26 Kasım 2009 PERŞEMBE

Resmî Gazete

Sayı : 27418 (Mükerrer)

YÖNETMELİK

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:

ELEKTRİK PİYASASI ŞEBEKE YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK

YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK

             MADDE 1 – 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin 4 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 4 – Bu Yönetmelikte geçen;

             1. Kanun: 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,

             2. Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,

             3. Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,

             4. IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,

             5. KÇGT: Kombine Çevrim Gaz Türbinini,

             6. TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,

             7. TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,

             8. UCTE: Elektrik İletimi Koordinasyon Birliğini,

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

             10. 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,

             11. Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile elektriksel bağlantısı olmayan, bağımsız çalışan alt sistemlerini,

             12. Ana enterkonnekte sistem: Kullanıcı devreleri hariç olmak üzere, iletim sisteminin 380 kV ve 154 kV elemanlarını,

             13. Anlık talep kontrolü: Sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilmesini,

             14. Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla yük atma için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,

             15. Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının artırılmasını,

             16. Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapayan cihazı,

             17. Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları: Üretim şirketi, otoprodüktör, dağıtım şirketi ya da tüketicilerin iletim sistemine ya da bir dağıtım sistemine erişmeleri ya da bağlantı yapmaları için ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri kapsayan anlaşmaları,

             18.Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,

             19. Bağlantı talebi: Kullanıcının, tesis ve/veya teçhizatının iletim sistemindeki belli bir noktaya bağlanmasına ilişkin isteğini,

             20. Bara: Aynı gerilimdeki fiderlerin bağlandığı iletkeni,

             21. Bekleme yedeği hizmeti: Devre harici olan ve üretim kapasitesini dengeleme güç piyasası vasıtasıyla sunamayan ve TEİAŞ tarafından belirlenen devreye girme süresi içinde devreye girmek üzere emre amade durumda bekleyen üretim tesislerinin Sistem İşletmecisi tarafından devreye alınmasını,

             22. Besleme noktası: İletim ve/veya dağıtım sistemi üzerinde müşterilere elektrik enerjisi sağlanan noktayı,

             23. Blok: Kombine çevrim üretim tesisleri için, birlikte yük alabilen ve yük atabilen birden çok gaz türbini ve jeneratörü ile bunların beslediği buhar türbin ve jeneratörünü,

             24. Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yeni üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla kiralanmasını,

             25. Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve iletim sisteminin belli bir bölgesine ait üretim, iletim ve tüketim faaliyetlerini izleyen, işletme manevralarının koordinasyonunu ve kumandasını yürüten kontrol merkezini,

             26. Çalışma izni isteği: Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcıların elektrik enerjisi tedariğinde kesintiye yol açan bir teçhizat üzerinde yapılacak bakım/onarım çalışmaları için, çalışmalara başlamadan önce, lisans sahibi tüzel kişi tarafından yetkilendirilmiş bir kişinin BYTM’ye yazılı başvuruda bulunmasını,

             27. Çalışma izni onayı: BYTM’nin, çalışma izni isteğine cevaben sistemin durumunu dikkate alarak ve diğer birimlerle koordinasyon sağlayarak istek sahibine onay vermesini,

             28. Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,

             29. Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,

             30. Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin belirlenmiş bölgesinde işlettiği ve/veya sahip olduğu elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,

             31. Dağıtım Sistem İşletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde dağıtım sistem işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,

             32. Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,

             33. Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan itibaren elektrik dağıtımı için tesis edilmiş tesis ve şebekeyi,

             34. Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke gerilim dalga şeklini bozan değişken empedanslı yükü,

             35. Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,

             36. Dengeleme birimi: 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,

             37. Dengeleme Güç Piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve Sistem İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,

             38. Dengeleme mekanizması: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde ele alındığı şekilde gün öncesi dengeleme ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,

             39. Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını, Devreye girme süresi: Bir üretim tesisinin sisteme senkronize edilerek elektrik enerjisi üretmeye başlaması için geçen süreyi,

             40. Düşük frekans rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda yük atma için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,

             41. Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğinde belirlenen işletme değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının düşürülmesini,

             42. Elektrik kesme: Tesis ve/veya teçhizatın elektriğinin kesici ve ayırıcılar yardımı ile her yönden kesilmesini,

             43. Emre amade teçhizat: Devreye girmeye hazır durumda olan teçhizatı,

             44. Enterkonneksiyon: Ulusal iletim sisteminin diğer bir ülkeye ait iletim sistemine bağlanmasını,

             45. Enterkonneksiyon anlaşması: TEİAŞ ve enterkonneksiyon oluşturan diğer taraf ve/veya bu enterkonneksiyondan hizmet alan lisans sahibi tüzel kişiler arasında yapılan anlaşmayı,

             46. Faz dengesizliği: Elektrik sisteminde belli bir noktada faz gerilimleri arasındaki genlik ve faz açılarının birbirlerinden farklı olmasını,

             47. Faz-toprak arıza faktörü: Sistemin belli bir noktasında faz-toprak arızası sonrası ve öncesi sağlam fazdaki gerilimlerin birbirine oranını,

             48. Fider: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,

             49. Fiziksel durum bildirimi: Dengeleme sistemine taraf ünitelerin teklif edilen aktif güç verilerini,

             50. Fliker: Yükteki dalgalanmalar nedeniyle ortaya çıkan ve aydınlatma armatürlerinde kırpışmaya yol açarak rahatsızlık hissi yaratan 50 Hz altındaki gerilim salınımlarını,

             51. Fliker şiddeti: Fliker gerilim salınımlarının uluslararası standartlara göre tanımlanan ve bu standartlara göre ölçülen düzeyini,

             52. Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,

             53. Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol, dengeleme güç piyasası, bekleme yedeği ve acil durum önlemleri vasıtasıyla yürütülen faaliyetleri,

             54. Gerilim ani değişimleri: Bir anahtarlama işleminin ardından, geçici rejim şartları sönümlendikten sonra ve gerilim regülatörleri ve statik VAR kompansatörlerinin çalışmasını takiben, kademe ayarları ve diğer anahtarlama işlemleri yapılmadan önce gerilimde ortaya çıkan değişimi,

             55. Gerilim dalga şekli bozulması: Gerilimin sinüsoidal şeklinde meydana gelen bozulmayı,

             56. Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,

             57. Güç faktörü: Aktif gücün görünen güce olan oranını,

             58. Güç sistemi dengeleyicileri: İkaz seviyesi, hız, frekans, güç veya bunların kombinasyonunu girdi değişkenleri olarak kullanıp, gerilim regülatörü yoluyla güç salınımlarını azaltacak şekilde senkron jeneratörü ve türbini kontrol eden teçhizatı,

             59. Gün Öncesi Piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,

             60. Güvenlik kuralları: İlgili tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışan kişilerin sistemin bakım, onarım ve işletilmesi esnasında ortaya çıkabilecek tehlikelerden korunabilmeleri için TEİAŞ veya kullanıcı tarafından düzenlenen kuralları,

             61. Harmonik: Doğrusal olmayan yükler veya gerilim dalga şekli ideal olmayan jeneratörlerden dolayı bozulmaya uğramış bir alternatif akım veya gerilimde ana bileşen frekansının tam katları frekanslarda oluşan sinüsoidal bileşenlerin her birini,

             62. Harmonik gerilim değeri: Bozulmaya uğramış gerilim dalga şeklindeki harmonik bileşenlerin etkin değerini,

             63. Harmonik içerik: Bozulmaya uğramış alternatif akım veya gerilim dalgasında harmoniklerin toplam etkisini ifade eden ve dalga şeklinin etkin değeri ile ana bileşenin etkin değeri arasındaki farka neden olan bozulmayı,

             64. Harmonik sınırları: İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisi ve teçhizat üzerinde, uluslararası standartlarla belirlenmiş olan ve sistemdeki belirli noktalarda gerilim ve akım için izin verilen harmonik sınırlarını,

             65. Hat: Elektrik enerjisi taşıyan iletkenlerden oluşan tesisleri,

             66. Hız eğimi: Sistem frekansındaki sapma oranına göre ünite çıkış gücünün değişim oranını belirleyen, yüzde olarak ifade edilen hız regülatörü ayar değerini,

             67. Hız regülatörü: Türbin hızını ve/veya çıkış gücünü ayarlayan cihazı,

             68. Hız regülatörü blok şeması: Ünitenin hız regülatörünü oluşturan bileşenlerin ve kontrol birimlerinin matematiksel transfer fonksiyonlarını ve birbirleri ile girdi çıktı ilişkilerini gösteren şemayı,

             69. Hız regülatörü kazancı: Hız regülatörü çıkış sinyali değişiminin giriş hız hata sinyaline oranını,

             70. Hız regülatörü ölü bandı: Hız regülatörünün frekans değişimine müdahalede bulunmadığı kararlı durum frekans aralığını,

             71. Hız regülatörü zaman sabiti: Hız regülatörünün, girişteki ani bir değişime karşı tepkisini gösteren sabitini,

             72. Hızlı devreye girme: Bir ünitenin, devreye girme talimatı verildikten sonra beş dakika içerisinde sisteme senkronize edilerek tam kapasiteye yükselebilmesini,

             73. IEC Standardı: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunun yayınladığı teknik spesifikasyon ve standartları,

             74. İç ihtiyaç: Bir üretim tesisinin normal işletme koşullarında işletilebilmesi için gerekli tesis, teçhizat ve diğer unsurlarının toplam elektrik enerjisi tüketimini,

             75. İkili anlaşmalar: Gerçek veya tüzel kişiler ile lisans sahibi tüzel kişiler arasında veya lisans sahibi tüzel kişilerin kendi aralarında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,

             76. İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,

             77. Kontrol anlaşması: TEİAŞ ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi ve/veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim sisteminin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunması amacıyla özel hukuk hükümlerine göre yapılan ikili anlaşmayı,

             78. İletim lisansı: Kanun uyarınca TEİAŞ’a verilen lisansı,

             79. İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,

             80. İletim tesisi: 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olan üretim tesislerinin bittiği noktalardan itibaren, iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,

             81. İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisanları,

             82. İş emniyet görevlisi: Teçhizat üzerinde yapılacak bir çalışmadan önce gerekli güvenlik önlemlerinin alınmasını, çalışmanın bitiminde de bu tedbirlerin kaldırılmasını sağlayan ve teçhizatın tekrar devreye alınabileceğini ilgili yük tevzi merkezine bildiren ekip şefi veya sorumlusunu,

             83. Kararlı durum: Geçici rejim şartları sönümlendikten sonra işletme değerlerinin sabit kabul edilebileceği sistem durumunu,

             84. Kesici: Yük altında veya arıza durumlarında elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan cihazı,

             85. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Sistem İşletmecisi’ne dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,

             86. Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür gücü,

             87. Kısa devre oranı: Bir ünitenin senkron reaktansının per unit değerini,

             88. Kojenerasyon: Birleşik ısı ve güç üretimini,

             89. Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını,

             90. Koruma sistemi güvenilirlik endeksi: Sistem arızalarında, koruma sisteminin arızalı kısmı başarı ile devre dışı bırakma yüzdesini,

