046 5. 26/11/2017 30252 6. 1/3/2020 31055 7. 9/5/2021 31479 8. 31/10/2021 31645 9. 19/11/2022 32018 10. 13/07/2023 32247 11. 17/12/2024 32755 12. 21/1/2025 32789

Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin Tarihi Sayısı 28/5/2014 29013 Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin Tarihi Sayısı 1. 12/7/2014 29058 2. 7/5/2015 29348 3. 30/7/2016 29786 4. 22/3/2017 30046 5. 26/11/2017 30252 6. 1/3/2020 31055 7. 9/5/2021 31479 8. 31/10/2021 31645 9. 19/11/2022 32018 10. 13/07/2023 32247 11. 17/12/2024 32755 12. 21/1/2025 32789

(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. Arıza temizleme süreleri

(1) 18 inci

– (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte

– (Değişik:RG-21/1/2025-32789) (1) 109 uncu

(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. Reaktif enerji cezası

[51] Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar[52] [53] [54]

– (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.

(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.

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. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinde reaktif güç kontrolü MADDE 109/A- (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. Oturan sistemin toparlanması MADDE 110- (1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür. Bölgesel kapasite kiralama MADDE 111- (1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni 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. ÜÇÜNCÜ BÖLÜM Gerçek Zamanlı Dengeleme Gerçek zamanlı dengeleme esasları MADDE 112- (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. Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar MADDE 113- (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. Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü MADDE 114- (1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır: a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması, b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması, c) Sistem frekansında sapma olması, ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle, söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması, d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi, e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması. (2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir: a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık çıkış güçlerini 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. İletim sistemi kısıtları MADDE 115 – (1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar. (2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir. a) 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. Talimatlara ilişkin kayıtlar MADDE 116- (1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir. Elektriksel zaman hatası düzeltmesi MADDE 117- (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. YEDİNCİ KISIM Verilerin Kaydedilmesi ve İstatistik Üretme BİRİNCİ BÖLÜM Veri Kayıt Esasları ve Tabi Taraflar Veri kayıt esasları MADDE 118- (1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir. Veri kayıt esaslarına tabi taraflar MADDE 119- (1) Veri kayıt esasları; a) TEİAŞ’a, b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere, c) Dağıtım şirketlerine, ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere, d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde 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. İKİNCİ BÖLÜM Veri Grupları ve Prosedürler Veri grupları MADDE 120- (1) Veri grupları üçe ayrılır: a) İşletme ve dengeleme verileri, b) Standart planlama verileri, c) Ayrıntılı planlama verileri. Verilerin hazırlanması ve sunulması MADDE 121- (1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar: a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir. b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir. c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır. ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından sağlanır. d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Santralın yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir. Verilerin güncellenmesi MADDE 122- (1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda, TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir. Eksik veriler MADDE 123- (1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir. Veri çizelgeleri MADDE 124- (1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır: a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri, b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri, c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit kapasite verileri, ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler, d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler, e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri, g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler, ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri, h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri, ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri, i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, 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. ÜÇÜNCÜ BÖLÜM İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar İstatistiksel veriler MADDE 125- (1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar. (2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır. (3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar. Prosedür ve sorumluluklar MADDE 126- (1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla; a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, b) Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, c) Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi, TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler. (2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar. (3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz. SEKİZİNCİ KISIM Çeşitli Hükümler BİRİNCİ BÖLÜM Diğer Hükümler Anlaşmazlıkların çözümü MADDE 127- (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar. Atıflar MADDE 128- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır. Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler MADDE 129- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır. Haberleşme ve tebligat MADDE 130- (1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır. İKİNCİ BÖLÜM Geçici ve Son Hükümler Elektrik depolama ünite ve tesislerine ilişkin düzenlemeler GEÇİCİ MADDE 1- (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. Arıza temizleme süreleri GEÇİCİ MADDE 2- (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. SCADA kontrol merkezleri GEÇİCİ MADDE 3[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. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri[48] GEÇİCİ MADDE 4 – (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. Reaktif güç kontrolüne ilişkin güç değerleri GEÇİCİ MADDE 5 – (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. Reaktif güç desteğine katılım GEÇİCİ MADDE 6- (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. Reaktif enerji cezası GEÇİCİ MADDE 7- (Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E. sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.) (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının, 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. Primer kontrol hizmetine katılımdan muafiyet GEÇİCİ MADDE 8-[51] Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar[52] [53] [54] GEÇİCİ MADDE 9 – (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. GEÇİCİ MADDE 10[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. Sınırlı frekans hassasiyet modu yan hizmetlere ilişkin test prosedürlerinin hazırlanması GEÇİCİ MADDE 11- (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. Yürürlük MADDE 131- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.

MADDE 132- (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin Tarihi Sayısı 28/5/2014 29013 Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin Tarihi Sayısı 1. 12/7/2014 29058 2. 7/5/2015 29348 3. 30/7/2016 29786 4. 22/3/2017 30046 5. 26/11/2017 30252 6. 1/3/2020 31055 7. 9/5/2021 31479 8. 31/10/2021 31645 9. 19/11/2022 32018 10. 13/07/2023 32247 11. 17/12/2024 32755 12. 21/1/2025 32789

yıllık üretim kapasitesi arz-talep projeksiyonunu, zzz) Kısa dönem fliker şiddeti endeksi (Pst): 10 dakikalık periyotlarla ölçülen fliker şiddeti endeksini, aaaa) Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını, bbbb) Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketicileri, cccc) Kuplaj fideri: Aynı gerilimdeki iki ana barayı birbirine bağlayan teçhizatı, çççç) Kuplaj kesicisi: İki ana baralı sistemlerde, baraları birbirine bağlayan/ayıran kesiciyi, dddd) Kuranportör: Enerji iletim hatları üzerinden ses, koruma sinyalizasyonu ve bilgi iletişimi sağlayan radyo frekanslı alıcı-verici cihazı, eeee) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu, ffff) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu, gggg) Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını, ğğğğ) Küçük santral: Toplam kurulu gücü 10 MW ve altında olan üretim tesisini, hhhh) Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri, ıııı) Manevra formu: BYTM’lerin yaptıracakları manevralarda, transformatör merkezi işletme teknisyenlerinin takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen formu, iiii) Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları, jjjj) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesini sağlayan, Dengeleme Güç Piyasasını işleten, uluslararası enterkonneksiyon hatlarının işletilmesi ve bu hatlar üzerinden yapılan enerji alışverişlerinin koordinasyonundan sorumlu olan ve BYTM arasındaki koordinasyonu sağlayan kontrol merkezini, kkkk) (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini, llll) (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini, mmmm) Negatif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden negatif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü, nnnn) Negatif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve ters yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu, oooo) Nominal aktif güç: Sistemdeki bir elemanın nominal görünür gücünün nominal güç faktörü ile çarpılmasıyla elde edilen değeri (Watt), öööö) Nominal görünür güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper), pppp) Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir şekilde çalıştığı işletme koşulunu, rrrr) Orta gerilim (OG) fideri: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını, ssss) Ortak bağlantı noktası: Birden fazla kullanıcının elektriksel olarak iletim sistemine bağlı olduğu veya bağlı olması muhtemel ortak noktayı, şşşş) Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder frekans kontrolü sağlamak için üretim tesislerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri gönderen ve jeneratörlerin aktif güç çıkışlarını ayarlayan MYTM’deki kontrol sistemi donanım ve yazılımı, tttt) Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü altındaki üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması amacıyla otomatik olarak hesap ettiği aktif güç hedef üretim değerlerini (set-point) SCADA sistemi üzerinden ilgili üretim tesislerine gönderen programı, uuuu) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde bulunan ve MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyaller vasıtasıyla ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi, üüüü) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi verilmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınması, vvvv) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri, yyyy) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını, zzzz) Piyasa katılımcısı: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri, aaaaa) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları, bbbbb) Pozitif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden pozitif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü, ccccc) Pozitif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve doğru yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu, ççççç) Primer frekans kontrolü: Sistem frekansının düşmesine veya yükselmesine tepki olarak ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik artırılması veya düşürülmesi yoluyla sistem frekansının yeni bir denge noktasına getirilmesini, ddddd) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, ilgili üretim tesisi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını, eeeee) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından bildirilen ve üretim tesislerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını, fffff) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda primer frekans kontrol hizmeti kapsamında ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını, ggggg) Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini, ğğğğğ) Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı, hhhhh) Sekonder frekans kontrolü: Bu kontrole katılan üretim tesislerinin aktif güç çıkışının, MYTM’den otomatik olarak gönderilen sinyaller ile artırılarak veya düşürülerek sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesini, ııııı) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir üretim tesisinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile emreamade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya sistem işletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve sistem işletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını, iiiii) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini, jjjjj) Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını, kkkkk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğine haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi, lllll) Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu, mmmmm) Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan sargıyı, nnnnn) Sıfır bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden sıfır faz sırasına sahip olan ve birbirine eşit üç vektörden her birini, ooooo) Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini, ööööö) Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü, ppppp) Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan hız ya da frekans sinyalini, rrrrr) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini, sssss) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini, şşşşş) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı, ttttt) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını, uuuuu) Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki salınımları, üüüüü) Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı korumasını sağlayan sistemi, vvvvv) Şalt sahası: Elektrik bağlantı elemanlarının ve ekipmanlarının bulunduğu sahayı, yyyyy) Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu, zzzzz) Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı, aaaaaa) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını, bbbbbb) Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi, cccccc) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini, çççççç) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri, dddddd) Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması ve ünite veya bloğun, frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış gücünü, eeeeee) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri, ffffff) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi, gggggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini, ğğğğğğ) Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramını, hhhhhh) Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin verilen güç miktarını, ıııııı) Tersiyer frekans kontrolü: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirten yük alma, yük atma talimatları ile işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi kapsamında dengeleme birimlerinin aktif güç çıkışlarını artırmaları ya da azaltmalarını, iiiiii) Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını, jjjjjj) Tersiyer frekans kontrolü rezerv yedeği: İşletme yedeklerinin ihtiyaç duyulduğunda dengeleme güç piyasası vasıtasıyla manuel olarak servise alınan ve sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını, kkkkkk) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı, llllll) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini, mmmmmm) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini, nnnnnn) Toplam Harmonik Bozulma (THBv): Gerilim harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri, oooooo) Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri, öööööö) Topraklama: Gerilimsiz hale getirilmiş teçhizatın, toprak ayırıcısını kapatarak veya topraklama donanımı kullanılarak toprakla irtibatlandırılmasını, pppppp) Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını, rrrrrr) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını, ssssss) Transfer bara: Teçhizatın transfer kesicisi ve/veya ayırıcısı ile bağlı olduğu barayı, şşşşşş) Transfer fideri : Bir fiderin yerine geçebilen teçhizatı, tttttt) Transfer kesicisi: Bir fiderin kendi kesicisi yerine geçebilen ve ana barayı transfer baraya bağlayan kesiciyi, uuuuuu) Transfer-kuplaj fideri: Transfer ya da kuplaj olarak kullanılabilen teçhizatı, üüüüüü) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi, vvvvvv) Türkiye elektrik enerjisi talep projeksiyonu: İki yıllık periyotlarda, Kalkınma Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan ve yayımlanan yirmi yıllık talep tahmini raporunu, yyyyyy) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu, zzzzzz) Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarını, aaaaaaa) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasını ve kaynak potansiyelini esas alarak TEİAŞ tarafından hazırlanan 20 yıllık üretim gelişim planını, bbbbbbb) Uzun dönem fliker şiddeti endeksi (Plt): İki saatlik zaman aralığı boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) Pst değerleri kullanılarak hesaplanan fliker şiddeti endeksini, ccccccc) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını, ççççççç) Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü içindeki kontrol devresini, ddddddd) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini, eeeeeee) Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan ve Kurulca onaylanan talep tahminlerinin esas alınarak TEİAŞ tarafından, gelec

