Documents
Resources
Learning Center
Upload
Plans & pricing Sign in
Sign Out

ANCILLARY SERVICES PROCUREMENT PLAN

VIEWS: 24 PAGES: 80

									 




                             
                             
          ANCILLARY SERVICES 
          PROCUREMENT PLAN 
                             
    Rules, Terms and Conditions for the provision of  
                             
    OPEN ACCESS TRANSMISSION SERVICE 
                             
 
 
 
 
             Energy Regulatory Commission 
                            
               (ERC Case No. 2002 – 253) 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                                 
                 CORPORATE PLANNING 
          NATIONAL TRANSMISSION CORPORATION 
                 March Draft January 20096 
 
 
 
                                            TABLE OF CONTENTS 
 
1.0 Introduction ....................................................................................................................... 3 
                                         .
  1.1 Historical Background ................................................................................................. 3 
                                                      .
  1.2  Original OATS Filing of NPC .................................................................................... 3 
  1.3 Industry Restructuring (EPIRA) ............................................................................. 443 
                                                                                          .
  1.4 NPC Re‐Organization (TransCo/GENCO Spin‐off) ................................................ 4 
  1.5 Transition from OATS to WESM (Reserve Markets) ............................................... 5 
2.0 Effectivity ....................................................................................................................... 765 
3.0 System Operations Ancillary Service Requirements ................................................. 76 
  3.1 Specification of Ancillary Services ........................................................................... 76 
  3.2 Technical Requirements ......................................................................................... 1098 
  3.3 Required Levels of Ancillary Services ............................................................. 181712 
                                                                                   .
  3.4 Scheduling and Dispatch of Ancillary Services  ............................................. 201914 
4.0 Procurement of Required Ancillary Services ...................................................... 222116 
  4.1 Long‐Term Service Contract.............................................................................. 222116 
  4.2 Spot Market Trading........................................................................................... 232216 
  4.3 Qualification of Ancillary Service Providers .................................................. 262519 
                                                                               .
  4.4 Monitoring and Testing of Ancillary Service  ................................................. 302921 
  4.5 Payment to Ancillary Service Providers .......................................................... 323022 
5.0 Development of Other Forms of Ancillary Services .......................................... 363526 
6.0 References ................................................................................................................ 363526 

Attachments 
1 Accreditation of Ancillary Service Providers …..……………………………….….. 28 
2 Method of Determination of Ancillary Service Levels..………………………….… 31 
3 Ancillary Service Test and Measurement Procedures ……………………………... 37 
     Test Report of Load Following and Frequency RegulationFrequency 
     Regulation………………………..42         Test Report of Spinning 
     ReserveContingency Reserve.……………………………………………………. 46 
     Test Report of Reactive Power Support Capability….. …………………………… 50  
4 Compliance Monitoring…..……………………………………………………………. 54 
5 Ancillary Services Standard Technical Requirements …..………………………….. 58 
6 Generator Reactive Capability Limitation …………………………………………… 60 
7 Sample Computations ………………………………………………………………….. 61 
 
Glossary 
 
 




                                                            Page 2 of 80
1.0 Introduction 
 
1.1 Historical Background 
 
    The Philippine Government has embarked on a reform process for its electricity 
    industry  that  involves,  among  other  things,  the  unbundling  of  the  functions  of 
    the  state‐owned,  primary  electricity  organization,  the  National  Power 
    Corporation  (NPC),  into  separate  transmission  and  generation  companies.    As 
    part  of  this  process,  the  new  industry  regulator,  the  Energy  Regulatory 
    Commission  (ERC)  must  approve  open  access  arrangements  to  transmission 
    service  before  the  transmission  and  generation  arms  can  be  privatized[Meralco           Formatted: Highlight

    suggest  this  section  is  no  longer  necessary  and  suggest  is  replaced  by  three 
    sections,  1)  Objectives  for  the  ASPP,  2)  Definition  of  Terms,  and  3)  Scope  and 
    Applicability. The ERC look forward to Meralco delivering drafts of the same for 
    inclusion in the draft ASPP during the public consultation process.]                             Formatted: Highlight

     
1.2 Original OATS Filing of NPC 
 
    [Meralco  suggest  this  section  is  no  longer  necessary  and  suggest  is  replaced  by 
    three  sections,  1)  Objectives  for  the  ASPP,  2)  Definition  of  Terms,  and  3)  Scope 
    and  Applicability.  The  ERC  look  forward  to  Meralco  delivering  drafts  of  the 
    same for inclusion in the draft ASPP during the public consultation process.] 
    1.2.1 1997 OATS 
             
          In 1997, the Energy Regulatory Board (ERB) approved NPC’s Open Access 
          Transmission  Tariff  (OATT)  and  the  Tariff  for  Ancillary  Services  (TAS). 
          Power  delivery  service  and  ancillary  services  are  the  transmission  services 
          that  NPC  provides  to  privately  owned  generators  under  its  Open  Access 
          Transmission Service of 1997 (1997 OATS). The 1997 OATS was in support 
          of  Executive  Order  215  allowing  private  sector’s  participation  in  electricity 
          generation.   
           
    1.2.2 2002 OATS Filing 
         
          In  August  2002,  TransCo,  the  new  transmission  company,  submitted  its 
          proposed  Rules,  Terms,  and  Conditions  for  the  Provision  of  Open  Access 
          Transmission Service Rules (OATS Rules) to the ERC but the ERC found this 
          to  be  non‐compliant  with  the  relevant  legislation,  the  Electricity  Power 
          Industry  Reform  Act  of  2001  (EPIRA).    In  compliance  with  an  ERC  order, 



                                          Page 3 of 80
          TransCo  in  February  2003  submitted  a  revised  draft  of  the  OATS  Rules  to 
          satisfy the said order.  
           
          After  conducting  series  of  public  consultations  (May  and  September  2003), 
          the ERC issued an order in February 2004 approving the OATS Rules.  
           
1.3 Industry Restructuring (EPIRA) 
 
     [Meralco  suggest  this  section  is  no  longer  necessary  and  suggest  is  replaced  by 
     three  sections,  1)  Objectives  for  the  ASPP,  2)  Definition  of  Terms,  and  3)  Scope 
     and  Applicability.  The  ERC  look  forward  to  Meralco  delivering  drafts  of  the 
     same for inclusion in the draft ASPP during the public consultation process.] 
     The Philippine Grid Code defines Ancillary Services as “support services such as 
     Frequency  Regulating  and  Contingency  Reserves,  Reactive  Power  Support,  and 
     Black  Start  capability  which  are  necessary  to  support  the  transmission  capacity 
     and  energy  that  are  essential  in  maintaining  Power  Quality,  Reliability  and 
     Security of the Grid.” Prior to the enactment of the EPIRA, NPC, as a vertically 
     integrated public utility, planned for and deployed generation, transmission and 
     system  operations  resources  to  produce  ancillary  services  as  part  of  its  normal 
     operations.   
      
     Historically,  no  one  other  than  NPC  needed  to  understand  the  definitions  and 
     applications  of  these  ancillary  services.  In  1997  however,  ancillary  services  first 
     came  into  the  industry’s  consciousness  when  the  OATT  and  the  TAS  were 
     approved  by  the  ERB.  Power  delivery  service  and  ancillary  services,  are  the 
     transmission  services  that  NPC  provides  to  privately  owned  generators  under 
     the  1997  OATS,  which  was  in  support  of  Executive  Order  215  allowing  private 
     sector’s participation in electricity generation.  
      
     While the OATS Rules defines the obligations and responsibilities of TransCo in 
     the  procurement  of  ancillary  services,  it  fell  short  in  establishing  a  detailed  and 
     comprehensive  Ancillary  Services  Procurement  Plan.  The  said plan  is  supposed 
     to  outline  the  processes  that  TransCo,  as  the  System  Operator,  shall  use  in 
     procuring each ancillary service.  
     
1.4 NPC Re‐Organization (TransCo/GENCO Spin‐off) 
 
    [Meralco  suggest  this  section  is  no  longer  necessary  and  suggest  is  replaced  by 
    three  sections,  1)  Objectives  for  the  ASPP,  2)  Definition  of  Terms,  and  3)  Scope 
    and  Applicability.  The  ERC  look  forward  to  Meralco  delivering  drafts  of  the 
    same for inclusion in the draft ASPP during the public consultation process.] 




                                           Page 4 of 80
    The enactment of Republic Act No. 9136 paved the way for the creation of a new 
    electric industry structure. The law defines the organization of the industry, the 
    transition  into  the  envisioned  competitive  structure,  and  the  responsibilities  of 
    every  industry  player  during  and  after  the  restructuring  process.  Among  the 
    major changes was the unbundling of the NPC functions into separate generation 
    and transmission companies. 
     
    Under  the  law,  NPC  will  be  privatized  and  divested  of  its  generation  facilities 
    resulting  in  the  formation  of  new  generation  companies  (GENCOs).  With  the 
    creation  of  new  transmission  company,  TransCo  has  now  taken  over  NPC’s 
    transmission and sub‐transmission functions.  
     
    The  spun‐off  GENCOs  are  expected  to  compete  in  a  deregulated  and  highly 
    competitive  generation  sub‐sector.  These  GENCOs  will  undertake  the  bulk 
    supply  of  electricity  to  distributors  and  suppliers,  and  could  participate  in  the 
    bidding process under the WESM. 
     
    On the other hand, TransCo will be a regulated transmission business monopoly, 
    providing open and non‐discriminatory access to its power transmission system 
    for  all  users.  Among  the  responsibilities  of  TransCo  are  planning,  construction, 
    and  centralized  operation  and  maintenance  of  the  high  voltage  transmission 
    system,  grid  interconnections,  dispatch  system  and  operations,  and  securing 
    ancillary services on behalf of all users of the transmission system. 
 
1.5 Transition from OATS to WESM (Reserve Markets) 
     
    [Meralco  suggest  this  section  is  no  longer  necessary  and  suggest  is  replaced  by 
    three  sections,  1)  Objectives  for  the  ASPP,  2)  Definition  of  Terms,  and  3)  Scope 
    and  Applicability.  The  ERC  look  forward  to  Meralco  delivering  drafts  of  the 
    same for inclusion in the draft ASPP during the public consultation process.] 
    In its initial implementation in 1997, the OATS was intended primarily to allow 
    IPPs  access  to  the  NPC‐owned  transmission  system.  What  was  before  a 
    “bundled” generation service that NPC provided to its customers, “new” services 
    such  as  power  delivery  and  ancillary  services  were  introduced  for  a  new  set  of 
    customers  –  the  IPPs.  The  OATS  simply  unbundled  the  services  specific  for  the 
    needs of the generation customers of the monolith NPC.  
     
    The OATS Rules serve as the framework of TransCo’s open access mandate. As 
    such,  it  must  adapt  to  the  changes  in  the  industry,  particularly  the  shift  to 
    wholesale  electricity  spot  market.  The  OATS  must  distinguish  between  services 
    that  TransCo  needs  to  provide  only  under  the  old  structure,  for  the  transition 




                                          Page 5 of 80
   period prior to establishment of the spot market, and those that it will continue to 
   provide once the spot market and the restructuring are in place. 
    
   Under  the  OATS  regime,  ancillary  services  are  deemed  provided  by  the 
   dominant generator, i.e., the NPC. TransCo, on the other hand, is responsible for 
   ensuring  that  the  available  ancillary  services  are  appropriately  dispatched  for 
   reliability.  At  the  same  time,  TransCo  is  responsible  for  collecting  from 
   transmission customers the payment for the ancillary services in accordance with 
   the ERC‐approved OATS Rules. 
    
   Prior to the commencement of spot market, TransCo, as the system operator, in 
   consultation  with  the  Market  Operator,  is  tasked  to  develop  procedures  in 
   relation  to  any  competitive  tendering  process  for  ancillary  services.  This  is 
   intended  for  ancillary  services  where  competition  is  possible.    In  addition, 
   TransCo  shall  develop  ancillary  service  arrangements,  interim  market  contract 
   requirements,  and  cost  recovery  formula,  all  of  which  are  contained  in  this 
   Procurement Plan. 
    
   1.1. The Ancillary Service Procurement Plan                                                    Formatted: Font: 12 pt
                                                                                                  Formatted: Outline numbered + Level: 2 +
                                                                                                  Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
  Ancillary Services are services necessary to support the transmission of electricity            Alignment: Left + Aligned at: 0.25" + Indent
                                                                                                  at: 0.55"
  that the Transmission Provider  requires to operate the Grid in accordance with 
                                                                                                  Formatted: Indent: Left: 0.23"
  its obligations under Section 8 of the Electric Power Industry Reform Act of 
  2001(EPIRA or “the Act”). 
   
  This Ancillary Service Procurement Plan (ASPP) lists the Ancillary Services 
  required by Transmission Provider, the arrangements for procurement governing 
  the provision of such services and details of the Ancillary Services to be provided 
  by power plants and/or other Users. [Suggestion: This Rules also sets down the                  Formatted: Highlight

  form of instruction that will be used by Transco to implement the requirements 
  for Ancillary Services.] 
   
  1.2. Objective                                                                                  Formatted: Font: 12 pt

                                                                                                  Formatted: Outline numbered + Level: 2 +
                                                                                                  Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
  The objectives of the ASPP are as follows:                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.25" + Indent
                                                                                                  at: 0.55"
• to  list  the  Ancillary  Services  that  the  Transmission  Provider  requires  to  operate 
                                                                                                  Formatted: Indent: Left: 0", Bulleted +
  the Transmission System in accordance with the Act;                                             Level: 1 + Aligned at: 0.5" + Indent at: 0.75"
• to specify the contractual arrangements governing the procurement of Ancillary                  Formatted: Font: Italic
  Services from power plant and/or Users; and 
• [to  outline  the  process  for  scheduling  and  instructing  the  requirements  for  the      Formatted: Highlight

  use of Ancillary Services.] 
   



                                        Page 6 of 80
    1.3. Scope                                                                                     Formatted: Outline numbered + Level: 2 +
                                                                                                   Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                   Alignment: Left + Aligned at: 0.25" + Indent
This ASPP shall apply to;                                                                          at: 0.55"
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype
   • Transmission Provider; 
                                                                                                   Formatted: Justified
   • Generating Companies; 
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype
   • Grid Users categorized as Interruptible Loads; 
                                                                                                   Formatted: Justified, Bulleted + Level: 1 +
   • Other Ancillary Service Providers (ASP) as determined by the ERC.                             Aligned at: 0.25" + Indent at: 0.5"
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype
    
2.0 Effectivity 
                                                                                                   Formatted: Keep with next

    The ASPP as amended shall take effect upon the date of the approval of the 
    amendments by the ERC. 
 
 
3.0 Grid Ancillary Service Requirements 
 
3.1 Specification of Ancillary Services 
         
    The following Ancillary Services (A/S) will be procured by Transco from various 
    power  plants  in  the  Philippine  Grid.  These  Ancillary  Services  are  essential  in 
    maintaining Power Quality, Reliability, and Security of the Philippine Grid. 
     
    3.1.1    Load  Following  and  Frequency  Regulating  Reserveon  ‐  Or  Regulating             Formatted: Body Text Indent, Justified,
                                                                                                   Indent: Left: 0.25", Hanging: 0.5", Adjust
             Reserve, also called Load Following and Frequency RegulationFrequency                 space between Latin and Asian text, Adjust
                                                                                                   space between Asian text and numbers
             Regulation Reserve; are generating capacities that are allocated exclusively 
                                                                                                   Formatted: Font: Not Bold
             to  cover  inter  and  intra‐hour  variations  in  demand  (load  behaviors), 
                                                                                                   Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
             variations from generation schedules and hourly forecasts. During normal              color: Black, (Asian) Korean
             system  conditions,  loads  and  generator  outputs  vary  from  time  to  time,      Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                   color: Black, (Asian) Korean
             this  behavior  results  in  imbalance  between  supply  and  demand 
             characterized  by  small  deviations  in  system  frequency.  The  Philippines 
             Grid  Code  (PGC)  requires  that  under  normal  conditions  the  frequency          Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                   color: Black, (Asian) Korean
             should  not  exceed  beyond  the  +/‐  0.6  Hz  limits  in  order  to  ensure  the 
                                                                                                   Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
             quality  and  security  of  the  grid.  Only  generators  with  Automatic             color: Black, (Asian) Korean

             Generation  Control  (AGC)  interfaced  with  the  Energy  Management 
             System (EMS) of TransCo will be qualified to provide this kind of A/S. 
 
[PCCI  have  suggestion  for  Primary  and  Secondary  FR.    How  would  this  be                 Formatted: Highlight

implemented? What consequential amendments would be required in this ASPP and 
in  ASCRM  and  EAST?    Also  is  the  supported  under  the  WESM  under  the  MO 
arrangements?] 




                                         Page 7 of 80
    Ancillary Services provides generating capacity necessary to adjust total system 
           generation  over  short  periods  of  time  (e.g.  minute  by  minute)  to  match 
           system  load  changes  that  result  from  random  fluctuations  in  total 
           Transmission  System  Load.  This  is  to  address  the  temporary  variation  in 
           load  and  unintended  fluctuation  in  generation.  System  Operations  is 
           mandated to maintain the System Frequency within 59.7 Hz and 60.3 Hz. 
           The key distinction between Load Following and Frequency Regulation is 
           the  time  period  over  which  these  fluctuations  occur.  The  Frequency 
           Regulation responds to rapid load/generation fluctuations on the order of 
           few  seconds  to  one  minute  while  Load  Following  responds  to  slower 
           changes  on  the  order  of  five  (5)  to  thirty  (30)  minutes.  The  LFFR  is  still 
           classified into two as specified hereunder to wit: 
     
           3.1.1.1 Primary Response – Generating units that operate in an automatic 
                     frequency sensitive mode or Free Governor mode with deadband 
                     of ±0.15Hz with maximum response time of five (5) seconds and 
                     sustainable for twenty five (25) seconds. 
     
           3.1.1.2  Secondary  Response  –  Generating  units  that  operate  in  an 
                     Automatic  Generation  Control  (AGC)  of  the  SCADA/EMS  of  the 
                     National  Control  Center  (NCC)  or  manual  adjustment  of  load 
                     with  specific  dispatch  instructions  from  system  operator.  The 
                     maximum response time of a generator should be twenty‐five (25) 
                     seconds  and  its  load  can  be  sustained  for  at  least  thirty  (30) 
                     minutes. 
 
    3.1.2  Contingency Reserve ‐– A synchronized generating capacity from Qualified                    Formatted: Font: Not Bold, Not Italic

            Generating Units and Qualified Interruptible Loads allocated to cover loss                 Formatted: Body Text Indent, Justified,
                                                                                                       Indent: Left: 0.25", Hanging: 0.5", Adjust
            or failure of a synchronized generating unit or the transmission line links                space between Latin and Asian text, Adjust
                                                                                                       space between Asian text and numbers
            or  the  power  import  from  a  single  circuit  interconnection,  whichever  is 
                                                                                                       Formatted: Font: Not Bold
            larger. In order to maintain the balance between generation and load on a 
                                                                                                       Formatted: Font: Not Bold, Not Italic
            real  time  basis,  there  must  be  insurance  capacities  allocated  and 
                                                                                                       Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
            automatically  available  whenever  the  total  supply  or  generation  in  the            color: Black, (Asian) Korean
            grid  is  reduced  due  to  tripping  of  a  generating  unit  or  loss  of  a             Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                       color: Black, (Asian) Korean
            transmission line link or loss of a single circuit interconnection. Generators 
                                                                                                       Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
            that are not fully loaded and operating under Free Governor Mode can be                    color: Black, (Asian) Korean
            qualified to provide this Service. Interruptible Loads that can be dropped                 Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                       color: Black, (Asian) Korean
            automatically  by  means  of  Under  Frequency  Relays  (UFR)  can  also 
            provide this type of A/S 
    Generating capacity that is intended to take care of sudden and unexpected loss 
            of  the  large  synchronized  generating  unit  or  the  power  import  from  a 
            single  Grid  interconnection.  These  plants  are  quick  enough  to  maintain 
            system  reliability  and  restore  the  system  to  generation/load  balance  and 


                                           Page 8 of 80
        the  system  frequency.  Contingency  reserves  are  divided  into  two 
        components;  spinning  reserveContingency  Reserve  and  back‐up  power 
        supply. 
 