             91. Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişileri ve/veya dağıtım şirketlerini ve/veya toptan satış şirketlerini ve/veya perakende satış şirketlerini ve/veya serbest tüketicileri,

             92. Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını,

             93. Küçük santral: Toplam kurulu gücü 10 MW ve altında olan üretim tesisini,

             94. Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri,

             95. Manevra formu: BYTM’nin yaptıracağı manevralarda, tablocuların takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen işlem sırası formunu,

             96. Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları,

             97. Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu birimini,

             98. 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,

             99. 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,

             100. 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,

             101. Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü altındaki üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması amacıyla otomatik olarak hesap ettiği ayar değerlerini (set-point) SCADA sistemi üzerinden ilgili üretim tesislerine gönderen programı,

             102. Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde bulunan ve Milli Yük Tevzi Merkezinde bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyallerle ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi,

             103. Otoprodüktör: Esas olarak kendi elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere elektrik üretimi ile iştigal eden tüzel kişiyi,

             104. 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,

             105. Özel direkt hat: Üretim veya otoprodüktör lisansı sahibi bir tüzel kişinin sahibi olduğu üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri ve/veya serbest tüketiciler arasında elektrik enerjisi naklinin sağlanabilmesi için TEİAŞ ile yapılacak kontrol anlaşması hükümlerine göre iletim şebekesi dışında ulusal iletim sistemi için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilerek işletilen hattı,

             106. Perakende satış: Elektrik enerjisinin tüketicilere satışını,

             107. Perakende satış şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin ithalatı ve iletim sistemine doğrudan bağlı olanlar dışındaki tüketicilere perakende satışı ve/veya tüketicilere perakende satış hizmeti verilmesi ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,

             108. Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,

             109. Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracat dahil olmak üzere elektrik enerjisi ve kapasite alım satımı veya ticareti faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,

             110. Piyasa katılımcısı: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,

             111. Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi (PMUM): TEİAŞ bünyesinde yer alan, görev ve sorumlulukları Kanunda ve Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde belirlenen ve gün öncesi planlama/gün öncesi piyasası ve uzlaştırmayı çalıştırmakla görevli birimi,

             112. 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,

             113. 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,

             114. 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,

             115. Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, sistem frekansında ±200 mHz’lik frekans sapması oluşması durumunda ilgili üretim tesisi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,

             116. 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,

             117. 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,

             118. Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,

             119. Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,

             120. Sarı alarm: MYTM tarafından gönderilen, iletim sisteminin 12 saat içinde kısmen veya tamamen oturmasına yol açacak belirgin bir riskin bulunduğu anlamına gelen uyarı sinyali,

             121. 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,

             122. Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir üretim tesisinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile emre amade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve Sistem İşletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,

             123. Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini,

             124. Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını,

             125. Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması nedeniyle tedarikçisini seçme serbestisine sahip gerçek veya tüzel kişiyi,

             126. Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini,

             127. 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,

             128. Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü,

             129. Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan hız ya da frekans sinyalini,

             130. Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,

             131. Sistem İşletmecisi: Milli Yük Tevzi Merkezi’ni,

             132. Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını,

             133. Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki salınımları,

             134. Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı korumasını sağlayan sistemi,

             135. Şalt sahası: Bağlantı elemanlarının bulunduğu sahayı,

             136. Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,

             137. Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,

             138. Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi,

             139. Talep tahmini: Sistem İşletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,

             140. Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hükümleri ve şartları içeren düzenlemeleri,

             141. Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması ve ünite veya bloğun,  frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış gücünü,

             142. Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri, otoprodüktörler, toptan satış şirketleri ve perakende satış lisansına sahip şirketleri,

             143. Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramı,

             144. Tersiyer kontrol: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği 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,

             145. Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını,

             146. Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,

             147. 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,

             148. Toplam harmonik bozulma: Alternatif akım veya gerilimdeki harmoniklerin etkin değerleri kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı ifade eden değeri,

             149. Topraklama: Tesis ve/veya teçhizatın kesici ve ayırıcılar yardımı ile elektriğinin her yönden kesilmesinin ardından iletkenlerinin toprağa kısa devre edilerek geriliminin sıfırlanmasını,

             150. Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını,

             151. Toptan satış: Elektrik enerjisinin tekrar satış için satışını,

             152. Toptan satış şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin, toptan satılması, ithalatı, ihracatı, serbest tüketicilere satışı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,

             153. Tüketici: Elektriği kendi tüketim ihtiyacı için alan kullanıcıları,

             154. Uluslararası enterkonneksiyon şartı: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel veya ünite yönlendirmesi yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla veya komşu ülkede oluşturulacak izole bölgenin beslenmesi yöntemiyle yapılacak enterkonneksiyonu,

             155. Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarını,

             156. 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,

             157. Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü içindeki kontrol devresini,

             158. Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,

             159. Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Üretim veya  otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişileri,

             160. Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminleri esas alınarak TEİAŞ tarafından yapılan, elektrik enerjisi arz güvenliği için gereken üretim kapasitesi tahminini,

             161. Üretim şirketi: Otoprodüktörler hariç olmak üzere, elektrik üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden tüzel kişiyi,

             162. Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,

             163. Yan hizmetler: 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanacak olan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlayan hizmetleri,

             164. Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, otoprodüktörler, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a, dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, otoprodüktörler, veya tüketiciler tarafından 19/2/2003 tarihli ve 25025 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları,

             165. 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,

             166. Yük alma: Bir dengeleme biriminin Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,

             167. Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,

             168. Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,

             169. Yük atma: Bir dengeleme biriminin Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,

             170. Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,

             171. Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,

             172. Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme kapasitesini gösteren grafiği,

             173. Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini,

             ifade eder.”

             MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 5 inci maddesinin ikinci fıkrasının birinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak tesisin toplam kurulu gücü 50 MW’ı geçemez.”

             MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin başlığı aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye üçüncü fıkradan sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.

             “Bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve yan hizmet anlaşması”

             “Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol, anlık talep kontrol, reaktif güç kontrol, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunacak tesisler için adına kayıtlı bulundukları tüzel kişi ile TEİAŞ arasında Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşması imzalanır. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca primer frekans kontrol ve/veya sekonder frekans kontrol ve/veya reaktif güç kontrolüne katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, geçici kabul işlemlerinin tamamlanmasından önce TEİAŞ ile üretim faaliyeti gösterecek lisans sahibi tüzel kişi arasında ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanması ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesi esastır.”

             MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin birinci fıkrasının (b) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki bent eklenmiş ve mevcut (c) bendi (ç) bendi olarak teselsül ettirilmiştir.

             “c) Kullanıcı; yan hizmetlere ilişkin olarak TEİAŞ tarafından belirlenen performans testlerinin akredite edilmiş yetkili bir kuruluşça gerçekleştirilmesini sağlar,”

             MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 11 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 11 – 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğinde belirtildiği üzere sistemin nominal frekansı TEİAŞ tarafından 50 Hertz (Hz) etrafında 49.8-50.2 Hz aralığında, hedeflenen işletme koşullarında kontrol edilir.”

             MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesinin yirmi birinci ve yirmi ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “TEİAŞ, 64 üncü Maddede açıklanan şekilde talebin düşük frekans röleleri ile kesilmesi için gerekli olan düşük frekans rölelerini tesis eder.”

             “Sistem frekansının belirlenen frekans kademelerine düşmesi nedeniyle, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep miktarı, sistem şartları dikkate alınarak TEİAŞ tarafından her yılın 31 Ekim tarihine kadar takip eden bir yıllık dönem için belirlenir ve Kurum bilgilendirildikten sonra uygulamaya konulur.”

             MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Üretim tesislerinin tasarım ve performans şartları

             MADDE 20 – Üniteler, aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında nominal güç çıkışını sağlayacak kapasitede olmalıdır.

             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.

             Senkron kompansatör olarak çalışan 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 gücünün % 75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise % 60 ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmalıdır. Bu kapasite değerlerine bağlantı anlaşmasında yer verilir. TEİAŞ; Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine uygun olarak, kullanıcılar arasında herhangi bir ayrım gözetmeksizin bu kapasitelerin değiştirilmesine izin verebilir. Üretim tesisinin senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.

             Sistem frekansının olağanüstü durumlarda 51.5 Hz’e çıkabileceği veya 47.5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.

 

Frekans Aralığı

Minimum Süre

50.5 Hz - 51.5 Hz

1 saat

49 Hz - 50.5 Hz

sürekli

48.5 Hz - 49 Hz

1 saat

48 Hz - 48.5 Hz

20 dakika

47.5 Hz - 48 Hz

10 dakika

 

 

             Ünite, Ek-2’deki grafik doğrultusunda;

             a) 50.5 - 49.5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,

             b) 49.5 - 47.5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif güç verebilecek,

             kapasitede olmalıdır.

             Normal işletme koşullarında, iletim sistemine doğrudan bağlı bir ünitenin aktif güç çıkışı, gerilim değişimlerinden etkilenmemelidir. Bu durumda ünitenin reaktif güç çıkışı 380, 154 ve 66 kV ile altındaki gerilimlerde ± % 5 gerilim değişim aralığı içinde tümüyle emre amade olmalıdır.

             Üretim tesisinin toparlanma yeteneğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.”

             MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesinin altıncı, yedinci, sekizinci ve dokuzuncu fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Hız regülatörü aşağıdaki asgari şartları sağlar;

             a) Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder,

             b) Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47.5-51.5 Hz aralığında tutabilmelidir. Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol açmamalıdır,

             c) Hız regülatörü; primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde 126 ncı Maddede belirtilen esaslar dahilinde bir hız eğimi ile çalışacak şekilde ayarlanır,

             d) Bir blok içindeki buhar türbini hariç,  primer frekans kontrol hizmeti sunan tüm üniteler için hız regülatörünün duyarsızlığı ± 0.010 Hz’i aşmamalıdır. Ayrıca hız regülatöründe kullanılan mahallinde frekans ölçümünün hassasiyeti ± 0.010 Hz’i aşmamalıdır.”

             “Hız regülatörü için belirlenen asgari şartlar, başka parametrelere dayanan yan hizmetlerin TEİAŞ ile kullanıcı arasında müzakere edilmesine engel olmamalıdır.”

             “Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sekonder frekans kontrolüne katılımları zorunlu olan tüm üretim tesislerine ünite, blok veya santral bazında, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat, bağlantı anlaşmasındaki şartlara uygun olarak kullanıcı tarafından tesis edilir.”

             “Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında primer frekans kontrolüne katılımları zorunlu olan tüm üretim tesislerine ait üniteler 126 ncı Maddeye uygun olarak primer frekans kontrol hizmeti sağlayacak özellikte olmalıdır.”

             MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 25 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “47-52 Hz aralığı dışındaki” ibaresi , “47.5-51.5 Hz aralığı dışındaki” şeklinde değiştirilmiş ve ikinci fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır. 

             MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “Yük dağıtım ve sistem işletme merkezleri” ibaresi, “Yük tevzi ve sistem işletme merkezleri” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin birinci fıkrasında yer alan “yük dağıtım merkezine” ibaresi, “yük tevzi merkezine” şeklinde ve “yük dağıtım merkezinden” ibaresi, “yük tevzi merkezinden” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin ikinci fıkrasının birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiştir.

             “Kullanıcıların, dengeleme güç piyasasına katılan ve yan hizmetlere katılım zorunluluğu bulunan üretim tesisleri için TEİAŞ’ın veri iletişim sistemi ile veri alışverişi sağlamak üzere bağlantı sağlamaları esastır.”

             MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin dördüncü fıkrasındaki “UYDM kurallarına” ibaresi, “MYTM kurallarına” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 14 – Aynı Yönetmeliğin 32 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 32 – Sekonder frekans kontrolü için gerekli olan teçhizat ve ilgili bağlantı, kullanıcı tarafından MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programının gerekliliklerini tam olarak sağlayacak şekilde temin ve tesis edilir. MYTM’deki otomatik üretim kontrol programının parametrelerinin ayarları için gerekli veriler kullanıcı tarafından sağlanır.

             Üretim tesisinde kurulacak olan otomatik üretim kontrol sistemi/arabirimi, MYTM’deki otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyal ile uyumlu olmalıdır.”

             MADDE 15 – Aynı Yönetmeliğin 53 üncü maddesinin birinci fıkrasında yer alan “iletim kısıtlarının” ibaresi, “iletim sistemi kısıtlarının” şeklinde değiştirilmiş, aynı maddenin birinci fıkrasından önce gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve mevcut fıkralar buna göre teselsül ettirilmiştir.

             “TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının bu Yönetmeliğin 11. maddesinde belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur.”

             MADDE 16 – Aynı Yönetmeliğin Dördüncü Kısım, Üçüncü Bölümünün başlığı “İşletme Yedekleri Planlaması” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 17 – Aynı Yönetmeliğin 55 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “İşletme yedekleri planlama esasları

             MADDE 55 – TEİAŞ, sistem işletmesinde, Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak şekilde planlama yapar.

             Sistem işletmesi için oluşturulan işletme yedekleri, sistem arz ve talebini dengelemek amacıyla kullanılır.”

             MADDE 18 – Aynı Yönetmeliğin 56 ncı maddesinin başlığında ve birinci fıkrasında yer alan “üretim yedekleri” ibareleri, “işletme yedekleri” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 19 – Aynı Yönetmeliğin 57 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “İşletme yedekleri

             MADDE 57 – İşletme yedeği, sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen sürelerde devreye alınabilen üniteler ile sağlanan yedeklerdir. İşletme yedeği miktarı; talep, ünite emre amade yetersizliği ve en fazla yüke sahip ünite veya bloğun devre dışı olması göz önünde bulundurularak TEİAŞ tarafından belirlenir. İşletme yedeği aşağıdaki yedeklerden oluşmaktadır:

             a) Primer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını hedeflenen işletme koşullarında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeği en fazla kurulu güce sahip ünite veya bloğun devre dışı olması durumu göz önünde bulundurularak, belirli bir tolerans dahilinde, TEİAŞ tarafından belirlenir. Primer frekans kontrol yedeğinin kesintisiz olarak sürekli sağlanması esastır. Üretim tesisleri ve bölgeler bazında primer frekans kontrol yedeğinin dengeli dağıtılması esası dikkate alınır.

             b) Sekonder frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol programı vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu sekonder frekans kontrol yedeği, primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlayacak miktarda TEİAŞ tarafından belirlenir. Sekonder frekans kontrol yedeğinin bu ihtiyacı karşılamakta yetersiz kalması durumunda ilave olarak tersiyer kontrol yedeği kullanılabilir. Sekonder frekans kontrol yedeği hem normal işletme koşullarında görülebilecek sapmalar halinde hem de üretim ile tüketim arasında büyük bir arızaya bağlı dengesizlik olması durumunda kullanılmak üzere kesintisiz olarak sürekli sağlanmalıdır.

             c) Tersiyer kontrol yedeği; işletme yedeğinin sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması ihtimaline karşı sekonder yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Tersiyer kontrol yedeği, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanır.

             ç) Bekleme yedeği, devre harici bir üretim tesisinin ihtiyaç duyulması halinde MYTM’nin talimatı doğrultusunda devreye girmesi ile sağlanan işletme yedeğidir. Bekleme yedeği, üretim tesislerinin emre amadeliğindeki belirsizlikler veya hava koşullarında oluşan beklenmedik değişiklikler gibi önceden kestirilemeyen nedenlerle tüketimin hesaplanan talep tahminlerinin üzerinde gerçekleşmesi durumunda tersiyer kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda tersiyer kontrol yedeğinin oluşturulması amacıyla kullanılır. Bu yedekler, senkronize olmayan ancak Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde yayınlanan ihale ilanında belirlenmiş süre içinde senkronize olmak için emre amade durumda bulunan üniteler tarafından sağlanır.

             Normal işletme koşullarında işletme yedeklerinin devreye girme sıralamasının aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olması esastır.

             İletim sisteminin arızalar sonucunda adalara bölünmesi durumuna karşı, teknik imkanlar dahilinde tüm adaların ihtiyacının karşılanabilmesi için gerekli işletme yedeği tutulur.

             İşletme yedeklerinin miktarının belirlenme yönteminin TEİAŞ tarafından yılda en az bir kere gözden geçirilerek, sistem işletim güvenliğine ilişkin kriterler, UCTE hedeflerine uygunluk ve işletme yedekleri tutmanın maliyeti ile bu yedekler sayesinde önlenecek enerji kesintilerine atfedilen faydanın belirlenerek her ikisinin toplamının optimizasyonuna dayalı fayda-maliyet analizleri doğrultusunda değerlendirilmesi esastır.”

             MADDE 20 – Aynı Yönetmeliğin 60 ıncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 60 – Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçülerek, kayıt altına alınması ve raporlanması amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın belirleyeceği biçimde sağlar. TEİAŞ tarafından belirlenen ve ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı süre boyunca arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında kesintisiz olarak ölçülüp kayıt altına alınır.

             TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından bu Yönetmeliğin Altıncı Kısmında yer alan verilerin kaydedilmesine ilişkin hükümler çerçevesinde kaydedilerek TEİAŞ’a bildirilir.”

             MADDE 21 – Aynı Yönetmeliğin Dördüncü Kısım, Dördüncü Bölümünün başlığı “Acil Durum Önlemleri” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 22 – Aynı Yönetmeliğin 61 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Acil durum önlemlerine ilişkin esaslar

             MADDE 61 – İşletme koşulları sistem frekansına bağlı olarak belirlenir. Sistem frekansının (f) içinde bulunduğu değer aralığına göre aşağıdaki işletme koşulları tanımlanmıştır:

             a) Hedeflenen işletme koşulları: 49.8 Hz ≤ f ≤50.2 Hz

             b) Kabul edilebilir işletme koşulları: 49.5 Hz ≤ f < 49.8 Hz ve

                                                                           50.2 Hz < f ≤ 50.5 Hz

             c) Kritik işletme koşulları: 47.5Hz ≤ f < 49.5Hz ve 50.5Hz < f ≤ 51.5Hz

             ç) Kararsız işletme koşulları:  f < 47.5 Hz ve 51.5 Hz < f

             Üretim gücünün düşmesi ve/veya iletim sisteminde kesinti ve/veya aşırı yüklenme olması durumunda, işletme yedeklerinin yetersiz kalması nedeniyle kritik veya kararsız işletme koşullarının oluşması halinde veya aşırı gerilim düşmelerinde TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde acil durum önlemleri uygulanır:

             a) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tüketim tesisi sahibi tüzel kişilerin anlık talep kontrolü hizmeti sağlaması,

             b) Otomatik olarak düşük frekans röleleri ile yükün kesilmesi.

             c) TEİAŞ tarafından yükün el ile planlı olarak veya el ile acilen kesilmesi,

             ç) TEİAŞ tarafından iletim sistemi geriliminin 12 nci maddede belirtilen gerilim sınırları dahilinde düşürülmesi yoluyla talebin azaltılması,

             Adalara bölünmüş iletim sisteminde, adalar kararlı duruma getirilip sistemin diğer adalarla bağlantısı sağlanıncaya kadar, sistem frekansının kabul edilebilir sınırlar içinde tutulabilmesi için TEİAŞ tarafından acil durum önlemleri uygulanır.

             TEİAŞ acil durum önlemlerini; iletim sisteminde arz güvenliği ve kalitesini korumak için, eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin uygular.

             Kısmi sistem çökmeleri veya bölünmeleri ve benzeri durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, ikinci fıkrada belirtilen acil durum önlemlerinin yanı sıra 134 üncü madde ve ilgili diğer mevzuat hükümleri çerçevesinde diğer acil durum önlemleri uygulanabilir.”

             MADDE 23 – Aynı Yönetmeliğin 62 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Acil durum önlemlerine tabi taraflar

             MADDE 62 – 61 inci madde kapsamında yer alan acil durum önlemlerine ilişkin esaslar;

             a) TEİAŞ’a,

             b) Dağıtım şirketlerine ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketicilere,

             c) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,

             uygulanır

             MADDE 24 – Aynı Yönetmeliğin 63 üncü maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Anlık talep kontrolü

             MADDE 63 – Anlık talep kontrolü, primer frekans kontrolüne ek olarak, frekansın düşük frekans rölelerinin çalıştığı seviyeye düşmesini önlemek amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile kesilmesi ile sağlanır.  

             Anlık talep kontrolü hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanmış olan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesisleri tarafından sağlanır. Sistem frekansının, dinamik simülasyon ve/veya sistem gereksinimlerine göre TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin tüketimi anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilir.

             Anlık talep kontrol hizmeti TEİAŞ tarafından belirlenen anlık talep kontrol performans testleri sonucunda anlık talep kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen tüketim tesislerinden sağlanacaktır.

             Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve sistem frekansının düşmesi sonucunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebilen yük miktarının tamamı anlık talep kontrol yedeğini oluşturur. Anlık talep kontrol yedeği sistemde aktif olan en büyük ünite ya da bloğun devre dışı kalması durumunda sistem frekansının 49.0 Hz seviyesine inmesini önleyecek şekilde  primer frekans kontrol yedeğine ek olarak devreye girmek üzere TEİAŞ tarafından planlanır. Bu doğrultuda, sistemin gereksinim duyacağı anlık talep kontrol yedeği miktarı TEİAŞ tarafından belirlenir.”

             MADDE 25 – Aynı Yönetmeliğin 64 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 64 – Sistem frekansının 49.0, 48.8, 48.6, 48.4 Hz olarak belirlenmiş frekans kademelerine düşmesi durumunda talep, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilir. Sistem frekansının 49.0 Hz’e düşmesi durumunda talebin %10 ila %20’si otomatik olarak kesilir. 49.0 Hz’i takip eden her bir frekans kademesinde kesilecek talep miktarı, sistem kullanıcılarının teknik gereksinimleri göz önünde bulundurularak sistem işletmecisi tarafından belirlenir. TEİAŞ, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep için eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin her 4 ayda bir rotasyon yapar.