yıl içinde işletmeye girmesi beklenen yıllık kapasite artışına göre hazırlanan üretim-tüketim denge analizi raporunu, fffffff) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi, ggggggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri, ğğğğğğğ) Yan hizmetler: (Değişik ibare: RG-17/12/2024-32755) 26/11/2017 tarihli ve 30252 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri, hhhhhhh) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a; dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri veya tüketiciler tarafından 2/1/2014 tarihli ve 28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları, ııııııı) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları, iiiiiii) Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya üretim tesisinin yıllık fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya üretim tesisinin üretebileceği yıllık azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını, jjjjjjj) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu, kkkkkkk) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri, lllllll) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri, mmmmmmm) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu, nnnnnnn) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri, ooooooo) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri, ööööööö) Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme kapasitesini gösteren grafiği, ppppppp) Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini, rrrrrrr) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Talep tarafı katılımı: Sistem işletmecisinin talimatı doğrultusunda, hizmete katılan toplayıcıların portföyünde yer alan tüketim tesislerinin tüketimlerinin düşürülmesi suretiyle verilen hizmeti, sssssss) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Minimum kararlı üretim düzeyi (MKÜD): Bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin sürekli olarak çalışabileceği asgari aktif güç seviyesini, şşşşşşş) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Sınırlı frekans hassasiyeti düşük frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, nominal aktif güçlerinin altında çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 49,8 Hz’nin altına düşmesi durumunda, aktif çıkış güçlerini artırarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını, ttttttt) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Sınırlı frekans hassasiyeti yüksek frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, minimum kararlı üretim düzeyi üzerinde çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 50,2 Hz’nin üzerine çıkması durumunda aktif çıkış güçlerini azaltarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını, uuuuuuu) (Ek:RG-21/1/2025-32789) Kapasite veri takip belgesi: Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan depolamalı elektrik üretim tesisleri bünyesindeki elektrik depolama ünite ve/veya ünitelerine ait kapasite verilerinin, ilgili şebeke işletmecisinin SCADA sistemine doğru ve kesintisiz bir şekilde aktarılabildiğinin ilgili sistem işletmecisi tarafından tespit edilmesi halinde düzenlenen ve depolamalı üretim tesisinin kabulü aşamasında sunulması zorunlu olan belgeyi, ifade eder. (2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir. İKİNCİ KISIM İletim Sisteminin Planlama,Tasarım ve Performansı BİRİNCİ BÖLÜM İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları İletim sisteminin planlama esasları MADDE 5- (1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir. (2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır. (3) İletim sistemindeki (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek amacıyla üretim veya tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi yöntemlerine başvurulabilir. (4) Nükleer santralların sisteme bağlantı noktalarında (N-2) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır. (5) İletim sisteminin nominal gerilimleri; 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi; arıza öncesi planlama gerilim sınırları 400 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile 162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. İletim kısıtlarının olduğu bölgelerde 154 kV’lik sistem için bu limitlerin 140 kV ile 170 kV olduğu kabul edilir. (6) İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin beşinci fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak şekilde planlanır. (7) İletim sistemindeki indirici güç transformatörleri için,

hükümleri uygulanır.[19] Üretim tesislerinin tasarım ve performans esasları MADDE 20- (1) Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması gereken teknik ve tasarım kriterlerini kapsar. (2) 30 MW kurulu gücün altındaki üretim tesisleri bu maddenin 8 inci fıkrasında düzenlenen şartlara uymak zorunda olup diğer fıkralardaki şartlardan muaftır.[20] (3) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan üretim tesisleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak zorundadır.[21] (4) Konvansiyonel tip senkron jeneratörler, nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazlı olarak 0,85 düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Ancak işletmedeki mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmayı talep etmeleri halinde jeneratör terminallerinde güç faktörlerini aşırı ikazlı olarak en fazla 0,9 değerine çekebilecek şekilde lisans gücünü arttırabilir. Bu durumda üretici Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda jeneratörün aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktöründeki nominal aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür. (5) Nükleer Güç Santrallarındaki jeneratörler; nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazı olarak 0,9, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerinde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. (6) Ünitenin kısa devre oranı; termik ve kombine çevrim gaz türbini üniteleri için 0,5 kurulu gücü 10 MW ve altındaki hidroelektrik üniteler için 0,75 ve 10 MW’ın üzerindeki hidroelektrik üniteler için ise 1,0’dan küçük olamaz. (7) Senkron kompansatör olarak çalışabilme özelliğine sahip üniteler, sıfır güç faktörü ile çalışabilecek, termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal güçlerinin %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %30 una kadar reaktif güç tüketebilecek, hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür gücünün %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %60’ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmak zorundadır. Üretim tesisinin senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir. (8) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 51,5 Hz’e çıkabileceği veya 47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, toplam kurulu gücü 1 MW ve üzerinde olan üretim tesisleri ve/veya TEİAŞ teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur. Frekans Aralığı Minimum Çalışma Süresi 51 Hz≤f<51,5 Hz 30 dakika 49 Hz ≤f<51 Hz Sürekli 48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat 47,5 Hz ≤f< 48,5 Hz 30 dakika (9) Primer frekans kontrol hizmeti sunan elektrik üretim tesisleri hariç, sekizinci fıkra kapsamındaki elektrik üretim tesislerine ait üniteler çalıştıkları süre boyunca,

5 Hz arasındaki düşük frekanslı elektromekanik salınımlarına karşı otomatik gerilim regülatöründe elektriksel sönümleme sağlama özelliğine sahip ve ENTSO-E sistemi bağlantısıyla birlikte ortaya çıkan düşük frekanslı bölgelerarası salınımları sönümleyebilen bir güç sistemi dengeleyicisi bulunmalıdır. Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, bağlantı anlaşması imzalanmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ’a; ünitenin ikaz sistemi, güç sistemi dengeleyicisinin teknik özellikleri, güç sistemi dengeleyicisinin blok şeması ve IEEE modeli, otomatik gerilim regülâtörü ve bunların kararlı durum ve dinamik performansları ile ilgili ayrıntılı bilgiler ve teknik özellikler