3.1.32.1    Spinning  Dispatchable  Reserve  Ancillary  Service  –  These  are                       Formatted: Font: Not Italic

         generating  capacities  that  are  not  scheduled  for  energy,  regulating  and            Formatted: Body Text Indent, Indent: Left:
                                                                                                     0.25", Hanging: 0.5", Tab stops: Not at 1.37"
         contingency  reserve  or  interruptible  loads  not  scheduled  for  contingency            Formatted: Font: Not Bold
         raise  and  that  are  readily  available  for  dispatch  in  order  to  replenish  the     Formatted: Font: Not Bold, Not Italic
         contingency  raise  reserves  whenever  a  generating  unit  trips  or  a  loss  of         Formatted: Font: Not Bold, Not Italic
         single  interconnection  occurs  .  This  type  of  service  can  be  provided  by          Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
         qualified generators that are off line but have fast start capabilities and can             color: Black, (Asian) Korean
                                                                                                     Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
         ramp  up  its  output  up  to  the  offered  reserve  within  thirty  minutes.              12 pt, (Asian) Korean
         Generators  that  are  already  online  and  have  excess  capacities  can  also            Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
         provide this type of service, provided that it can fully deliver their offered              12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean

         reserves  within  thirty  minutes.  Likewise,  interruptible  loads  that  can  be 
         dropped  within  thirty  minutes  upon  receipt  of  the  dispatch  instructions 
         can also qualify to provide this service. 
is  the  ability  of  a  generating  unit,  to  provide  generating  capacity  necessary  to 
         respond  immediately  to  infrequent,  but  usually  large,  failures  of 
         generating  units  and/or  transmission  tie  lines.  The  generating  units 
         providing  spinning  reserveContingency  Reserve  shall  be  on‐line  and 
         synchronized  to  the  Grid,  operating  below  its  maximum  capability,  and 
         can automatically respond to change in frequency caused by a loss of large 
         generating  unit.  The  difference  between  the  level  at  which  a  unit  is 
         operating, and the level of output it could reach within ten (10) minutes is 
         the spinning reserveContingency Reserve. The dead band setting of these 
         units should be between – 0.15 Hz and – 0.30 Hz.  
 
                   3.1.2.1.1   Primary  Response  –  Generating  units  that  operate  in 
                                 an  automatic  frequency  sensitive  mode  or  Free 
                                 Governor  mode  with  deadband  setting  of  between  – 
                                 0.15 Hz and ‐ 0.30 Hz.  
                    
                   3.1.2.1.2   Secondary Response – Generating units that operate in 
                                 an  automatic  generation  control  (AGC)  of  the 
                                 SCADA/EMS of the National Control Center (NCC) or 
                                 manual  adjustment  of  load  with  specific  dispatch 
                                 instructions from system operator with maximum time 
                                 to  full  capacity  of  ten  (10)  minutes  and  is  sustainable 
                                 for at least thirty (30) minutes.  
          
         3.1.2.2  Back‐up  Power  Supply  is  sometimes  called  Cold  Reserve  or 
                   Supplemental  Reserve.  These  are  generating  units  that  have  fast 


                                       Page 9 of 80
                        start  capability.  It  can  synchronize  within  fifteen  (15)  minutes 
                        upon the advice of the Control Center and can provide additional 
                        energy to the system rapidly. Its capacity shall be sustainable for a 
                        minimum period of eight (8) hours. 
 
        3.1.3  4  Reactive  Power  Support  Ancillary  Service    ‐  is  the  capability  of  a 
                generating unit to supply reactive power to, or absorb reactive power from, 
                the Transmission Network in order to maintain the bus voltage within five 
                percent  (5%)  of  its  nominal  voltage.  Plants  are  considered  providing  this 
                type of Ancillary Service if they operate beyond the range of 0.85 lagging 
                and  0.90  leading  power  factor  but  within  its  capability  curve.  Refer  to 
                Attachment 6 for the typical capability curve. 
     
        3.1.4 5 Black Start Service ‐ The need for this Ancillary Service arises when event 
                or significant incident will result in a Partial or Total System Blackout. This 
                is the ability of a generating unit, without assistance from the Grid or other 
                external  power  supply,  to  recover  from  a  shutdown  condition  to  an 
                operating  condition  in  order  to  energize  the  Grid  and  assists  other 
                generating units to start. Black Start plants must be put on‐line and ready 
                to  extend  power  within  thirty  (30)  minutes  upon  receipt  of  dispatch 
                instruction and can sustain the operation for at least 12 hours. 
   
3.2 Technical Requirements 
 
    This  section  of  the  Plan  sets  out  the  arrangements  the  System  Operator  will 
    follow for contracting each category of Ancillary Services. On the other hand, the 
    Service Provider shall use reasonable efforts, in accordance with Good Industry 
    Practice, to ensure that the plant and equipment meet the technical specification 
    as per Grid Code requirement. 
         
    TransCo  or  its  Concessionaire,  as  the  System  Operator,  has  certified  numerous            Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                       color: Black, (Asian) Korean
    Ancillary  Service  Providers.  These  Providers  meet  the  performance  criteria  as 
                                                                                                       Formatted: Footer, Justified, Indent: Left:
    evaluated based on the result of the capability tests.                                             0.25", Adjust space between Latin and Asian
                                                                                                       text, Adjust space between Asian text and
                                                                                                       numbers, Tab stops: 0.5", Left
    Included  in  this  plan  are  the  tabulated  summaries  of  Performance  Measures  &             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                       12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
    Criteria  with  its  monitoring  scheme  and  the  Accredited  Providers  for  each 
    category of ancillary services. 
                                                                                                       Formatted: Font: Bold, Italic
    A tabulated summary of Performance Measures and Criteria with its monitoring 
                                                                                                       Formatted: Header, Indent: Left: 0.25",
    scheme  was  developed  by  the  System  Operator  and  is  included  as  part  of  this           Outline numbered + Level: 3 + Numbering
    plan.                                                                                              Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 + Alignment: Left
                                                                                                       + Aligned at: 0.58" + Tab after: 1.08" +
                                                                                                       Indent at: 1.08", Tab stops: 0.75", Left +
                                                                                                       0.88", Left + 1.3", List tab + Not at 0.5" +
    3.2.1 3.2.1 Frequency Regulation Reserve                                                           1.08"
                                                                                                       Formatted: Font: Bold



                                            Page 10 of 80
                                                                                                  Formatted: Keep with next

    The objective of purchasing Frequency‐keeping ancillary service is to control the             Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                  color: Black
    frequency and time error to within specified limits of 59.7 3 Hz to 60.3 6 Hz as per 
                                                                                                  Formatted: Footer, Justified, Indent: Left:
    Grid  code  requirement.  However,  TransCo  has  been  using  the  Frequency                 0.25", Adjust space between Latin and Asian
                                                                                                  text, Adjust space between Asian text and
    Regulating Reserves to control the system frequency within +/‐ 0.3 Hz range. This             numbers, Tab stops: 0.5", Left
    has been done to ensure that the limits set by the PGC will not be violated during            Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
    normal conditions. 
                                                                                                  Formatted: Font: Palatino Linotype, Not Bold,
                                                                                                  Not Italic, Font color: Black
           Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of  generating  units        Formatted: Indent: Left: 0.75", First line: 0",
           providing Frequency Regulation Reserve:                                                Tab stops: Not at 0.5" + 3"

                                              
           3.2.1.1  The  Ggenerating  units  providing  Frequency  Regulation  Reserve 
                     shall  be  capable  of  contributing  to  Frequency  Control  by 
                     continuous  regulation  of  the  Active  Power  supplied  to  the  Grid 
                     throughout the duration of the Dispatch period it is scheduled to 
                     provide  the  serviceor  to  the  User  System  in  the  case  of  an 
                     embedded generating unit. 
                 
           3.2.1.2  The  Ggenerating  units  providing  Frequency  Regulation  Reserve            Formatted: Justified, Indent: Left: 0.75",
                                                                                                  Hanging: 0.62", Adjust space between Latin
                     should  be  capable  of  operating  under  the  Automatic  Generation        and Asian text, Adjust space between Asian
                                                                                                  text and numbers
                     Control (AGC) of the TransCo SCAD/EMS. Only Generators with 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                     AGC capabilities will be qualified to provide this service, however,         12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
                     manual  adjustment  of  generation  with  specific  Dispatch                 (Other) English (U.K.)

                     Instructions from the System Operator that mimics the capabilities 
                     of the AGC will only be allowed in grids where the AGC function 
                     of  the  SCADA/EMS  is  not  fully  operational.  The  maximum 
                     response time for the change in the Unit’s power output shall be 
                     twenty‐five (25) seconds and which shall be sustainable for at least 
                     30 minutes. shall  
be fitted with a fast‐acting speed‐governing system to provide Frequency Control 
under normal operating conditions.  The speed‐governing System shall have an 
overall speed‐droop characteristic of (5) five percent or better.  For thermal plants 5% 
speed‐droop setting is required while hydro 3% speed‐droop setting is required. 
                   
                     3.2.1.2.1  The  speed  governing  system  shall  be  capable  of             Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                  0.73"
                                accepting  raise  and  lower  signals  or  set  point  signals 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                from the Control Center of the System Operator..                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
                                                                                                  (Other) English (U.K.)
                     3.2.1.2.2  Provides  generating  capacity  necessary  to  adjust  total 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                system  generation  over  short  periods  of  time  to  match     12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
                                                                                                  (Other) English (U.K.)
                                system  load  changes  that  result  from  random 
                                fluctuations  in  total  transmission  system  load.  The 
                                capacity  intended  for  Frequency  Regulation  Reserve 



                                       Page 11 of 80
                                 should  cover  both  the  upward  and  downward 
                                 adjustments of the generation output. 
                                                                                                     Formatted: Indent: Left: 1.22", Hanging:
                                                                                                     0.25"
                       The capacity offered for this A/S should not be used in the regular 
                                                                                                     Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                       energy  supply.  As  an  illustration,  the  figure  below  shows  the        12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
                                                                                                     (Other) English (U.K.)
                       relationship  between  Frequency  Regulating  Reserve  and  regular 
                                                                                                     Formatted: Indent: Hanging: 0.02"
                       energy Supply: 
                                                                                                     Formatted: Indent: Left: 1.22", Hanging:
                                                                                                     0.25"
                   [Insert diagram here] 
                                                                                                     Formatted: Highlight
                    
            3.2.1.3. A generating unit’s speed governing system shall have a Ramp rate 
                      of at least 5 MW/min. 
             
            3.2.1.1 A  generating  unit  providing  Primary  Response  for  Frequency                Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                     0.62", Outline numbered + Level: 4 +
                      Regulation  shall  have  its  speed‐governing  System  capable  of  a          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 4 +
                                                                                                     Alignment: Left + Aligned at: 0.46" + Tab
                      maximum  response  time  of  five  (5)  seconds  (one  time  constant)         after: 0.96" + Indent at: 0.96", Tab stops:
                      sustainable for twenty five (25) seconds.                                      Not at 0.96"

                 
            3.2.1.5  Frequency  Control  using  Secondary  Response  of  the  generating 
                      unit shall be accomplished through Automatic Generation Control 
                      (AGC) or manual adjustment of generation with specific Dispatch 
                      Instructions  from  the  System  Operator.    The  maximum  response 
                      time  for  the  change  in  the  Unit’s  power  output  shall  be  twenty‐
                      five  (25)  seconds  and  which  shall  be  sustainable  for  at  least  30 
                      minutes. 
 
            3.3.4.1 The  generator  shall  not  override  the  free‐governor  mode  or               Formatted: Indent: Left: 0.71", Hanging:
                                                                                                     0.68", Outline numbered + Level: 4 +
                      Automatic  Generation  Control  mode  of  a  generating  unit,  which          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 6 +
                                                                                                     Alignment: Left + Aligned at: 0.46" + Tab
                      is  providing  Primary  or  Secondary  Response  unless  Control               after: 0.96" + Indent at: 0.96", Tab stops:
                      Center is properly informed due to valid reason.                               Not at 0.96"

         
            3.3.4.2The speed governing system shall be capable of accepting raise and                Formatted: Indent: Left: 0.71", Hanging:
                                                                                                     0.64", Outline numbered + Level: 4 +
                     lower  signals  from  the  Control  Center  of  the  System  Operator  or       Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 6 +
                                                                                                     Alignment: Left + Aligned at: 0.46" + Tab
                     normally termed as Automatic Generation Control or AGC.                         after: 0.96" + Indent at: 0.96", Tab stops:
                                                                                                     Not at 0.96"

            3.3.4.3 Provides  generating  capacity  necessary  to  adjust  total  system             Formatted: Indent: Left: 0.71", Hanging:
                                                                                                     0.66", Outline numbered + Level: 4 +
                      generation  over  short  periods  of  time  to  match  system  load            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 6 +
                                                                                                     Alignment: Left + Aligned at: 0.46" + Tab
                      changes that result from random fluctuations in total transmission             after: 0.96" + Indent at: 0.96", Tab stops:
                      system load.                                                                   Not at 0.96"

                                                                                                     Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
            3.3.4.4 A  generating  plant  that  is  designated  as  load  following  capacity        0.62", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                     Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 6 +
                     must  be  dedicated  to  the  grid  Load  Following  and  Frequency             Alignment: Left + Aligned at: 0.46" + Tab
                                                                                                     after: 0.96" + Indent at: 0.96", Tab stops:
                                                                                                     Not at 0.96"



                                         Page 12 of 80
                Regulation Service capacity pool under the control of the System 
                Control Operator, during the period that it is so designated. 
        
 3.2.2 3.2.2 Spinning Contingency Reserve                                                      Formatted: Font: Bold, Italic

                                                                                               Formatted: Indent: Left: 0.28", Hanging:
                                                                                               0.52", Outline numbered + Level: 3 +
The  purpose  of  this  ancillary  service  is  to  immediately  arrest  the  system           Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                               Alignment: Left + Aligned at: 0.58" + Tab
frequency  decay  as  a  result  of  a  tripping  of  a  generating  unit  or  single          after: 1.08" + Indent at: 1.08", Tab stops:
interconnection line. This type of service can be provided by qualified generators             0.8", Left + Not at 0.5"
                                                                                               Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
and interruptible loads. Automatic actions of these providers should be triggered              color: Black, (Asian) Korean
when the system frequency drops to 59.7Hz.                                                     Formatted: Footer, Justified, Indent: Left:
       avoid the cascaded failure of generating units leading to a partial or total            0.25", Adjust space between Latin and Asian
                                                                                               text, Adjust space between Asian text and
       failure of the power system. This type of reserve shall also ensure that the            numbers, Tab stops: 0.5", Left
       rate  of  occurrence  of  frequency  fluctuation  does  not  exceed  the  level  set    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                               color: Black, (Asian) Korean
       out  in  the  Grid  Code.    No  generating  unit  shall  be  assigned  a  spinning 
       reserveContingency  Reserve  level  greater  than  20%  of  the  total  required 
       spinning  reserveContingency  Reserve  for  any  particular  hour  to  avoid  a 
       single point of failure. 
            
       3.2.2.1  Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of                   Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                               0.68", Tab stops: Not at 0.5" + 3" + 6"
                  Ggenerating units providing Contingency Reserve: 
            
                   4.4.1.23.2.2.1.1        Provides  A  Generating  unit  providing            Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                               12 pt, (Asian) Korean
                               Contingency  Reserve  serve  as  an  Ancillary  Service 
                                                                                               Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                               shall  be  synchronized  with  the  Grid  with  unloaded        Hanging: 0.8", No bullets or numbering, Tab
                                                                                               stops: Not at 1.38" + 1.52"
                               capacity that can automatically be used in response to 
                                                                                               Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               sudden  drop  of  system  frequency.  Generators                12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                               providing  this  service  should  be  operating  in  free       Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                               12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                               governor  mode  or  frequency  sensitive  mode 
                                                                                               Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               otherwise known as primary control modegenerating               12 pt, (Asian) Korean
                               capacity  necessary  to  respond  immediately  to 
                               infrequent,  but  usually  large,  failures  of  generating 
                               units  or  transmission  lines.  A  generating  unit 
                               providing  Spinning  ReserveContingency  Reserve  as 
                               an  Ancillary  Service  shall  be  synchronized  with  the 
                               Grid and be available to automatically respond to any 
                               sudden  loss  or  significant  reduction  in  generating 
                               capacity  ‐  in  accordance  with  the  specifications 
                               outlined  in  Attachment  5,  Standard  Technical 
                               Requirements. 
                   3.2.2.1.2  Contingency  Reserve  providers  should  have  a  speed          Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                               12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                               droop setting of five (5) per cent. The provider should 
                                                                                               Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               be  able  to  attain  its  reserve  capacity  within  ten       12 pt, (Asian) Korean




                                    Page 13 of 80
                           (minutes).  The  service  shall  be  sustainable  for  a 
                           period of at least 30 minutes. 
              
             The capacity of the Generating unit offered for this A/S should not 
             be used in the regular energy supply. As an illustration, the figure 
             below  shows  the  relationship  between  Contingency  Reserve  and 
             regular energy Supply: 
                                                                                             Formatted: Indent: Left: 1.35", Hanging:
                                                                                             0.02"
             [Insert diagram here] 
              
              
    3.2.2.2  Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of 
               Interruptible Loads providing Contingency Reserve: 
 
              3.2.2.2.1    An  Interruptible  Load  providing  Contingency                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, (Asian) Korean
                           Reserve as an Ancillary Service shall be connected in 
                                                                                             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                           the  Grid  with  the  committed  load  that  can                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean

                           automatically  be  dropped  in  response  to  sudden              Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, (Asian) Korean
                           decay  of  system  frequency.  Loads  providing  this 
                                                                                             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                           service  should  be  connected  to  Under  Frequency              12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                           Relays  that  can  disconnect  the  load  once  the  desired 
                           tripping frequency is reached without any time delay. 
              3.2.2.2.2    An  Interruptible  Load  providing  Contingency                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, (Asian) Korean
                           Reserve should have the capability to provide its real 
                                                                                             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                           time  data  (MW  readings  and  Status  of  Load                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean

                           controlling equipment) to TransCo’s SCADA/EMS.                    Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, (Asian) Korean
              3.2.2.2.3    An  Interruptible  Load  providing  Contingency 
                                                                                             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                           Reserve  as  an  Ancillary  Service  shall  be  able  to          12 pt, (Asian) Korean
                           provide  a  committed  uniform  load  throughout  the             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                           dispatch period it is scheduled to provide the service. 
                                                                                             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                           The  load  should  be  able  to  stay  offline  for  at  least    12 pt, (Asian) Korean
                           thirty (30) minutes.                                              Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                             12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
 
    4.4.1.3A  generating  plant  that  is  designated  as  spinning                          Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                             0.62", Outline numbered + Level: 4 +
             reserveContingency  Reserve  capacity  must  be  dedicated,  during             Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                             Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
             the  times  that  it  is  so  designated,  to  the  Grid  Spinning              after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
             ReserveContingency  Reserve  Service  capacity  pool  under  the                Not at 1.22"

             control of the System Operator. 
     
    4.4.1.4Spinning  ReserveContingency  Reserve  Service  shall  be  sustainable            Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                             0.63", Outline numbered + Level: 4 +
             for  a  period  of  at  least  30  minutes.  Continued  supply  service  in     Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                             Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
             excess of 30 minutes shall be provided under the terms of Backup                after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
             Service.                                                                        Not at 1.22"




                                 Page 14 of 80
                                         
4.4.23.2.3 Backup Dispatchable Reserve                                                            Formatted: Indent: Left: 0.35", Hanging:
                                                                                                  0.42", Outline numbered + Level: 3 +
                                                                                                  Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                  Alignment: Left + Aligned at: 0.58" + Tab
The objective is to replenish the spinning contingency reserve. This service can                  after: 1.08" + Indent at: 1.08", Tab stops:
be provided by Generators whether synchronized or not and by the                                  0.77", Left + Not at 0.75" + 0.96"

Interruptible Loads.                                                                              Formatted: Font: Bold
                                                                                                  Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                  color: Black, (Asian) Korean
      3.2.3.1  Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of                       Formatted: Normal, Left, Indent: Left: 0.37",
                 Ggenerating units providing Dispatchable Reserve:                                First line: 0", Don't adjust space between Latin
                                                                                                  and Asian text, Don't adjust space between
                                                                                                  Asian text and numbers, Tab stops: Not at
                                                                                                  0.58"
                 3.2.3.1.1  Unsynchronized           generating        unit        providing 
                                                                                                  Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                             Dispatchable Reserve shall have a Fast Start capability              0.68", Tab stops: Not at 0.5" + 3" + 6"
                             and  will  be  able  to  load  up  to  its  offered  reserve         Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                             capacity within fifteen (15) minutes or a total of thirty            color: Black, (Asian) Korean
                                                                                                  Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                             (30)  minutes  from  dispatch  instruction  up  to  the  full        Hanging: 0.8", No bullets or numbering, Tab
                             reserve capacity .                                                   stops: Not at 1.37"

                 4.4.2.2 3.2.3.1.2      Synchronized  generating  unit  providing                 Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                  color: Black, (Asian) Korean
                             Dispatchable  reserve  should  have  available  capacity 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                             that can be dispatched and be loaded up to its offered               12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean

                             reserve  capacity  within  thirty  (30)  minutes.A                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                             generating unit providing Backup Reserve shall have 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                             a  Fast  Start  capability  and  its  capacity  shall  be            12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                             sustainable for a minimum period of eight (8) hours. 
                  