             Düşük frekans röleleri ile talebin otomatik olarak kesilmesi, kısa dönemli bir arz talep dengesizliğini ortadan kaldırmak için yapılır.

             Sistem frekansının belirlenen kademelere düşmesi durumunda düşük frekans röleleri 100-150 milisaniye içinde çalışacak teknik özellikte olmalıdır. Düşük frekans rölelerinin hassasiyet değerinin 0.05 Hz’i aşmaması esastır.”

             MADDE 26 – Aynı Yönetmeliğin 65 inci maddesinin başlığı “El ile planlı yük atma” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 27 – Aynı Yönetmeliğin 66 ncı maddesinin birinci fıkrasının birinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, arz talep dengesinin arz tarafında beklenmeyen bir eksiklik veya iletim sistemi kısıtları nedeniyle, daha yaygın olarak yük atılmasını veya sistemin gerilim sınırlarının dışında ve kritik veya kararsız işletme koşullarında işletilmesini önlemek için el ile acilen yük atma yapılır.”

             MADDE 28 – Aynı Yönetmeliğin 67 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Acil durum önlemleri prosedürünün bildirimi

             MADDE 67 – Acil durum önlemleri prosedürü kullanıcıların görüşü alınarak, TEİAŞ tarafından hazırlanır. Bu prosedür, iletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsar.

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

             TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılan acil durum bildirimi aşağıda belirtilmiştir:

             a) İşletme yedeğinin yetersiz kalması durumunda, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler dahil, iletim sisteminin bütün kullanıcılarına yetersiz işletme yedeği bildirimi,

             b) Kısa bir süre içinde talep kesintisi ihtimali olan kullanıcıların, eğer mümkünse, uyarılması,

             c) Kullanıcılar için talep kesintisi ihtimalinin ortadan kalkması durumunda bu tür kullanıcılara gönderilmiş olan  bildirimlerin ve uyarıların iptali.

             Acil durum önlemleri kapsamında 61 inci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen önlemler uygulanır.

             Acil durum önlemleri prosedürü, TEİAŞ tarafından görüş ve mutabakat için bütün kullanıcılara gönderilir. Kullanıcı ile mutabakata varılamadığı durumlarda TEİAŞ, Kurumun görüşünü alır ve bu çerçevede uygulama yapar.”

             MADDE 29 – Aynı Yönetmeliğin 70 inci maddesinin ikinci fıkrasındaki “UYDM veya BYDM” ibaresi, “MYTM veya BYTM” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 30 – Aynı Yönetmeliğin 78 inci maddesinde yer alan “yük dağıtım” ibareleri, “yük tevzi” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 31 – Aynı Yönetmeliğin 79 uncu maddesinin birinci fıkrasındaki “yük dağıtım” ibaresi, “yük tevzi” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 32 – Aynı Yönetmeliğin 80 inci maddesinin birinci fıkrasındaki “yük dağıtım” ibareleri, “yük tevzi” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 33 – Aynı Yönetmeliğin 84 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “b) Toparlanma yeteneği olan ve oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesislerine,”

             MADDE 34 – Aynı Yönetmeliğin 85 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanan oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamına alınarak, TEİAŞ tarafından toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri olarak belirlenir. Bu tesislerden temin edilen enerji, iletim sisteminin enerjilenmesi, müşterilerin beslenmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınmasında kullanılır.”

             MADDE 35 – Aynı Yönetmeliğin 86 ncı maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki değiştirilmiştir.

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

             MADDE 36 – Aynı Yönetmeliğin 88 inci maddesinin birinci ve üçüncü fıkralarında yer alan “UYDM” ibareleri, “MYTM” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 37 – Aynı Yönetmeliğin 89 uncu maddesinin ikinci ve üçüncü fıkralarında yer alan “UYDM” ibareleri, “MYTM” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 38 – Aynı Yönetmeliğin 93 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendinde yer alan “yük dağıtım” ibaresi, “yük tevzi” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 39 – Aynı Yönetmeliğin Dördüncü Kısım, On Birinci Bölümünün başlığı “Test, İzleme ve Kontrol” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 40 – Aynı Yönetmeliğin 106 ncı maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Test, izleme ve kontrol esasları

             MADDE 106 – Yan hizmet sunacak her bir tesisin ilgili yan hizmeti sunma yeterliliği TEİAŞ tarafından belirlenen performans testleri ile akredite edilmiş firmalar tarafından test edilir. Performans testlerine tabi tutulan tesislerin ilgili yan hizmeti sunma yeterliliği akredite edilmiş firmalar tarafından verilen yan hizmet sertifikaları aracılığıyla belgelendirilir.

             Yan hizmetlere ilişkin performans testlerinin ilgili yan hizmetin sunulmaya başlanmasından önce yapılması ve ilgili yan hizmet anlaşmasında belirlenecek periyotlarla tekrarlanması esastır. Yapılacak izleme ve kontroller neticesinde TEİAŞ’ın gerekli görmesi halinde, ilgili testler daha önce de tekrarlanabilir. 

             Yan hizmetlerin sunulmasına ilişkin performans testleri dışındaki diğer testler, teste tabi taraflarca gerçekleştirilerek test raporu ile belgelendirilir.

             Üreticinin taahhüt ettiği üretim tesisi ve/veya ünite parametrelerinin test edilmesi için gerekli görülmesi halinde MYTM ve/veya BYTM tarafından Dengeleme Güç Piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler kullanılarak yük alınması ve yük atılmasına ilişkin talimatlar verilebilir. İlgili testlere ilişkin planlamanın yapılması için MYTM’ye bilgi verilmesi esastır.

             Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar ile kullanıcı tarafından yapılan bildirimler ve taahhütler TEİAŞ tarafından izlenir ve kontrol edilir.

             Kullanıcılara ait tesis ve/veya teçhizatın belirtilen test, izleme ve kontrollerde başarısız olması durumunda, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları ile Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve/veya ilgili yan hizmet anlaşmalarının bu bölüme ilişkin hükümleri geçerli olur.”

             MADDE 41 – Aynı Yönetmeliğin 107 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Test, izleme ve kontrole tabi taraflar

             MADDE 107 – Test, izleme ve kontrol esasları;

             a) TEİAŞ’a,

             b) Dengeleme sistemine taraf üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,

             c) Yan hizmet sağlayacak tüzel kişilere,

             ç) Dağıtım şirketlerine,

             d) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,

             e) Yan hizmetlere ilişkin performans testlerini gerçekleştirmek üzere akredite edilmiş yetkili firmalara

             uygulanır

             MADDE 42 – Aynı Yönetmeliğin 108 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Performans izleme ve kontrol prosedürü

             MADDE 108 – TEİAŞ; aşağıdaki hususları izlemek ve kontrol etmekle yükümlüdür;

             a) Dengeleme mekanizmasına taraf ünite ve blokların dengeleme esasları çerçevesindeki taahhütleri,

             b) Kullanıcıların faaliyetlerini, bu Yönetmelikte belirtilen bağlantı ve dengeleme esaslarına uygun bir şekilde yürütüp yürütmedikleri,

             c) Kullanıcıların sağlamayı taahhüt ettikleri yan hizmetleri ve/veya yan hizmetler kapsamında sistem işletmecisi tarafından verilen talimatları.

             Dengeleme sistemine taraf ünitenin veya bloğun bağlantı ve dengeleme esasları çerçevesindeki taahhütlerinin sağlanmasında başarısız olduğunun yapılan izleme ve kontroller neticesinde tespit edilmesi durumunda TEİAŞ, kullanıcıyı yazılı olarak uyarır. Kullanıcı başarısızlığının nedenlerinin ortadan kaldırılması için alacağı önlemleri en kısa sürede TEİAŞ’a bildirir. TEİAŞ ve kullanıcı alınan bu önlemlerin detaylarını birlikte müzakere eder. Dengeleme sistemine taraf üniteye veya bloğa yeni işletme şartları uygulanması söz konusu ise, bu şartlar ve uygulama tarihi üzerinde on gün içinde mutabakat sağlanamadığı takdirde TEİAŞ, ünite veya blok üzerinde test yapılmasını talep edebilir.

             Yan hizmet sağlayan tüzel kişinin, ilgili yan hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve ilgili yan hizmet anlaşması hükümlerine göre sunmadığının yapılan izleme ve kontroller neticesinde tespit edilmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve ilgili yan hizmet anlaşması hükümlerine göre cezai yaptırımlar uygulanır.”

             MADDE 43 – Aynı Yönetmeliğin Beşinci Kısmının başlığı “Dengeleme Esasları” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 44 – Aynı Yönetmeliğin Beşinci Kısım, Birinci Bölümünün başlığı “Gün Öncesi Üretim Planlaması” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 45 – Aynı Yönetmeliğin 115 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Gün öncesi üretim planlaması esasları

             MADDE 115 – MYTM ve piyasa katılımcıları tarafından, bir gün sonrası için geçerli üretim-tüketim planının hazırlanması ve üretim kapasitesinin yeterli yedekle emre amade tutulması, arz güvenliği ve kalitesi ile sistem bütünlüğünün sağlanması esaslarını kapsar.”

             MADDE 46 – Aynı Yönetmeliğin 116 ncı maddesinin başlığı ve birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Gün öncesi üretim planlamasına tabi taraflar”

             “Gün öncesi üretim planlaması esasları;

             a) TEİAŞ’a,

             b) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarına,

             c) Yan hizmet sunan tüzel kişilere,

             d) Dağıtım şirketlerine

             uygulanır

             MADDE 47 – Aynı Yönetmeliğin 117 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Gün öncesi üretim planlaması süreci

             MADDE 117 – Gün öncesi üretim planlaması aşağıdaki prosedüre uygun olarak yapılır:

             a) Sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi dengeleme faaliyetleri Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin gün öncesi dengelemeye ilişkin hükümleri çerçevesinde yürütülür.

             b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları:

             1) Kendi adına kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emreamade kapasiteleri,

             2) Dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma, yük atma tekliflerini,

             3) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca primer ve sekonder frekans kontrol hizmetlerinin sağlanmasına ilişkin teknik ve ticari parametreleri

              PYS aracılığıyla sistem işletmecisi’ne bildirir.

             c) Sistem işletmecisi yapılan bildirimleri, bildirimin ilgili olduğu yönetmelik hükümleri uyarınca kontrol ederek hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçer ve gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.

             ç) Yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren gün öncesinde, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi, ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla sistem işletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin yük alma, yük atma talimatları ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Ayrıca yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren gün öncesinde, Sistem İşletmecisi tarafından, dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri ve/veya ilgili yan hizmete ilişkin parametreler değerlendirilerek yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar ilgili piyasa katılımcılarına verilir.”