Eylül tarihi itibarıyla yıllık planın ilk taslağını oluşturur ve devre dışı olma programı değiştirilen kullanıcıları bilgilendirir. (4) Bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık plan, 31 Ekim tarihine kadar nihai şekline getirilir. TEİAŞ, dengeleme sistemine katılan ünitelerin devre dışı olmalarına ilişkin bu bilgileri yıllık plan nihai hale getirilene kadar gizlilik kuralları içerisinde değerlendirir. (5) TEİAŞ tarafından onaylanmış nihai yıllık devre dışı olma planında yer alan bir devre dışı olma programı sadece aşağıdaki şekilde değiştirilebilir; a) Arz güvenliği, elektrik sisteminin veya kullanıcı personelinin emniyeti veya kamu güvenliği nedeniyle TEİAŞ tarafından devre dışı edilmeden önce yapılan bir bildirimle, b) Arz güvenliği ve düşük maliyetli işletmecilik açısından kullanıcıdan gelen talep üzerine ve TEİAŞ’ın onayı ile, c) Kullanıcıya özgü bir değişiklik kapsamında TEİAŞ ile kullanıcı arasında sağlanan bir mutabakatla. (6) Kullanıcılar, TEİAŞ tarafından onaylanan nihai işletme planlamasına uymak zorundadır. İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma esasları MADDE 53- (1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır: a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler. b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerdeki kısıtları dikkate alarak ve üretim tesislerindeki ortaya çıkabilecek arızalar için makul bir yedek kapasite bırakarak fiili üretim kapasitesinin alt ve üst sınırlarını her iş günü 11.00 - 16.00 saatleri arasında analiz eder. c) Yapılan analiz sonucunda mevcut emreamadeliklerin izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre içinde yedek kapasite açısından bir eksikliğe yol açtığının anlaşılması durumunda MYTM erteleme talebini üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile dağıtım şirketlerine bildirir. Kısa süreli planlı devre dışı olma durumları MADDE 54- (1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır. (2) Sekiz saatten az süren planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yirmidört saat önceden bildirim yapılır. (3) Sekiz saatten kırksekiz saate kadar olan planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yedi takvim günü önceden bildirim yapılır. Bildirimli plansız devre dışı olma durumları MADDE 55- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerecek şekilde TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir: a) Etkilenen tesis ve/veya teçhizata ve emreamadeliğindeki kısıtlamaya ilişkin detaylar, b) Plansız devre dışı olma durumunun başlangıç zamanı, c) Etkilenen tesis ve/veya teçhizatın tekrar devreye alınması ve geçici kapasite sınırlamalarının ortadan kaldırılması için öngörülen zaman, ç) Plansız devre dışı olma durumunun diğer tesis ve/veya teçhizatta yol açacağı kısıtlamaların detayları veya arıza riski. (2) TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliğinin olumsuz bir şekilde etkilenme ihtimalinin söz konusu olması durumunda, kullanıcıdan plansız devre dışı olmaya ilişkin işlemini erkene almasını veya ertelemesini talep eder. Kullanıcı bu talep ile mutabık ise, plansız devre dışı olma işlemi ile ilgili yeni önerisini TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir. Zorunlu devre dışı olma durumları MADDE 56- (1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci maddenin sekizinci fıkrasında belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur. (2) İşletme planlamasına tabi taraf olan üretim faaliyeti gösteren bir tesis ve/veya teçhizatın TEİAŞ tarafından verilmiş iznin dışında zorunlu olarak devre dışı olması veya kapasitesinin düşmesi, iletim veya dağıtım sistemi ile bağlantısının kesilmesi veya iletim sistemi kısıtlarının ortaya çıkması halinde kullanıcı TEİAŞ’ı gecikmeden bilgilendirir. (3) Kullanıcı tesis ve/veya teçhizatının zorunlu devre dışı olma süresine ilişkin tahminini ve TEİAŞ tarafından talep edilen diğer bilgileri sağlar. Devre dışı olma ile ilgili tam olarak belirlenemeyen bilgiler netleştikçe, gecikmeden TEİAŞ’a bildirilir. Veri sağlama yükümlülüğü MADDE 57- (1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önceki yıla göre yapılan değişiklikleri, ünite transformatörünün teknik özelliklerini, ünite yüklenme eğrisini

ve ünite planlama parametrelerini

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. ÜÇÜNCÜ BÖLÜM İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar İstatistiksel veriler MADDE 125- (1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar. (2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır. (3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar. Prosedür ve sorumluluklar MADDE 126- (1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla; a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, b) Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, c) Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi, TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler. (2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar. (3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz. SEKİZİNCİ KISIM Çeşitli Hükümler BİRİNCİ BÖLÜM Diğer Hükümler Anlaşmazlıkların çözümü MADDE 127- (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar. Atıflar MADDE 128- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır. Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler MADDE 129- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır. Haberleşme ve tebligat MADDE 130- (1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır. İKİNCİ BÖLÜM Geçici ve Son Hükümler Elektrik depolama ünite ve tesislerine ilişkin düzenlemeler GEÇİCİ MADDE 1- (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. Arıza temizleme süreleri GEÇİCİ MADDE 2- (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. SCADA kontrol merkezleri GEÇİCİ MADDE 3[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. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri[48] GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan

uygulanır.[49] (2)

(Değişik: RG-17/12/2024-32755) İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ İşletme Gerilimi (kV) Transformatör Gücü (MVA) Aynı Güçte İki Transformatörün Paralel Çalışması Sekonder Taraf Kısa Devre Akımı(kA) Empedans Boşta Çevirme Oranı ve Gerilim Ayarı ONAN ONAF (%Uk) Baz Güç (MVA) 34,5 31,5 90 125 Hayır <16 15 125 400 kV±12x1,25%/33,6 kV 80 100 Hayır* <16 12 100 154 kV±12x1,25%/33,6 kV 50 62,5 Evet <16 12 62,5 154 kV±12x1,25%/33,6 kV 25 31,25 Evet <16 12 31,25 154 kV±12x1,25%/33,6 kV 15,8 50 62,5 Hayır <16 16 50 154 kV±12x1,25%/16,5 kV 25 31,25 Hayır <16 12 25 154 kV±12x1,25%/16,5 kV 16 20 Evet <16 12 16 154 kV±12x1,25%/16,5 kV 10,5 50 62,5 Hayır <16 17 50 154 kV±12x1,25%/11,1 kV 25 31,25 Hayır <16 12 25 154 kV±12x1,25%/11,1 kV 6,3 25 31,25 Hayır <16 15 25 154 kV±12x1,25%/6,6 kV 16 20 Hayır <16 12 16 154 kV±12x1,25%/6,6 kV * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir. ** 400/33,25 kV, 125 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir.

(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. PARAMETRE KIŞ SENARYOSU YAZ SENARYOSU Rüzgâr Açısı (radian) π / 2 Yayınırlık Katsayısı 0.5 Hat Azimut (degree) 90° Güneş Soğurganlık 0.8 İletken Yüksekliği (m) 500 Enlem (°) 36 Rüzgâr Hızı (m/s) 0.6 0.8 Hava Sıcaklığı (°C) 20 40 Tarih Saat 15 Ocak 12:00 15 Temmuz 12:00 Toplam Isı Akış Yoğunluğu (W/m2) 860 1030 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. İletken Tipi AC Rezistans 25 (ohm/km) AC Rezistans 75 (ohm/km) İletken Çapı (mm) Maksimum İletken Sıcaklığı (°C) Pheasant ACSR 0.0452 0.0461 0.0547 80 Cardinal ACSR 0.0599 0.0620 0.0738 80 Rail ACSR 0.0604 0.0622 0.0740 80 Drake ACSR 0.0716 0.0740 0.0883 80 Hawk ACSR 0.1194 0.1228 0.1467 80 Partridge ACSR 0.2133 0.2188 0.2616 80 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. TİP TOPLAM İLETKEN ALANI (mm2) MCM KIŞ KAPASİTESİ (MVA) YAZ KAPASİTESİ (MVA) 400kV 3B,Pheasant 3 x 726,5 3 x 1272 2630 2090 400kV 3B,Cardinal 3 x 545,9 3 x 954 2180 1750 400kV 2B,Pheasant 2 x 726,5 2 x 1272 1750 1400 400kV 2B,Cardinal 2 x 545,9 2 x 954 1450 1170 400kV 2B,Rail 2 x 516,8 2 x 954 1440 1160 154kV Pheasant 726,5 1272 340 270 154kV Cardinal 545,9 954 280 220 154kV Drake 468,6 795 250 200 154kV Hawk 280,9 477 180 150 66kV Pheasant 726,5 1272 140 120 66kV Partridge 157,2 267 50 40 Tablo E.3.3. İletim sisteminde yaygın olarak kullanılan iletkenlerin mevsimsel termik kapasiteleri 400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ TİP Toplam İletken Alanı (mm2) Akım Taşıma Kapasitesi (A) İletim Kapasitesi (MVA) XLPE Kablo (Bakır) 2000 1500 987 XLPE Kablo (Bakır) 1600 1500 1040 400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ Toprağa Açık kontaklar boyunca 400 kV için 154 kV için 400 kV için 154 kV için 1.2/50 ms Yıldırım Darbe Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) 1550 kV 750 kV 1550(+300) kV* 860 kV* Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç transformatörleri için) 1425 kV 650 kV - - *Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır. Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) 1175 kV - 900(+430) kV - Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Güç transformatörleri için) 1050 kV - - - Kesicileri ve ayırıcıları kapsayan açık şalt teçhizatı için 50 Hz – 1 Dakika Islak Dayanma Gerilimi 620 kVrms 325 kVrms 760 kVrms* 375 kVrms*

E.3.1.de yer alan sayısal değerler esas alınır. PARAMETRE KIŞ SENARYOSU YAZ SENARYOSU Rüzgâr Açısı (radian) π / 2 Yayınırlık Katsayısı 0.5 Hat Azimut (degree) 90° Güneş Soğurganlık 0.8 İletken Yüksekliği (m) 500 Enlem (°) 36 Rüzgâr Hızı (m/s) 0.6 0.8 Hava Sıcaklığı (°C) 20 40 Tarih Saat 15 Ocak 12:00 15 Temmuz 12:00 Toplam Isı Akış Yoğunluğu (W/m2) 860 1030

E.3.1. Havai hatların termik kapasitelerinin belirlenmesinde kullanılacak parametrelere ilişkin değerler. İletim sisteminde kullanılacak havai iletken türlerinin termik kapasitelerinin hesaplanmasında

E.3.2’de yer alan iletken karakteristikleri kullanılır. İletken Tipi AC Rezistans 25 (ohm/km) AC Rezistans 75 (ohm/km) İletken Çapı (mm) Maksimum İletken Sıcaklığı (°C) Pheasant ACSR 0.0452 0.0461 0.0547 80 Cardinal ACSR 0.0599 0.0620 0.0738 80 Rail ACSR 0.0604 0.0622 0.0740 80 Drake ACSR 0.0716 0.0740 0.0883 80 Hawk ACSR 0.1194 0.1228 0.1467 80 Partridge ACSR 0.2133 0.2188 0.2616 80

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

E.3.3.’te verildiği şekilde kullanılır. İletim sistemine yeni eklenecek iletken türlerinde standart değerler ve senaryo koşulları dikkate alınarak hesaplamalar gerçekleştirilir. TİP TOPLAM İLETKEN ALANI (mm2) MCM KIŞ KAPASİTESİ (MVA) YAZ KAPASİTESİ (MVA) 400kV 3B,Pheasant 3 x 726,5 3 x 1272 2630 2090 400kV 3B,Cardinal 3 x 545,9 3 x 954 2180 1750 400kV 2B,Pheasant 2 x 726,5 2 x 1272 1750 1400 400kV 2B,Cardinal 2 x 545,9 2 x 954 1450 1170 400kV 2B,Rail 2 x 516,8 2 x 954 1440 1160 154kV Pheasant 726,5 1272 340 270 154kV Cardinal 545,9 954 280 220 154kV Drake 468,6 795 250 200 154kV Hawk 280,9 477 180 150 66kV Pheasant 726,5 1272 140 120 66kV Partridge 157,2 267 50 40