                 3.2.3.23.2.3.1.3       Generating  units  providing  Dispatchable                Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                             reserves whether synchronized or not should be able 
                                                                                                  Formatted: Bullets and Numbering
                             to  sustain  their  operation  for  a  minimum  of  eight (8) 
                             hoursThe  Fast  Start  capability  test  shall  demonstrate 
                             that  the  generating  unit  has  the  capability  to 
                             automatically  Start‐up,  synchronize  with  the  Grid 
                             within  15  minutes  and  be  loaded  up  to  its  offered 
                             capability, as specified in the Grid Code Section 5.4.8.  
                             The  generating  unit  shall  pass  the  test  if  it  meets  the 
                             Fast Start capability requirements. 
                                                                                                  Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
               The capacity of the Generating unit offered for this A/S should not                (Other) English (U.K.)
               be part of the regular energy supply. As an illustration, the figure               Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
               below  shows  the  relationship  among  Contingency  Frequency                     (Other) English (U.K.)
               Reserve,  Dispatchable  Reserve  and  regular  energy  Supply  of  a               Formatted: Justified, Indent: Left: 1.35",
               Generating unit already supplying energy.                                          Hanging: 0.02", Adjust space between Latin
                                                                                                  and Asian text, Adjust space between Asian
                                                                                                  text and numbers
               [Insert diagram here]                                                              Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                  12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean,
                                                                                                  (Other) English (U.K.)



                                    Page 15 of 80
       3.2.3.2    Operating  characteristics  and  technical  capabilities                 of 
                  Interruptible Loads providing Dispatchable Reserve: 
               
                  3.2.3.2.1    Interruptible  Loads  providing  Dispatchable  Reserve            Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                 color: Black, (Asian) Korean
                               shall be able to drop its committed loads within thirty 
                               (30) minutes upon receipt of Dispatch order from the 
                               System Operator. 
                  3.2.3.2.2    Interruptible  Loads  providing  Dispatchable  Reserve            Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, (Asian) Korean
                               should  have  the  capability  to  provide  real  time  data 
                                                                                                 Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               (MW  load  readings  and  Status)  to  the  TransCo               12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean

                               SCADA/EMS.                                                        Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, (Asian) Korean
                  3.2.3.2.3    Interruptible  Load  providing  Dispatchable  Reserve 
                                                                                                 Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               should  be  able  to  provide  a  committed  uniform  load        12 pt, (Asian) Korean
                               throughout  the  Dispatch  period.  Interruptible  Loads          Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, Font color: Black, (Asian) Korean
                               should  also  be  able  to  stay  off‐line  until  ordered  by 
                                                                                                 Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                               the System Operator to re‐connect to the Grid.                    12 pt, (Asian) Korean
            
4.4.33.2.4 Reactive Power Support Service                                                        Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                 0.42", Outline numbered + Level: 3 +
                                                                                                 Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                 Alignment: Left + Aligned at: 0.58" + Tab
       The  purpose  is  to  supplement  Reactive  Power  resources  of  the  static  and        after: 1.08" + Indent at: 1.08", Tab stops:
dynamic type, depending on the location and network loading conditions, and to                   0.67", List tab + 0.75", Left + 0.88", Left +
                                                                                                 Not at 0.96"
contribute to network voltage control when dispatched. 
                                                                                                 Formatted: Font color: Black
                                                                                                 Formatted: Font: Not Italic
        
       3.2.4.1  Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of                     Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                 0.68", Tab stops: Not at 0.5" + 3" + 6"
                 Ggenerating units providing Reactive Power Support Service: 
            
                 4.4.3.23.2.4.1.1         All  The  Ggenerating  units  shall  be  capable       Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                                                                                                 Hanging: 0.8", No bullets or numbering, Tab
                               of  supplying  its  Active  Power  output,  as  specified  in     stops: Not at 1.37"
                               the  Generator’s  Declared  Data,  within  the  limits  of        Formatted: English (U.S.)

                               0.85  Power  Factor  lagging  and  0.90  Power  Factor            Formatted: English (U.S.)

                               Leading  at  the  Ggenerating  unit’s  terminals,  in             Formatted: English (U.S.)

                               accordance with the Grid Codeits Reactive Capability              Formatted: English (U.S.)

                               Curve.    The  generators  shall  be  dispatched  by  the         Formatted: English (U.S.)

                               System  Operator  to  operate  within  this  range  as  the 
                               need arises. 
                                                                                                 Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                                                                                                 Hanging: 0.8"
                 4.4.3.33.2.4.1.2            Outside  of  the  above  rangeBeyond  the 
                                                                                                 Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                               required  limits  of  the  Lagging  and  Leading  Power           Hanging: 0.8", No bullets or numbering, Tab
                                                                                                 stops: Not at 1.37"
                               Factor the Generating unit can supply to the system, if 
                                                                                                 Formatted: English (U.S.)
                               the  system  so  requires  normally  through  MVAR 
                                                                                                 Formatted: English (U.S.)
                               dispatch as a good utility practice or opt to offer such 
                               an  ancillary  service,  but  within  its  Reactive  Power        Formatted: English (U.S.)




                                     Page 16 of 80
                                    Capability  Curve,  the  generating  unit  may  offer  to 
                                    supply/absorb  additional  reactive  power  to/from  the 
                                    system  ifwhere  the  System  Operator  so  requires  this        Formatted: English (U.S.)

                                    as an ancillary service.                                          Formatted: English (U.S.)

                         3.2.4.1.3                                                                    Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                                                                                                      Hanging: 0.8"
                         4.4.3.4 Reactive  power  generation  shall  be  limited  only  to  the 
                                                                                                      Formatted: Header, Indent: Left: 1.47",
                                    boundaries  of  the  Ccapability  Ccurve  of  the                 Hanging: 0.8", No bullets or numbering, Tab
                                                                                                      stops: Not at 1.32"
                                    generating units. 
                                                                                                      Formatted: English (U.S.)
                          
                                                                                                      Formatted: English (U.S.)
        4.4.43.2.5  Black Start Service 
                                                                                                      Formatted: English (U.S.)
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 0.23"
        The objective is to energize a section of the network without the use of external 
        power sources, allowing further connection of transmission circuits, and demand 
        to be progressively connected, until the network is re‐integrated. 
                                                                                                      Formatted: Footer, Tab stops: Not at 0.5"
                Operating  characteristics  and  technical  capabilities  of  Ggenerating  units      Formatted: Footer, Indent: Left: 0.75", Tab
                providing Black Start Service:                                                        stops: Not at 0.5"

                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                      0.62", Outline numbered + Level: 4 +
                4.4.4.23.2.5.1    The Grid shall have Black Start capability at a number of           Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
                         strategically located generating plants.                                     after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
                                                                                                      Not at 1.22"
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 0.7", Hanging:
               3.2.5.2 Sufficient Black start and Fast Start capacity shall be:                       0.67", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
                        4.4.4.2.13.2.5.2.1       Aavailable at strategic locations to facilitate      after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
                                                                                                      Not at 1.22"
                                   the restoration of the Grid to the normal state following 
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 1.35", Outline
                                   a total System blackout.                                           numbered + Level: 5 + Numbering Style: 1, 2,
                                                                                                      3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                      at: 0.84" + Tab after: 1.59" + Indent at:
                        4.4.4.2.23.2.5.2.2       Sufficient  Black  Start  generation  shall  beA     1.59", Tab stops: 2.1", Left + Not at 1.59"
                                   available at all times to facilitate the goal of a complete        Formatted: Indent: Left: 1.35", Outline
                                                                                                      numbered + Level: 5 + Numbering Style: 1, 2,
                                   system restoration in twelve (12) hours.                           3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                      at: 0.84" + Tab after: 1.59" + Indent at:
                                                                                                      1.59", Tab stops: 2.1", Left + Not at 1.59"
               4.4.4.33.2.5.3     Redundancy of Black Start generation shall be taken into            Formatted: Indent: Left: 0.73", Hanging:
                         consideration  due  to  possibility  of  unit  failure  to  start  or        0.63", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                         transmission  facility  failures  preventing  units  from  serving  their    Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
                                                                                                      after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
                         intended loads.                                                              Not at 1.22"
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 0.73", Hanging:
               4.4.4.43.2.5.4     No  more  than  one  (1)  unit  at  a  Black  Start  plant  with    0.63", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                         multiple black start units may be on planned maintenance at any              Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
                                                                                                      after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
                         one time.                                                                    Not at 1.22"
     
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
               4.4.4.53.2.5.5      When  generating  unit  becomes  isolated  from  the  Grid,        0.63", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                         the  speed‐governing  system  shall  provide  Frequency  Control  to         Alignment: Left + Aligned at: 0.72" + Tab
                         the resulting island Grid (asynchronous control). Exemption from             after: 1.22" + Indent at: 1.22", Tab stops:
                                                                                                      Not at 1.22"



                                            Page 17 of 80
                  this  requirement  shall  be  specified  in  the  Connection  Agreement 
                  or Amendments to existing. 
                                                                                                       Formatted: Font: 12 pt, English (U.K.)

                  There  shall  be  at  least  50  MW  of  black  start  capability  available         Formatted: Header, Indent: Left: 1.38", Tab
                                                                                                       stops: 0.5", Left
                  per restoration highway in Luzon, 20 MW for Visayas and 25 MW 
                  for Mindanao. 
                                                                                                       Formatted: Font: 12 pt, English (U.K.)

3.3 Required Levels of Ancillary Services                                                              Formatted: Indent: Left: 1.38"
                                                                                                       Formatted: Keep with next
    3.3.1  Load Following and Frequency Regulation Reserve (LFFR) 
        
           The System Operations allocates 2.8%FRG of hourly system demand as the 
           minimum requirement for Luzon, Visayas and Mindanao grids. 
                  
           The level of Rregulating Rreserve on the hourly basis can be computed as 
           follows:; 

                       LFFR h G = F h DG x 2.8%FRG                                                     Formatted: Subscript

                                                                                                       Formatted: Subscript

                                Where: 
                                     LFFR h            ‐   Regulating reserve  of grid “G” for 
           the 
                                                       hour “h”                                        Formatted: Indent: Left: 3.17"

                                       F h DG             ‐    Forecast  Demand  of  grid  “G”  for 
           the hour 
                                                   “h”                                                 Formatted: Indent: Left: 3.17"

                               %FRG            ‐  Minimum percent FR requirement 
                                                  of the grid “G”, as approved by the ERC,             Formatted: Indent: Left: 3.17"

                                                  after consultation and due process 
                               %FRL            ‐  Currently set to 2.8% for Luzon                      Formatted: Indent: Left: 0.8"

                               %FRV            ‐  Currently set to 2.8% for Visayas 
                               %FRM            ‐  Currently set to 2.8% for Mindanao 
                                                                                                       Formatted: Indent: Left: 3.17"


    3.3.2 Spinning Contingency Reserve Service (SRCFR) 
                
           The Spinning Contingency Reserve Service level shall be computed on an 
           hourly basis and shall be the maximum of the load of the equivalent to the 
           largest  of  the  sum  of  the  load  of  a  generatoring  unit  of  the  grid  and  the 
           scheduled  reserve  level,  if  any,  of  that  generator  for  the  hour.  Not  more 
           than thirty (30) per cent of the required Contingency Reserve Service shall 
           be allocated to Interruptible Loads. 
 
           The level of Contingency Reserve on the hourly basis can be computed as                     Formatted: Font: Palatino Linotype

           follows:                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, 12 pt




                                          Page 18 of 80
                      SR CFR h i G = Max (GLGh i  + GRh i)iG                                        Formatted: Subscript

 

                              Where:     
                              SRh  CFRh i   ‐        Spinning  Contingency  Reserve  of             Formatted: Not Superscript/ Subscript

                                             Generating  unit  “i”  at  for  the  hour  “h”  of     Formatted: Indent: Left: 2.02", Hanging:
                                                                                                    0.98", Tab stops: 2.65", Left + Not at 2.93" +
                                             grid “G”                                                3.15"

                              GLG h  i   ‐   Scheduled  unit  load  of  a  Generating  unitor       Formatted: Not Superscript/ Subscript

                                             “i” at hour “h” of grid “G”                            Formatted: English (U.S.)

                              GRh i    ‐   Scheduled  Reserve  level  of  Generating                Formatted: Not Superscript/ Subscript

                                             unitor “i” at hour “h” of grid “G”                     Formatted: Not Superscript/ Subscript
                                                                                                    Formatted: Not Superscript/ Subscript
                              i          ‐   from  1  to  total  number  of  Generating  units 
                                                                                                    Formatted: Not Superscript/ Subscript
                                             on line at hour “h” within grid “G” 
                                                                                                    Formatted: Not Superscript/ Subscript
                              G          ‐   respectively Luzon, Visayas and Mindanao 
                                                                                                    Formatted: English (U.S.)
        
                                                                                                    Formatted: Not Superscript/ Subscript
           [MINERGY suggest the following CFR when a failure of a transmission line links
                                                                                                    Formatted: Not Superscript/ Subscript
           isolates a particular transmission region. The ERC seeks comment on where and
                                                                                                    Formatted: Font color: Black
           how this provision might be included in the ASPP draft amendments. “For failure
           in transmission tie lines, the minimum amount should be equal to the load of             Formatted: Font color: Black

           the strategic substation (i.e. a substation that serves hospitals, water facilities,     Formatted: Body Text Indent 2, Indent: Left:
                                                                                                    0", First line: 0"
           etc.) of the distribution utility. For this to be possible, the back up service should
                                                                                                    Formatted: Font: Times New Roman, Not
           be embedded in the distribution utility's franchised area.” ]                            Bold, Font color: Auto
                                                                                                    Formatted: Indent: Left: 0.77", First line: 0"
    3.3.3 Back‐upDispatchable Reserve Service (DRBUR)                                               Formatted: Font: Times New Roman, Not
                                                                                                    Bold, Font color: Auto, Highlight

           To meet the grid requirement, there must be enough Backup Dispatchable                   Formatted: Highlight

           Rreserve  at  any  given  time,  thus  using  the  methodas  established  by  the        Formatted: Font: Times New Roman, Not
                                                                                                    Bold, Font color: Auto, Highlight
           System  Operator.  The  minimum  amountrequired  level  of  for  this  service           Formatted: Font: Times New Roman, Not
           shall be equal to the next largest unit scheduled online amount allocated to             Bold, Font color: Auto, Highlight

           the  spinning  reserveContingency  Reserve  service  in  order  to  arm/bring            Formatted: Highlight

           back  the  spinning  Contingency  Rreserve  in  its  required  minimum  level            Formatted: Font: Times New Roman, Not
                                                                                                    Bold, Font color: Auto, Highlight
           after  fifteen  (15)  minutes.    Not  more  than  50%  of  Dispatchable  Reserve        Formatted: Font: (Default) Times New
           shall be allocated to Interruptible Loads.                                               Roman, Not Bold, Highlight

                                                                                                    Formatted: Font: (Default) Times New
                                                                                                    Roman, Not Bold
           The  level  of  back‐upDispatchable  Rreserve  on  the  hourly  basis  can  be 
                                                                                                    Formatted: Font: Not Bold
           computed as follows:  [ERC query, should this be by grid?]                               Formatted: Font: Palatino Linotype, Bold
                                                                                                    Formatted: Body Text Indent 2, Indent: Left:
                      BUR DR h = SR NLU h                                                           0", First line: 0"

                                                                                                    Formatted: Highlight

                              Where:     
                                   SR  NLU  h            ‐      Spinning  ReserveContingency 
                                ReserveNext Largest Unit scheduled for the 
                                    hour  “h”,  and  could  be  equal  to  the  Contingency         Formatted: Indent: Left: 2.5", Hanging:
                                                                                                    0.02"
                                    Reserve if there are more than one similar unit 



                                        Page 19 of 80
    3.3.4 Reactive Power Support Service (RS)                                                   Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                0.48", Outline numbered + Level: 3 +
                                                                                                Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 4 +
                                                                                                Alignment: Left + Aligned at: 0.33" + Tab
           3.3.4.1   The  required  level  of  reactive  supply  is  dependent  on  the         after: 0.83" + Indent at: 0.83", Tab stops:
                     system condition. Reactive power support from generators is at             0.73", List tab + Not at 0.83" + 1.5"

                     maximum  during  peak  and  off‐peak  periods.  During  peak               Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                0.77"
                     periods, generators are made to operate at lagging power factor 
                     to  produce  reactive  power.  While  on  off‐peak  periods,  some 
                     generators  may  be  required  to  operate  in  leading  power  factor 
                     to  absorb  reactive  power.  As  such,  the  reactive  power 
                     requirement  of  the  system  can  only  be  determined  once  the 
                     dispatch schedule of the generators is available. In determining 
                     the  required  reactive  supply  for  the  system,  the  System 
                     Operator  will  use  a  power  system  simulator  (load  flow 
                     software). 
   [ERC query, should there be a volume limit on RS and should this be by grid?] 
    3.3.5 Black Start Service(BSS)                                                              Formatted: Indent: Hanging: 0.58", Outline
                                                                                                numbered + Level: 3 + Numbering Style: 1, 2,
                                                                                                3, … + Start at: 4 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                at: 0.33" + Tab after: 0.83" + Indent at:
          3.3.5.1    Black  Start  Service  shall  be  contracted  annually  to  qualified      0.83", Tab stops: 0.72", List tab + Not at
                     generators  considering  there  should  be  at  least  two  (2)  plants    0.83" + 1.5"

                     contracted  per  power  restoration  highway  and  one  (1)  should        Formatted: Indent: Left: 0.73", Hanging:
                                                                                                0.8"
                     always be available at any given time. 
            
          3.3.5.2    In Luzon, there are eight (8) Restoration Highways consisting of           Formatted: Indent: Left: 0.73", Hanging:
                                                                                                0.8"
                     nine (9) Generating plants. There are five Area Control Centers 
                     in  Mindanao,  and  each  Control  centers  is  equipped  with  one 
                     restoration highway. Moreover, In the Visayas Grid, at least one 
                     (1) Restoration Highway is allocated. 
          [ERC query, should there be a volume limit on BSS and should this be by               Formatted: Indent: Hanging: 0.02"

          grid? Are the highway definitions still appropriate given the development             Formatted: Highlight

          of the grid? If this service is contracted annually, where is the definition of 
          the tender schedule and process?] 
 
3.4 Scheduling and Dispatch of Ancillary Services           
 
    3.4.1  Pre‐WESM and Non‐Tradable Ancillary Services  
            The  Ancillary  service  providers      must  use  reasonable  endeavours  to 
            ensure that the contracted plants are available to be dispatched to provide 
            the ancillary services. An ancillary service Dispatch Protocol is developed 
            to  guide  the  ancillary  service  providers  and  the  System  Operator  in 
            scheduling  and  dispatching  of  ancillary  services.  This  protocol  shall 
            remain  in  effect  even  in  the  WESM  regime  but  only  applicable  to  non‐
            market  tradable  ancillary  service  specifically  Black  Start  and  Reactive 
            Power Support.  


                                      Page 20 of 80
         
            3.4.1.1 ANCILLARY SERVICES DISPATCH PROTOCOL 
 
                    Responsibilities of the Parties (TransCo AND A/S PROVIDERS) 
                     
                   4.6•      The  ancillary  service  providers  shall  submit  daily  to  the    Formatted: Indent: Left: 1.32", Hanging:
                                                                                                  0.18", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1.43"
                      System  Operator  on  or  before  1400H  of  the  day  preceding  the       + Tab after: 1.68" + Indent at: 1.68", Tab
                                                                                                  stops: Not at 1.68"
                      dispatch day the following data: 
     
                     1o Hourly day ahead capacity nomination.                                     Formatted: Indent: Left: 1.5", Hanging:
                                                                                                  0.23", Bulleted + Level: 2 + Aligned at: 1.93"
                     1o         Status of Black Start equipment  (for Black start                 + Tab after: 2.18" + Indent at: 2.18", Tab
                                                                                                  stops: Not at 2.18"
                                 providers) 
                     1o         Hourly  day  ahead  capacity  nominations  for  LFFRFR,           Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                  Level: 2 + Aligned at: 1.93" + Tab after:
                           SRCR, RS                                                               2.18" + Indent at: 2.18", Tab stops: Not at
                                                                                                  2.18"
                                and BU for LFFRFR, SRCR, RS and BU providers) 
         
                   4.6•      TransCo‐PNPD/SO  shall  prepare  the  Hourly  Reserve                Formatted: Indent: Left: 1.35", Hanging:
                                                                                                  0.17", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1.43"
                      Profile requirement based on the load forecast for the following            + Tab after: 1.68" + Indent at: 1.68", Tab
                                                                                                  stops: Not at 1.68"
                      day. 
                     
