Turkiye Elektrik Sistemi sekonder frekans kontrolu uygulamalari

1. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 1/9
Sekonder Frekans Kontrolu: Tanımlar, Temel Prensipler
ve
AGC denetiminde Sekonder Frekans Kontrolu’ne Katılacak Üretim
Tesislerinde Uygulanacak Performans Test Prosedürü
TÜBİTAK UZAY-TEİAŞ EKH Teknik Destek ve Eğitim Projesi kapsamında,
TEİAŞ Elektrik Kalite Hizmetleri Müdürlüğü için,
Oğuz YILMAZ
Tübitak Güç Sistemleri Bölümü, Ankara
12.12.2011
1. Sekonder Frekans Kontrolu
Genel anlamıyla Sekonder Frekans Kontrolu sürecinde temel amaç, merkezi bir kontrol ile,
ani ya da sıradan üretim-tüketim dengesizlikleri sebebiyle oluşan elektrik sistemi şebeke
frekansındaki sapmaları ortadan kaldırarak nominal seviyeye getirmek ve senkron çalışılan
çevre ülke elektrik sistemleriyle olan yük akışlarını planlanmış seviyelerde tutmak olarak
özetlenebilir.
Türkiye’nin Avrupa Elektrik Sistemi’ne bağlantısı öncesi durumu, kendi içerisinde
enterkonnekte ama çevre elektrik sistemlerinden izole bir ada olarak değerlendirilirse, böyle
bir konfigürasyonda Sekonder Frekans Kontrolu’nun temel amacı, Primer Frekans Kontrol
süreci ile farklı bir denge frekans noktasında oluşan üretim tüketim dengesinin, tekrardan
şebeke frekansının nominal seviyesinde sağlanmasıdır. Yani bu konfigürasyonda ana hedef,
merkezi bir kontrol ile, frekansın belirlenmiş değerine regüle edilmesidir.
Birbirlerine senkron olarak bağlı elektrik sistemlerinde ise, her bir ülkenin ya da daha doğru
terimiyle kontrol alanının temel görevi, oluşan Alan Kontrol Hatası’nı (ACE)1
, kendi mevcut
SCADA/EMS sisteminin AGC2
fonksiyonu ile yürüttüğü Sekonder Kontrol süreci ile ortadan
kaldırmaktır. Böylelikle herhangi bir bölgede meydana gelebilecek ani üretim-tüketim
dengesizlikleri sonucu oluşacak frekans sapmasına verilecek primer tepki, tüm sistemin ortak
tepkisi iken, nihai durumda her ülke kendi üretim-tüketim dengesini sağlamak ve sorumlu
olduğu frekans sapmasını ortadan kaldırmak zorundadır.
Sonuç olarak bu amaçların gerçekleştirilmesi etkin bir Sekonder Kontrol Performansı, bu da
etkin çalışan bir AGC sistemi gerektirmektedir. Bir AGC sisteminin etkin çalışması kontrol
parametre ayarlarına bağlı olduğu kadar, bundan daha da fazla bu sistemin otomatik
denetimi altında olan ve gerekli rezervi sağlayan üretim tesislerinin performansına bağlıdır.
1
Alan Kontrol Hatası, (Area Control Error, ACE) bir ülkenin enterkonnekte olduğu sistemde meydana gelecek bir
frekans sapmasına ülke olarak vermesi beklenen primer tepkinin (K-Factor *Δf) ve hat akışlarında planlanan
seviyelerden oluşan sapmanın (ΔP) belirli bir işaret kabullenmesi doğrultusunda toplamından oluşmaktadır.
2
AGC, Automatic Generation Control (Otomatik Üretim Kontrolü): Belirli bir algoritma doğrultusunda, merkezi
bir yapıdan, üretim tesislerinin çalışma noktalarının değiştirilmesi suretiyle, sürekli bir şekilde, saniyeler
mertebesinden (≥ 30 sn) başlayarak dakikalar mertebesine uzanan (≤ 15 dak.) ve tekrarlanan denetimi.

2. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 2/9
2. AGC (Otomatik Üretim Kontrolü) Genel Sistem Mimarisi
Şekil 1: Genel sistem mimarisi prensip şeması
SCADA/EMS sisteminin AGC fonksiyonu, belirli zaman aralıkları için planlanmış akış bilgilerini,
bağlantı hatlarından gerçek zamanlı olarak ölçülen güç akışı verilerini ve anlık şebeke frekansı
verilerini alır. AGC, bu verileri belirli hesaplamalar doğrultusunda değerlendirerek, kontrolu
altındaki üretim tesislerine takip etmeleri gereken güç referans değerlerini belirli kriterler
doğrultusunda, ICCP3
protokolu vasıtasıyla, gerek fiber optik hatlar gerekse de PLC4
üzerinden iletir.
Normal koşullarda AGC denetimi altında olan bir üretim tesisinin, AGC sistemine iletmiş
olduğu veriler ve parametreler doğrultusunda (AGC denetiminde, sekonder kontrol için
ulaşılabilecek maksimum ve minimum güç değerleri, güç referansı değişim hızını belirleyen
yüklenme hızı değerleri vb.) kendisine iletilen güç referansını takip etmesi beklenir.
Bu amaçla ilgili üretim tesisinde; veri iletişimini sağlayacak bir RTU ya da ICCP protokolunu
değerlendirebilecek bir haberleşme arayüzü, gelen veriyi değerlendirerek üretim tesisindeki
ünitelere iletecek bir santral kontrol sistemi, (DCS ya da sırf bu amaca yönelik bir PLC) ve bu
kontrol sisteminde çalışacak, gerekli hesaplamaları yapacak ve tasarımında dikkat edilmesi
gereken bir kontrol döngüsü olmalıdır.
3
ICCP: “Inter Control Center Protocol” ya da “Telecontrol Application Service Element” (TASE.2). Mevcut
sistemde haberleşme için kullanılan protokol
4
PLC: Power Line Carrier. Elektrik iletim hatları üzerinden haberleşme
.
.
.
SCADA/EMS
AGC
MYTM
RTU
BYTM_1
RTU
BYTM_9
Üretim Tesisi_A
RTU
Santral
Kontrol
Sistemi
Ünite_1
Ünite_n
Üretim Tesisi_N
RTU
Ünite_1
Ünite_n
.
.
.
RTU
TM_n
Bağlantı
hatları
Santral
Kontrol
Sistemi

3. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 3/9
3. AGC denetiminde Sekonder Frekans Kontolu’ne Katılım için
Temel Performans Kriterleri
SCADA/EMS sisteminin AGC fonksiyonu altında otomatik olarak Sekonder Frekans Kotrolu’ne
katılacak üretim tesislerinin, AGC’den güç referansı iletilen birim5
bazında (çok üniteli
santral/kombine çevrim bloğu/ünite) sağlaması gereken temel performans kriterleri aşağıda
belirtilmiştir.
3.1 Yüklenme Hızları
Sekonder Frekans Kontrolu’ne katılım kapsamında AGC denetiminde otomatik olarak
güç referansı iletilecek üretim biriminin (santral/blok/ünite) sağlaması gereken
yüklenme hızı değerleri Şebeke Yönetmeliği Madde 126/A’da ve ENSTSO-E Operation
Handbook Policy1 Appendix16
’de [1] belirtilmiştir.
TEİAŞ tarafından aksi istenmedikçe, otomatik kontrol altında “gerektiğinde”7
ulaşılması beklenen maksimum yüklenme hızları aşağıda belirtilmiştir:
o Motorin, fuel oil ve doğal gaz yakıtlı üretim tesisleri için nominal gücün
dakikada en az %6’sı kadar; (dolayısıyla örnek olarak ele alabileceğimiz,
AGC’den güç referansı giden 750 MW nominal güçlü bir doğal gaz kombine
çevrim bloğu, tüm gaz türbinleri devrede iken gerektiğinde 45 MW/dak ile
yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan gaz türbin sayısına göre
güncellenmelidir.)
o Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal gücün saniyede %1.5 ile
%2.5’u arasında; (bu değer pratik anlamda çok yüksek bir değer olup, TEİAŞ
tarafından tercih edilen gerektiğinde ulaşılması beklenen maksimum
yüklenme hızları nominal gücün dakikada %20-30’u arasında
gerçekleşmektedir. AGC’den güç referansı giden 2400 MW nominal güçlü
rezervuarlı bir hidroelektrik santralı, tüm üniteleri devrede iken 480 MW/dak
ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin sayısına göre
güncellenmelidir.)
o Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada
%2 ile %4’ü arasında; (örnek olarak, AGC’den güç referansı giden 660 MW
nominal güçlü taş kömürü yakıtlı bir ünitede, gerektiğinde ~20 MW/dak ile
yüklenebilmelidir.)
5
AGC’den güç referansı iletilen üretim biriminin Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimi olması esastır. Bir üretim
tesisi birbiri ile eşdeğer tüm üniteleri ile tek bir UEVÇB olabileceği gibi bir den fazla bloklu bir doğal gaz kombine
çevrim santrali, her bir bloğu AGC’den ayrı güç referansı alan birden fazla UEVÇB olabilir.
6
https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/entsoe/Operation_Handbook/Policy_1_
Appendix%20_final.pdf
7
Bu değerler gerektiğinde ulaşılması istenen değerler olup, AGC’nin normal işleyişi sırasında daha düşük
değerler (daha yavaş çıkış gücü referans değişimleri) gerçekleşebilir.

4. Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org
o Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal gücün
%2’si arasında; (örnek olarak,
güçlü dört üniteli
gerektiğinde ~20 MW/dak ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin
sayısına göre güncellenmelidir. Eğer AGC’den 360 MW’lık tek bir üniteye güç
referansı gönderiliyor ise bu değerin bir ünite için
beklenir.)
3.2 Üretim Tesislerinin Sekonder Frekans Kontrolu için AGC Denetiminde
kullanılacak Rezerv Miktarları
Şebeke yönetmeliği Madde 125’de bir ünite için belirtilen figür
değeri giden bir üretim
Şekil 2: Rezerv ve çalışma noktası gösterimi
TEİAŞ-EKH
, oguz.yilmaz@ieee.org
Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal gücün
%2’si arasında; (örnek olarak, AGC’den güç referansı giden
dört üniteli taş kömürü yakıtlı bir santral, tüm üniteleri devrede iken
20 MW/dak ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin
sayısına göre güncellenmelidir. Eğer AGC’den 360 MW’lık tek bir üniteye güç
referansı gönderiliyor ise bu değerin bir ünite için ~5 MW/dak olması
retim Tesislerinin Sekonder Frekans Kontrolu için AGC Denetiminde
kullanılacak Rezerv Miktarları
Şebeke yönetmeliği Madde 125’de bir ünite için belirtilen figür, AGC’den güç referans
değeri giden bir üretim birimi (santral/blok/ünite) için yorumlanırsa
Şekil 2: Rezerv ve çalışma noktası gösterimi
EKH TDEP, 12.12.2011
4/9
Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada %1 ile
AGC’den güç referansı giden 1440 MW nominal
iteleri devrede iken
20 MW/dak ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin
sayısına göre güncellenmelidir. Eğer AGC’den 360 MW’lık tek bir üniteye güç
5 MW/dak olması
retim Tesislerinin Sekonder Frekans Kontrolu için AGC Denetiminde
AGC’den güç referans
(santral/blok/ünite) için yorumlanırsa;

5. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 5/9
Pmax AGC’den referans değer giden üretim biriminin devrede olan üniteleri ile
çıkabileceği maksimum çıkış gücü seviyesini
Pmin AGC’den referans değer giden üretim biriminin devrede olan üniteleri ile
inebileceği minimum çıkış gücü seviyesini,
PmaxRS AGC’den referans değer giden üretim biriminin sekonder frekans kontrol
hizmeti kapsamında çıkabileceği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRS AGC’den referans değer giden üretim biriminin sekonder frekans kontrol
hizmeti kapsamında inebileceği asgari çıkış gücü seviyesini,
PmaxRT AGC’den referans değer giden üretim biriminin tersiyer kontrol hizmeti
kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRT AGC’den referans değer giden üretim biriminin tersiyer kontrol hizmeti
kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini
2×= RPRPA (1)
2×= RSRSA (2);
RSRT PPRT maxmax −=+
(3); (eğer RT+
=0 => PmaxRS =PmaxRT)
RTRS PPRT minmin −=−
(4); (eğer RT-
=0 => PminRS =PminRT)
olacak şekilde göstermektedir.
Tüm bu tanımlar göz önüne alındığında; AGC denetiminde kendisine gönderilecek güç
referansına göre Sekonder Frekans Kontrolu’ne katılacak bir üretim tesisinin, sürekli
olarak; AGC sistemine ilettiği PminRS ve PmaxRS değerleri doğrultusunda, kendisine bu
değerler arasında iletilen güç referansını takip etmesi beklenmektedir.
Gün içerisinde oluşan üretim-tüketim dengesizliklerini giderilmesi ve bağlantı hatlarında
saat başlarında değişen planlanmış yük akışlarının yeni değerlerinin sağlanabilmesi ülke
için belirlenen performans kriterleri doğrultusunda gerçekleştirilmelidir. Bu sebeple
üretim tesislerince sunulan AGC denetimideki tüm rezervin belirlenmiş bir süre içerisinde
sunulması gereklidir.
Madde 3.1’de belirtilen üretim teknolojisine göre belirlenen, gerektiğinde ulaşılması
beklenen yüklene hızları doğrultusunda, AGC’den güç referansı giden bir üretim
biriminin PminRS seviyesinden PmaxRS seviyesine en geç 5 dakika içerisinde çıkabilmesi
kriteri TEİAŞ tarafından etkin bir AGC uygulaması için esas alınmalıdır. Üretim tesisleri
tarafından daha üzün sürede sağlanabilecek rezerv değerlerinin ülke genelindeki
sekonder kontrol rezervine dahil edilmesi, hem gün içerisinde efektif anlamda
değerlendirilmeyen atıl rezerv oluşumuna hem de AGC sisteminde performans kaybına
sebep olacaktır.
Bu sebeplerle, AGC denetimindeki bir üretim tesisinin, belirlenmiş mevcut yüklenme
hızına göre minimumdan maksimuma kadar, en geç 5 dakika içerisinde
gerçekleştirebileceği değişim miktarı doğrultusunda (RSA) PminRS ve PmaxRS seviyelerini,
dolayısıyla da Sekonder Rezerv (RS) bildirimini belirlemesi esas olmalıdır.

6. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 6/9
(Örneğin yüklenme hızı nominal gücünün %6’sı olarak belirlenmiş AGC’den güç referansı
alan bir birim için RSA maksimum %30 olabilirken, bu değer %1 olarak belirlenmiş bir
birim için RSA en fazla %5 olabilir.)
ENSTSO-E Operation Handbook Policy18
’de [2] belirtilen ve büyük bir üretim tüketim
dengesizliği sonucu, Alan Kontrol Hatası’nın minimize edilmesi, dolayısıyla da frekans ve
yük akışlarının referans değerlerine en geç 15 dakika içerisinde getirilmesi hedefi, bir
performans hedefi olarak değil, en zor durumda dahi aşılmaması gereken bir süre olarak
değerlendirilmelidir. Örneğin, hat akışlarında planlanan yeni program değerlerine
ulaşılması için belirlenmiş süre, değişim miktarından bağımsız olarak 10 dakika ile
sınırlandırılmıştır.
8
https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/entsoe/Operation_Handbook/Policy_1_f
inal.pdf

7. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 7/9
4. AGC denetiminde Sekonder Frekans Kontrolu’ne Katılacak
Üretim Tesislerinde Uygulanacak Performans Test Prosedürü
4.1 Dikkat Edilmesi Gereken Temel Noktalar
Burada belirtilen test prosedürü, Sekonder Frekans Kontrolü’ne katılacak ve AGC
sisteminden güç referansı iletilecek birimin, belirlenen performans kriterlerini sağlayıp
sağlamadığını değerlendirmek için üretim tesisinde gerçekleştirilecek test metodolojisini
belirlemektedir. Bu testleri başarıyla geçen bir üretim tesisi, ilgili hizmeti sağlamak
doğrultusunda TEİAŞ’a başvurabilir.
(İlgili üretim birimine AGC sisteminden güç referansı iletilebilmesi için gerekli sinyal
alış- verişinin sağlıklı bir şekilde gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğine dair yapılacak
testler, gerekli haberleşme altyapısının oluşturulmasının ardından TEİAŞ tarafından
yapılmalıdır.)
Şekil 3: İlgili üretim biriminde test sinyali uygulama noktasının (S) prensip gösterimi
Üretim tesisinde gerçekleştirilecek testler, Santral Kontrol Sistemi üzerinde ya da bu
amaç için tesis edilmiş bir platformda çalışan Santral Güç Kontrol Sistemi Lokal Güç
Referansını değiştirmek suretiyle yapılacaktır. Bu amaçla testin gerçekleştirileceği üretim
tesisinde gerekli kontrol sistemi tasarımının uygulanmış olması esastır. Kontrol altındaki
ünitelerin frekans değişimlerine verdikleri primer tepkilerini olumsuz yönde
etkilemeyecek ve üniteler arasında en uygun yük dağılımını sağlayacak başarılı bir kontrol
sistemi tasarımı üretim tesisinin sağlıklı işleyişi açısından da önemlidir.
Testler AGC sisteminden güç referansı iletilecek üretim biriminin bu amaçla
kullanılabilecek tüm üniteleri devrede ve her biri otomatik denetim altında olacak
şekilde, yani ilgili tesis için maksimum sekonder kontrol rezervi ve yüklenme hızları
geçerli iken gerçekleştirilmelidir.
Üretim Tesisi_A
RTU
Santral
Kontrol
Sistemi
Ünite_1
Ünite_n
S

8. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 8/9
İlgili test raporunda, devrede olan ya da santral kontrol sistemi vasıtasıyla otomatik
denetim altında olan ünite sayısı değiştikçe, ulaşılabilecek maksimum sekonder rezerv
miktarı (RSA) ve yüklenme hızı (MW/dak), olabilecek her bir durum için ayrıca
belirtilmelidir.
Her bir durum için, belirlenmiş mevcut yüklenme hızına göre, minimumdan
maksimuma kadar, en geç 5 dakika içerisinde gerçekleştirilebilecek değişim miktarının
dikkate alınarak RSA seviyesinin, dolayısıyla da ileride olabilecek Sekonder Rezerv (RS)
bildirimlerinin belirlenmesi esas olmalıdır.
4.2 Test Süreci
Sekonder Frekans Kontrolü sürecinde güç referansı iletilecek üretim biriminin bu amaçla
kullanılabilecek tüm üniteleri devrede ve her biri otomatik denetim altında iken, Bölüm
3.2’de belirtilen açıklamalar doğrultusunda (teknolojiye göre yönetmelikte belirlenmiş
yüklenme hızı doğrultusunda sağlanabilecek rezerv miktarı), belirtilen koşulları sağlayan
PminRS ve PmaxRS değerlerini belirleyin ve birimi güç kontrol sistemi vasıtasıyla PminRS
seviyesine getirin.
(Testin birinci aşamasında ilgili üretim biriminin öncelikle güç referansı değişimlerine
verdiği tepki değerlendirileceği için, bu süreçte primer tepki devre dışı bırakılabilir.)
İlgili üretim tesisi için geçerli olan yüklenme hızı doğrultusunda, Şekil 4’te belirtilen güç
referansı (Pset) uyarınca PminRS seviyesinden PmaxRS seviyesine ve PmaxRS seviyesinden PminRS
seviyesine getirin. Tepkinin Şekil 4’te belirtilen band içerisinde olması beklenmektedir.
Şekil4: Uygulanacak test sinyali ve gerçekleşmesi beklenen tepki için tolerans değerleri
Pset
Ptol+
Ptol-
t=0 t=t1 t=t2 t=t3 t=t4 t=t5 t=t6 t=t7 t=t8
Ts Tp
Ɛ Ɛ
Tt Td
t=t9
Oguz Yilmaz, 2011,Ankara
PminRS
PmaxRS
Ts= 120 sn
Tp=t2-t1=t6-t5= 20 sn
Tt=t4-t1=t8-t5 <= 300 sn
Td=t5-t4=t9-t8=180 sn
Ɛ= %1*Pnom. ilgili üretim tes.

9. TEİAŞ-EKH TDEP, 12.12.2011
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, oguz.yilmaz@ieee.org 9/9
Şekil 4’te belirtilen grafik şablonu doğrultusunda gerçekleşen tepkiyi görsel olarak
oluşturun. Test raporuna ekleyin. Gerçekleşen tepki belirtilen tolerans bantlarının dışında
kaldığı takdirde test başarısız olarak değerlendirilecektir.
(PmaxRS - PminRS)/Tt = RR değerini elde edin. Elde edilen değeri MW/dak ve Güç Referansı
değiştirilen birimin nomilan gücünün dakika başına değişim yüzdesi (%/dak) olarak ifade
edin. Bu değerin şebeke yönetmeliğinde belirtilen değerler ile örtüşmesi beklenmektedir.
Test raporunda, devrede olan ya da santral kontrol sistemi vasıtasıyla otomatik denetim
altında olan ünite sayısı değiştikçe oluşan konfigürasyonlar için, ulaşılabilecek maksimum
sekonder rezerv miktarı (PmaxRS - PminRS =RSA) ve yüklenme hızı (MW/dak) değerleri ayrıca
belirtilmeli ve bu değerlerin gerektiğinde sağlanacağı taahhüt edilmelidir.
Test verileri TEİAŞ Elektrik Kalite Hizmetleri Müdürlüğü’nün üretim tesislerinin frekans
kontrolüne katılım hizmetini izlenmesi için kullanılan veri formatında sunulmalıdır.
Güç Referansı değişim testinin ardından, üretim tesisinin mevcut santral güç kontrol
döngüsü altında, primer tepki aktive edilerek, 24 saat boyunca yine aynı formatta elde
edilmiş verisi değerlendirilmeli ve sağlanması gereken primer tepkinin başarıyla
sağlandığı gösterilmelidir.
Oğuz YILMAZ, 12.12.2011, Ankara