             MADDE 48 – Aynı Yönetmeliğin 119 uncu maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Üretim çizelgelerinin hazırlanması

             MADDE 119 – Gün öncesi üretim planlama faaliyetleri kapsamında, üretim tüketim dengesi, planlanan üretimin ikili anlaşmaları karşılaması ve işletme yedekleri planlaması ile ilgili olarak MYTM tarafından bir sonraki gün için aşağıdaki çizelgeler hazırlanır;

             a) Kısıtlanmamış sözleşme çizelgesi: Bu çizelge, iletim sisteminde herhangi bir kısıt olmadığı varsayılarak, her bir dengeden sorumlu tarafa ilişkin KGÜP değerlerinin toplamı ile gün öncesi dengeleme ve ikili anlaşmalar vasıtasıyla gerçekleştirmiş olduğu alış ya da satışların toplam değerlerini gösterir,

             b) Yük kılavuzu: Bu kılavuz, sistem kısıtları ve yan hizmetler ihtiyaçları da dikkate alınarak, dengeleme güç piyasasına katılan dengeleme birimlerinin KGÜP ve almış oldukları yük alma, yük atma talimatları çerçevesinde bir sonraki gün gerçekleştirecekleri saatlik hedef üretim değerlerini gösterir.

             c) İşletme yedekleri planı; dengeleme birimlerinin bir sonraki gün sağlayacakları primer frekans kontrol rezerv miktarı, sekonder frekans kontrol rezerv miktarı, tersiyer kontrol miktarı ve bekleme yedeği miktarlarını gösterecek şekilde MYTM tarafından hazırlanır.”

             MADDE 49 – Aynı Yönetmeliğin 121 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “İşletme riski halinde tercih

             MADDE 121 – MYTM, önceden öngörülemeyen hava koşullarının aniden kötüleşmesi, doğal afet, sistemde meydana gelen olaylar vb. nedenlerle iletim sisteminde işletme riskinin ortaya çıkması durumunda, gün öncesi üretim planlama faaliyetleri kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatlarında ya da yan hizmetlere ilişkin verilen talimatlarda, acil durum bildiriminin bir parçası olarak, tekliflere ilişkin oluşturulan sıralamaya bağlı kalmayabilir ve başka bir üniteyi işletmeyi tercih edebilir.”

             MADDE 50 – Aynı Yönetmeliğin 122 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 122 –  Yük kılavuzunda yer alan ünitelerin devreye girme ve çıkma zamanları, piyasa katılımcılarının gün öncesi dengeleme ve Sistem İşletmecisi’nden almış oldukları yük alma, yük atma ve yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar gereği, ilgili piyasa katılımcıları tarafından tespit edilir ve MYTM’ye bildirilir. Üniteler, yük kılavuzuna göre senkronize olmaya hazır bulundurulur. MYTM, ilgili piyasa katılımcıları tarafından belirtilen devreye girme ve çıkma zamanlarını beş dakika geriye alma ve/veya beş dakika öteleme hakkına sahiptir.”

             MADDE 51 – Aynı Yönetmeliğin 124 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 124 – Kullanıcı, ünite ile ilgili teklif ve parametre değerlerini planlanan günden önce ve bildirim zamanından geç olmamak kaydıyla, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde PMUM ve/veya MYTM’ye bildirir.”

             MADDE 52 – Aynı Yönetmeliğin 125 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Yan hizmetlere ilişkin esaslar

             MADDE 125 – İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır:

             a) Primer frekans kontrolü,

             b) Sekonder frekans kontrolü,

             c) Tersiyer kontrol,

             d) Bekleme yedeği hizmeti,

             e) Anlık talep kontrolü,

             f) Reaktif güç kontrolü,

             g) Oturan sistemin toparlanması,

             h) Bölgesel kapasite kiralama.

             Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer kontrol hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının, sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer kontrol rezerv miktarının dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmalıdır.

Bu maddenin üçüncü fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:

                                                                     (1a)

                                                                      (1b)

                                                    (1c)

                                                    (1d)

Bu maddenin üçüncü fıkrasındaki şekilde ve dördüncü fıkrasındaki formülde geçen;

Pmax               Ünitenin emreamade kapasitesini,

Pmin               Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,

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

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

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

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

RPA              Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı

RP                 Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,

RSA              Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı

RS                 Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,

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

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

ifade eder.

 

             Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler ve/veya Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.

             Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır. Performans testlerinin sekonder frekans kontrolü için ünite, blok veya santral bazında diğer yan hizmetler için ünite bazında yapılması esastır.”

             MADDE 53 – Aynı Yönetmeliğin 126 ncı maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Primer frekans kontrolü

             MADDE 126 – Üretim tesisi, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır. Primer frekans kontrol yedeği EK-4’te yer alan primer frekans kontrol performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.

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

             Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında ±200 mHz’lik sapma olması durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının yarısını en fazla 15 saniye içinde, tamamını ise en fazla 30 saniye içinde lineer olarak tamamen etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek  yeterlilikte olmalıdır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma sekonder frekans kontrolü tarafından tamamen dengelenene kadar, primer frekans kontrolü kesintisiz olarak sürdürülmelidir.

             Sürekli olarak sağlanan primer frekans kontrol rezerv miktarı, gün öncesinde bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ±%10 toleransı dahilinde olmalıdır.

             Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmalıdır. Ünitenin hız eğimi, primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde ayarlanmalıdır. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı, yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı  istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.

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

                                                        (2)

Bu formülde geçen;

        Hız Eğimini (Speed-Droop) (%)

                Nominal Frekansı (50 Hz)

              Sistem Frekansındaki sapma miktarını

            Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını

             Ünitenin Nominal Çıkış Gücünü

ifade eder.

 

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


             Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı aşağıdaki grafikte modellendiği gibi olmalıdır.

 

Yukarıdaki grafikte geçen;

Pset           Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değeri

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

RP           Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarı

DfG          Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarı

Df             Sistem frekansındaki sapma miktarı

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

 

             MADDE 54 – Aynı Yönetmeliğe 126 ncı maddeden sonra gelmek üzere aşağıdaki maddeler eklenmiştir.

             “Sekonder frekans kontrolü

             MADDE 126/A – Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan üretim tesislerinin aktif güç çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.

             Sekonder frekans kontrol yedeği EK-4’te yer alan sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.

             Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya santralin çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum tepki süresi 30 saniye olmalı ve testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak ünitelerin yüklenme hızı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmalıdır:

             a) Motorin, fuel oil ve doğal gaz yakıtlı üretim tesisleri için nominal gücün dakikada en az %6’sı kadar,

             b) Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal gücün saniyede %1.5 ile %2.5’u arasında,

             c) Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada %2 ile %4’ü arasında,

             ç) Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada %1 ile %2’si arasında.

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

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

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

             “Tersiyer kontrol

             MADDE 126/B – Gerçek zamanlı dengeleme amacıyla gerçekleştirilen tersiyer kontrol, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla dengeleme birimleri tarafından sağlanır. Yük alma, yük atma talimatları dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirtir ve dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi suretiyle oluşturulur.

             Sekonder frekans kontrolünün ardından, ihtiyaç duyulması durumunda tersiyer kontrol manuel olarak devreye alınır. Tersiyer kontrol ile sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya sekonder frekans kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda enerji açığı ya da fazlasının dengelenmesi esastır.”

             “Bekleme yedeği hizmeti

             MADDE 126/C – Bekleme yedeği hizmeti üretim kapasitesini ikili anlaşmalar, gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası vasıtasıyla satamamış ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca önceden seçilmiş üretim tesisleri tarafından sağlanır.

             Bekleme yedeği hizmeti sağlayan üretim tesislerinin Sistem İşletmecisi tarafından devreye alınması ile hızlı aktive edilebilen tersiyer kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda tersiyer kontrol yedeğinin oluşturulması ve enerji açığının dengelenmesi esastır.

             Bekleme yedeği tedarik edilmesine ilişkin ihale ilanında TEİAŞ tarafından belirtilen devreye girme süresi 15 dakikadan, üretim tesisinin minimum teklif miktarı 10 MW’dan az olamaz. İlgili ihale ilanında ayrıca belirtilen yüklenme hızı TEİAŞ tarafından işletme koşullarına uygun olarak belirlenir.

             Bekleme yedeği sağlayacak ünitelere ilişkin devreye girme süresi ve yüklenme hızı, TEİAŞ tarafından belirlenen bekleme yedeğine ilişkin performans testleri sonucunda belirlenir.

             Bekleme yedeği hizmeti sağlayacak üretim tesislerinin değerlendirilmesinde kullanılacak, sistemin aylar bazında ihtiyaç duyacağı bekleme yedeği miktarı, bekleme yedeği sağlayacak üretim tesislerinin her bir devreye girişlerinde sağlaması beklenen ortalama üretim miktarı ve bekleme yedeği sağlamak üzere beklenen devreye girme sayısı en geç bir önceki yıl sonuna kadar, ünitelerin emreamade olma durumları, talep tahmini ve gerçekleşen talepler ile mevcut durum dikkate alınarak, TEİAŞ tarafından yıllık olarak tahmin edilir. Yapılan bu tahminler gerekli olması durumunda yıl içinde TEİAŞ tarafından güncellenir.”

             “Anlık talep kontrolü

             MADDE 126/D – Anlık talep kontrolü bu Yönetmeliğin 63 üncü Maddesi hükümleri uyarınca yürütülür.”

             “Reaktif güç kontrolü

             MADDE 126/E – İletim ve dağıtım sistemine bağlı lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin EK-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur.

             Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında nominal 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.

             Reaktif güç kontrol hizmeti, TEİAŞ tarafından belirlenen reaktif güç kontrolüne ilişkin performans testleri sonucunda reaktif güç kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.

             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 İşletmecisi 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 Sistem İşletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine yapılır.”

             “Oturan sistemin toparlanması

             MADDE 126/F – Oturan sistemin toparlanması bu Yönetmeliğin 4 üncü Kısım, 7 nci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür.” 

             “Bölgesel kapasite kiralama

             MADDE 126/G –TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Bakanlık 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 bu Yönetmeliğin 43 üncü Maddesinde yer alan puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının 43 üncü Maddede yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.

              İlgili bölgenin puant yükün karşılanamama olasılığını 43 üncü Maddede yer alan hedef değere getirecek kapasite miktarı dikkate alınarak bölgesel kapasite kiralama ihtiyacının tespit edilmesi esastır.

             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.”

             MADDE 55 – Aynı Yönetmeliğin Beşinci Kısım, Üçüncü Bölümünün başlığı “Gerçek Zamanlı Dengeleme” olarak değiştirilmiştir.

             MADDE 56 – Aynı Yönetmeliğin 127 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 127 – 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 MYTM’ye bildirmeleri ve MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları içerir.

             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) Kritik ve kararsız işletme koşullarının ortaya çıkması durumunda, acil durum önlemlerinin uygulanması

             suretiyle gerçekleştirilir.”