E.3.3. İletim sisteminde yaygın olarak kullanılan iletkenlerin mevsimsel termik kapasiteleri 400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ TİP Toplam İletken Alanı (mm2) Akım Taşıma Kapasitesi (A) İletim Kapasitesi (MVA) XLPE Kablo (Bakır) 2000 1500 987 XLPE Kablo (Bakır) 1600 1500 1040 400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ Toprağa Açık kontaklar boyunca 400 kV için 154 kV için 400 kV için 154 kV için 1.2/50 ms Yıldırım Darbe Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) 1550 kV 750 kV 1550(+300) kV* 860 kV* Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç trans

TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI

SİSTEM GERİLİM SINIRLARI Nominal Gerilim KV Planlama İşletme Azami Asgari Azami Asgari KV KV kV kV 400 kV 420 kV 370 kV 420 kV 340 kV 154 kV 162 kV 146 kV 170 kV 140 kV

GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ[56] Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri[57] Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 2,0 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2+0,3 (25/h) 3 9 15 21 >21 1,5 0,5 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV: %3 Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 2,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) 3 9 15 21 >21 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 3 Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 3,0 3 3,0 2 1,5 7 11 13 17 19 23 25 >25 3,0 2,0 2,0 1,6 1,2 1,2 0,7 0,2+0,5 (25/h) 9 15 21 >21 1,2 0,3 0,2 0,2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 4 Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 3,0 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2+0,3 (25/h) 3 9 15 21 >21 1,7 0,5 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV: %3,5 Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 4,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) 3 9 15 21 >21 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 5 Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 ≥13 5,0 4,0 3,0 2,5 3 9 15 21 3,0 1,3 0,5 0,5 2 4 ≥6 1,9 1,0 0,5 THBV:% 8 Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri Gerilim Seviyesi (V) Fliker Şiddeti Pst (Kısa Dönem) Plt (Uzun Dönem) V > 154 kV 0,85 0,63 35 kV < V ≤ 154 kV 0,97 0,72 1 kV <V ≤ 35 kV 1,0 0,8

2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 2,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) 3 9 15 21 >21 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 3

3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 3,0 3 3,0 2 1,5 7 11 13 17 19 23 25 >25 3,0 2,0 2,0 1,6 1,2 1,2 0,7 0,2+0,5 (25/h) 9 15 21 >21 1,2 0,3 0,2 0,2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 4

4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 3,0 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2+0,3 (25/h) 3 9 15 21 >21 1,7 0,5 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV: %3,5

5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 13 17 19 23 25 >25 4,0 2,0 1,5 1,5 1,0 1,0 0,7 0,7 0,2+0,5 (25/h) 3 9 15 21 >21 2,0 1,0 0,3 0,2 0,2 2 4 6 8 10 12 >12 1,0 0,8 0,5 0,4 0,4 0,2 0,2 THBV:% 5

6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri Tek Harmonikler (3’ün katı olmayan) Tek Harmonikler (3’ün katı olan) Çift Harmonikler Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) Harmonik No. “h” Harmonik Gerilim (%) 5 7 11 ≥13 5,0 4,0 3,0 2,5 3 9 15 21 3,0 1,3 0,5 0,5 2 4 ≥6 1,9 1,0 0,5 THBV:% 8

7. Fliker Planlama Sınır Değerleri Gerilim Seviyesi (V) Fliker Şiddeti Pst (Kısa Dönem) Plt (Uzun Dönem) V > 154 kV 0,85 0,63 35 kV < V ≤ 154 kV 0,97 0,72 1 kV <V ≤ 35 kV 1,0 0,8

ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI

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.

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 Parametre Sembol (Birim) Değer İsim - Üretici Firma Tipi Servise Giriş Yılı Yıl Nominal Görünür Gücü Sn [MVA] Nominal Stator Gerilimi Un [kV] Nominal Hızı (50Hz’e karşılık gelen) fn [rpm] Stator Kaçak Reaktansı Xl [pu] Armatür (stator) direnci ra [pu] İkaz direnci için Referans Isı Tref [oC] D- ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xd [pu] Negatif dizi empedansı X- [pu] Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi X0 [pu] D- ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) Xd' [pu] D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı (doymamış) Xd'' [pu] Q ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xq [pu] Q ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) Xq' [pu] Q ekseni Alt geçici senkron reaktansı (doymamış) Xq'' [pu] D-ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti Td'o [s] D-ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti Td''o [s] Q- ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti Tq'o [s] Q- ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti Tq''o [s] D-ekseni kısa devre devre geçici durum zaman sabiti Td' [s] D-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti Td'' [s] Q-ekseni kısa devre geçici durum zaman sabiti Tq' [s] Q-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti Tq'' [s] Atalet Sabiti H [MWs/MVA] Tref’teki ikaz direnci Rf [Ohm] Yüklenme Eğrisi Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri Topraklama tipi ve Empedansı [Ohm] Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0 düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep edilmektedir. Söz konusu veriler 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 Parametre Sembol (Birim) Değer İsim - Üretici Firma Tipi Nominal Görünür Gücü Sn [MVA] Nominal Primer Gerilim U1n [kV] Nominal Sekonder Gerilim U2n [kV] Pozitif Dizi Seri Reaktansı x1sc [%] Negatif Dizi seri direnci % Sıfır Dizi seri reaktansı ve topraklama tipi % Kademe Sayısı +/- Kademe Değişimi (toplam) % Topraklama tipi Bağlantı Grubu (a.k.a. Vektör Grubu) 1. simetri, büyük harf: YG 2. simetri, küçük harf: AG 3. simetri, sayı: saat ters yönü faz yerdeğiştirme (her sayı arası 30 derece bulunmaktadır) (AG, YG’nin gerisindedir) E.12.4 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 çıkabilec

E.12.1- Üretim Tesislerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri Parametre Sembol (Birim) Değer İsim - Üretici Firma Tipi Servise Giriş Yılı Yıl Nominal Görünür Gücü Sn [MVA] Nominal Stator Gerilimi Un [kV] Nominal Hızı (50Hz’e karşılık gelen) fn [rpm] Stator Kaçak Reaktansı Xl [pu] Armatür (stator) direnci ra [pu] İkaz direnci için Referans Isı Tref [oC] D- ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xd [pu] Negatif dizi empedansı X- [pu] Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi X0 [pu] D- ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) Xd' [pu] D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı (doymamış) Xd'' [pu] Q ekseni senkron reaktansı (doymamış) Xq [pu] Q ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) Xq' [pu] Q ekseni Alt geçici senkron reaktansı (doymamış) Xq'' [pu] D-ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti Td'o [s] D-ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti Td''o [s] Q- ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti Tq'o [s] Q- ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti Tq''o [s] D-ekseni kısa devre devre geçici durum zaman sabiti Td' [s] D-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti Td'' [s] Q-ekseni kısa devre geçici durum zaman sabiti Tq' [s] Q-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti Tq'' [s] Atalet Sabiti H [MWs/MVA] Tref’teki ikaz direnci Rf [Ohm] Yüklenme Eğrisi Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri Topraklama tipi ve Empedansı [Ohm]

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.

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 TRANS

E.12.2’de verilmektedir.

E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Trans

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

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.

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

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 Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax), % 5 10 Hız eğimi ( sg), % 8 4 Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.[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. Primer Rezerv Miktarı Tepki Sınırları / Toleranslar Beklenen Tepki td Tepkideki Gecikme Süresi Δtd= 4 saniye, Hidroelektrik Üniteler için Δtd= 2 saniye, Diğer Üniteler için PGN Ünitenin Nominal Aktif Gücü 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. Minimum Kapasite Alarmı (Plant at Minimum Limit) (LMIN) 0= MIN 1= OK Maksimum Kapasite Alarmı (Plant at Maximum Limit ) (LMAX) 0= MAX 1= OK Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu (Plant in Local Control) (LLOC) 1= LOCAL 0 = LOCAL OFF Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu (Plant in Remote Control) (LREM) 1= REMOTE 0 = REMOTE OFF Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu (Plant in Manual Control) (LMAN) 1= MANUAL 0 = MANUAL OFF LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LFC Micro Processor Failure Alarm) (LMIC) 1= FAILURE 0 = OK Güç Uyumsuzluk Alarmı (Local Power Mismatch) (LPWR) 1= OK 0 = MISMATCH Ünite SFK İşletim Durumu (Generator Unit Mode) (AUTO / MANUAL) 1= AUTO 0= MANUAL Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (Primary Frequency Control in Operation) (PFCO) 1= OFF 0= ON Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri c.1. 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. Ünite Adı Yük Alma Hızı (MW/dakika) Yük Atma Hızı (MW/dakika) Hız Eğimi Ayar Değeri (%) Ünite–1 Ünite–2 Ünite- … Ünite-n Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları Ünite/Blok/Santral Minimum SFK Limiti (MW) Maksimum SFK Limiti (MW) Ünite–1 Ünite–2 Ünite- … Ünite-n Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı (MINC ve MAXC) Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı ix. 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. Zaman Transformatör Kademesi Jeneratör MW Jeneratör MVAR Jeneratör Terminal Gerilimi (kV) Bara Gerilimi (kV) İkaz Akımı (A) veya Gerilimi (V) Stator Akımı (kA) İç İhtiyaç Gerilimi (kV) Güç Faktörü (cos φ) Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler) Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler) Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler Zaman Transformatör Kademesi Jeneratör MW Jeneratör MVAR Jeneratör Terminal Gerilimi (kV) Bara Gerilimi (kV) İkaz Akımı (A) veya Gerilimi (V) Stator Akımı (kA) İç İhtiyaç Gerilimi (kV) Güç Faktörü (cos φ) Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler) Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler) Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler a. 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