                   4.6•      TransCo‐PNPD/SO  shall  prepare  and  issue  to  the                 Formatted: Indent: Left: 1.35", Hanging:
                                                                                                  0.17", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1.43"
                      ancillary  service  providers  on  or  before  1600H  the  hourly  day      + Tab after: 1.68" + Indent at: 1.68", Tab
                                                                                                  stops: Not at 1.68"
                      ahead  schedule  for  LFFRFR,  SRCR,  BU,  RS  and  BS  for  each 
                      ancillary  service  providers.  The  ancillary  service  schedule  will 
                      be based on the following: 
 
                      1o    Hourly reserve requirement                                            Formatted: Indent: Hanging: 0.62", Bulleted
                                                                                                  + Level: 2 + Aligned at: 1.93" + Tab after:
                      1o    Ancillary capacity nomination                                         2.18" + Indent at: 2.18", Tab stops: Not at
                                                                                                  2.18"
                      1o    Merit order table of each ancillary service 
                      1o    Available Black Start units 
                      1o    Reactive Power Support Requirement of the System 
 
                   4.6•     TransCo‐SO NCC/RCC dispatches all plants according to                 Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                  0.18", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1.43"
                      approved  Daily  Generation  Schedule  and  Ancillary  Services             + Tab after: 1.68" + Indent at: 1.68", Tab
                                                                                                  stops: Not at 1.68"
                      Providers  Day  Ahead  Schedule.  In  the  event  of  the  following 
                      conditions, TransCo‐SO may undertake re‐dispatch procedures: 
                
                
                       1o   Outage of Transmission Lines or Substation Facilities                 Formatted: Indent: Hanging: 0.57", Bulleted
                                                                                                  + Level: 2 + Aligned at: 1.93" + Tab after:
                       1o   Violation of System Security Limits                                   2.18" + Indent at: 2.18", Tab stops: Not at
                                                                                                  2.18"
                       1o   Total System Failure 
                       1o   Unexpected Reduction of Generation Availability  
                       1o   Force Majeure Events 


                                       Page 21 of 80
                       1o Emergency Security Measures 
                        
                   1.1.1.1.• Ancillary  service  providers  shall  implement  TransCo‐SO           Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                   0.17", Bulleted + Level: 4 + Aligned at: 3.43"
                     NCC/RCC  dispatch  instructions  and  ensure  to  provide  their              + Tab after: 3.68" + Indent at: 3.68", Tab
                                                                                                   stops: Not at 3.68"
                     required ancillary services. 
                    
                   1.1.1.2.• TransCo‐PNPD/SO  shall  monitor  the  compliance  of                  Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                   0.17", Bulleted + Level: 4 + Aligned at: 3.43"
                     Ancillary  Services  Providers  based  on  the  approved  Ancillary           + Tab after: 3.68" + Indent at: 3.68", Tab
                                                                                                   stops: Not at 3.68"
                     Services  Provider  schedule  using  the  SCADA  system  and 
                     available  meter  data.  Penalties  for  non‐compliance  will  be 
                     included  in  the  statement  of  accounts  at  the  end  of  the  billing 
                     period. 
                    
                   1.1.1.3.• The  ancillary  service  providers  receive,  evaluate  and           Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                   0.17", Bulleted + Level: 4 + Aligned at: 3.43"
                     validate  the  submitted  statement  of  account  prepared  by                + Tab after: 3.68" + Indent at: 3.68", Tab
                                                                                                   stops: Not at 3.68"
                     TransCo‐PNPD/SO and return it for billing settlement. 
 
                   1.1.1.4.• TransCo‐PNPD/SO  shall  submit  monthly  report  on                   Formatted: Indent: Left: 1.37", Hanging:
                                                                                                   0.17", Bulleted + Level: 4 + Aligned at: 3.43"
                     ancillary  services  schedule  and  compliance  monitoring  to  ERC           + Tab after: 3.68" + Indent at: 3.68", Tab
                                                                                                   stops: Not at 3.68"
                     no later than the 15th day of the succeeding month. 
 
    3.4.2  Tradable Ancillary Services at WESM Regime 
     
            In the WESM regime, tradable ancillary service shall be dispatched in 
            accordance with the WESM Rules. This is discussed in Section 4.2. 
 
 
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                   12 pt, (Asian) Korean

                                                                                                   Formatted: Outline numbered + Level: 3 +
                                                                                                   Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                   Alignment: Left + Aligned at: 0.25" + Tab
                                                                                                   after: 0.75" + Indent at: 0.75", Adjust space
4.0 Procurement of Required Ancillary Services                                                     between Latin and Asian text, Adjust space
                                                                                                   between Asian text and numbers
 
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
4.1 Long‐Term Service ContractMethods of Procurement of Ancillary Services                         12 pt, (Asian) Korean
                                                                                                   Formatted: Indent: Left: 0.25", Adjust space
    4.1.1 To ensure that there is sufficient Ancillary Services in the grid at any given           between Latin and Asian text, Adjust space
                                                                                                   between Asian text and numbers
          time, Transco has modified its approach in acquiring these services. There               Formatted: Indent: Left: 0.77", Hanging:
          will now be two methods of procuring the A/S;                                            0.77", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                   Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                   Alignment: Left + Aligned at: 0.38" + Tab
                                                                                                   after: 0.88" + Indent at: 0.88", Adjust space
          4.1.1.1   Through the electronic competitive tendering otherwise called                  between Latin and Asian text, Adjust space
                    as Electronic Ancillary Services Tendering (EAST), and                         between Asian text and numbers, Tab stops:
                                                                                                   1.52", List tab + Not at 0.88"
                                                                                                   Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                   12 pt, (Asian) Korean



                                       Page 22 of 80
           4.1.1.2    To be supplemented by the spot market once the ERC approves                Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, (Asian) Korean
                      the reserves market through the Pricing, Cost Recovery 
                      Mechanism (PCRM) of the Market Operator (MO) under                         Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, (Asian) Korean
                      Wholesale Electricity Spot Market (WESM) of the Philippine 
                      Electricity Market Corporation (PEMC).  
                                                                                                 Formatted: Indent: Left: 0.77", Adjust space
                                                                                                 between Latin and Asian text, Adjust space
   4.1.2 Until such time that the ERC approves the operation of the reserves                     between Asian text and numbers
         market, the EAST will be utilized by TransCo in procurement of the                      Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                 12 pt, (Asian) Korean
         required Ancillary Services for each of the Luzon, Mindanao and Visayas 
                                                                                                 Formatted: Outline numbered + Level: 3 +
         grids. TransCo will submit to the ERC the EAST Design and Rules that                    Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                 Alignment: Left + Aligned at: 0.25" + Tab
         shall form part of the ASPP. The Scheduling, Dispatch, Pricing, Payment                 after: 0.75" + Indent at: 0.75", Adjust space
         to providers and Cost Recovery of Ancillary Services procured under the                 between Latin and Asian text, Adjust space
                                                                                                 between Asian text and numbers
         EAST is covered in the EAST Design and Rules. 
                                                                                                 Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
   Accredited A/S providers shall conclude a long term service contract with                     12 pt, (Asian) Korean
   Transco consistent with the ASPP. 
 
4.2 Spot Market Trading 
 
    When  traded  in  the  WESM,  reserves  and  interruptible  loads  are  offered  and 
    scheduled for dispatch on an hourly basis. To do this, qualified service providers 
    must submit generation reserve offers and demand bids for each trading interval 
    within  their  designated  reserve  regions  (i.e.,  Luzon,  Visayas  or  Mindanao).  The 
    MMS is designed to accept different types of bids and offers other than energy. 
    As per WESM Rules, each reserve offer shall have a maximum of three (3) blocks 
    per category (i.e., regulating or contingency).     
     
    The Market Operator (MO) shall accept and validate reserve offers in accordance 
    with the accreditation and registration information of the concerned participants 
    as well as the current status of its generating facilities. 
     
    All valid demand bids and reserve offers, are scheduled and cleared to meet the 
    reliability requirements of SO and that of the forecasted demand. The reliability 
    requirements state the amount and types of reserves or interruptible load needed 
    for each trading interval to meet the operating standards mandated by the Grid 
    Code. The forecasted demand which are derived from customer load projections 
    serves  as  confirmation  for  the  load‐following  and  frequency  regulating 
    requirements  of  SO.  The  optimal  scheduling  is  performed  to  simultaneously 
    minimize the overall cost of energy and reserve in the WESM as the energy and 
    reserve requirements are met. 
     
    The  reserve  allocations  are  submitted  to  SO  within  the  hourly  schedules  for 
    actual  dispatch  implementation.  Reserve  prices  and  quantities  which  were 



                                       Page 23 of 80
cleared  in  the  market  are  published  through  the  WESM  website  for  the 
information of the trading participants, DOE, ERC and the public in general. 
 
During  dispatch  implementation,  SO  monitors  the  facilities  of  trading 
participants providing ancillary services to ensure compliance with the standards 
and measure of service. The result of the actual dispatch is reported back to MO 
and then compared with the scheduled reserve allocation. 
 
The  MO  then  prepares  settlement  statements  for  the  payment  and  charging  of 
ancillary  services  traded  through  the  market  on  the  basis  of  the  scheduled  and 
actual  dispatch.  These  statements  are  provided  to  the  concerned  trading 
participants for their review, correction and final settlement. Note that even prior 
to  the  issuance  of  settlement  statements  the  participants  can  access  the  WESM 
websites  to  immediately  obtain  information  on  the  market  clearing  prices  and 
quantities. This information is useful for reviewing the statement of accounts for 
possible correction. 
 
Note  that  the  revenue  meter  data  are  used  only  for  the  allocation  of  Ancillary 
Service  charges  which,  as  proposed,  will  be  based  on  the  scheduled  energy 
transaction  of  the  participant  for  the  trading  interval.  This  is  to  correct  some 
misconceptions  that  revenue  meters  will  be  used  to  measure  Ancillary  Services 
such as reserves and interruptible loads. 
 
Figure 1 shows the process flow for the trading of Ancillary Services within the 
WESM as described in this section. 
 




                                     Page 24 of 80
                  Figure 1. Ancillary Service Trading Process Flow




SO Responsibility               MO Responsibility          MP Responsibility


                                    Week-Ahead/
                                                               Submit Demand
                                     Day-Ahead
                                                                 Projections
                                    Load Forecast




     Week-Ahead/                    Initiate Hourly
      Day-Ahead                        Dispatch
   A/S Requirements                   Scheduling




                                   Accept & Validate               Submit
                                     BIds & Offers              Bids & Offers




      Implement                     Schedule A/S
       Dispatch                     & Clear Prices




                                       Publish
   Montior Dispatch                                            Access WESM
                                      Prices &
     Compliance                                                   Website
                                      Quantities




                                       Prepare
   Submit Dispatch                                            Settle A/S Charges
                                      Settlement
      Results                                                    & Payments
                                      Statements




MSP Responsibility

                                   Submit Revenue
                                     Meter Data




                                     Page 25 of 80
    4.3 Qualification and Testing of Ancillary Service Providers 
     
        TransCo, as the System Operator, may use reasonable endeavors to procure and 
        enter  into  “Ancillary  Services  Procurement  Agreement”  withfrom  qualified 
        generation  companies  and  qualified  Interruptible  Load  providers  in  order  to 
        provide  maintain  a  sufficient  level  of  ancillary  services  to  the  Grid.  The  To 
        qualify  as  providers  of  A/S  all  prospective  providers  of  A/S  should  have 
        undergone  the  certification  process  as  defined  in  the  PGC.  procurement  shall 
        conform  to  the  procurement  principles.  Compliance  Monitoring  will  be  done 
        through the TransCo’s SCADA systemIf a provider has already been certified as 
        a qualified A/S provider, an annual verification testing will be conducted in order 
        to  ensure  that  the  providers  capability  to  provide  Ancillary  Services  is 
        maintained. 
         
         TransCo or its Concessionaire is allowed by the Grid Code to conduct such tests                Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                        color: Black
        no more than twice a year. Aside from the certification, TransCo requires that all 
                                                                                                        Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.25",
        certified  providers  should  have  fully  functional  direct  interface  with  TransCo’s       Adjust space between Latin and Asian text,
                                                                                                        Adjust space between Asian text and numbers
        SCADA/EMS. This means that relevant real time data such as; MW, MVAR, KV, 
        Circuit breaker or unit status and control of the qualified providers are available 
        at  the  System  Operators  control  centers.  All  A/S  capability  tests  shall  be 
        conducted  by  the  prospective  A/S  providers  to  show  proof  to  TransCo  or  its 
        Concessionaire  their  ability  to  provide  A/S.  Upon  evaluation  of  the  test  results, 
        TransCo or its Concessionaire shall issue a certificate indicating the type of A/S, 
        applicable  capacity  for  A/S  and  its  validity.  The  following  A/S  capability  tests 
        will be conducted for all interested A/S prospective providers: 
         
        4.3  1  Load  Following  and  Frequency  Regulation  Reserve  Capability  Test 
            (LFFRFR) 
         
                4.3.1.1  Provider  must  be  certified  by  TransCo  as  LFFR  Provider  after 
                         undergoing accreditation process. 
                The  prospective  A/S  providers  shall  prove  to  TransCo  or  its                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                        color: Black
                         Concessionaire  their  capability  to  provide  this  service.  This 
                                                                                                        Formatted: Indent: Left: 0.75"
                         includes  their  ability  to  respond  to  AGC  command  signals  (from        Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                         the  SCADA/EMS  of  the  System  Operator  either  raise/lower  or             12 pt, Font color: Black

                         analog signals).                                                               Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                • For Pre‐WESM, LFFR will be contracted annually. However, for WESM                     0.62", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                        Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                          Regime,  LFFR  will  be  purchased  from  the  market  as  may  be            Alignment: Left + Aligned at: 0.63" + Tab
                                                                                                        after: 1.17" + Indent at: 1.17", Tab stops:
                          determined by the ERC.                                                        1.35", List tab + Not at 1.17" + 2"
                                                                                                        Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                •Provider will nominate daily quantity of LFFR it can provide to TransCo.               0.62", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                        Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                        Alignment: Left + Aligned at: 0.63" + Tab
                                                                                                        after: 1.17" + Indent at: 1.17", Tab stops:
                                                                                                        1.35", List tab + Not at 1.17" + 2"



                                             Page 26 of 80
                4.3.1.4  TransCo  will  choose  the  nomination  to  be  included  in  the  day‐
                          ahead schedule of LFFR using the following criteria: 
             
                        a. Least costs offered by the provider. 
                        b. Total LFFR forecasted requirement. 
         
                4.3.1.5  TransCo  will  schedule  the  day‐ahead  LFFR  requirement  based  on 
                          the nomination of the providers. If TransCo did not schedule the 
                          nomination of a certain provider, no payment will be made. 
     
          4.3.2 Spinning Contingency Reserve Capability Test(SRCR) 
         
                4.3.2.1  Provider  must  be  certified  by  TransCo  as  Spinning 
                          ReserveContingency  Reserve  Provider  after  undergoing 
                          accreditation process. 
                The prospective Generating unit A/S providers shall prove to TransCo or             Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                          its  Concessionaire  their  capability  to  provide  this  service. 
                                                                                                    Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
                          Generators intending to provide this kind of service should prove         Hanging: 0.62", Adjust space between Latin
                                                                                                    and Asian text, Adjust space between Asian
                          that  their  speed  governing  can  respond  to  negative  0.15Hz  (‐     text and numbers
                          0.15Hz) deviation and produce the nominated reserve within ten            Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                          (10) minutes and sustain the nominated reserve for at least thirty 
                          (30)  minutes.  Generating  units  may  at  their  own  option  prove 
                          their  ability  to  respond  to  AGC  command  signals  (from  the 
                          SCADA/EMS of the System Operator either raise/lower or analog 
                          signals). 
                4.3.2.2  Likewise, Interruptible Loads intending to supply this type of A/S         Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                          should  prove  that  their  nominated  load  demand  can  be 
                                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                          automatically  and  instantaneously  dropped  to  respond  to             color: Black

                          negative 0.4Hz (‐0.4Hz) and should not re‐connect that load for at 
                          least thirty (30) minutes.                                                Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                 
                                                                                                    Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                4.3.2.2  For  Pre‐WESM,  SR  will  be  contracted  annually.  However,  for         12 pt, Font color: Black

                         WESM Regime, SR will be purchased from the market.  
     
                4.3.2.3  Provider  will  nominate  daily  quantity  of  SR  it  can  provide  to 
                          TransCo. 
 
                4.3.2.4  TransCo  will  choose  the  nomination  to  be  included  in  the  day‐
                          ahead schedule of SR using the following criteria: 
                 
                               a. Least costs offered by the provider. 
                               b. Total SR forecasted requirement 
                           


                                            Page 27 of 80
             4.3.2.5 TransCo will schedule the day‐ahead SR requirement based on the 
                      nomination  of  the  providers.  If  TransCo  did  not  schedule  the 
                      nomination of a certain provider, no payment will be made. 
 
      4.3.3  Backup Dispatchable Reserve Capability Test (BUR) 
             
                   4.3.3.1  Provider  must  be  certified  by  TransCo  as  BUR  Provider  after 
                                  undergoing accreditation process. 
                                    The  prospective  A/S  providers  shall  prove  to  TransCo  or  its        Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                                color: Black
                                  Concessionaire their capability to provide this service. Generators 
                                                                                                                Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
                                  with fast start capability intending to provide this kind of service          Hanging: 0.62", Adjust space between Latin
                                                                                                                and Asian text, Adjust space between Asian
                                  should  prove  that  their  units  can  be  started  and  synchronized  to    text and numbers
                                  the system within fifteen (15) minutes and produce the nominated              Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                                color: Black
                                  reserve  within  another  fifteen  (15)  minutes  and  sustain  its 
                                  operation  for  at  least  eight  (8)  hours.  Likewise,  Generators  that 
                                  don’t  have  fast  start  capability  can  only  provide  this  kind  of 
                                  service  if  their  units  are  synchronized  in  the  grid  and  should 
                                  prove that their units can produce the nominated capacity within 
                                  thirty (30) minutes and sustain their operation for at least eight (8) 
                                  hours.  Generators  may  at  their  own  option  prove  their  ability  to 
                                  respond to AGC command signals (from the SCADA/EMS of the 
                                  System Operator either raise/lower or analog signals). 
                   4.3.3.2  On  the  other  hand,  Interruptible  Loads  intending  to  supply  this            Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                                color: Black
                                  type  of  service  should  prove  that  their  nominated  load  demand 
                                                                                                                Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                  can  be  dropped  within  thirty  (30)  minutes  from  receipt  of            12 pt, Font color: Black

                                  instruction  from  the  System  Operator  and  should  not  re‐connect        Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                                12 pt, Font color: Black
                                  that load until instructed by the System Operator to do so.  
                    
                   4.3.3.2  For  Pre‐WESM,  BUR  will  be  contracted  annually.  However,  for 
                                  WESM Regime, BUR will be purchased from the market.  
                  
                   4.3.3.3  Provider  will  nominate  daily  quantity  of  BUR  it  can  provide  to 
                                  TransCo. 
                  
                   4.3.3.4  TransCo  will  choose  the  nomination  to  be  included  in  the  day‐
                                  ahead schedule of BUR using the following criteria: 
                                        
                                  a. Least costs offered by the provider                             
                                  b. Total BUR forecasted requirement 
                                   
                   4.3.3.5  TransCo  will  schedule  the  day‐ahead  BUR  requirement  based  on 
                                  the nomination of the providers. If TransCo did not schedule the 
                                  nomination of a certain provider, no payment will be made. 


                                              Page 28 of 80
 
      4.3.4  Reactive Power Support (RS)Capability Test 
                                 
               4.3.4.1  Provider  must  be  certified  by  TransCo  as  RS  Provider  after 
                               undergoing accreditation process. 
                                                                                                               Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                               0.63"
               4.3.4.2  Will be contracted annually.  
                                                                                                               Formatted: Font: 12 pt
                                                                                                               Formatted: Font color: Black
               4.3.4.3  Provider  will  nominate  daily  quantity  of  RS  it  can  provide  to                Formatted: Font color: Black, Not
                               TransCo.                                                                        Strikethrough

                                                                                                               Formatted: Font color: Black

               4.3.4.4  TransCo  will  choose  the  nomination  to  be  included  in  the  day‐                Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                                                                                                               0.63"
                               ahead schedule of RS using the following criteria:                              Formatted: Font: 12 pt
                                                                                                               Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
               a. Least costs offered by the provider                                                          0.63"

               b. Total RS forecasted requirement                                                              Formatted: Font: 12 pt
                                                                                                               Formatted: Indent: Hanging: 0.63"
                
               4.3.4.5 TransCo  will  schedule  the  day‐ahead  MVar  requirement  based  on                   Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                               color: Black
                               the nomination of the providers. If TransCo did not schedule the 
                                                                                                               Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
                               nomination  of  a  certain  provider,  no  payment  will  be  made.The          Hanging: 0.63", Adjust space between Latin
                                                                                                               and Asian text, Adjust space between Asian
                               prospective  A/S  providers  shall  prove  to  TransCo  or  its                 text and numbers
                               Concessionaire their capability to provide this service. Generators             Formatted: Font: (Default) Palatino Linotype,
                                                                                                               12 pt, Font color: Black
                               intending  to  provide  this  kind  of  service  should  prove  that  their 
                               units  can  operate  beyond  the  PGC  required  power  factor  range 
                               (85%  PF  lagging  to  90%  PF  leading)  to  produce  and  absorb 
                               reactive power.                                                                 Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                               color: Black
      
       4.3.5  Black Start Services (BSS)Capability Test 
                                 
               4.3.5.1  Provider  must  be  certified  by  TransCo  as  BSS  Provider  after 
                              undergoing accreditation process. 
               The  prospective  A/S  providers  shall  prove  to  TransCo  or  its                            Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                               color: Black
                              Concessionaire their capability to provide this service. Generators 
                                                                                                               Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
                              should  be  able  to  start  on  its  own  without  any  feed  back  power       Hanging: 0.62"

                              from the grid within thirty (30) minutes and should be able carry 
                              load  and  energize  their  assigned  Blackout  Restoration  Highway 
                              and sustain its operations for at least twelve (12) hours. 
                