             MADDE 57 – Aynı Yönetmeliğin 128 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 128 – 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,

             uygulanır

             MADDE 58 – Aynı Yönetmeliğin 129 uncu maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü

             MADDE 129 – 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 yedeklerin kullanılması sebebiyle, yeterli seviyede tersiyer yedek sağlanması ihtiyacının ortaya çıkması.

             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 126 ncı maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış güçlerini 126 ncı 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, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya sistem frekansının yükselmesi durumunda, otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini 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 kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer 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) Kritik ve kararsız işletme koşullarının ortaya çıkması durumunda, gerçek zamanlı dengeleme kapsamında bu Yönetmeliğin 4 üncü Kısmının, 4 üncü Bölümünde yer alan acil durum önlemleri uygulanır.

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

             MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.”

             MADDE 59 – Aynı Yönetmeliğin 130 uncu maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar

             MADDE 130 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM tarafından

             a) primer frekans kontrol hizmetinin sağlanmasına,

             b) sekonder frekans kontrol hizmetinin sağlanmasına,

             c) dengeleme birimlerinin yük alma ve yük atmasına,

             ç) bekleme yedeklerinin devreye alınmasına,

             d) yan hizmetler kapsamında yer alan diğer hizmetlerin sağlanmasına,

             ilişkin talimatlar Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uyarınca verilir.

             (2) Gerekli görülmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara telefon, paks gibi iletişim araçları ile iletilebilir.”

             MADDE 60 – Aynı Yönetmeliğin 131 inci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “İletim sistemi kısıtları

             MADDE 131 – 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.

             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 vb. 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 ototrafolar/trafoların nominal kapasitesinde yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı vb.) bulunması,

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

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

             MADDE 61 – Aynı Yönetmeliğin 132 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Talimatlara ilişkin kayıtlar

             MADDE 132 – 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 ve bu kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.”

             MADDE 62 – Aynı Yönetmeliğin 133 üncü maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “Elektriksel zaman hatası düzeltmesi

             MADDE 133 – Elektriksel zaman hatası düzeltmesi, MYTM tarafından nominal sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir. Elektrik zaman hatasının belirlenmiş sınırlar içinde tutulması MYTM’nin sorumluğundadır.”

             MADDE 63 – Aynı Yönetmeliğin 134 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “MADDE 134 – MYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Bu bildirim, kullanıcıya ünite dengeleme şartlarını sağlama ve senkronizasyon bildirimi gibi yükümlülüklerin yanı sıra, başka yükümlülükler de getirebilir. Kullanıcının bu talimatları yerine getiremeyeceğinin ortaya çıkması durumunda MYTM ve/veya BYTM’yi telefon, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar eder.”

             MADDE 64 – Aynı Yönetmeliğin 138 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “işletme ve planlamaya ilişkin” ibaresi, “işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 65 – Aynı Yönetmeliğin 139 uncu maddesinin birinci fıkrasının (h) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki bent eklenmiştir.

             “i) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere”

             MADDE 66 – Aynı Yönetmeliğin 141 inci maddesinin birinci fıkrasının (d) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki bent eklenmiştir.

             “e) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde Çizelge 7’de belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır.”

             MADDE 67 – Aynı Yönetmeliğin 144 üncü maddesinin birinci fıkrasının (g) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “g) Çizelge 7 – Yan hizmetlere ilişkin sağlanacak veriler,”

             MADDE 68 – Aynı Yönetmeliğin geçici 8 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.

             “GEÇİCİ MADDE 8 – 1/1/2006 tarihi itibariyle 30 yılın üzerinde işletmede bulunan üretim tesisleri, primer frekans kontrolüne katılımları için gerekli sistem ve teçhizatı kurmak ve performans testi yaptırmak zorunluluğundan muaftır.

             Birinci fıkrada belirtilen üretim tesislerinin adlarına kayıtlı bulundukları üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca sağlamakla yükümlü oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarını, kendi adlarına kayıtlı diğer üretim tesislerinden veya yükümlülüğün transferi ile üretim faaliyeti gösteren başka bir tüzel kişiden sağlamaları esastır.”

             MADDE 69 – Aynı Yönetmeliğin geçici 10 uncu maddesinin birinci fıkrasında yer alan “31/12/2008 tarihi itibarıyla geçici kabulü yapılan” ibaresi, “24/9/2008 tarihinden önce bağlantı anlaşması imzalamış olan” şeklinde değiştirilmiştir. 

             MADDE 70 – Aynı Yönetmeliğin 58, 59, 118, 120, 123, 135, 136 ve 137 ve  geçici 9 uncu maddeleri yürürlükten kaldırılmıştır.  

             MADDE 71 – Aynı Yönetmeliğin EK-2’si ekte yer alan EK-2 ile değiştirilmiştir.

             MADDE 72 – Aynı Yönetmeliğin EK-4’ü ekte yer alan EK-4 ile değiştirilmiştir.

             MADDE 73 – Aynı Yönetmeliğin EK-8’inde yer alan “YÜK DAĞITIM İŞLETME MÜDÜRLÜĞܔ ibaresi, “YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞܔ şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 74 – Aynı Yönetmeliğin EK-9’unda yer alan “YÜK DAĞITIM MÜDÜRLÜĞܔ ibaresi, “YÜK TEVZİ MÜDÜRLÜĞܔ şeklinde ve “UYDM” ibaresi “MYTM” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 75 – Aynı Yönetmeliğin EK-10’unda yer alan “YÜK DAĞITIM MÜDÜRLÜĞܔ ibaresi, “YÜK TEVZİ MÜDÜRLÜĞܔ şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 76 – Aynı Yönetmeliğin EK-14’ünde yer alan “Ulusal Yük Dağıtım Merkezi” ibaresi, “Milli Yük Tevzi Merkezi” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 77 – Aynı Yönetmeliğin EK-15’inde yer alan “Ulusal Yük Dağıtım Merkezi” ibaresi, “Milli Yük Tevzi Merkezi” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 78 – Aynı Yönetmeliğin Veri Kayıt Bölümü, Çizelge 1’inde yer alan “hız düşümü” ibaresi, “hız eğimi” şeklinde ve “buhar üniteleri” ibaresi, “buhar türbinleri” şeklinde değiştirilmiştir.

             MADDE 79 – Aynı Yönetmeliğin Veri Kayıt Bölümü, Çizelge 7’si ekteki şekilde değiştirilmiştir.

             MADDE 80 – Bu Yönetmelik 1/12/2009  tarihinde yürürlüğe girer.

             MADDE 81 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.

EK 2

FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ

 


 

(1) Şebeke frekansının 49.5 Hz – 50.5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün % 100’lük  sabit değeri korumalı, 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 düşüşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır. ”

 

 

 


“                                                                                            EK 4

YAN HİZMETLER PERFORMANS TESTLERİ

 

E.4.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TESTLERİ

 

 

(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, ünitelerin UCTE kriterlerine uygunluğunun tespit edilmesi amacıyla üç aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar, aşağıda E.4.A.1, E.4.A.2 ve E.4.A.3 maddelerinde açıklandığı şekilde uygulanır.

Primer Frekans Kontrolüne katılacak santrallerin tümünde bu testler gerçekleştirilir. 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 test ekibine sağlanmalıdır.

(2) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre aşağıdaki değerlerin yanı sıra, test ekibinin gerekli gördüğü değerlerin de ölçümü yapılarak kayıtları alınır;

·          Aktif Güç Çıkışı (MW)

·          Şebeke Frekansı

·          Simüle Frekans

·          Vana Pozisyonları

·          Buhar Basıncı

·          Buhar Sıcaklığı

(3) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede en az 10 veri olmalıdır (100 milisaniye’de veya daha kısa sürede bir veri). Test düzeneği, kaydı alınan grafik ve kaynak verilerinin (ASCII/Text formatında) bilgisayar ortamına  aktarılmasını sağlayacak yapıda olmalıdır.

(4) Testler sırasında ünite parametrelerinin normal işletme değerleri dahilinde kaldığı beyan edilmelidir. Testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim vb.) teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir koruma mekanizması kullanılmamalıdır.

(5) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, türbin hız regülatörünün şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.4.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla gerçekleştirilir.

 


Şekil E.4.A.1 -  Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması

E.4.A.1.   Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi

 

(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır;

 

·        Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.

·        Ölü bant (dead band) 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.

·        Hız eğimi (speed-droop), “200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin tamamı etkinleştirilmelidir” gerekliliğine göre, aşağıdaki değerlerle kısıtlı olmamak üzere tabloda gösterildiği şekilde ayarlanmalıdır:

 

Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax), %

2,5

3

4

5

10

Türbin regülatörü hız eğimi (speed-droop, sg), %

16

13,3

10

8

4

 

·        Maksimum seviyedeki test için ünitenin hız eğimi (speed-droop), Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax) değerine karşılık gelen değere ayarlanır ve çıkış gücü, ünitenin nominal çıkış gücünün RPmax değeri kadar aşağısında bir Pset değerine ayarlanır. 

·        Minimum seviyedeki test için ünitenin hız eğimi (speed-droop), Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax) değerine karşılık gelen değere ayarlanır ve çıkış gücü, ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği minimum çıkış gücünün RPmax değeri kadar yukarısında bir Pset değerine ayarlanır. 

·        Türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde Df=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.4.A.2’te görüldüğü gibi basamak (step) değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15 dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülür ve  ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de Df=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik  simule frekans değeri için aynı işlem tekrarlanır.

 


 


Şekil.E.4.A.2.  Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı

 

 

(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak gerçekleştirilir.

Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki kriterlere göre yapılır;

·        Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise 30 saniyelik süre içinde lineer olarak etkinleştirilebilmeli,

·        Azami Primer Frekans  Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca sağlanabilmelidir.

·        Primer Frekans  Kontrol  Rezerv  Testlerinde  üniteden  beklenen  tepki  aşağıda  Şekil.E.4.A.3 ve Şekil.E.4.A.4’da gösterilen grafiklerdeki gibi olmalıdır.

 

 


 Şekil E.4.A.3 - f=49,8 Hz’lik  Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki

 

f (Hz)

 

Şekil E.4.A.4 -  f=50,2 Hz’lik  Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki

 


(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testlerinde üniteden beklenen tepkinin sınırları aşağıda  Şekil.E.4.A.5’de gösterilen grafikteki kesik çizgiler ile gösterilen toleransları aşmamalı ve mümkün olduğunca beklenen tepki grafiğini sağlayacak şekilde tepki vermelidir.

Primer Rezerv Miktarı

Tepki Sınırları / Toleranslar

Beklenen Tepki

td

Tepkideki Gecikme Süresi

Δtd= 4 saniye, Hidroelektrik Santraller için

Δtd= 2 saniye, Diğer Santrallar için

PGN

Ünitenin Nominal Çıkış Gücü

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Şekil E.4.A.5 -  Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi

 

 

E.4.A.2    Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi

 

(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv testleri sırasında ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden ünitenin kararlı hale gelmesi beklenir ve hassasiyet testine başlanarak aşağıdaki işlemler yapılır;

·        Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde Df=-5 mHz’den başlayarak ünite tepkisi 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 kriter olarak kabul edilir. Df=-5 mHz’lik frekans sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.4.A.6’de görüldüğü gibi basamak (step) değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülür 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.4.A.6.  Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Simule Frekans Uygulanışı

 

 

(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak gerçekleştirilir.