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. Minimum Kapasite Alarmı (Plant at Minimum Limit) (LMIN) 0= MIN 1= OK Maksimum Kapasite Alarmı (Plant at Maximum Limit ) (LMAX) 0= MAX 1= OK Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu (Plant in Local Control) (LLOC) 1= LOCAL 0 = LOCAL OFF Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu (Plant in Remote Control) (LREM) 1= REMOTE 0 = REMOTE OFF Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu (Plant in Manual Control) (LMAN) 1= MANUAL 0 = MANUAL OFF LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LFC Micro Processor Failure Alarm) (LMIC) 1= FAILURE 0 = OK Güç Uyumsuzluk Alarmı (Local Power Mismatch) (LPWR) 1= OK 0 = MISMATCH Ünite SFK İşletim Durumu (Generator Unit Mode) (AUTO / MANUAL) 1= AUTO 0= MANUAL Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (Primary Frequency Control in Operation) (PFCO) 1= OFF 0= ON

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 Per

E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF" konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir. Ünite Adı Yük Alma Hızı (MW/dakika) Yük Atma Hızı (MW/dakika) Hız Eğimi Ayar Değeri (%) Ünite–1 Ünite–2 Ünite- … Ünite-n

E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları Ünite/Blok/Santral Minimum SFK Limiti (MW) Maksimum SFK Limiti (MW) Ünite–1 Ünite–2 Ünite- … Ünite-n Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı (MINC ve MAXC)

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 PER

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

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 Per

E.17.C.1.1 ve

E.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır. Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen

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

kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçen

kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçen

kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçen

kapsamındaki verileri vermelidir. Seçen

İkaz devresinin dc kazancı APV Azami ikaz gerilimi V APV Asgari ikaz gerilimi V APV Nominal ikaz gerilimi V APV Azami ikaz gerilimi değişim hızı: Artan V/Saniye APV Azalan V/Saniye APV İkaz devresinin ayrıntıları Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle Şema APV (lütfen ekleyiniz) Aşırı ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri APV Düşük ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri APV VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 4/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam) Seçen

APV (lütfen ekleyiniz) Aşırı ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri APV Düşük ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri APV VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 4/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam) Seçen

APV Aşırı ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok

APV Düşük ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok

APV VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 5/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ Seçen

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 Seçen

kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçen

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 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) Seçen

Bütün Üretim Üniteleri İvmelenmeye duyarlı parçalar da dahil olmak üzere çeşitli parçaların transfer işlevlerini Gösteren hız regülatörü blok şeması APV Hız regülatörü zaman sabiti Saniye APV Hız regülatörü ölü bandı (deadband) (#) - azami ayarı - normal ayarı - asgari ayarı ±Hz ±Hz ±Hz İB4 İB4 İB4 Hızlandırıcı motor ayar aralığı (%) APV Hız regülatörü ortalama kazancı MW/ Hz APV Hız regülatörü hız eğimi (##) MLP1’deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP2’deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP3’deki artan hız düşümü (%) İB4 MLP4’teki artan hız düşümü (%) İB4 MLP5’teki artan hız düşümü (%) İB4 MLP6’daki artan hız düşümü (%) İB4 Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir. İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1 Sayfa 8/9 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT Buhar türbinleri YB valf zaman sabiti Saniye APV YB valf açılma sınırları (%) APV YB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV YB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV YB türbin zaman sabiti Saniye APV OB valf zaman sabiti Saniye APV OB valf açılma sınırları (%) APV OB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV OB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV OB türbin zaman sabiti Saniye APV AB valf zaman sabiti Saniye APV AB valf açılma sınırları (%) APV AB valf açılma hızı sınırları % /saniye APV AB valf kapanma hızı sınırları % /saniye APV AB türbin zaman sabiti Saniye APV Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti Saniye APV Kazan zaman sabiti Saniye APV YB enerji oranı (%) APV OB enerji oranı (%) APV Gaz Türbini üniteleri Giriş noktası valf açıklığı zaman sabiti Saniye APV Giriş noktası valf açıklığı açılma sınırları (%) APV Giriş noktası valf açıklığı açılma hızı sınırları % /saniye APV Giriş noktası valf açıklığı kapanma hızı sınırları % /saniye APV Yakıt valfi zaman sabiti Saniye APV Yakıt valfi açılma sınırları (%) APV Yakıt valfi açılma hızı sınırları % APV /saniye Yakıt valfi kapanma hızı sınırları % /saniye APV Atık ısı dönüşüm kazanı zaman sabiti Hidroelektrik üniteler Hız regülatörü sürekli hız düşümü (%) APV Hız regülatörü geçici hız düşümü (%) APV Hız regülatörü zaman sabiti Saniye APV Filtre zaman sabiti Saniye APV Servo zaman sabiti Saniye Ayar kanalı açılma hızı % /saniye Ayar kanalı kapanma hızı % /saniye Ayar kanalı asgari açıklığı Ayar kanalı azami açıklığı (%) Türbin kazancı Birim başına Türbin zaman sabiti Saniye Suyun zaman sabiti Saniye APV Yüksüz akış Birim başına 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 BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT ÇIKIŞ KAPASİTESİ Santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak) MW SPV Asgari üretim bir santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak MW SPV Üretim ünitelerinde kayıtlı kapasitenin üzerinde emreamade MW MW SPV SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI Bu veriler emreamade olmama dönemlerinin kaydedilmesi içindir. En erken devreye alma süresi: Pazartesi saat/dakika İB2 - Salı – Cuma saat/dakika İB2 - Cumartesi – Pazar saat/dakika İB2 - En son devre dışı olma zamanı: Pazartesi – Perşembe saat/dakika İB2 - Cuma saat/dakika İB2 - Cumartesi – Pazar saat/ dakika İB2 - SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ 48 saatlik devre dışı olmadan sonra sıfırdan uzaklaşma zamanı dakika İB2 48 saatlik devre dışı olmadan sonra santral senkronizasyon süreleri dakika İB2 - - - - - - Varsa senkronizasyon grubu 1’den 4’e İB2 - VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2 Sayfa 2/3 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT 48 saatlik devre dışı olmadan sonra senkronize üretim MW APV İB2 - Devre dışı olma süresi dakika İB2 - - - - - - DEVRE DIŞI OLMA DÖNEMİ SINIRLAMALARI: 48 saatlik devre dışı olmadan sonra asgari sıfırdan farklı zaman dakika İB2 Asgari sıfır zaman dakika İB2 İki vardiya sınırı (gün için azami) No. İB2 HIZLANMA PARAMETRELERİ 48 saatlik devre dışı olmadan sonra yüklenme hızı (3. Sayfadaki 2. Nota bakınız) MW Seviye 1 MW İB2 - MW Seviye 2 MW İB2 - APV Ve Senkronize üretimden MW Seviye 1’e yüklenme hızı MW/dk İB2 MW Seviye 1’den MW Seviye 2’ye yüklenme hızı MW/dk İB2 MW Seviye 2’den kurulu güce yüklenme hızı MW/dk İB2 Yük düşme hızları: MW seviye 2 MW İB2 Kurulu güçten MW Seviye MW/dk APV 2’ye yük düşme hızları İB2 MW Seviye 1 MW İB2 MW Seviye 2’den MW Seviye 1’e yük düşme hızları MW/dk İB2 MW Seviye 1’den desenkronizasyona yük düşme hızları MW/dk İB2 VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2 Sayfa 3/3 VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT REGÜLASYON PARAMETRELERİ Regülasyon aralığı MW APV Senkronize durumda ve yüklü durumdayken yük düşme kapasitesi MW APV GAZ TÜRBİNİ YÜKLENME PARAMETRELERİ: Hızlı yüklenme MW/dk İB2 Yavaş yüklenme MW/dk İB2 KOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU PLANLAMA MATRİSİ İB2 (lütfen ekleyiniz) 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 BİRİM SÜRE GÜNCELLEME ZAMANI VERİ KATEGORİSİ Santral:........................... Ünite veya santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu numarası:... Kurulu güç:.......................... Santralın devre dışı olma programı Santralın kullanılabilir gücü GELEC

– 10 YIL İÇİN PLANLAMA Aylık ortalama kullanılabilir gücü MW YIL 5 – 10 Hafta 24 SPV Aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: Takvim yılı 3 – 5 Hafta 2 İB2 Süre Hafta " " " Tercih edilen start Tarih " " " En erken start Tarih " " " Devreye alma tarihi Tarih " " " Haftalık kullanılabilir gücü MW " " " TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı Takvim yılı3 – 5 Hafta 12 TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı Takvim yılı 3 – 5 Hafta 14 Güncellenmiş, aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: Takvim yılı 3 – 5 Hafta 25 İB2 Süre Hafta " " " Tercih edilen start Tarih " " " En erken start Tarih " " " Devreye alma tarihi Tarih " " " Haftalık güncellenen kullanılabilir gücü MW " " " TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı Takvim yılı 3 – 5 Hafta 28 TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı Takvim yılı 3 – 5 Hafta 31 TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için Takvim yılı 3 – 5 Hafta 42 Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması Takvim yılı 3 – 5 Hafta 45 İB2 GELEC

– 2 YIL İÇİN PLANLAMA Mutabakat sağlanan bir önceki nihai gücün devre dışı olma programının güncellenmesi Takvim yılı 1 – 2 Hafta 10 İB2 Haftalık kullanılabilir güç MW " " " VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3 Sayfa 2/3 VERİ BİRİM SÜRE GÜNCELLEME ZAMANI VERİ KATEGORİSİ TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı Takvim yılı 1 – 2 Hafta 12 TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı Takvim yılı 1 – 2 Hafta 14 Revize edilmiş haftalık kullanılabilir Takvim yılı 1 – 2 Hafta 34 İB2 güç TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı Takvim yılı 1 – 2 Hafta 39 TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı Takvim yılı 1 – 2 Hafta 46 Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması Takvim yılı 1 – 2 Hafta 48 İB2 İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA Güncellenmiş nihai gücün devre dışı olma programı İçinde bulunulan yıl Gelecek Hafta 2’den yıl sonuna 1600 Çarşamba İB2 Haftalık puantta kullanılabilir güç MW " " " TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı İçinde bulunulan yıl 1700 Gelecek Hafta 8’den Hafta 52’ye Cuma TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı Gelec