       4.3.6  Failure of Capability Test & Re‐Test Period 
                                                                                                               Formatted: Body Text, Outline numbered +
                                                                                                               Level: 4 + Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start
               4.3.6.1 Certified plants that fail in the annual verification should endeavor                   at: 1 + Alignment: Left + Aligned at: 0.75" +
                                                                                                               Tab after: 1.25" + Indent at: 1.25"
                           to correct the deficiency as required in the PGC, within a reasonable 
                                                                                                               Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                           period  of  time less  than  sixty  (60)  days  from  the  date  of  the  failed    color: Black



                                             Page 29 of 80
                       test, otherwise these plants may not be allowed to offer their A/S in        Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                       that annual period. 
                                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
           4.3.6.2 Failure to rectify the reasons for failure of an annual capability test,         color: Black

                       within sixty (60) days of being requested in writing to do so by the 
                       System Operator will triggercompel the System Operator to report 
                       the failure to the ERC in writing, which may lead to the imposition          Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                       of appropriate penalties as approved by the ERC after consultation 
                                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                       and due process.                                                             color: Black

           4.3.6.3 After  failure  of  an  annual  verification  test,  follow‐up  capability       Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
                       testing  should  be  supported  by  the  TransCo  or  its  Concessionaire 
                                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                       on a date agreed with the A/S provider.                                      color: Black
                                                                                                    Formatted: Font: Palatino Linotype, Font
                                                                                                    color: Black
   4.3.7  Testing of Ancillary Service Providers (ASP) 
                                                                                                    Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75"
            
                                                                                                    Formatted: Body Text, Left, Indent: Left:
           4.3.7.1 Scheduled  tests  shall  be  conducted  to  confirm  the  compliance  of         0.13", First line: 0.13"
                       generating units’ capability and availability to deliver the Ancillary       Formatted: Font: Italic
                       Services that the Generator had agreed to provide. All tests shall be        Formatted: Font: 12 pt

                       recorded  and  witnessed  by  the  authorized  representatives  of           Formatted: Body Text, Left

                       TransCo and the Ancillary Service Providers. The test procedures in          Formatted: Body Text, Left, Outline
                                                                                                    numbered + Level: 4 + Numbering Style: 1, 2,
                       Attachment 3 will be used in these tests.                                    3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                    at: 0.75" + Tab after: 1.25" + Indent at:
                                                                                                    1.25"
                                                                                                    Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
           4.3.5.2 Will be acquired through long‐term contract.                                     Hanging: 0.62", Adjust space between Latin
                                                                                                    and Asian text, Adjust space between Asian
                                                                                                    text and numbers
           4.3.5.3 Yearly availability payment will be applied through equal monthly                Formatted: Body Text, Indent: Left: 0.75",
                          payment                                                                   Hanging: 0.62"

              
o4.4 Monitoring and Testing of Ancillary Service Provision                                          Formatted: Indent: Left: 0", First line: 0",
                                                                                                    Outline numbered + Level: 2 + Numbering
                                                                                                    Style: 1, 2, 3, … + Start at: 4 + Alignment: Left
                                                                                                    + Aligned at: 0.3" + Tab after: 0.84" +
   4.4.1  Monitoring                                                                                Indent at: 0.84", Tab stops: Not at 0.84"
    
           The  system  operator  will  regularly  monitor  the  performance  of  the 
           ancillary service providers. The data from Transco’s SCADA/EMS will be 
           used in monitoring the ancillary service compliance. 
    
           Ancillary  Services  providers  for  LFFR  and  spinning  reserveContingency 
           Reserve  operating  under  the  Automatic  Generation  Control  will  be 
           monitored  using  the  Alarm/Event  subsystem  of  the  SCADA/EMS. 
           Occurrence of the “Unit not tracking” event will be interpreted as failure 
           to provide such services. 
    
           In  monitoring  for  Ancillary  Service  providers  of  LFFR  and  spinning 
           reserveContingency  Reserve  operating  in  governor  control  mode,  data 
           from  SCADA/EMS,  particularly;  System Frequency  and  Unit  MW  output 


                                         Page 30 of 80
        will  be  analyzed  regularly  and  compared  with  the  scheduled  values  for 
        the particular services. Similarly, the actual MVAR output and Substation 
        voltages data from SCADA/EMS will be analyzed and compared with the 
        scheduled values. 
 
        The actual synchronization time of back‐up  and black start providers are 
        also monitored using the Alarm/Event subsystem of the SCADA/EMS. 
                                                                                                       Formatted: Font color: Auto

4.4.2  Reporting & Capability Re‐Test Trigger                                                          Formatted: Normal, Left, Indent: Left: 0.25",
                                                                                                       Hanging: 0.5", Tab stops: 0.75", List tab
 
             4.4.2.1  The  System  Operator  will  provide  a  written  exception  report              Formatted: Body Text, Left, Indent: Left:
                                                                                                       0.75", Hanging: 0.62", Tab stops: Not at
                      where  the  monitoring  of  an  A/S  provider  demonstrates  a  breach           0.75"
                      in  its  capability  requirements  on  two  consecutive  monitoring 
                      instances.    Such  monitoring  to  occur  at  the  discretion  of  the 
                      System  Operator  but  should  be  a  minimum  of  once  per  day,  on 
                      two consecutive days, where an issue is identified.  
             4.4.2.2  Where  a  monitoring  exception  report  is  issued  by  the  System 
                      Operator,  the  System  Operator  can  trigger  a  re‐test  of  the  A/S 
                      provider’s  capability  to  prove  or  disprove  whether  the  A/S 
                      provider  can  continue  to  be  scheduled  and  paid  for  a  particular 
                      A/S.  The scheduling and payment for A/S to this A/S provider is 
                      suspended  from  the  date  of  the  issuance  of  the  exception  report, 
                      until  the  A/S  provider  capability  is  re‐tested  and  certified  by  the 
                      System Operator. 
             4.4.2.3  The A/S provider can request in writing to the System Operator a 
                      delay of no more that sixty (60) days before the re‐test in order to 
                      rectify  or  repaird  any  control  or  other  equipment  which  has 
                      caused the failure of the capability monitoring. 
             4.4.2.5  Re‐testing  shall  occur,  on  a  date  agreed  between  the  System 
                      Operator and the A/S provider in accordance with the provisions 
                      of Ssection 4.3 of this ASPP.  The scheduling and payment for A/S 
                      to  this  A/S  provider  can  only  commence  once  a  successful 
                      capability  test  has  been  achieved,  and  the  A/S  has  been 
                      successfully  re‐scheduled  under  the  normal  mechanism  for 
                      scheduling specified elsewhere in the ASPP or related documents. 
                                                                                                       Formatted: Font color: Auto
4.4.2  Testing of Ancillary Service Providers (ASP) 
                                                                                                       Formatted: Normal, Left, Tab stops: 0.75",
                                                                                                       List tab

Scheduled tests shall be conducted to confirm the compliance of generating units’                      Formatted: Font: Not Bold, Font color: Auto

             capability and availability to deliver the Ancillary Services that the                    Formatted: Font color: Auto

             Generator had agreed to provide. All tests shall be recorded and witnessed                Formatted: Font: 12 pt, Font color: Auto
                                                                                                       Formatted: Normal, Left, Indent: Hanging:
             by the authorized representatives of TransCo and the Ancillary Service                    0.5", Tab stops: 0.75", List tab
             Providers. The test procedures in Attachment 3 will be used in these tests.               Formatted: Font color: Auto
                                                                                                       Formatted: Font: 12 pt, Font color: Auto



                                       Page 31 of 80
4.5 Payment to Ancillary Service Providers  
 
    4.5.1        Ancillary  Services  (AS)  Charges  are  treated  differently  from  Power              Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                         0.77"
                 Delivery Service (PDS) Charges and other transmission‐related charges 
                 to  the  extent  that  they  represent  payment  to  Ggenerating  unitsors  or 
                 Interruptible  Loads  for  the  provision  of  A/S  which  have  been 
                 scheduled by the System Operator.  
     
    4.5.2        The  AS  that  will  be  paid  for  are:    Load  Following  &  Frequency               Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                         0.78"
                 Regulation        (LFFRFR);          Spinning         ReserveContingency 
                 ReserveContingency  Reserve  (SRCR);  Back‐up  ReserveDispatchable 
                 Reserve  (BURDR);  Reactive  Power  Support  (RS)  and  Black  Start  (BS).  
                 Note: WESM may consider other forms of AS that may be traded and settled 
                 in the market. 
                                                                                                         Formatted: Font: 12 pt, Not Italic

    4.5.3       The  following  formulae  on  the  payment  and  settlement  to  Ancillary               Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                         0.78", Tab stops: Not at 0.23"
                Service Providers (ASP) specified in the ASCRM approved by the ERC 
                shall be used until such time as either: 
                4.5.3.1  The  ERC  approve  the  arrangements  under  the  proposed 
                           EAST  for  the  A/S  market  clearing  price  and  settlement 
                           arrangements; or 
                4.5.3.2  The ERC approve the arrangements under the proposed use 
                           of  the  WESM  A/S  market  clearing  price  and  settlement 
                           arrangements. 
    the same for pre‐WESM and WESM Regimes.  However, for pre‐WESM Regime,                               Formatted: Indent: Left: 0.25"

    ASP  shall  be  paid  based  on  the  contract  price  agreed  upon,  while  under  the 
    WESM Regime, rates shall be based on the market clearing price. 
     
    ASP  shall  be  paid  on  a  monthly  basis.  This  will  be  the  aggregate  of  the  hourly 
    computed cost of providing the service for a billing period.   
     
    2Load Following and Frequency Regulation (LFFR)                                                      Formatted: Indent: Left: 0.25", First line: 0",
                                                                                                         Outline numbered + Level: 1 + Numbering
 
                                                                                                         Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 + Alignment: Left
             TransCo’s  monthly  payment  to  LFFR  providers  shall  be  the  aggregate  of             + Aligned at: 0.2" + Tab after: 0.55" +
                                                                                                         Indent at: 0.55", Tab stops: 0.23", List tab +
             the  hourly  scheduled  quantity  of  reserve  they  are  holding  multiplied  by           Not at 0.46" + 0.55"
             the  hourly  rate  of  LFFR.    Failure  to  provide  the  service  at  any  instance 
             within the scheduled hour shall mean no payment for that hour. 
                                                 n

                                               ∑
                      LFFR Payment i   =          (SQ h i  x  Rate h LFFR)  
                                                 h
 
                        where:  
                               SQ  h i    x    Rate  h LFFR  – payment  in  Peso  for  the  Scheduled 
                                          Quantity of LFFR for Generator “i” at hour “h”  




                                           Page 32 of 80
                              SQ  h i  – Scheduled Quantity of LFFR in kW for Generator 
                                        “i” at hour “h”  
                              Rate  LFFR – rate of LFFR in Peso per kW at hour “h” 
                                     h 

                              n = one (1) month 




     3Spinning ReserveContingency Reserve (SR)                                                        Formatted: Indent: Left: 0.38", Hanging:
                                                                                                      0.5", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
           TransCo’s  monthly  payment  to  SR  providers  shall  be  the  aggregate  of               0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
           the hourly scheduled quantity of reserve they are holding multiplied by                    0.55"

           the  hourly  rate  of  SR.    Failure  to  provide  the  service  at  any  instance 
           within the scheduled hour shall mean no payment for that hour. 
                                              n

                                            ∑
                    SR Payment i   =           (SQ h i  x  Rate h SR)  
                                              h
 
                      where:   
                             SQ  h i  x  Rate  h SR  –  payment  in Peso for the Scheduled 
                                       Quantity of SR for Generator “i” at hour “h” 
                             SQ  h i    –   Scheduled  Quantity  of  SR  in  kW  for  Generator 
                                       “i” at hour “h”  
                             Rate h SR  –  rate of SR in Peso per kW at hour “h” 
                             n  =  one (1) month 

    4Back‐Up Reserve (BUR)                                                                            Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                      0.5", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
          TransCo’s  monthly  payment  to  BUR  providers  shall  be  the  aggregate  of               0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
          the  hourly  scheduled  quantity  of  reserve  they  are  holding  multiplied  by           0.55"

          the  hourly  rate  of  BUR.    Failure  to  satisfy  synchronization  requirement 
          within  the  scheduled  hour  shall  be  subjected  to  BUR  adjustment  to  be 
          deducted from the BUR payment for that hour. 
                                                  n

                                           ∑
                    BUR Payment i   =           (SQ h i  x  Rate h BUR – BUR Adj  h i) 
                                             h
 
                      where:  
                             SQ  h i  x  Rate  h BUR  –  payment in Peso for the  Scheduled 
                                       Quantity of BUR for Generator “i” at hour “h” 
                             SQ  h i  –  Scheduled Quantity of BUR in kW for Generator 
                                      “i” at hour “h” 
                             Rate   h BUR – rate of BUR in Peso per kW at hour “h” 

                              BUR  Adj   h i    –    Adjustment  in  Peso  for  Generator  “i”  at 
                                       hour “h” 



                                         Page 33 of 80
                                   n  =  one (1) month 

        5Reactive Power Support Service (RS)                                                                  Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                              0.48", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                              Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                              Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
              TransCo’s monthly payment to RS providers shall be the aggregate of the                          0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
              hourly  scheduled  quantity  of  reserve  they  are  holding  multiplied  by  the               0.55"

              hourly  rate  of  RS.    Failure  to  satisfy  technical  requirements  within  the
              scheduled  hour  shall  be  subjected  to  RS  adjustment  to  be  deducted  from 
              the RS payment for that hour. 
                                                  n

                                                ∑
                         RS Payment i   =           (SQ h i  x  Rate h RS – RS Adj  h i) 
                                                  h
 
                           where:   
                                  SQ  h i    x    Rate  h RS    –   payment  in  Peso  for  the  Scheduled 
                                            Quantity of RS for Generator “i” at hour “h” 
                                  SQ h i  –  Scheduled Quantity of RS in  kVAr for Generator 
                                            “i” at hour “h” 
                                  Rate h RS  –  rate of RS in Peso per kVAr at hour “h” 
                                  RS  Adj    h  i      –    Adjustment  in  Peso  for  Generator  “i”  at 
                                             hour “h” 
                                  n  =  one (1) month 

         6Black Start Service (BS)                                                                            Formatted: Indent: Left: 0.38", Hanging:
                                                                                                              0.5", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                              Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                              Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
               TransCo’s monthly payment to BS providers shall be the annual cost of                           0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
               providing  BS  over  twelve  (12)  months.    Failure  to  satisfy  technical                  0.55"

               requirements  shall  be  subjected  to  adjustment  to  be  deducted  from  the 
               BS payment for that month. 


                                                Annual Cost of Providing BS
                       BS Payment i       =                                            ‐   BS Adj i 
                                                           12 months
     
                           where:  BS Adj  i  –  Adjustment for Generator “i”  


        2 Adjustments for Non‐Performance of Service                                                          Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                              0.13", Outline numbered + Level: 1 + Aligned
          
                                                                                                              at: 0.2" + Tab after: 0.55" + Indent at:
        2Back‐Up Reserve (BUR)                                                                                0.55", Tab stops: 0.38", List tab + Not at
                                                                                                              0.55" + 0.58"
                                          
                                                                                                              Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
              Adjustment  due  to  failure  to  synchronize  within  15‐minute  time                          0.5", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                              Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
              requirement, BUR Adj  h i , shall be:                                                           Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
                                                                                                               0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
                                                                                                              0.55"
                         BUR Adj  h i =  SQ h i  x d h x Rate h BUR   


                                               Page 34 of 80
                                          
                    where:   
                           SQ  h i  –  Scheduled Quantity of BUR in kW for Generator 
                                    “i” at hour “h” 
                           Rate h BUR  –  rate of BUR in Peso per kW at hour “h”  
                            
                           d h   = (t–15)/60;       

                                     where:       15 <  t < 45 
                       
                                          t  –  time  duration,  in  minutes,  at  which  the 
                                          provider  has  synchronized  with  the  Grid 
                                          from  dispatch  instruction  at  hour  “h”. 
                                          Synchronization  beyond  45  minutes  shall 
                                          mean d h = 1. 

    3Reactive Power Support Service (RS)                                                         Formatted: Indent: Left: 0.25", Hanging:
                                                                                                 0.63", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                 Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                 Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
             Adjustment due to failure to supply or absorb scheduled quantity of kVar,            0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
             RS Adj  h i , shall be:                                                             0.55"

              
                         RS Adj  h i = /(SQ h i  – AKSA h i )/ x Rate h RS 
 

                     where:                    
                            SQ  h  i  –  Scheduled Quantity of RS in  kVAr for Generator 

                                              “i” at hour “h” 
                            AKSA  h  i    –    Actual    kVAr  Supplied  or  Absorbed  by 
                                              Generator “i” at hour “h” 
                            Rate   h RS  –  rate of RS in Peso per  kVAr at hour “h”  




    4Black Start Service (BS)                                                                    Formatted: Indent: Left: 0.23", Hanging:
                                                                                                 0.64", Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                 Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                 Alignment: Left + Aligned at: 0.2" + Tab after:
          Adjustment  due  to  failure  to  synchronize  within  30‐minute  time                  0.55" + Indent at: 0.55", Tab stops: Not at
          requirement or failure to pass the annual start‐up test, BS Adj i , shall be:          0.55"



                 BS Adj i  =  d   x  Monthly Rate BS 
                                          
                     where:     
                         d   =   0.00        when               t  < 30     
                               =  0.25       when       30 <    t  < 40 
                              =   0.50       when       40 <    t  < 50 
                               =   0.75      when       50 <    t  < 60 


                                      Page 35 of 80
                              =   1.00        when           t  > 60 
                                   
                                  t   –  time  duration,  in  minutes,  at  which  the 
                                         provider  has  synchronized  with  the  Grid 
                                         from dispatch instruction 
                                 
                           Monthly Rate BS  –  BS rate in Peso per month  
 
 
5.0 Development of Other Forms of Ancillary Services 
 
In  addition  to  what  has  already  been  filed  with  the  ERC,  other  forms  of  Ancillary 
Service  are  being  considered  for  development  in  recognition  of  certain  operational 
requirements of SO and MO. Among the new forms of Ancillary Services currently 
being studied are the following: 
 
  •Interruptible  Load  ‐  defined  in  the  WESM  rules  as  the  ability  of  a  Customer  to 
       disconnect  loads  from  the  Grid  within  a  very  short  notice  in  response  to  a 
       frequency deviation or a request of the System Operator. 
 
  •    Must‐Run  Capacity  –  this  refer  to  certain  generating  resources  which  are 
       being  required  by  the  SO  to  run  at  certain  generations  levels  for  technical, 
       commercial or other reasons. 
 
  •    Constrained‐Off  Capacity  –  this  refers  to  the  ability  of  certain  generating 
       resources  to  reduce  their  power  output  for  system  security  reasons  as 
       determined by SO. 
 
  •Reactive  Power  Compensation  –  this  refers  to  the  ability  of  certain  network          Formatted: Bullets and Numbering

       service providers to provide reactive power support to the Grid beyond what 
       is required by their customer demand.  
 
Like  all  forms  of  Ancillary  Services,  commercial  and  technical  terms  have  to  be 
established  for  each  new  category  before  they  could  be  filed  with  the  ERC  for 
approval.  Among  the  necessary  preparation  are  metrics,  qualifying  test  and 
monitoring procedures, payment and cost recovery methods for ERC approval 
 
 
6.0 References 
 
     1. EPIRA 
     2. Grid Code 


                                        Page 36 of 80
3.   Distribution Code 
4.   WESM Rules 
5.   OATS Rules 
6.   EAST                                                  Formatted: Bullets and Numbering

7.   WESM Manual – Ancillary Services Monitoring Manual 




                               Page 37 of 80
Attachments




   Page 38 of 80
                                       Attachment 1 
                                                 
                    Accreditation of Ancillary Service Providers 
1.0  Purpose 
 
       3.21.1. This procedure establishes guidelines to be followed in the Issuance of             Formatted: Indent: Left: 0.5", Outline
                                                                                                   numbered + Level: 2 + Numbering Style: 1, 2,
               Certification/Accreditation  for  Ancillary  Service  Provider  who  would          3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                   at: 0.42" + Tab after: 0.92" + Indent at:
               like  to  provide  Ancillary  Services  to  ensure  quality  of  power  in  the     0.92", Tab stops: Not at 0.92"
               Grid.  
2.0  Scope 
 
       4.12.1. This  procedure  covers  only  the  Accreditation  Process  including               Formatted: Indent: Left: 0.5", Hanging:
                                                                                                   0.5", Outline numbered + Level: 2 +
               Contracting for Ancillary Service Provider.                                         Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                   Alignment: Left + Aligned at: 0.67" + Tab
                                                                                                   after: 1.18" + Indent at: 1.18", Tab stops:
3.0  Definition of Terms/Acronyms                                                                  0.98", List tab + Not at 1.04" + 1.18"
 
       3.1    Definition of Terms 
               2.1.1.3.1.1    A/S  Provider‐  person/s  or  entity/ies  providing  ancillary       Formatted: Indent: Left: 1", Outline
                                                                                                   numbered + Level: 3 + Numbering Style: 1, 2,
                       services  regardless  of  whether  they  are  duly  registered  or  not     3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                   at: 1.28" + Tab after: 1.78" + Indent at:
                       with the Market Operator.                                                   1.78", Tab stops: Not at 1.78"
                 
                2.1.2.3.1.2    Ancillary  Services‐  Support  services  such  as  Frequency        Formatted: Indent: Left: 1", Outline
                                                                                                   numbered + Level: 3 + Numbering Style: 1, 2,
                        Regulating and Contingency Reserves, Reactive Power Support,               3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                   at: 1.28" + Tab after: 1.78" + Indent at:
                        and  Black  start  capability,  which  are  necessary  to  support  the    1.78", Tab stops: Not at 1.78"
                        transmission  capacity  and  Energy  that  are  essential  in 
                        maintaining  Power  Quality  and  the  Reliability  and  Security  of 
                        the Grid. 
                 