(3) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki kriterlere göre yapılır;

·        Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik gözlenmeli,

·        Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.

 

 

E.4.A.3    24 Saatlik Doğrulama Testi

 

(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri sonucunda test ekibi tarafından, ünitenin Primer Frekans Kontrol fonksiyonunu sağladığının gözlenmesi halinde, 24 Saatlik Doğrulama Testi gerçekleştirilir. Primer Frekans Kontrol Rezerv testleri sırasında ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal çalışmasının kesintisiz olarak kaydı yapılır. Bu testin sonucu, ünitenin Primer Frekans Kontrol fonksiyonunun şebeke şartları altında sürekli çalışabileceğini doğrular nitelikte olmalıdır.

(2) 24 Saatlik testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en uzun süreli en büyük frekans sapması için  frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler örnek olarak test raporuna eklenmelidir.

(3) 24 Saatlik doğrulama testinin değerlendirilmesi Şekil.E.4.A.7.’de belirtildiği gibi yapılır.

 

RPmax

 

RPmax

 

 

Şekil.E.4.A.7. Primer Frekans Kontrol 24 Saatlik Doğrulama Testi Değerlendirilmesi

 

(4) Azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi 24 saat boyunca ± % 10’ luk tolerans dahilinde sağlanmalıdır. Ünite Çıkış Gücü ölçülen değerlerinin en az % 90’ının             “Pset + RPmax ± %10xRPmax ” değer aralığında olması esastır.


 

 

E.4.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TESTLERİ

 

Sekonder frekans kontrol testleri öncesinde, santral/blok/ünite TEİAŞ SCADA Sistemine dahil edilmiş, santralın sekonder frekans kontroluna 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’ın Milli Yük Tevzi Merkezinde bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekmektedir. Bu testlerde, santralda gerçekleştirilmiş olan Otomatik Üretim Kontrol Sisteminin/Arabiriminin fonksiyonel özellikleri ve insan makine arayüzü (ekran görüntüleri, vb) ile Milli Yük Tevzi Merkezinde bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) programı vasıtasıyla SCADA Sistemi üzerinden ayar değerleri gönderilerek santralın sekonder frekans kontroluna katılım performansı test edilecektir.

Sekonder frekans kontrol testleri kapsamında yer alan temel testler aşağıda verilmektedir:

1) Milli Yük Tevzi Merkezinde bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) programı tarafından gönderilecek ayar değerlerine göre sekonder kontroluna katılacak olan santral/blok/ünite için santralda kurulan AGC Sistemi/Arabiriminin fonksiyonları kontrol edilecektir:

a)      Milli Yük Tevzi Merkezinden SCADA Sistemi üzerinden gönderilen ayar değerlerinin santralda doğru bir şekilde alındığı ve bu değerlerin geri-bildirim (feed back) olarak SCADA Sistemi üzerinden tekrar Milli Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderildiği kontrol edilecektir.

b)     Milli Yük Tevzi Merkezinden SCADA Sistemi üzerinden ve AGC programı tarafından gönderilen ayar değerlerinin ünitelere çalışma konumları (AUTO/MAN) dikkate alınarak doğru bir şekilde dağıtıldığı kontrol edilecektir. Kombine Çevrim Gaz Türbin Blokları için ayar değerlerinin, gaz türbinlerine bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin üretimleri de dikkate alınarak gaz türbinlerine doğru bir şekilde dağıtıldığı detaylı olarak kontrol edilecektir.

c)      AGC programı tarafından SCADA Sistemi vasıtasıyla periyodik olarak gönderilen “PD Validity” sinyalinin santralda alındığı ve doğru bir şekilde kullanıldığı, bu sinyalin belli bir zaman-aşımı süresi (60 saniye) boyunca alınamaması durumunda, santralda LRPD alarmının üretildiği ve Otomatik Üretim Kontrol Sistemi/Arabirimi konumunun UZAK (REMOTE) konumdan LOKAL konuma geçtiği, tekrar UZAK konuma geçişin “PD Validity” sinyali alınmasından sonra operatör müdahalesi ile mümkün olabildiği kontrol edilecektir.

d)     Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol maksimum kapasite (MAXC) ve sekonder frekans kontrol minimum kapasite (MINC) değerlerinin, ünite bazında elle girilen minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ünitelerin çalışma konumları (AUTO/MAN) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplanıp, bu değerler ve ünitelerin aktif güç çıkışları ölçümlerinin doğru bir şekilde ve 2 saniyede bir TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği kontrol edilecektir. Kombine Çevrim Gaz Türbin Blokları için bu hesaplamalarda, gaz türbinlerine bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin limitlerinin nasıl hesaplandığı ve bunların blok sekonder frekans kontrol maksimum kapasite (MAXC) ve blok sekonder frekans kontrol minimum kapasite (MINC) değerlerinin doğru bir şekilde yapıldığı detaylı olarak kontrol edilecektir.

e)      Santralda kurulan Otomatik Üretim Kontrolu Sistemi/Arabirimi İnsan Makine Arayüzünde (HMI) en azından aşağıdakilerin görüntülendiği kontrol edilecektir:

§        AGC kontrol blok diagramı.

§        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 frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC ve MINC).

§        Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı.

§        “PV Validity” sinyalinin durumu.

§        AGC Sistemine/Arabirimine ilişkin alarmlar.

§        Ayrılan toplam primer rezerv.

§        Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO).

§        Ünite yük alma /atma hızları.

§        Hız regülatörleri eğim ayar değerleri (governor droop setting).

§        Toplam santral üretimi.

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

2) Aşağıdaki listede yer alan alarm ve konum bilgilerin santralda doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilecektir.

 

Plant at Minimum Limit                      

(LMIN)

0= MIN         

1= OK

Plant at Maximum Limit                     

(LMAX)

0= MAX             

1= OK

Plant in Local Control                         

(LLOC)

1= LOCAL                

0 = LOCAL OFF

Plant in Remote Control                      

(LREM)

1= REMOTE              

0 = REMOTE OFF

Plant in Manuel Control                   

(LMAN)

1= MANUEL            

0 = MANUEL OFF

LFC Micro Processor Failure Alarm   

(LMIC)

1= FAILURE     

0 = OK

Local Power Mismatch                        

(LPWR)

1= OK               

0 = MISMATCH

Invalid Remote Power  Demand          

(LRPD)

1= OK                

0 = INVALID

Generator  Unit  Mode        

(AUTO / MANUAL)

1= AUTO

0= MANUEL

Primary Frequency Control in Operation                

(PFCO)

1= OFF

0= ON

 

3) Milli Yük Tevzi Merkezinden gönderilen ayar değerlerine uygun olarak santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol aralığının tamamında beklendiği şekilde sekonder frekans kontrol cevabı verip vermediğinin test edilmesi amacıyla yapılacak testler öncesinde santralda aşağıda belirtilen ayarlamalar yapılacaktır:

  • Ünite yük alma/atma (ramp rate) hızları, santral tipine göre Madde 126/A’da belirtilen değerlere ayarlanacaktır.
  • Ünite hız regülatörü droop ayarları (governor droop setting) uygun değere (Ör. %4) ve primer frekans kontrol ölü-bant değeri mümkün olan en küçük değerine ayarlanacaktır.
  • Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol maksimum kapasite (MAXC) ve sekonder frekans kontrol minimum kapasite (MINC) değerleri, mümkün olan en geniş sekonder frekans kontrol aralığı sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.
  • Milli Yük Tevzi Merkezinden gönderilecek ayar değerlerine Santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol cavabı en az gecikme ile başlatılacak şekilde santralda gerekli ayarlamalar yapılacaktır.

4) Testlerin başında, ünite yük alma/atma huzları (ramp rate) ve hız regülatörü droop ayarları (governor droop setting) ve santral/blok/ünite zaman sabiti ile gecikme gibi parametreler santralda uygun şekilde ayarlanacak ve bu değerler teste katılan TEİAŞ elemanları tarafından parametre olarak Milli Yük Tevzi Merkezinde AGC programı veritabanına da girilecektir. Sekonder frekans kontrol aralığı, ünitelerin primer frekans kontrolu için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, ünite başına sekonder kontrolu için kullanılacak limitler dikkate alınarak santral AGC Sistemi/Arabirimi tarafından hesaplanan ve SCADA Sistemi vasıtasıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderilen MAXC ve MINC değerleri arasındaki fark olup, MAXC ve MINC değerleri testler sırasında en geniş sekonder frekans kontrol aralığı sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.

5) Testler, yukarıda belirtilen ayarlamalardan sonra Milli Yük Tevzi Merkezinde AGC programı TEST MODU’nda santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol aralığı içinde yük alma ve yük atma yönünde ayar değerleri gönderilerek santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol aralığının tamamında ve beklenen hızda sekonder frekans kontrol cevabı verip vermediği kontrol edilecek ve santralda gerekli ayarlamalar yapılarak beklenen sekonder frekans kontrol cevabının verilmesi sağlanacaktır. Sekonder frekans kontrol aralığının tamamında ve beklenen hızda sekonder frekans kontrol cevabı elde edilen parametreler nihai parametreler olarak Test Raporunda belirtilecek ve bu değerler TEİAŞ ile Santral arasında mutabakat olmadıkça değiştirilmeyecektir.

6) Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol testleri, üniteler primer frekans kontroluna katılırken ve üniteler primer frekans kontroluna katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme koşulunda yapılacaktır.

a)      Üniteler primer frekans kontroluna katılmadığı durumda: Ünitelerin primer frekans kontroluna katılmadığı durumda primer frekans kontrol rezervi ayrılmadan, santralda Sekonder Frekans Kontrol Aralığı en geniş şekilde olacak şekilde MAXC ve MINC değerleri ayarlanacak ve Milli Yük Tevzi Merkezinde AGC programı TEST MODU’nda santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol aralığı içinde yük alma ve yük atma yönünde ayar değerleri gönderilerek santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol aralığının tamamında ve beklenen hızda sekonder frekans kontrol cevabı verip vermediği kontrol edilecek ve santralda gerekli ayarlamalar yapılarak beklenen sekonder frekans kontrol cevabının verilmesi sağlanacaktır. Bu testte, santral/blok/ünitenin Milli Yük Tevzi Merkezinden gönderilen ayar değerlerine verdiği sekonder frekans kontrol cevabını istenen nihai hedef üretim seviyesinde kararlı olarak sürdürülebildiği de kontrol edilecektir.

b)     Üniteler primer frekans kontroluna katıldığı durumda: Sekonder frekans kontrol cevabı, üniteler primer frekans kontroluna katılırken test edilecektir. Bu durumda, santralda ünitelerin sekonder frekans kontrol limitleri, dolayısı ile de santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol maksimum (MAXC) ve minimum (MINC) kapasite değerleri ünitelerin primer frekans kontrol rezervlerini kapsayacak şekilde ayarlanacaktır. Bu testler sırasında, Milli Yük Tevzi Merkezinde AGC programı TEST MODU’nda santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol aralığı içinde yük alma ve yük atma yönünde ayar değerleri gönderilerek santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol aralığının tamamında ve beklenen hızda sekonder frekans kontrol cevabı verip vermediği kontrol edilecek ve santralda gerekli ayarlamalar yapılarak beklenen sekonder frekans kontrol cevabının verilmesi sağlanacaktır. Bu testler sırasında, santral /blok/ünitenin sekonder frekans kontroluna katılırken bir yandan da sistem frekansındaki değişmelere bağlı olarak ünitelerin hız regülatörü droop ayarına (governor droop setting) uygun olarak hem sekonder frekans kontrol aralığının içinde hem de primer rezerv olarak ayrılmış olan kısımda uygun bir şekilde primer frekans kontrol cevabı verldiği ve bunu sürdürebildiği test edilecektir.