- 7 hafta 1600 Perşembe Tahmin edilen tekrar servise alma Planlanmış devre dışı olma veya arıza Tarih Gelecek gün 2’den gün 14’e 0900 günlük İB2 Tüm saatlerde kullanılabilir güç MW " " İB2 TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı Gelecek gün 2’den gün 14’e 1600 günlük ESNEKSİZLİK Üretim grubu sabit güç Asgari MW (Haftalık) Gelec

- 8 hafta 1600 Salı İB2 " Üretim grubu sabit güç Asgari MW (günlük) Gelec

-14 gün 0900 günlük İB2 " VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3 Sayfa 3/3 VERİ BİRİM SÜRE GÜNCELLEME ZAMANI VERİ KATEGORİSİ ÜRETİM PROFİLLERİ Akarsu, rüzgar gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren büyük santralların muhtemel profilin anlaşılması için gerekli bilgiler MW YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV ANLAŞMA VERİLERİ Aşağıdaki bilgiler bir dış enterkonneksiyonun kullanımı ile anlaşma yapan santrallar için gereklidir Anlaşmaya bağlanan güç MW YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV Hangi dış enterkonneksiyonun kullanılacağı Yazı ile YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV Not: 1. Güncelleme zamanı sütununda verilen hafta numaraları içinde bulunulan yıla ait standart haftaları göstermektedir. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 1/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ KULLANICI SİSTEMLERİNİN TASARIMI Kullanıcı sisteminin tümünü veya bir kısmını gösteren bir tek hat şeması verilmelidir. Bu şemada aşağıdaki bilgiler bulunmalıdır: APV (a) 400 kV,154 kV ve 66 kV’de çalışan kullanıcı sisteminin mevcut veya planlanmış kısımlarını, (b) Orta gerilim seviyesinde çalışan ve bağlantı noktalarını birbirine bağlayan veya tek bir bağlantı noktasındaki baraları ayıran kullanıcı sisteminin kısımlarını, (c) Kullanıcının iletim sistemine bağlı 50 MW’tan büyük veya küçük santrallar ve ilgili bağlantı noktası arasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını, (d) Bir TEİAŞ sahasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını Ayrıca, tek hat şemasında kullanıcının iletim sistemi ve kullanıcının iletim sistemine alçak gerilimde bağlanan transformatörler daha ayrıntılı olarak yer alabilir, TEİAŞ’ın mutabakatıyla kullanıcının iletim sisteminin geriliminden daha düşük gerilimdeki sisteminin ayrıntıları da tek hat şemasında bulunabilir. Tek hat şemasında veya detay projede mevcut ve planlanmış bağlantı noktaları ile ilişkili mevcut ve planlanmış yük akım taşıyan teçhizatın ayarlanması ile birlikte elektriksel devreler, havai hatlar, yeraltı kabloları, güç transformatörleri ve benzer ekipman ve işletme gerilimleri gösterilmelidir. ayrıca, iletim sistemi geriliminde çalışan ekipmanlar için kesiciler ile faz sırası da gösterilmelidir. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 2/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ REAKTİF KOMPANZASYON Kullanıcı sistemine orta gerilim seviyesinde bağlı, mülkiyeti TEİAŞ’a ait olmayan ve bir müşterinin tesis veya teçhizatı ile ilişkili güç faktörü düzeltme ekipmanı dışındaki bağımsız olarak anahtarlanan reaktif kompanzasyon ekipmanı için: Ekipmanın tipi, sabit veya değişken Yazı ile SPV Kapasitif güç MVAr SPV Endüktif güç MVAr SPV Çalışma aralığı MVAr SPV Çalışma karakteristiklerinin belirlenebilmesini sağlamak için otomatik kontrol prensiplerinin ayrıntıları Yazı ile ve/veya şemalar SPV Elektriksel konum ve sistem gerilimi itibarıyla kullanıcı sistemine olan bağlantı noktası Yazı ile SPV TRANSFORMATÖR MERKEZİ ALTYAPISI Mülkiyeti TEİAŞ’a ait ve TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir transformatör merkezindeki bir kullanıcının ekipmanına ilişkin altyapı için: Nominal üç faz (rms) kısa devre dayanma akımı (kA) SPV Nominal tek faz (rms) kısa devre dayanma akımı (kA) SPV Nominal kısa devre dayanma süresi saniye SPV Nominal (rms) sürekli akım A SPV VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 3/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER Devre Parametreleri Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. Sıfır Bileşeni (karşılıklı) 100 MVA’nın yüzdesi (%) Y Notlar 1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir. X R Sıfır Bileşeni (tek) 100 MVA’nın yüzdesi (%) Y X R Pozitif Bileşeni 100 MVA’nın yüzdesi (%) Y X R Işletme gerilimi kV Nominal Gerilim kV Bağlantı Noktası 2 Bağlantı Noktası 1 Geçerli olduğu Yıllar VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 4/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER Transformatör Verileri Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. Topraklama ayrıntıları uygun olmayanı siliniz Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Doğru/Dir/Rea Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız 1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir. 2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir. Kademe Değiştirici Tip (uygun olmayanı siliniz) Açık/Kapalı Açık/Kapalı Açık/Kapalı Açık/Kapalı Açık/Kapalı Açık/Kapalı Açık/Kapalı Adım büyüklüğü (%) Aralık (+%’den -%’ye) Bağlantı Grubu Sıfır Bileşen Reaktansı (Nominalin %’si) Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si Nominal Kademe Asgari Kademe Azami Kademe Nominal Güçteki Nominal Kademe pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak Asgari Kademe Azami Kademe Gerilim Oranı AG2 A1 YG Nom. MVA Transformatör rumuzu Bağlantı veya Bağlantı Noktası adı Geçerli olduğu Yıllar VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 5/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER Şalt Teçhizatı Verileri Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Asimetrik kesme kapasitesinin testindeki DC zaman sabiti (saniye) Notlar: 1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir. 2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir. Nominal (rms) sürekli akım (A) Başlangıç Kısa Devre Akımı Tek Faz kA puant 3 Faz kA puant Kısa devre kesme akımı Tek Faz kA (rms) Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. 3 Faz kA (rms) Işletme gerilimi kV (rms) Nominal Gerilim kV (rms) Teçhizat No. Bağlantı noktası Geçerli olduğu yıllar VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 6/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER VERİ BİRİM VERİ KATEGORİSİ KORUMA SİSTEMLERİ Aşağıdaki bilgiler bağlantı noktası kesicisini veya TEİAŞ kesicisini açan, uzaktan açan veya kapatan koruma teçhizatı ile ilgilidir. Bilgiler E.5.19 (b)’de belirtilen zamanlama gerekliliklerine göre değişiklik olmadığı sürece sadece bir kere verilmelidir. (a) Kullanıcı sistemi üzerinde mevcut rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; APV (b) Tip ve gecikme süreleri de dahil olmak üzere kullanıcı sistemi üzerindeki otomatik tekrar kapama teçhizatının eksiksiz tanımı; APV (c) Ünite transformatörü, start-up transformatörü, iç ihtiyaç transformatörü ve bunların ilişkili olan bağlantılar üzerinde kurulu rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; APV (d) Çıkışında bir kesici bulunan üretim ünitelerinde arızalar için gerilim sıfırlama süreleri. APV (e) Arızanın ortadan kaldırılma süreleri: TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcı sistemlerinin bir kısmındaki elektriksel arızalar için arıza giderme süresi. Milisaniye APV VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4 Sayfa 7/7 KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER Transient Aşırı Gerilim Değerlendirmesi için Gerekli Bilgiler APV Aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından kullanıcılardan TEİAŞ ile ilgili kullanıcı arasındaki bir şalt sahası ile ilgili olarak istenebilir. Kullanıcı sistemlerine dahil üçüncü bir tarafın sistemin işletilmesi üzerindeki etkisi de bu bilgilerde yer almalıdır. (a) Akım ve gerilim transformatörlerinin buşinglerinin, mesnet izolatörlerinin, ayırıcıların, kesicilerin, parafudurların ve bunun gibi teçhizatın yerleşim planları, boyutları ve şalt sahası fiziki projeleri dahil olmak üzere verilecektir. Bu teçhizatın elektriksel parametreleri de verilecektir. (b) Baraya bağlı hatların ve kabloların elektriksel parametreleri ve tesisine ilişkin ayrıntıları. teçhizatın baraya bağlı veya bir transformatörün tersiyer sargısına veya kablolar ve hatlar vasıtasıyla ilgili baraya bağlı transformatörlerin (varsa nötr topraklama empedansı veya topraklama transformatörleri dahil olmak üzere, seri reaktörlerin ve şönt kompanzasyon teçhizatının elektriksel parametreleri), (c) Baraya doğrudan veya hatlar veya kablolar vasıtasıyla bağlı teçhizatın temel izolasyon seviyeleri, (ç) Baradaki ve baraya bağlı hatların ve kabloların çıkış noktalarındaki aşırı gerilim koruması cihazlarının özellikleri, (d) TEİAŞ iletim sistemine bir ara transformatör olmaksızın doğrudan veya dolaylı olarak bağlı her bir transformatörün orta gerilim çıkışlarındaki arıza sayısı, (e) 400 kV, 154 kV ve 66 kV’de çalışan transformatörler için; üç veya beş çekirdekli veya tek fazlı ve nominal gerilimdeki manyetik akı yoğunluğunda çalışma tepe değeri, (f) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman. Harmonik Çalışmalar (APV) İletim ve kullanıcı sistemleri üzerindeki harmonik bozulmasının incelenebilmesi için Çizelge 4 kapsamında verilmemiş olan aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından istenebilir (a) Kullanıcının iletim sisteminin havai hatlar ve yeraltı kabloları devreleri ayrılmalı ve aşağıdaki veriler her bir tip için ayrı ayrı verilmelidir: Pozitif bileşen direnci Pozitif bileşen reaktansı Pozitif bileşen suseptansı (b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafında bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir: Nominal görünür gücü (MVA), Gerilim değiştirme oranı, Pozitif bileşen direnci, Pozitif bileşen reaktansı (c) Bağlantı