                2.1.3.3.1.3   Generator‐ any person or entity authorized by the ERC to             Formatted: Indent: Left: 1", Outline
                                                                                                   numbered + Level: 3 + Numbering Style: 1, 2,
                        operate a facility used in the Generation of Electricity.                  3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                                                                                                   at: 1.28" + Tab after: 1.78" + Indent at:
                                                                                                   1.78", Tab stops: Not at 1.78"
                2.1.4.3.1.4    TransCo/SO‐  the  party  responsible  for  generation 
                                                                                                   Formatted: Indent: Left: 1", Outline
                        Dispatch,  the  provision  of  Ancillary  Service,  and  operation  &      numbered + Level: 3 + Numbering Style: 1, 2,
                                                                                                   3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
                        control to ensure safety, power quality, stability, reliability, and       at: 1.28" + Tab after: 1.78" + Indent at:
                        the security of the Grid.                                                  1.78", Tab stops: Not at 1.78"
                 
       3.2     Acronyms 
                3.2.1 ACC             ‐   Area Control Center 
                3.2.2 ASP             ‐   Ancillary Service Provider 
                3.2.3 A/S             ‐   Ancillary Service 
                3.2.4 NCC             ‐   National Control Center  
                3.2.5 OPD             ‐   Operations Planning Division                 
                3.2.6 SCADA           ‐   Supervisory Control and Data Acquisition 
                3.2.7 SO              ‐   System Operations 
                3.2.8 TransCo         ‐   National Transmission Corporation 


                                         Page 39 of 80
 5.04.0 References

          5.14.1 Grid Code

 6.05.0 Procedure

             FLOWCHART                    RESPONSIBILITY                DETAILS



          Start




1. Receive Application for                                 1. TransCo/SO upon receipt of
Accreditation as Ancillary                    Transco/SO   application for accreditation and
Service Provider                                           required documents will perform initial
                                                           evaluation based on the Standard
                                                           Technical Requirements.

2. Preparation for Plant Testing
                                                           2. Notify and coordinate with the
                                   B          Transco/SO   plant regarding the test to be
                                                           performed. Check the availability of
                                                           test equipment and tools for testing.


3. Coordination with the                      Transco/SO   3. Coordinate with NCC/ACC and
concerned TransCo/SO Group                                 OPD for the schedule of testing.




                                               Generator   4. Conduct the test to be witnessed
    Proceed with the Test
                                                           by the authorized representative of
                                                           TransCo/SO.




           A




                                       Page 40 of 80
                FLOWCHART                 RESPONSIBILITY                   DETAILS


          A



       Test            NO
    successful?

                                                              5. Generator shall correct the
    YES
                5. Correction of               Generator      deficiency of its generating unit/s
                plant deficiency                              within an agreed period to attain the
                                                              relevant registered parameters for
                                                              that unit/s.


                6. Notification to                            6. The Plant shall immediately notify
                TransCo regarding              Generator      TransCo once the generating unit/s
                corrected parameters                          achieves the registered parameters.
                of generating unit/s



                                                              7. Transco shall require the plant to
               7. Request to carry            Transco/SO      conduct a retest in order to
               out a   re-test
                                                              demonstrate that the appropriate
                                                              parameter has already been restored
                                                              to its registered value.
                              B

                                                              8. Issue Certification to Ancillary
8. Issuance of Certificate                    Transco/SO      Service Provider/s.




                                                              9. Negotiate with Ancillary Service
9. Proceed with Negotiation                   Transco/SO      Provider/s regarding the details of the
                                                              contract/agreement.




 10. Contract preparation /
                                                               10. Prepare Memorandum of
          Signing                         Transco/Generator    Agreement/Contract    for
                                                               signature of both parties
                                                               concerned.

       End




                                       Page 41 of 80
                             Attachment 2 
                                     
            Method of Determination of Ancillary Service Levels 
                                                   
1.0 Load Following and Frequency RegulationFrequency Regulation 
          
    Several  factors  contribute  to  the  fluctuations  of  system  frequency  over  a  short 
    period of time. These are load forecast errors, load fluctuations, inability of some 
    generators to maintain steady output, and the mismatch between the rate of load 
    change and the average ramp rates of the generators. 
     
    In  order  to  maintain  the  system frequency  within  the  range  of 59.85  ‐  60.15 Hz, 
    there should be enough LFFRFR in the system. Load forecast errors and the rate 
    of  load  change  are  the  biggest  contributors  of  frequency  fluctuations.  Based  on 
    the  2003  data  (Please  see  attached  Tables  1A  to  1E),  the  average  load  forecast 
    error is about 3.5% of the hourly system demand and the rate of load change is 
    about  13.52  MW/min.  The  effect  of  load  fluctuations  in  the  Luzon  and  Visayas 
    grids  are  minimal.  The  biggest  load  in  Luzon  is  the  Kalayaan  pump  storage, 
    which  at  normal  operation;  a  single  unit  consumes  steadily  165MW  of  power. 
    Cyclic  loads  (e.g.  Steel  Mills)  in  Luzon  and  Visayas  grid  have  minimal  effect  in 
    the  system  frequency  as  shown  in  the  table.    It  is  only  in  Mindanao  grid  that 
    cyclic loads have significant effect in the system frequency.  
     
    With the above premise, the minimum amount of LFFRFR can then be set at 2.8% 
    of  the  hourly  system  demand.  This  figure  will  provide  enough  load  following 
    and  regulating  reserve  in  an  hourly  basis.  The  generators  that  will  provide 
    LFFRFR  should  have  enough  ramp  rate  in  order  to  address  the  rate  of  load 
    change  and  load  and  generator  fluctuations.  Generators  with  Automatic 
    Generator Control (AGC) are the preferable providers of LFFRFR. 
           
2.0 Contingency Reserve 
          
    2.1  Spinning ReserveContingency Reserve 
          
    In order to ensure reliability, adequacy, and security of the system, there must be 
    enough Spinning ReserveContingency Reserve and Backup ReserveDispatchable 
    Reserve at any given time. Reliability can be described in terms of adequacy and 
    security.  Historically,  utilities  determine  adequacy  by  means  of  probabilistic 
    analysis and  security  by  deterministic  method.  Adequacy  implies  that  there  are 
    sufficient  generation  and  transmission  resources  available  to  meet  projected 
    needs plus reserves for contingency. On the other hand, security implies that the 
    system will remain intact even after outages or other equipment failures occur. In 


                                         Page 42 of 80
    general,  however,  the  required  level  of  spinning  reserveContingency 
    ReserveContingency  Reserve  is  currently  based  primarily  on  the  magnitude  of 
    the  largest  single  contingency  (N‐1  security  criterion).  The  thinking  behind  this 
    approach  is  that  the  system  must  be  able  to  withstand  such  a  contingency 
    regardless of the probability of its occurrence. In other words, even if the largest 
    generator  has  an  excellent  reliability  record  (e.g.,  less  than  one  forced  outage  a 
    year), the consequences of such an outage are so severe that the system must be 
    protected against its occurrence. 
     
    2.2 Backup ReserveDispatchable Reserve 
          
     Prior  to  the  deregulation  of  the  electric  industry,  system  planning  engineers 
    ensured that the system had ample system reserve to cover a certain level of loss 
    of  load  probability  (LOLP).  NPC  then  had  set  this  level  as  1  day  LOLP  or  an 
    equivalent  of  30%  of  the  peak  demand  as  system  planning  reserve.  Backup 
    reserveDispatchable  Reserve  was  determined  as  the  difference  between  system 
    planning reserve and spinning reserveContingency ReserveContingency Reserve 
    (30% less 10.4% or 19.6% of the system peak). 
     
    With  the  onset  of  deregulation,  market  forces  now  signal  for  additional 
    investment  for  capacity  and  reserve.  Hence,  the  backup  reserveDispatchable 
    Reserve margin should be set at the optimum. 
     
    The  optimum  level  of  Backup  reserveDispatchable  Reserve  at  any  given  hour 
    must  be  set  equal  to  the  minimum  level  of  Spinning  reserveContingency 
    ReserveContingency  Reserve.  The  rationale  of  this  is  that  not  all  reserve 
    generators  are  capable  for  fast  start  and  there  should  be  enough  backup 
    reserveDispatchable Reserve to replace the used up Spinning reserveContingency 
    ReserveContingency Reserve. It is also assumed that there is enough non‐backup 
    (cold  or  replacement)  reserve  within  the  8‐hour  period  to  put  back  the  Backup 
    reserveDispatchable Reserve to its minimum level. 
     
    Non‐backup  (cold  or  replacement)  reserves  are  not  considered  as  ancillary 
    reserves  as these  generators  are  the excess  capacity that  are  not dispatched  and 
    are given ample time to start‐up whenever needed in the system.  
          
3.0 Reactive Power Support 
       
    The  system  voltage  throughout  the  Grid  shall  be  maintained  within  the  ±5%  of 
    nominal value as required by the Grid Code. Transco shall control Transmission 
    voltage with the timely use of reactive power control devices (switch reactors and 
    capacitors)  and  purchase  of  additional  MVAR  (supply  or  absorption)  from 
    identified generators.  


                                          Page 43 of 80
     
    This  type  of  service  varies  according  to  the  system  load  and  condition.  The 
    minimum absorption and generation can only be determined based on the day‐
    ahead  scheduling  of  dispatch.  Generators  are  the  biggest  suppliers/absorbers  of 
    reactive power. In order to encourage generators to provide this service, they will 
    be paid on the actual MVAR generation and/or absorption in accordance with the 
    scheduled MVAR as determined by the System Operator. 
     
4.0 Black start 
       
    Transco is required to immediately restart the grid after a total or partial system 
    blackout. A number of power restoration highways are established to attain this 
    mandate.  The  availability  of  fast  start  capacity  at  strategic  locations  and 
    redundancy of black start generation were taken into consideration in the design 
    of  the  restoration  highways.  Hydro  power  plants  and  diesel  power  plants  are 
    typically used as black start plants. 
     




                                       Page 44 of 80
                                                                                                            TABLE 1A


                                          YEAR 2003 Percentage of Error between Actual and Forecast Demand in (%)
                                                                                                          DAILY AVERAGE                                                                                                                Mo. Ave
       1       2      3      4      5      6      7      8       9     10     11     12     13     14      15     16     17     18     19     20     21      22     23     24     25     26      27      28     29      30      31
Jan   11.71   9.00   3.97   2.34   4.19   3.46   2.77   2.02    1.96   1.41   4.17   3.20   2.63   1.91    2.90   4.63   4.59   3.44   1.17   4.61   3.65   3.16    2.52   NDA    3.03   3.01   1.92    1.73    1.78   NDA     NDA      3.46
Feb   4.36    2.99   3.31   3.41   NDA    2.82   1.03   4.39    6.39   3.25   3.89   1.86   2.04   2.46    2.93   0.90   1.28   2.01   2.05   1.95   1.86   2.30    2.04   3.40   NDA    3.53   NDA     1.37     --     --      --      2.71
Mar   4.14    1.79   3.27   2.70   1.92   1.54   1.63   10.01   4.98   5.94   4.35   4.46   1.39   1.81    5.47   0.90   2.29   0.94   2.39   1.04   2.42   4.62    2.47   1.12   1.36   3.03   0.68    0.86    3.05   1.35    1.19     2.74
Apr   1.36    1.54   1.71   2.35   2.38   3.09   3.59   4.08    2.19   1.60   1.20   2.63   ###    3.38    3.16   2.47   5.74   4.23   3.56   3.62   3.24   1.40    1.45   2.32   2.60   2.28   2.72    3.90    1.78   1.69    1.81     3.02
May   ###     ###    9.07   3.58   1.51   6.01   ###    2.83    3.86   1.28   2.38   1.87   NDA    1.96    2.25   9.67   2.37   2.28   1.39   ###    9.40   1.80    3.10   4.04   4.27   ###    11.94   13.51   ###    10.91   3.92     7.38
Jun   6.00    3.53   4.43   5.02   4.00   2.80   1.13   2.69    2.83   2.74   2.68   2.50   2.82   2.84    2.48   4.62   3.47   2.41   3.08   3.78   1.13   3.15    2.55   4.12   2.85   3.48   4.06    2.21    3.65   NDA      --      3.21
                                                                                                           1st sem Ave.                                                                                                                 3.76
Jul   4.53    4.72   3.02   6.73   2.21   6.73   1.82   NDA     3.03   NDA    3.77   3.81   1.50   2.14    5.37   2.56   2.99   2.59   2.33   1.32   1.12   16.47   6.58   3.44   2.17   3.40   5.74    3.90    2.80   1.86    2.05     3.82
Aug   2.39    2.69   2.35   2.03   2.18   2.61   2.33   2.01    2.87   4.04   3.28   1.16   1.43   1.83    2.78   3.63   1.45   2.69   NDA    3.58   5.63   4.22    2.62   2.04   2.13   3.31   2.36    3.16    1.62   2.79    4.53     2.72
Sep   2.23    5.58   5.11   1.24   1.42   3.35   1.98   1.21    3.12   3.83   2.30   1.85   4.52   2.11    1.42   3.42   2.03   3.37   2.37   4.85   1.13   2.08    3.05   1.59   2.87   1.82   4.06    5.00    2.98   2.06     --      2.80
Oct   1.33    1.33   1.60   1.85   1.19   1.62   3.03   0.95    1.71   NDA    3.43   5.50   4.11   1.65    2.05   1.79   3.63   2.32   2.89   NDA    1.64   1.25    2.61   5.45   1.44   2.33   3.97    2.36    0.72   1.31    5.18     2.42
Nov   6.69    2.92   1.96   3.07   1.34   2.14   1.95   2.03    1.75   2.34   1.87   3.45   2.74   7.00    3.17   5.17   1.96   2.07   0.99   0.92   1.36   3.06    3.19   0.92   1.45   4.06   1.95    1.62    3.79   7.90     --      2.83
Dec   6.87    3.06   4.45   1.12   1.90   9.56   NDA    NDA     NDA    4.22   NDA    2.15   3.26   4.83    2.82   2.61   1.47   1.17   1.94   4.69   6.32   5.56    4.33   5.33   4.66   5.31   5.50    2.47    4.21   3.81    11.91    4.28
                                                                                                           2nd sem Ave.                                                                                                                 3.14
                                                                                                            Annual Ave.                                                                                                                 3.45

Note: NDA - No data available




                                                                                                            Page 45 of 80
                                         TABLE 1B




                        Summary of Rate of Load Change, MW/min

                                               MONTH
              Jan     Feb     Mar     Apr     May  Jun        Jul     Aug     Sept    Oct     Nov     Dec
               10      10     28       24     07    10        15       07      26      07      25     18
              Fri     Mon     Fri     Thu     Wed  Tue        Tue     Thu      Fri    Tue     Tue     Thu
Time

1:00AM        -2.70   -1.28   -3.12   -3.03   -5.68   -2.32   -2.08   -2.73   -4.65   -3.90   -4.57   -1.40
2:00AM        -1.40   -1.25   -2.05   -2.98   -2.73   -1.32   -1.95   -1.37   -1.00   -1.85   -2.52   -1.83
3:00AM        -1.45   -1.40   -2.10   -2.00   -2.82   -1.93   -0.77   -2.55   -1.23   -1.70   -1.43   -0.33
4:00AM        -0.92   -0.77   -0.87   -1.58   -0.98   -2.13   -2.88    3.12   -0.23   -0.45   -0.47    0.67
5:00AM         1.50    2.73    1.47    0.35   -1.53   -0.77   -0.33    3.73    1.63    2.10    1.92    1.25
6:00AM         3.37    4.88    0.85   -1.55    0.15    2.47    1.37    1.67    0.32   -0.20    0.98    2.67
7:00AM         0.45    0.43    1.07    2.77    1.03    0.07    0.20    2.10    1.97    1.73    0.78    0.27
8:00AM         7.35    7.43   11.33   11.05   10.68   12.18   12.60    8.53    9.40    9.17    8.78    6.70
9:00AM         8.27    9.87    7.70    8.57    9.88    8.33    8.32    8.87    9.40    9.57   10.68    9.53
10:00AM        6.20    7.08    5.98    5.62    6.02    6.92    7.03    5.98    6.88    6.58    7.05    5.32
11:00AM        3.87    3.27    3.42    4.22    3.05    2.97    3.08    5.22    3.05    3.05    2.62    2.25
12:00NN       -2.73   -0.73   -1.08   -2.00    0.02   -0.07    0.47   -6.32   -1.32   -0.17   -2.90   -1.78
1:00PM         1.32    0.70    0.95    1.05    0.17   -0.67   -0.55   -1.53    0.20    0.32    1.43    1.83
2:00PM         1.62    2.17    2.65    1.43    2.98    2.90    2.80    1.23    3.07    2.23    1.53    0.68
3:00PM        -1.68   -0.62   -2.52   -3.48   -0.18   -0.73   -0.53   -1.70   -2.42   -3.23   -1.62   -1.43
                                                                                                  -
4:00PM        -1.90   -1.77   -1.93   -0.45   -1.88   -2.08   -2.27   -1.77   -1.75   -1.75   18.27   -1.55
                                          -
5:00PM        -2.00   -3.68   -4.45   11.52   -1.32   -1.78   -2.48   -2.17   -3.35   -3.03   13.52   -1.10
6:00PM         3.97    0.05   -2.78    3.80   -6.27   -4.72   -2.72    0.52    2.88    5.60   11.25   11.32
7:00PM         2.82    6.30    8.77    8.62    4.52    4.63    2.15    4.47    3.42    0.53   -1.35    1.42
8:00PM        -3.33   -2.62   -1.60   -1.75    0.53    0.65    1.23   -1.97   -2.72   -2.78   -3.17   -3.12
9:00PM        -5.23   -4.13   -4.82   -2.73   -1.72   -0.67    0.55   -3.65   -4.80   -4.10   -5.97   -5.88
10:00PM       -5.98   -7.92   -5.72   -4.68   -2.07   -4.42   -3.08   -7.38   -6.10   -7.25   -6.97   -7.27
                                                                                                          -
11:00PM       -4.87   -5.72   -4.25   -4.32   -5.82   -5.48   -9.40   -4.73   -5.25   -5.25   -6.53   11.92
12:00PM       -5.53   -4.68   -6.80   -1.95   -5.42   -8.85   -9.30   -6.48   -4.32   -5.17   -4.35   -2.98
Max ramp-up    8.27    9.87   11.33   11.05   10.68   12.18   12.60    8.87    9.40    9.57   13.52   11.32
Max ramp-                                 -                                                       -       -
down          -5.98   -7.92   -6.80   11.52   -6.27   -8.85   -9.40   -7.38   -6.10   -7.25   18.27   11.92




                                          Page 46 of 80
                                                                       Load, MW




                                    0
                                           5
                                                  10
                                                         15
                                                                20
                                                                          25
                                                                                  30
                                                                                         35
                                                                                              40
                                                                                                     45
                                                                                                            50
                       2:50:00 PM
                       2:50:12 PM
                       2:50:24 PM
                       2:50:36 PM
                       2:50:48 PM
                       2:51:00 PM
                       2:51:12 PM
                       2:51:24 PM
                       2:51:36 PM
                       2:51:48 PM
                       2:52:00 PM
                       2:52:12 PM
                       2:52:24 PM
                       2:52:36 PM
                       2:52:48 PM
                       2:53:00 PM
                       2:53:12 PM
                       2:53:24 PM
                       2:53:36 PM
                       2:53:48 PM
                       2:54:00 PM
                       2:54:12 PM
                       2:54:24 PM
                       2:54:36 PM
                       2:54:48 PM
                       2:55:00 PM
                       2:55:16 PM
                       2:55:28 PM
                       2:55:40 PM
                       2:55:52 PM
                       2:56:04 PM