7) Sekonder frekans kontrol testleri sırasında, santral/blok/ünite toplam üretiminin TEİAŞ Milli Yük Tevzi Merkezinde bulunan AGC programı tarafından gönderilen ayar değerlerini belirli bir kontrol hassasiyeti ile, beklenen hızda takip ettiği kontrol edilecektir. Normal koşullarda kontrol hatasının belirli bir değerin altında kalması gerekmektedir.

8) Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol testleri sırasında santralda alınacak kayıtlara ilaveten, TEİAŞ Milli Yük Tevzi Merkezinde SCADA Sistemi vasıtasıyla aşağıda belirtilen değerler kaydedilecek ve bu değerlerin yer aldığı grafikler ile testler sırasında AGC programının veritabanına girilen nihai parametreleri gösteren çıktılar testler sonunda hazırlanacak Test Raporunun ekine konulacaktır:

  • Milli Yük Tevzi Merkezinden gönderilecek ayar değeri.
  • Sistem frekans değeri.
  • Santral/blok/ünitenin aktif güç üretimi.
  • Ünitelerin aktif güç üretimleri (gerekli durumlarda).

9) Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol testlerinin sonunda, Milli Yük Tevzi Merkezinde AGC Programı Test Modundan OTOMATİK Moda alınarak, işletme koşullarında santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrolna katılımı izlenecek ve bu test sırasında alınan kayıtlar da Test Raporunun ekine konulacaktır.

 

 

 

Ünite/adı

Yük Alma Hızı

(MW/dakika)

Yük Atma Hızı

(MW/dakika)

Hız Regülatörü Droop- Ayarı (%)

Ünite-1

 

 

 

Ünite-2

 

 

 

Ünite- …

 

 

 

Ünite-n

 

 

 

 

 

 

 

Ünite/Blok/Santral

Minimum Limit (MW)

Maksimum Limit (MW)

Ünite-1

 

 

Ünite-2

 

 

Ünite- …

 

 

Ünite-n

 

 

Toplam Santral/Blok (MAXC ve MINC)

 

 

 

Santral/Blok/Ünite için Gecikme

 

Santral/Blok/Ünite için Zaman Sabiti

 

                                                                                                                                                                                                  ”                       
“VERİ KAYIT BÖLÜMÜ   ÇİZELGE 7

Sayfa 1/3

YAN HİZMETLERE İLİŞKİN SAĞLANACAK VERİLER

 

 

 


VERİ KAYIT BÖLÜMÜ                                                                                                                                       ÇİZELGE 7

Sayfa 2/3

YAN HİZMETLERE İLİŞKİN SAĞLANACAK VERİLER

 

•          Üretici tarafından kayıt dosyası her bir gün için her bir ünite için ayrı ayrı düzenlenecektir.

•          Üretici tarafından kayıt dosyası "zip" biçiminde sıkıştırılarak, TEİAŞ tarafından belirtilen adrese günlük olarak elektronik ortamda gönderilecektir.

•          Kayıt dosyasında Türkçe karakterler olmayacak ve büyük harfler kullanılacaktır.

•          Analog değerler virgülden sonra 3 (üç) basamak olarak, ON/OFF değerler ON için 1 , OFF için 0 olarak yazılacaktır.

•          Binlik ayıraç kullanılmayacaktır.

•          Onluk ayıraç olarak virgül değil nokta kullanılacaktır.

•          Kayıt dosyası "csv" metin biçiminde olup, dosyada yer alan her bir alan noktalı virgül karakteri ile birbirinden ayrılacaktır.

•          Kayıt dosyasındaki her bir satırın sonuna noktalı virgül karakteri konulacaktır.

•          Kayıt dosyası adı, tarih ve ünite numarasını içerecek şekilde "yyyyaaggU##.csv" biçiminde sağlanacaktır (örnek: 20090115U01.csv    20090115U01.zip).

•          Kayıt dosyasının;

a) İlk satırında Santral Adı, 

b) İkinci satırında Ünite No,

c) Üçüncü satırında ise MW cinsinden Ünite Kurulu Gücü yer alacaktır.

•          Kayıt dosyasının dördüncü satırında verilere ilişkin alan adları yer alacak ve noktalı virgül karakteri ile birbirinden ayrılacaktır.

d) Dördüncü satırın 1 inci sütununda Tarih bilgisi;  gün, ay ve yıl sıralamasıyla "gg.aa.yyyy" biçiminde yazılacaktır.

e) Dördüncü satırın 2 nci sütununda Saat bilgisi;  saat, dakika ve saniye sıralamasıyla "hh:mm:ss" biçiminde yazılacaktır.

f) Dördüncü satırın 3 üncü sütununda kayıt dosyası satır sıra numarası yazılacaktır.

•          Ölçme verileri kayıt dosyasının beşinci satırından itibaren yer alacaktır.

1)  Kayıt dosyası verilerinin zaman bilgisinin, TEİAŞ tarafından web sitesi"Yayın-Raporlar" bölümü, "Yük Tevzi Raporları" kısmında yayınlanacak "Günlük Frekans Bilgileri" dosyasındaki veriler ile aynı olabilmesi için santraldaki kayıt sisteminin GPS ya da TEİAŞ tarafından belirlenecek bir Zaman Sunucusu üzerinden senkronize edilmesi ve Üretici tarafından gönderilecek kayıt dosyasının TEİAŞ web sitesinde yayınlanan Günlük Frekans Bilgileri dosyasındaki değerler ile eşleştirilmesi Üretici tarafından sağlanacaktır. Bu işlem için FREKANS alanına, MYTM tarafından TEİAŞ web sitesinde ilgili gün için yayınlanan frekans değerleri yazılacaktır.

2)  AKTIF_MW alanına, MW cinsinden aktif çıkış gücü değeri yazılacaktır.

3)  PSET_MW alanına, MW cinsinden aktif çıkış gücü ayar noktası değeri (Pset) yazılacaktır.

4)  KESICI_DURUM alanına, kesici durum bilgisi (Kesici Kapalı (Devrede)/Açık(Devre Dışı) : ON/OFF) değeri yazılacaktır.

5)  PFCO_DURUM alanına, primer frekans kontrol işletme modu durum bilgisi (primer frekans kontrol Devrede/Devre Dışı : ON/OFF) değeri yazılacaktır.

6)  HIZ_EGIMI alanına, Yüzde cinsinden hız eğimi değeri yazılacaktır.

7)  OLU_BANT alanına, mHz cinsinden ölü bant değeri yazılacaktır.

 


 

VERİ KAYIT BÖLÜMÜ                                                                                                                                       ÇİZELGE 7

Sayfa 3/3

YAN HİZMETLERE İLİŞKİN SAĞLANACAK VERİLER

 

8)  ISLETME_MOD alanına, Doğalgaz Kombine Çevrim Santrallar için Servis harici iken 0, Hız  Kontrol Modu için 1, Yük Kontrol Modu için 2, Sıcaklık Kontrol Modu için 3 olarak yazılacaktır.  Diğer tip santrallar için sadece 2 olarak yazılacaktır.

9)  PFK_RZRV alanına, Üretici tarafından ilgili ünite için karşılık gelen zaman dilimine ait taahhüt edilen saatlik primer frekans kontrol rezerv miktarı MW cinsinden yazılacaktır.

 

•          Kayıt dosyası verileri incelenerek, Üretici tarafından Aylık Değerlendirme Raporu hazırlanacaktır.

•          Hazırlanan Aylık Değerlendirme Raporu, takip eden ayın en geç 3 üncü günü mesai bitimine kadar ilgili TEİAŞ tarafından belirtilen adrese elektronik ortamda gönderilecektir.

•          Kayıt dosyası verilerine göre hazırlanan Aylık Değerlendirme Raporu, şebeke frekansında ±200 mHz ve üzerinde meydana gelen sapmaları kapsayacak şekilde şebeke frekansında meydana gelen sapma ile orantılı olarak, frekans sapmasının başlangıcı ile bitişi arasında, İlgili yan hizmetler anlaşmasında belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ünitenin ayarlanmış ölübant değerinin dışında, ± % 10’ luk tolerans dahilinde sağlanıp sağlanmadığını gösteren grafikleri içerecektir.

 

 

 

Örnek Kayıt Dosyası İçeriği (20090115U1.csv   -->  20090115U1.zip):

SANTRAL ADI:;ABC DOGAL GAZ KOMBINE CEVRIM SANTRALI;

UNITE NO:;UNITE-1;

UNITE KURULU GUCU:;100,000;

TARIH;SAAT;SIRA_NO;FREKANS;AKTIF_MW;PSET_MW;KESICI_DURUM;PFCO_DURUM;HIZ_EGIMI;OLU_BANT;ISLETME_MOD;PFK_RZRV;

15.01.2009;00:00:00;1;50,000;0,000;0,000;0;0;0;4,000;20,000;0,000

...

15.01.2009;17:00:00;61201;50,000;95,000;100,000;1;1;1;4,000;20,000;7,000

15.01.2009;17:00:01;61202;50,000;95,000;100,000;1;1;2;4,000;20,000;7,000

15.01.2009;17:00:02;61203;50,000;95,000;100,000;1;1;3;4,000;20,000;7,000

...

15.01.2009;20:00:00;72001;50,000;95,000;100,000;1;1;2;4,000;20,000;15,000

15.01.2009;20:00:01;72002;50,000;95,000;100,000;1;1;2;4,000;20,000;15,000

15.01.2009;20:00:02;72003;50,000;95,000;100,000;1;1;2;4,000;20,000;15,000

...

15.01.2009;22:00:00;79201;50,000;0,000;0,000;0;0;0;4,000;20,000;0,000

15.01.2009;22:00:01;79202;50,000;0,000;0,000;0;0;0;4,000;20,000;0,000

...

15.01.2009;23:59:59;86400;50,000;0,000;0,000;0;0;0;4,000;20,000;0,000

                                                                                 ”