transformatörlerin düşük gerilim noktaları için aşağıdaki veriler verilmelidir: Eşdeğer pozitif bileşen suseptansı, Kapasitör banklarının nominal gerilimi, MVAr kapasitesi ve filtre olarak bağlanmamış ise bankı oluşturan parçaların tasarım parametreleri, Kullanıcya ait sistem empedansının pozitif bileşeni, Asgari ve azami talep MW ve Mvar, Bağlantı noktalarındaki harmonik akım kaynakları, darbeli ark ocakları ve endüktif yüklerinin ayrıntıları (ç) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman, Gerilim Değerlendirmesi Çalışmaları APV TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir. TEİAŞ tarafından ayrıntılı gerilim çalışması için talep edilebilecek bilgiler şunlardır; (a) Kullanıcının iletim sistemine bağladığı devreler için aşağıdaki veriler verilmelidir: Pozitif bileşen direnci, Pozitif bileşen reaktansı, Pozitif bileşen suseptansı, Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi (b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir: Nominal görünür gücü (MVA), Gerilim dönüştürme oranı, Pozitif bileşen direnci, Pozitif bileşen reaktansı, Volt olarak kademe değişim aralığı, Kademe adımlarının sayısı, Kademe değiştiricinin türü: yükte veya boşta, AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin gecikme süresi, AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin kademe içi gecikme süresi, (c) (b)’de belirtilen transformatörlerin düşük gerilim tarafındaki noktalarda aşağıdaki veriler verilmelidir: Dengeli pozitif bileşen suseptansı, Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi, Kullanıcıya ait sistem empedansının eşdeğer pozitif bileşeni, Asgari ve azami talep (MW ve MVAr), Puant ve puant dışı yük koşullarının %75’indeki reaktif yükün tahmini değeri Kısa Devre Analizleri:APV Şalt sahası ile ilgili olarak, mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir ekipmanın kısa devre akımı nominal değerine yakın ise, TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir. (a) Kullanıcının iletim sistemindeki devreleri için aşağıdaki veriler verilmelidir: Pozitif bileşen direnci, Pozitif bileşen reaktansı, Pozitif bileşen suseptansı, Sıfır bileşen direnci, Sıfır bileşen reaktansı, Sıfır bileşen suseptansı (b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörleri için aşağıdaki veriler verilmelidir: Nominal MVA, Gerilim dönüştürme oranı, Pozitif bileşen direnci, azami, asgari ve nominal kademede, Pozitif bileşen reaktansı azami, asgari ve nominal kademede, Sıfır bileşen reaktansı nominal kademede, Kademe değiştirici aralığı, Topraklama yöntemi: doğrudan, direnç veya topraklama transformatörü ile doğrudan topraklanmış değilse topraklama empedansı VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 5 Sayfa 1/1 KULLANICILARIN DEVRE DIŞI KALMASINA İLİŞKİN VERİLER VERİ BİRİM ZAMAN GÜNCELLEME ZAMANI VERİ KATEGORİSİ Sistem performansını etkileyebilecek mahiyetteki devre dışı olmalar; dağıtım sistemine bağlı 50 MW’ın üzerindeki santralların devre dışı olması, kullanıcı sistemlerindeki ekipmanların planlı olarak devre dışı olması, üreticilere ait ünitelerin devre dışı olması ile ilgili detaylı bilgiler. Yıl 3-5 Hafta 8 Kullanıcılar ve benzeri Hafta 13 Üreticiler İB2 İB2 TEİAŞ, kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir Yıl 3-5 Hafta 28 Kullanıcı, bildirilen devre dışı olmanın kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda TEİAŞ’ı bilgilendirir " Hafta 30 İB2 TEİAŞ, iletim sistemindeki devre dışı olmalar ile ilgili planını hazırlar ve kullanıcıları bu devre dışı olmalar ve muhtemel etkileri konusunda bilgilendirir " Hafta 34 Üretim grupları dışındaki üreticiler ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler, şebeke bağlantı noktalarındaki mülkiyeti kendilerine ait teçhizat ile ilgili ayrıntıları verirler Yıl 1-2 Hafta 13 İB2 TEİAŞ kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir Yıl 1-2 Hafta 28 TEİAŞ kullanıcı sistemi etkileyen ilgili devre dışı olmaların ayrıntılarını sunar Yıl 1-2 Hafta 32 İB2 TEİAŞ Kullanıcıları üretim kısıtları veya onların sistemleri üzerindeki diğer etkiler hakkında bilgilendirir Yıl 1-2 Hafta 34 Kullanıcı, bildirilen kısıtlamalar veya diğer etkilerin kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda, TEİAŞ’ı bilgilendirir Yıl 1-2 Hafta 36 İB2 TEİAŞ iletim sistemi devre dışı olma planının son halini ve bu planın kullanıcı sistemleri üzerindeki etkilerine ilişkin görüşlerini kullanıcılara bildirir. Yıl 1-2 Hafta 49 İB2) Üretici, kullanıcı ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler önceden açıklamış oldukları devre dışı olma planında zaman içinde meydana gelen değişiklikler ile ilgili olarak TEİAŞ’ı bilgilendirir Gelecek Hafta 8’den yıl sonuna Olduğunda İB2 TEİAŞ şebeke bağlantı noktaları arasındaki 5 MW’lık yük transferi kapasitesinin ayrıntılarını açıklar İçinde bulunulan yıl TEİAŞ istediğinde İB2 Not: Kullanıcılar yukarıdaki prosedür ile TEİAŞ’ın programlama safhasında sağlayacağı bilgiler için İB2’ye başvurmalıdırlar. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 6 Sayfa 1/1 BAĞLANTI NOKTALARINDAKİ YÜK KARAKTERİSTİKLERİ Çizelge 6’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve mevcut ve üzerinde anlaşmaya varılan muhtemel bağlantılar için verilmelidir. Bu verilerin sadece TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde güncellenmelidir. GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER VERİ BİRİM Yıl 1 Yıl 2 Yıl 3 Yıl 4 Yıl 5 Yıl 6 Yıl 7 Yıl 8 Yıl 9 Yıl 10 BAĞLANTI NOKTASINDAKİ TALEPLER İÇİN Aşağıdaki bilgiler sadece TEİAŞ tarafından istediğinde verilmelidir; Karakteristikleri yurtiçi veya ticari ve sınai yükün standart aralığından farklı olan yüklerin ayrıntıları: (Lütfen ekleyiniz) Talebin puant bağlantı noktası talebi sırasındaki TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki gerilim ve frekans dalgalanmalarına karşı olan hassasiyeti aktif güç Yükün veya talebin gerilime göre hassasiyeti MW/kV MVAr/kV Yükün veya talebin frekansa göre hassasiyeti MW/Hz MVAr/Hz Reaktif gücün frekansa göre hassasiyeti Çizelge 9’da veya Çizelge 1 de verilen güç faktörü ile, Çizelge 9’da reaktif güç ile ilgili Not 6 ile bağlantılıdır. TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki faz dengesizliği - azami (%) - ortalama (%) TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki azami harmonik içerik (%) Kısa dönem fliker şiddeti ve uzun dönem fliker şiddeti de dahil olmak üzere ortak bağlantı noktasında bağlantı şartları kapsamında izin verilen talep dalgalanmasından daha yüksek talep dalgalanmasına yol açabilecek yüklerin ayrıntıları VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 7 Sayfa 1/1 TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER 1. TEİAŞ, İletim lisansında yer alan yükümlülüğü doğrultusunda, iletim sisteminin kullanım imkanları hakkında kullanıcılara bilgi vermek üzere hazırlanan bağlantı olanakları raporunuimkanları bildirimini yıllık olarak yayınlayacaktır. 2. Kullanıcının yatırım yapmayı planladığı bölgeye ilişkin bağlantı imkanları hususunda çok detaylı olan bazı ek bilgilere ihtiyaç duyması durumunda, TEİAŞ ile bağlantıya geçebilir. TEİAŞ kullanıcının isteyeceği saha ile ilgili ek bilgiler için bir görüşme düzenleyebilir ve bu bilgileri sağlayabilir. 3. İletim lisansında, TEİAŞ, iletim sistemine bağlantı ve sistem kullanımı için anlaşma şartları öne sürmeye yetkili kılınmıştır. İletim lisansı uyarınca, bu anlaşmanın şartları ile ilgili görüşmeler sırasında TEİAŞ kullanıcıya ek bilgileri vermeye yükümlüdür. TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER YÖNETMELİK TANIM BŞ Manevra şeması BŞ Saha sorumluluk çizelgeleri PB Sistem puantının gerçekleştiği tarih ve saat Sistem minimum tüketiminin gerçekleştiği tarih ve saat İB2 Çeşitli zaman çizelgelerinde üreticiler için santral talep yedekleri ve kullanılabilir güç gereklilikleri Devre dışı olma planlaması için gerekli olan eşdeğer şebekeler İB4 Haftalık işletme programı DB1 Talep tahminleri, bildirilen yedek ve dengesizlik, dağıtım sistemine bağlı santralların örnek nitelikteki senkronizasyon ve desenkronizasyon süreleri. DB2 Alış-satış kabulleri, ilgili kullanıcılar için yan hizmet talimatları, acil durum talimatları DB3 Dağıtım sistemine bağlı talepler için talep kontrolünü gerçekleştiren düşük frekans rölesinin konumu, sayısı ve düşük frekans rölesi ayarı. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8 Sayfa 1/2 TALEP PROFİLİ VE AKTİF GÜÇ VERİLERİ Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından takvim yılının 24. haftasında verilmelidir. VERİ YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 GÜNCEL ZAMANI VERİ KATEGORİSİ Talep Profili Kullanıcının sistem profili Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW) TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW) TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) 0000: 0100 Hafta 24 SPV : : 0100:0200 : : : : 0200: 0300 : : : : 0300: 0400 : : : : 0400: 0500 : : : : 0500: 0600 : : : : 0600: 0700 : : : : 0700: 0800 : : : : 0800: 0900 : : : : 0900: 1000 : : : : 1000: 1100 : : : : 1100: 1200 : : : : 1200: 1300 : : : : 1300: 1400 : : : : 1400: 1500 : : : : 1500: 1600 : : : : 1600: 1700 : : : : 1700: 1800 : : : : 1800: 1900 : : : : 1900: 2000 : : : : 2000: 2100 : : : : 2100:2200 : : : : 2200:2300 : : : : 2300:0000 : : : : VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8 Sayfa 2/2 VERİ Sonuçlar YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 Fiili Havaya göre Düzeltilmiş Aktif Güç Verileri Kullanıcıların ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşterilerin toplam yıllık ortalama aktif güçleri: Yurtiçi Zirai Ticari Sınai Raylı Sistem Taşımacılığı, Darbeli Ark Ocakları Aydınlatma Kullanıcı sistemi Kayıplar Puant Altı: Yurtiçi Ticari NOTLAR: 1. “YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. 