                Time
                       2:56:16 PM
                       2:56:28 PM
                       2:56:40 PM




Page 47 of 80
                                                                                                                                                            TABLE 1C




                       2:56:52 PM
                       2:57:04 PM
                       2:57:16 PM
                       2:57:28 PM
                                                                                                                     MIC and SKK Cyclic Load Profile




                       2:57:40 PM
                       2:57:52 PM
                                                                                                                   August 9, 2004 (2:50:00PM - 3:02:00PM)




                       2:58:04 PM
                       2:58:16 PM
                       2:58:28 PM
                       2:58:40 PM
                       2:58:52 PM
                       2:59:04 PM
                       2:59:16 PM
                       2:59:28 PM
                       2:59:40 PM
                       2:59:52 PM
                       3:00:04 PM
                       3:00:16 PM
                       3:00:28 PM
                       3:00:40 PM
                       3:00:52 PM
                       3:01:04 PM
                       3:01:16 PM
                       3:01:28 PM
                       3:01:40 PM
                       3:01:52 PM
                                                                                         60




                                    59.3
                                           59.4
                                                  59.5
                                                         59.6
                                                                59.7
                                                                          59.8
                                                                                  59.9
                                                                                              60.1
                                                                                                     60.2
                                                                                                            60.3




                                                                 Frequency, Hz
                                                                       Load, MW




                                    0
                                           5
                                                  10
                                                         15
                                                                20
                                                                          25
                                                                                  30
                                                                                         35
                                                                                              40
                                                                                                     45
                                                                                                            50
                       2:50:00 PM
                       2:50:08 PM
                       2:50:16 PM
                       2:50:24 PM
                       2:50:32 PM
                       2:50:40 PM
                       2:50:48 PM
                       2:50:56 PM
                       2:51:04 PM
                       2:51:12 PM
                       2:51:20 PM
                       2:51:28 PM
                       2:51:36 PM
                       2:51:44 PM
                       2:51:52 PM
                       2:52:00 PM
                       2:52:08 PM
                       2:52:16 PM
                       2:52:24 PM
                       2:52:32 PM
                       2:52:40 PM
                       2:52:48 PM
                       2:52:56 PM




                Time
                       2:53:04 PM
                       2:53:12 PM




Page 48 of 80
                                                                                                                                                            TABLE 1D




                       2:53:20 PM
                       2:53:28 PM
                       2:53:36 PM
                       2:53:44 PM
                                                                                                                     MIC and SKK Cyclic Load Profile




                       2:53:52 PM
                                                                                                                   August 9, 2004 (2:50:00PM - 2:56:00PM)




                       2:54:00 PM
                       2:54:08 PM
                       2:54:16 PM
                       2:54:24 PM
                       2:54:32 PM
                       2:54:40 PM
                       2:54:48 PM
                       2:54:56 PM
                       2:55:04 PM
                       2:55:16 PM
                       2:55:24 PM
                       2:55:32 PM
                       2:55:40 PM
                       2:55:48 PM
                       2:55:56 PM
                                                                                         60




                                    59.3
                                           59.4
                                                  59.5
                                                         59.6
                                                                59.7
                                                                          59.8
                                                                                  59.9
                                                                                              60.1
                                                                                                     60.2
                                                                                                            60.3




                                                                 Frequency, Hz
                                                                       Load, MW




                                    0
                                           5
                                                  10
                                                         15
                                                                20
                                                                          25
                                                                                  30
                                                                                         35
                                                                                              40
                                                                                                     45
                                                                                                            50
                       2:56:00 PM
                       2:56:08 PM
                       2:56:16 PM
                       2:56:24 PM
                       2:56:32 PM
                       2:56:40 PM
                       2:56:48 PM
                       2:56:56 PM
                       2:57:04 PM
                       2:57:12 PM
                       2:57:20 PM
                       2:57:28 PM
                       2:57:36 PM
                       2:57:44 PM
                       2:57:52 PM
                       2:58:00 PM
                       2:58:08 PM
                       2:58:16 PM
                       2:58:24 PM
                       2:58:32 PM
                       2:58:40 PM
                       2:58:48 PM
                       2:58:56 PM




                Time
                       2:59:04 PM
                       2:59:12 PM




Page 49 of 80
                       2:59:20 PM
                                                                                                                                                            TABLE 1E




                       2:59:28 PM
                       2:59:36 PM
                       2:59:44 PM
                                                                                                                     MIC and SKK Cyclic Load Profile




                       2:59:52 PM
                                                                                                                   August 9, 2004 (2:56:00PM - 3:02:00PM)




                       3:00:00 PM
                       3:00:08 PM
                       3:00:16 PM
                       3:00:24 PM
                       3:00:32 PM
                       3:00:40 PM
                       3:00:48 PM
                       3:00:56 PM
                       3:01:04 PM
                       3:01:12 PM
                       3:01:20 PM
                       3:01:28 PM
                       3:01:36 PM
                       3:01:44 PM
                       3:01:52 PM
                       3:02:00 PM
                                                                                         60




                                    59.3
                                           59.4
                                                  59.5
                                                         59.6
                                                                59.7
                                                                          59.8
                                                                                  59.9
                                                                                              60.1
                                                                                                     60.2
                                                                                                            60.3




                                                                 Frequency, Hz
                                  Attachment 3 
                                          
               Ancillary Service Test and Measurement Procedures 
                                                         
1.0  Load Following and Frequency RegulationFrequency Regulation 
 
           1.1 Purpose 
 
                    To establish the guidelines that TransCo shall use to test  plant/generator  to  
                    be    contracted  for  Load  Following  and  Frequency  RegulationFrequency 
                    Regulation (LFFRFR).  
 
         1.2 Scope 
 
                    This  procedure  covers  the  Load  Following  and  Frequency 
                    RegulationFrequency  Regulation  type  of  Ancillary  Service  that  qualified 
                    generation  companies  can  provide  to  ensure  the  provision  of  regulating 
                    capacity  necessary  to  adjust  total  system  generation  to  match  system  load 
                    changes. 
         
           1.3 Definition of Terms/Acronyms 
 
                   1.3.1 Definition of Terms 
            
                             • Frequency is the number of complete cycles of alternating current             Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                             Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                                 or voltage per unit time, usually measured in cycle per second or           Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                             at 2" + 3.5"
                                 Hertz.  
                  
                             • Frequency  Control  is  a  strategy  used  by  the  System  Operator  to      Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                             Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                                 maintain the frequency of the Grid within the limits prescribed by          Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                             at 2" + 3.5"
                                 the Grid Code by the timely use of Frequency Regulating Reserve, 
                                 Contingency Reserve, and Demand Control.  
                  
                             • Frequency  Regulating  Reserve  refers  to  a  generating  unit  that         Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                             Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                                 assists  in  Frequency  Control  by  providing  automatic  Primary          Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                             at 2" + 3.5"
                                 and/or Secondary frequency response. [Grid Code] 
                  
                             • Frequency  Regulation  addresses  the  temporal  variations  in  load         Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                             Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                                 and unintended fluctuations in Generation. FR responds to rapid             Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                             at 2" + 3.5"
                                 load/generation  fluctuations  on  the  order  of  few  seconds  to  one 
                                 minute. 
                  


                                             Page 50 of 80
                         •   Load Following  and Frequency RegulationFrequency Regulation                       Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                             Service  is  a  service  that  provides  Generation  Capacity  necessary           Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                                at 2" + 3.5"
                             to  adjust  total  system  generation  over  short  periods  of  time  to 
                             match system load changes that result from random fluctuations 
                             in total transmission system load. 
             
                         •   Load  Following  Reserve  Margin  is  the  required  reserve  margin               Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                             expressed as a percentage of average monthly maximum system                        Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                                at 2" + 3.5"
                             peak demand (net of plant station use). [OATS Rules] 
                         •   Primary Response is the automatic response of a generating unit 
                             to  Frequency  changes,  released  increasingly  from  zero  to  five 
                             seconds  from  the  time  of  Frequency  change,  and  which  is  fully 
                             available for the next 25 minutes. 
             
                         •   Secondary  Response  is  the  automatic  response  to  Frequency                   Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                             which  is  fully  available  25  seconds  from  the  time  of  Frequency           Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                                at 2" + 3.5"
                             change  to  take  over  from  the  Primary  Response,  and  which  is 
                             sustainable for at least 30 minutes. 
 
                 1.3.2 Acronyms 
         
                         •   LF – Load Following                                                                Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                         •   FR – Frequency Regulation                                                          Indent at: 2", Tab stops: 1.75", List tab + Not
                                                                                                                at 2"
                         •   MW‐ Mega Watt 
                         •   PF‐ Power Factor 
                         •   NCC – National Control Center 
 
         1.4 Precautions 
 
                     The  unit  is  online  and at  least  10%  of  its  rated  capacity  is  allocated  for    Formatted: Indent: Left: 1", Bulleted +
                                                                                                                Level: 3 + Aligned at: 1.25" + Tab after: 1.5"
                     free        governor operation mode.                                                       + Indent at: 1.5", Tab stops: 1.25", List tab +
                                                                                                                Not at 1.5" + 1.75"
                     The test equipment is installed to monitor the unit output MW and the 
                     system frequency. 
                     NCC is informed of the scheduled test. 
                     For thermal plants, the following parameters should also be monitored: 
                              • Steam temperature. 
                              • Governor valve position.   
                   
                     Utmost safety of the plant is a priority. Abort the test if conditions will                Formatted: Indent: Left: 1", Bulleted +
                                                                                                                Level: 3 + Aligned at: 1.25" + Tab after: 1.5"
                     lead to plant tripping.                                                                    + Indent at: 1.5", Tab stops: 1.25", List tab +
                                                                                                                Not at 1.5" + 1.75"
 
        1.5 Reference 
 


                                              Page 51 of 80
•   Grid Code 




                 Page 52 of 80
         1.6 Flowchart

FLOWCHART                    RESPONSIBILITY                              DETAILS

            START


 Request Control Center    Plant Control Engineer       Request NCC/ACC Personnel regarding
  regarding testing of                                  the test to be done.
     LF/FR Power
      Generation


                                                        Approve the request taking into
 Approve start of test     NCC/ACC Personnel            consideration the security of the system.


                                                        To start the test, record the status and
   Proceed to LF/FR        Test Coordinator / Witness   operating parameters, e.g., load and
        Testing                                         system frequency for the start of the
                                                        test.


 Adjust the Plant Output
                                                        Adjust the plant output to the minimum
    to the Minimum         Plant Control Engineer
                                                        operating capacity. Take note of the
  Operating Capacity
                                                        unit’s frequency deadband.

                                                        Request    NCC    to   adjust   the    System
  Request NCC to adjust    Plant Control Engineer /
    System Frequency                                Frequency to 59.85Hz, if possible request
                           Test Coordinator         NCC to maintain the system frequency for 10
        59.85Hz.
                                                        minutes to determine the              maximum
                                                        regulating capacity of the plant.
   Observe/Record the
   behavior of the unit.   Plant Control Engineer / Observe/Record the data to be obtained.
                           Witness


  Request NCC to adjust    Plant Control Engineer / Request NCC to adjust the System
 System Frequency 60.15    Test Coordinator         Frequency to 60.15Hz, if possible
           Hz.                                      request NCC to maintain the system
                                                    frequency for 10 minutes to determine
                                                    the regulating capacity of the plant.
   Observe/Record the
                           Plant Control Engineer /
   behavior of the unit.                            Observe/Record the data to be obtained.
                           Witness


                                                        Repeat the testing until the load
   Increment Loading       Plant Control Engineer
                                                        increment reached the maximum
                                                        operating capacity of the unit for free
                                                        governor.

           END


                                      Page 53 of 80
 1.7  Test Report of Load Following and Frequency RegulationFrequency Regulation 


                               National Transmission Corporation
                              SYSTEM OPERATIONS

LOAD FOLLOWING AND FREQUENCY REGULATIONFREQUENCY REGULATION

                                  TEST REPORT



                                                                       Date:

 Generating Unit:
 Nameplate Rating:                         Plant Type:
 Test Authorized By:
 Test Supervised By:
 NCC/RCC Clearance Given By:
 Date of Testing:
 Governor Deadband Setting:               Hz     Rated Power Factor
 Droop Setting:                   %              Load Clipping (MW)
     Governor Control Operation Mode                With AGC capability

                                                            DECLARED CAPABILITY

        Ramp-up Rate (MW/min)

        Ramp-down Rate (MW/min)

 Required Governor Deadband = + 0.0 to 0.15 Hz (LF/FR)

        High Limit                 MW          Low Limit                MW
        Availability Status                    Rate Limit                MW/min
        Monitor AGC Status

 Time Started:                            Time Finished:

 Time
                               Load                            System Frequency




 Plant Representative         NPC Representative              TransCo Representative


                                        Page 54 of 80
2.0  Spinning ReserveContingency ReserveContingency Reserve 
      
           2.1 Purpose 
 
                     To  establish  the  guidelines  that  TransCo  shall  use  to  test  plant/generator  to 
                     be contracted for Spinning ReserveContingency ReserveContingency Reserve 
                     (SRCR).  
 
         2.2  Scope 
 
                      This      procedure         covers       the     Spinning       ReserveContingency 
                      ReserveContingency  Reserve  type  of  Ancillary  Service  that  qualified 
                      generation  companies  can  provide  to  ensure  the  provision  of  generating 
                      capacity  necessary  to  respond  immediately  to  sudden  and  unexpected  loss 
                      of large synchronized generating unit. 
 
         2.3  Definition of Terms/Acronyms 
 
                     2.3.1 Definition of Terms 
                        
                              • Frequency  Control  is  a  strategy  used  by  the  System  Operator  to         Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                 Level: 1 + Aligned at: 1" + Tab after: 1.25" +
                                  maintain the frequency of the Grid within the limits prescribed by             Indent at: 1.25", Tab stops: Not at 1.25"
                                  the Grid Code by the timely use of Frequency Regulating Reserve, 
                                  Contingency Reserve, and Demand Control.  
                               
                              •Spinning  ReserveContingency  Reserve  is  a  component  of                       Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                 Level: 1 + Aligned at: 1" + Tab after: 1.25" +
                                  Contingency  Reserve  which  is  synchronized  to  the  Grid  and              Indent at: 1.25", Tab stops: Not at 1.25"
                                  ready to take on load. [Grid Code] 
                               
                              • Spinning  ReserveContingency  ReserveContingency  Reserve                        Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                 Level: 1 + Aligned at: 1" + Tab after: 1.25" +
                                  Service  is  a  service  that  provides  Generation  Capacity  necessary       Indent at: 1.25", Tab stops: Not at 1.25"
                                  to  respond  immediately to infrequent,  but  usually  large, failures 
                                  of generating units and/or transmission tie lines. 
                               
                              • Primary  Response  generating  units  that  operate  in  an  automatic           Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                 Level: 1 + Aligned at: 1" + Tab after: 1.25" +
                                  frequency sensitive mode or Free Governor mode with deadband                   Indent at: 1.25", Tab stops: Not at 1.25"
                                  setting of between –0.15Hz and ‐0.30Hz. 
                               
                              • Secondary  Response  generating  units  that  operate  in  an                    Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                 Level: 1 + Aligned at: 1" + Tab after: 1.25" +
                                  automatic    generation  control  (AGC)  of  the  SCADA/EMS  of  the           Indent at: 1.25", Tab stops: Not at 1.25"
                                  National  Control  Center  (NCC)  or  manual  adjustment  of  load 
                                  with  specific  dispatch  instructions  from  system  operator  with 



                                              Page 55 of 80
                          maximum  time  to  full  capacity  of  ten  (10)  minutes  and  is 
                          sustainable for at least thirty (30) minutes. 
 
                 2.3.2 Acronyms 
        
                            • SRCR  –  Spinning  ReserveContingency  ReserveContingency 
                              Reserve 
                            • AGC – Frequency Regulation 
                            • DSM – Dynamic System Monitor 
                            • NCC – National Control Center 
 
         2.4 Precautions 
 
                • The unit is online/synchronized.                                                     Formatted: Indent: First line: 0.12", Bulleted
                                                                                                       + Level: 1 + Aligned at: 0.5" + Tab after:
                • The  test  equipment  is  installed  to  monitor  the  unit  output  MW  and  the    0.75" + Indent at: 0.75"
                   system frequency.                                                                   Formatted: Indent: Left: 0.87", Hanging:
                                                                                                       0.15", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0.5" +
                • NCC is informed of the scheduled test.                                               Tab after: 0.75" + Indent at: 0.75", Tab
                • For thermal plants, the following parameters should also be monitored:               stops: Not at 0.75"
                                                                                                       Formatted: Indent: First line: 0.12", Bulleted
                • Steam temperature.                                                                   + Level: 1 + Aligned at: 0.5" + Tab after:
                • Governor valve position.                                                             0.75" + Indent at: 0.75"

                • Utmost safety of the plant is a priority. Abort the test if conditions will lead     Formatted: Indent: Left: 0.87", Hanging:
                                                                                                       0.12", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0.5" +
                  to plant tripping.                                                                   Tab after: 0.75" + Indent at: 0.75", Tab
                                                                                                       stops: 1", List tab + Not at 0.75" + 1.33"
 
        2.5 Reference 
 
                • Grid Code                                                                            Formatted: Indent: Hanging: 0.47", Bulleted
                                                                                                       + Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after:
                                                                                                       1.35" + Indent at: 1.35", Tab stops: 1.07",
                                                                                                       List tab + Not at 1.15" + 1.35"
      




                                          Page 56 of 80
2.6 Flowchart

      FLOWCHART                           DETAILS                    RESPONSIBILITY

           START



  Request Control Center to                                    Request     NCC/ACC      Personnel
   start testing of Spinning      Plant Control Engineer       regarding the test to be done.
            Reserve




Approve start of Test             NCC/ACC Personnel            Approve the request taking into
                                                               consideration the security of the
                                                               system


                                  Test Coordinator / Witness   Record the status and operating
    Proceed to SR Testing
                                                               parameters, e.g., load and system
                                                               frequency for the start of the test.


                                                               To start the test, adjust the plant
 Adjust the Plant Output to the
                                  Plant Control Engineer       output to the minimum operating
 Minimum Operating Capacity
                                                               capacity. Take note of the unit’s
                                                               frequency deadband.


  Request NCC to adjust
System Frequency above the                                 Request NCC to adjust               the
    deadband setting of           Plant Control Engineer / System Frequency above              the
      generating unit             Test Coordinator         deadband     setting of             the
                                                           generating unit.


Observe/Record the behavior
        of the unit.              Plant Control Engineer / Observe/Record the data to be
                                  Witness                  obtained.



     Increment Loading
                                                               Repeat the testing with a load
                                  Plant Control Engineer       increment halfway of its minimum
                                                               & maximum generating capacity,
                                                               and then, with a load equal to its
                                                               maximum generating capacity.
           End




                                           Page 57 of 80
  2.7  Spinning ReserveContingency ReserveContingency Reserve Test Report 


                                 National Transmission Corporation
                               SYSTEM OPERATIONS

SPINNING RESERVECONTINGENCY RESERVECONTINGENCY RESERVE

TEST REPORT



                                                                         Date:

  Generating Unit:
  Nameplate Rating:                          Plant Type:
  Test Authorized By:
  Test Supervised By:
  NCC/RCC Clearance Given By:
  Date of Testing:
  Governor Deadband Setting:                Hz     Rated Power Factor
  Droop Setting:                     %             Load Clipping (MW)

      Governor Control Operation Mode                  With AGC capability

                                                              DECLARED CAPABILITY

  Ramp-up Rate (MW/min)
  Ramp-down Rate (MW/min)

  Required Governor Deadband (-)Hz = Greater than 0.15 but less than 0.30 (SRCR)

         High Limit                  MW          Low Limit                MW
         Availability Status                     Rate Limit                MW/min
         Monitor AGC Status

  Time Started:                             Time Finished:


  Time                          Load                             System Frequency




  Plant Representative          NPC Representative              TransCo Representative




                                          Page 58 of 80
3.0 Reactive Power Generation/Absorption 
         
           3.1 Purpose 
                             
                    To establish the guidelines that TransCo shall use to test plant/generator to be 
                   contracted for Reactive Power Support Ancillary Service.  
 
          3.2. Scope 
                              
                    This procedure covers the Reactive Power Support type of Ancillary Service 
                    that  qualified  generation  companies  can  provide  to      ensure      the      safe 
                    operating   level   of   the Grid voltage in consideration with the generating 
                    unit’s capability curve. 
 
          3.3 Definition of Terms/Acronyms 
 
                    3.3.1 Definition of Terms 
            
                                • Voltage‐  the  electromotive  force  or  electric  potential  difference     Formatted: Indent: Left: 1.35", Bulleted +
                                                                                                               Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after: 1.35"
                                   between two points, which causes the flow of electric current in an         + Indent at: 1.35", Tab stops: Not at 1.35"
                                   electric circuit. 
                               