2. Talep ve aktif güç verileri TEİAŞ iletim sistemine bağlantı yapılan noktada ölçülmüş olmalı ve küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin net değeri bu talepten çıkarılmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep bu verilere dahil edilmelidir. Küçük santralların iç tüketimi kullanıcı tarafından verilen bağlantı noktasındaki talep verilerine dahil edilmelidir. 3. Talep profili ve aktif güç verileri bütün bağlantı noktaları da dahil olmak üzere şebeke işletmecisinin sistemi ve iletim sistemine doğrudan bağlı her müşteri için olmalıdır. Talep profili kullanıcılara TEİAŞ iletim sistemi üzerinde olabilecek sayısal azami talebi göstermelidir. 4. Ayrıca, talep profili TEİAŞ’ın belirleyeceği belirli günler için de verilmelidir, fakat TEİAŞ bir takvim yılında bir defadan fazla bu tür bir istekte bulunmamalıdır. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9 Sayfa 1/3 BAĞLANTI NOKTASI VERİLERİ Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından her yılın 24.takvim haftasına kadar TEİAŞ’a verilmelidir. VERİ YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 GÜNCEL ZAMANI VERİ KATEGORİSİ SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ FAKTÖRLERİ (Not 2, 3 ve 5’e bakınız) Yandaki kutuda yer alan noktadaki talepler ve güç faktörü: şebeke bağlatı noktasının adı Bağlantı noktasındaki yıllık saatlik puant MW - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Cos f - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) Hafta 24 SPV TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının zamanı MW - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Cos f - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan kesinti (MW) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV TEİAŞ talebinin yıllık saatlik asgari değerinin zamanı MW - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Cosf. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Hafta 24 SPV Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) Hafta 24 SPV TEİAŞ’ın belirtebileceği diğer zamanlar için MW yılda bir kez SPV Cosf. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - yılda bir kez SPV Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) - - - - - - - - - - - yılda bir kez VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9 Sayfa 2/3 VERİ YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL8 YIL 9 YIL 10 GÜNCEL ZAMANI VERİ KATEGORİSİ TALEP TRANSFERİ KAPASİTESİ ANA SİSTEM Bir kullanıcının talebi veya talep grubunun alternatif bir bağlantı noktasından besleneceği durumlarda aşağıdaki bilgiler verilmelidir Birinci devrenin arızadan dolayı devre dışı olma durumunda; Alternatif bağlantı noktasının adı Hafta 24 SPV Transfer edilecek talep (MW) Hafta 24 SPV (MVAr) Hafta 24 SPV Transfer metodu; Elle (E) Otomatik (O) Transferin yapılacağı zaman (saat) Hafta 24 SPV İkinci devrenin planlı devre dışı olma durumu Alternatif bağlantı noktasının adı Hafta 24 SPV Transfer edilen talep (MW) Hafta 24 SPV (MVAr) Hafta 24 SPV Transfer metodu Hafta 24 SPV Elle (E) Otomatik (O) Transferin yapılacağı zaman (saat) Hafta 24 SPV Not: Yukarıdaki şebeke bağlantı noktaları için talep transfer kapasitesi ile ilgili bilgiler içinde bulunulan yılda güncellenmelidir – Çizelge 5’e bakınız. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9 Sayfa 3/3 VERİ YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 GÜNCEL ZAMANI VERİ KATEGORİSİ KÜÇÜK SANTRAL VE MÜŞTERİ ÜRETİMİ ÖZETİ Küçük santralların veya müşteri üretim ünitelerinin bulunduğu bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler gereklidir: Küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin sayısı Hafta 24 SPV Ünitelerin sayısı Hafta 24 SPV Ünitelerin toplam kapasitesi Hafta 24 SPV Kullanıcı sisteminin 50 MW’ın üzerindeki dağıtım sistemine bağlı bir santralın kapasitesi üzerinde kısıt yarattığı durumlarda; Santralın adı Hafta 24 SPV Ünitenin numarası Hafta 24 SPV Sistemin kısıtlı kapasitesi Hafta 24 SPV Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir: Bağlantı noktası Yıl Hafta 24 SPV Bağlantı Noktası Talep Güç Faktörü NOTLAR: 1. “YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. YIL0 içinde bulunulan mali yıla karşılık gelmektedir. 2. Talep verileri küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin neti olmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep verilere dahil edilmelidir. Dağıtım sistemine bağlı santralların iç tüketim kullanıcı tarafından verilen talep verilerine dahil edilmemelidir. 3. Puant talepler çeşitli olarak bir bağlantı noktasına ilişkin olmalı ve TEİAŞ iletim sistemi üzerinde kullanıcının azami talebini göstermelidir. Bir bağlantı noktasındaki baraların ayrı bölümlerde çalışmaları planlanıyorsa baranın her bir bölümü için ayrı talep verileri verilmelidir. 4. Talepler hesaplanırken kullanıcı tarafından küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin üretimleri yukarıda Not 2’de ve çizelgede belirtildiği şekilde dikkate alınmalı ve talepten düşülmelidir. 5. TEİAŞ, rüzgar, akarsu gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren küçük santralların muhtemel üretim profilinin belirlenebilmesi için gerekli bilgileri talep edebilir. 6. Bir bağlantı noktasındaki toplam talebin %95’inden fazlasının senkron motorlara ait olması durumunda, azami ve asgari sürekli ikazdaki güç faktörü değerleri verilebilir. 7. Güç faktörü verilerinde kullanıcı sistemindeki seri reaktif kayıplar yer almalı, fakat reaktif kompanzasyon (bu değerler ayrıca Çizelge 4’te yer almaktadır) değerleri bulunmamalıdır. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 10 Sayfa 1/1 KISA DEVRE VERİLERİ Çizelge 10’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve TEİAŞ iletim sistemine bir bağlantı noktasından bağlı veya bağlanacak kullanıcılar tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Çizelge 4’teki tek hat şemasında yer alan her bir bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. VERİ BİRİM YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 Bağlantı noktasının adı Bağlantı noktasındaki kullanıcı sisteminden iletim sistemine akan kısa devre akımı (kA) Simetrik üç faz kısa devre akımı; Kısa devre anında (kA) Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra (kA) Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1.0 p.u.dan farklı ise(*)) (Not 1’e bakınız) (p.u.) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları (**) - Direnç (%) 100 MVA - Reaktans (%) 100 MVA Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları: - Direnç (%) 100 MVA - Reaktans (%) 100 MVA (*) p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır. (**) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları verilmemiş ise, pozitif bileşen ile aynı olduğu kabul edilecektir. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11 Sayfa 1/2 KISA DEVRE VERİLERİ Çizelge 11’de yer alan veriler standart planlama verileridir ve iletim sistemine doğrudan bağlı veya dağıtım sistemine bağlı üreticiler tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Ünite Transformatörlerinden akan kısa devre akımları Ünite güç transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. Bir üniteye bağlı birden fazla transformatör varsa, toplam kısa devre akımı verilebilir. Normal işletme koşullarında azami sayıdaki ünitenin devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, ünite panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır. VERİ BİRİM YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 Santral Ünite transformatörünün numarası Ünite transformatörü çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı; Kısa devre anında (kA) Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra (kA) Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) Milisaniye Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) (p.u.) Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları: - Direnç (%) 100 MVA - Reaktans (%) 100 MVA Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir. Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır. Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir. Not 4. p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır. VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11 Sayfa 2/2 SANTRAL TRANSFORMATÖRLERİNDEN AKAN KISA DEVRE AKIMLARI TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı santral transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.Normal işletme koşullarında azami sayıdaki üretim grubunun devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, santral panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır. Kısa devre akımı, transformatör YG çıkış barasındaki bir kısa devre için transformatörden akan akım olarak ifade edilmelidir. Kısa devre tipi olarak üç faz toprak arızası kabul edilmelidir. Sistemin X/R oranının kısa devre akımına etkisinin belirlenebilmesi için, ayrıca aşağıdaki bilgilerin verilmesi gereklidir. VERİ BİRİM YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL 3 YIL 4 YIL 5 YIL 6 YIL 7 YIL 8 YIL 9 YIL 10 Santral Santral transformatörünün numarası Transformatör çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı; Kısa devre anında (kA) Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra (kA) Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) Milisaniye Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) (p.u.) Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları: - Direnç (%) 100 MVA - Reaktans (%) 100 MVA Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir. Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır. Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.