                                • Reactive  Power  Capability  Curve‐  A  diagram  which  shows  the           Formatted: Indent: Left: 1.35", Bulleted +
                                                                                                               Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after: 1.35"
                                   Reactive  Power  Capability  limit  versus  the  Real  Power  within        + Indent at: 1.35", Tab stops: Not at 1.35"
                                   which  a  generating  unit  is  expected  to  operate  under  normal 
                                   condition. 
                               
                                • Reactive Power‐ the component of electrical power representing the           Formatted: Indent: Left: 1.35", Bulleted +
                                                                                                               Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after: 1.35"
                                   alternating  exchange  of  stored  Energy  (inductive  or  capacitive)      + Indent at: 1.35", Tab stops: Not at 1.35"
                                   between sources and loads  or  between systems, measured in  VAR 
                                   or multiples thereof. For AC circuits or systems it is the product of 
                                   the RMS value of the voltage and the RMS value of the quadrature 
                                   component of the alternating current. In a three phase system, it is 
                                   the sum of the reactive power of the individual phases. 
                               
                                                                                                               Formatted: Indent: Left: 1.35", Bulleted +
                                • Power Factor‐ the ratio of Active Power to Apparent Power.                   Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after: 1.35"
                                                                                                               + Indent at: 1.35", Tab stops: Not at 1.35"
                                                                                                               Formatted: Indent: Hanging: 0.03", Bulleted
                   3.3.2 Acronyms                                                                              + Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after:
                                                                                                               1.35" + Indent at: 1.35"

                                • MVAR‐ Mega Volt‐Ampere Reactive                                              Formatted: Indent: Hanging: 0.02", Bulleted
                                                                                                               + Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after:
                                • MW‐ Mega Watt                                                                1.35" + Indent at: 1.35"
                                • MEX‐ Maximum Excitation Level                                                Formatted: Indent: Hanging: 0.03", Bulleted
                                                                                                               + Level: 1 + Aligned at: 1.1" + Tab after:
                                • PF‐ Power Factor                                                             1.35" + Indent at: 1.35"



                                              Page 59 of 80
 
 
           3.4 Precautions 
 
                      System at Normal condition 
            
                             Test will not place the security of the system and generating units at 
                             risk. Abort testing if damage or risk of tripping the generating units 
                             exists during the progress of testing. 
                             Voltage  variation  to  the  system  will  not  exceed  the  ±5%  at  the 
                             connecting point. 
                             Approval from the Control Center 
                             Readily available compensation from other generating units to limit 
                             voltage within the prescribe limits. 
 
           3.5 Reference 
 
                    3• Grid Code                                                                          Formatted: Indent: Hanging: 0.45", Bulleted
                                                                                                          + Level: 1 + Aligned at: 1.08" + Tab after:
                                                                                                          1.33" + Indent at: 1.33", Tab stops: Not at
                                                                                                          1.33"




                                            Page 60 of 80
   3.6 Flowchart

      FLOWCHART                      RESPONSIBILITY                                 DETAILS

            Start



 Request Control Center
   regarding testing of                Plant Control Engineer       Request NCC/ACC Personnel regarding the
Reactive Power Generation                                           test to be done.


                                                                    Approve the request taking into
    Approve start of test              NCC/ACC Personnel            consideration the security of the system.



Proceed to Reactive Power            Test Coordinator / Witness     To start the test, record the status and
    Generation Testing                                              operating parameters, e.g., load and
                                                                    system frequency for the start of the test.

Adjust unit’s capability to its                                     Unit load set at minimum stable load
   minimum stable load                 Plant Control Engineer

                                                                    Using the Capability Curve of the unit, increase
                                                                    the Reactive Power Generation (over excitation
 Increase Reactive Power                                            or lagging power factor) until maximum value is
  taking into consideration            Plant Control Engineer       achieved. Record the MW, MVAR, pf, Rotor and
 the unit’s capability curve                                        Stator Temperature, of each increment and
                                                                    maintain value for 5 to 15 minutes, taking
                                                                    consideration of ±5% terminal voltage.
    Observe/Record the
    behavior of the unit          Plant Control Engineer/Witness    Observe/Record the data to be obtained

                                                                    Using the Capability Curve of the unit, decrease
                                                                    the Reactive Power Generation (under
 Decrease Reactive Power                                            excitation or leading power factor) until
  taking into consideration            Plant Control Engineer       maximum value is achieved. Record the MW,
 the unit’s capability curve                                        MVAR, pf, Rotor and Stator Temperature, of
                                                                    each increment and maintain value for 5 to 15
                                                                    minutes, taking consideration of ±5% terminal
   Observe/Record the                                               voltage.
   behavior of the unit            Plant Control Engineer/Witness
                                                                    Observe/Record the data to be obtained


                                                                    Unit load set at maximum capability and
Loading of unit to maximum             Plant Control Engineer       repeat the procedure from increasing the
        capability                                                  Reactive Power Generation.


          End




                                              Page 61 of 80
3.7 Reactive Power Support Capability Test Report 


                                National Transmission Corporation
                              SYSTEM OPERATIONS
                    REACTIVE POWER SUPPORT CAPABILITY


                                    TEST REPORT



                                                                 Date:
Generating Unit:

Plant Type:

Nameplate Rating:                  MW                     MVAR                       MVA

Test Authorized By:
Test Supervised By:
NCC/RCC Clearance Given By:
Date of Testing:
Governor Deadband Setting:                  Hz Rated Power Factor:
Droop Setting:                   %          Gen. Terminal Voltage (kV)
    Governor Control Operation Mode                  With AGC capability

(Please attach copy of the Generator Reactive Power Capability Curve)


Time Started:                              Time Finished:

                                                  Terminal     Temperature (degC)
                                      Power
Time          MW         MVAR                     Voltage      Rotor     Stator
                                      Factor
                                                  (kV)




Plant Representative         NPC Representative             TransCo Representative



                                         Page 62 of 80
    4.0  Black Start Capability 
                      
           4.1 Purpose 
                              
                     To establish the guidelines that TransCo shall use to test plant/generator to be 
                     contracted for Black Start Ancillary Service.  
                   
             4.2  Scope 
                                 
                        This procedure covers the Black Start type of Ancillary Service to be able to 
                        determine  the  ability  of  Generating    units    to    recover    from    a    shutdown 
                        condition  to  an operating condition,   without  assistance  from  the  Grid  or  
                        other    external    power    supply,    in    order    to  energize  the  Grid  and  assists 
                        other generating units to start. 
                         
             4.3  Definition of Terms/Acronyms 
     
                         4.3.1 Definition of Terms 
                
                                  4• Dispatch  Instruction  ‐  refers  to  the  instruction  issued  by  the             Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                         Level: 1 + Aligned at: 1.08" + Tab after:
                                      System  Operator  to  the  Generators  with  scheduled  generating                 1.33" + Indent at: 1.33", Tab stops: Not at
                                                                                                                         1.33"
                                      units  and  the  generating  units  providing  ancillary  services  to 
                                      implement the final generation schedule in real time. 
                                   
                                  5• Central Dispatch ‐ the process of issuing direct instructions to the                Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                         Level: 1 + Aligned at: 1.08" + Tab after:
                                      electric  power  industry  participants  by  the  System  Operator  to             1.33" + Indent at: 1.33", Tab stops: Not at
                                                                                                                         1.33"
                                      achieve an economic operation while maintaining Power Quality, 
                                      Stability, Reliability and Security of the Grid. 
                                     
                              6• NCC  Specialist  ‐  System  Operator  personnel  responsible  for                       Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                         Level: 1 + Aligned at: 1.08" + Tab after:
                                 generation  Dispatch,  the  provision  of  Ancillary  Services  and                     1.33" + Indent at: 1.33", Tab stops: Not at
                                                                                                                         1.33"
                                 operation and control to ensure safety of the Grid. 
                                     
                              7• Control Center ‐ a facility used for monitoring and controlling the                     Formatted: Indent: Left: 1.5", Bulleted +
                                                                                                                         Level: 1 + Aligned at: 1.08" + Tab after:
                                 operation of the Grid, Distribution System, or a User System.                           1.33" + Indent at: 1.33", Tab stops: Not at
                                                                                                                         1.33"

                      4.3.2   Acronyms 
                       
                                •       NCC‐ National Control Center                                                     Formatted: Indent: Left: 1.7", Bulleted +
                                                                                                                         Level: 4 + Aligned at: 1.75" + Tab after: 2" +
                                •       S/S‐ Substation                                                                  Indent at: 2", Tab stops: 1.95", List tab + Not
                                                                                                                         at 2"
                                •       PRH‐ Power Restoration Highway 
 
             4.4  References 
                                                                                                                         Formatted: Indent: Left: 0.8", Hanging:
                                                                                                                         0.08", Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0.9" +
                   1.• Grid Code                                                                                         Tab after: 1.15" + Indent at: 1.15"



                                                    Page 63 of 80
 
           4.5  Appendices 
    
                 •    QF 266A – Record of Time 
                 •    QF 266B – Black Start Test Report 
   
         4.6 Flowchart (NCC)

            FLOWCHART                   RESPONSIBILITY                      DETAILS

              START



       1.0 NCC ADVICE/INSTRUCT                                  1.1 NCC Specialist to
       PLANT CONTROL                        NCC Specialist          activate/ issued Plant Unit
       ENGINEER TO START                                            Black Start @ XA 21
       BLACK START OPERATION.                                       (display 6.500). Fill-up
                                                                    form QF 266B



      2.0 PLANT CONTROL                                         2.1 Refer to individual
      ENGINEER TO                                                   Power Plant testing
      IMPLEMENT/INITIATE                   Plant Control Engr       procedures. To record
      START BLACK START                                             the actual time for each
      OPERATION.                                                    completed activity. Fill-
                                                                    up form QF 266A




       3.0 PLANT CONTROL                                        3.1 Inform NCC that Plant
       ENGINEER INFORMS                                             Unit is dispatchable and
       NCC THAT PLANT                      Plant Control Engr       ready to extend power
       UNIT READY TO                                                thru PRH.Fill-up form
       DELIVER POWER.                                               QF266B.



        4.0 ENERGIZE PRH.                                       4.1 Coordinate with S/S
                                            NCC Specialist          operator and Plant
                                                                    Control Engineers to
                                                                    accept & extend power
                                                                    to adjacent S/S. Refer to
              END                                                   individual PRH.




                                             Page 64 of 80
4.7 Flowchart (Plant)

    FLOWCHART            RESPONSIBILITY                 TIME


       START


 2.1 DE-ENERGIZE MAIN
     TRANSFORMER AND
                          Plant Control Engr   __________________
     STATION SERVICE.
     OPEN BREAKERS:



 2.2 START BLACK START
      _____ GENERATOR     Plant Control Engr
                                               __________________
      AND _____ BUS
      ENERGIZE.



2.3 ENERGIZE STATION
    SERVICE
    DISTRIBUTION
    CENTER , CONTROL      Plant Control Engr
    AND START                                  __________________
    AUXILIARY
    EQUIPMENT.


2.4 START
    _______(ENGINE                             __________________
                          Plant Control Engr
    OR PLANT UNIT)



2.5 ON FULL SPEED NO
    LOAD (FSNL) UNIT                           __________________
    READY TO              Plant Control Engr
    SYNCHRONIZE.
    CLOSE BREAKERS:



2.6 NORMALIZE STATION
SERVICE POWER             Plant Control Engr   __________________
SUPPLY.



        END




                             Page 65 of 80
                                              Attachment 4 
                                                     
                                          Compliance Monitoring 
 
 Load Following and Frequency RegulationFrequency Regulation Service Providers 
 
1.0  Responsible Person 
        
       Principal Engineer 
               
2.0 Instructions                                                                                            Formatted: Outline numbered + Level: 1 +
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
 
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 0" + Tab after:
     2.1      Get the  list  of all  Ancillary  Service  Providers  scheduled to  provide the  service      0.42" + Indent at: 0.42", Tab stops: 0.33",
                                                                                                            List tab + Not at 0.42"
              from the Daily Generation Schedule (DGS) and its respective LFFRFR quantity 
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 0.3", Outline
              from  the  Reserve  profile.  Evaluate  each  Provider  based  on  the  Actual  MW            numbered + Level: 2 + Numbering Style: 1, 2,
                                                                                                            3, … + Start at: 1 + Alignment: Left + Aligned
              Generation obtained from SCADA.                                                               at: 0.5" + Tab after: 0.92" + Indent at:
                                                                                                            0.92", Tab stops: 0.72", List tab + Not at
     2.2      For  every  dispatch  period,  evaluate  and  analyze  the  data  through  the                0.92"

                following:                                                                                  Formatted: Indent: Left: 0.3", Hanging:
                                                                                                            0.63", Outline numbered + Level: 2 +
         
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
              2.2.1   For every two (2) seconds compare the generator MW output with the                    Alignment: Left + Aligned at: 0.5" + Tab
                                                                                                            after: 0.92" + Indent at: 0.92", Tab stops:
                      Generator schedule operating limits.                                                  0.75", List tab + Not at 0.92"
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 0.75", Hanging:
                      2.2.1.1       Frequency at 60Hz                                                       0.57", Outline numbered + Level: 3 +
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                         
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 0.93" + Tab
                             2.2.1.1.1           Delivered LFFRFR equals zero (0) MW:                       after: 1.43" + Indent at: 1.43", Tab stops:
                                                                                                            1.3", List tab + Not at 1.43"
                                     
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 1.3", Hanging:
                                                        Scheduled Generation = Actual Generation            0.67", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                    2.2.1.1.2For undesired operation:                                       Alignment: Left + Aligned at: 1.37" + Tab
                                                                                                            after: 1.87" + Indent at: 1.87", Tab stops:
                                     
                                                                                                            1.95", List tab + Not at 1.87" + 2.25"
                                                        Scheduled Generation ≠ Actual Generation            Formatted: Indent: Left: 1.75", Hanging:
                                                                                                            1.07", Outline numbered + Level: 5 +
                                                   Allowable Load Variation  =  ±1MW or ±1.5% of            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 1.85" + Tab
                                                                             Scheduled Generation,          after: 2.6" + Indent at: 2.6", Tab stops: Not
                                                                                                            at 2.6"
                                                                             whichever is higher  
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 1.95", Hanging:
                                                                                                            0.87", Outline numbered + Level: 5 +
                      2.2.1.2   Frequency between 59.85Hz and 60Hz                                          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 1.85" + Tab
                                                                                                            after: 2.6" + Indent at: 2.6"
                                    2.2.1.2.1             Delivered LFFRFR = Actual Gen ‐ Scheduled Gen 
                                     
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 1.95", Hanging:
                                    2.2.1.2.12.2.1.2.2                    For Undesired operation:          0.87", Outline numbered + Level: 5 +
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 1.92" + Tab
                                                        Actual Gen ‐ Scheduled Gen < zero (0)               after: 2.67" + Indent at: 2.67"
                                     
                                                                                                            Formatted: Indent: Left: 1.95", Hanging:
                                    2.2.1.2.22.2.1.2.3                    For failure to deliver LFFRFR:    0.87", Outline numbered + Level: 5 +
                                                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                            Alignment: Left + Aligned at: 1.92" + Tab
                                                           Actual Gen ‐ Scheduled Gen = zero (0)            after: 2.67" + Indent at: 2.67"



                                                          Page 66 of 80
                      
                   2.2.1.3   Frequency between 60Hz and 60.15Hz 
                              
                             2.2.1.3.1   Delivered LFFRFR = Scheduled Gen – Actual Gen  
                                                
                             2.2.1.1.12.2.1.3.2   For Undesired operation:                            Formatted: Indent: Left: 1.95", Hanging:
                                                                                                      0.85", Outline numbered + Level: 5 +
                              
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                Scheduled Gen ‐ Actual Gen < zero (0)                 Alignment: Left + Aligned at: 1.85" + Tab
                                                                                                      after: 2.6" + Indent at: 2.6"

                             2.2.1.1.22.2.1.3.3      For failure to deliver LFFRFR:                   Formatted: Indent: Left: 1.95", Hanging:
                                                                                                      0.85", Outline numbered + Level: 5 +
                              
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                             Scheduled Gen ‐ Actual Gen = zero (0)    Alignment: Left + Aligned at: 1.85" + Tab
                                                                                                      after: 2.6" + Indent at: 2.6"
                                        
                                        
Spinning ReserveContingency ReserveContingency Reserve Service Providers 
     
1.0     Responsible Person 
 
          Principal Engineer 
              
2.0     Instructions 
 
          2.1   Get the list of all Ancillary Service Providers scheduled to provide the service 
                from the Daily Generation Schedule (DGS) and its respective SRCR quantity 
                from  the  Reserve  profile.  Evaluate  each  Provider  based  on  the  Actual  MW 
                Generation obtained from SCADA. 
            
          6.12.2. For  every  dispatch  period,  evaluate  and  analyze  the  data  through  the      Formatted: Indent: Left: 0.52", Hanging:
                                                                                                      0.37", Outline numbered + Level: 2 +
                following:                                                                            Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 0.67" + Tab
                                                                                                      after: 1.18" + Indent at: 1.18", Tab stops:
                2.2.1   Every time the frequency is below 59.85Hz                                     Not at 1.18"

                               
                             2.2.1.1 Delivered SRCR = Actual Generation ‐ Scheduled Generation        Formatted: Indent: Left: 1.42", Hanging:
                                                                                                      0.68", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 1.75" + Tab
                             2.2.1.2    For Undesired operation:                                      after: 2.25" + Indent at: 2.25", Tab stops:
                                                                                                      Not at 2.25"

                                             Actual Generation ‐ Scheduled Generation < zero (0)      Formatted: Indent: Left: 1.42", Hanging:
                                                                                                      0.68", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 1.75" + Tab
                             2.2.1.3    For failure to deliver SRCR:                                  after: 2.25" + Indent at: 2.25", Tab stops:
                                                                                                      2", List tab + Not at 2.25"
                                                                                                      Formatted: Indent: Left: 1.42", Hanging:
                                              Actual Generation ‐ Scheduled Generation = zero (0)     0.68", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                      Alignment: Left + Aligned at: 1.75" + Tab
                                                                                                      after: 2.25" + Indent at: 2.25", Tab stops:
                                                                                                      2", List tab + Not at 2.25"
 


                                           Page 67 of 80
 
Reactive Power Support Service Providers 
     
1.0     Responsible Person 
 
         Principal Engineer 
              
2.0     Instruction 
 
          2.1   Get  the  list  of  all  Ancillary  Service  Providers  scheduled  to  provide  the 
                 service  from  the  Daily  MVar  Generation  Schedule.  Evaluate  each  Provider 
                 based on the Actual MVar Generation obtained from SCADA. 
          
         4.42.2 For  every  dispatch  period  compare  Scheduled  Reactive  Power  with  Actual           Formatted: Indent: Left: 0.5", Hanging:
                                                                                                          0.45", Outline numbered + Level: 2 +
                 Reactive  Power                                                                          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                          Alignment: Left + Aligned at: 0.5" + Tab
                                                                                                          after: 0.75" + Indent at: 0.75", Tab stops:
                 2.2.1  If bus voltage is within 5% of nominal                                            Not at 0.75"

 
                             2.2.1.1  For delivered Reactive Power Support: 
                              
                                             Scheduled Reactive Power = Actual Reactive Power 
                              
                             2.2.1.12.2.1.2  For Non‐delivered Reactive Power Support:                    Formatted: Indent: Left: 1.48", Hanging:
                                                                                                          0.65", Outline numbered + Level: 4 +
                                                                                                          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                          Alignment: Left + Aligned at: 2.02" + Tab
                                             Scheduled Reactive Power ≠ Actual Reactive Power             after: 2.52" + Indent at: 2.52", Tab stops:
                                                                                                          Not at 2.52"

 
Black Start Service Providers 
 
1.0   Responsible Person 
 
       Principal Engineer 
 
3.02.0Instruction 
 
       4.12.1 Obtain from SCADA the Alarm Event data and the Dispatch Instruction from                    Formatted: Indent: Left: 0.38", Hanging:
                                                                                                          0.43", Outline numbered + Level: 2 +
               NCC.  Use  the  existing  Restoration  Highways  as  reference,  to  get  the  list  of    Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                          Alignment: Left + Aligned at: 0.5" + Tab
               Generating plants with Black start capability.                                             after: 0.92" + Indent at: 0.92", Tab stops:
                                                                                                          Not at 0.92"

       4.22.2 During Actual Black out and test scenario                                                   Formatted: Indent: Left: 0.38", Hanging:
                                                                                                          0.43", Outline numbered + Level: 2 +
                                                                                                          Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                          Alignment: Left + Aligned at: 0.5" + Tab
                                                                                                          after: 0.92" + Indent at: 0.92", Tab stops:
                                                                                                          Not at 0.92"




                                            Page 68 of 80
               4.3.62.2.1 Provider  delivered  Black  start  when  ready  to  pick‐up  load  within     Formatted: Indent: Left: 0.82", Hanging:
                                                                                                        0.57", Outline numbered + Level: 3 +
                          thirty (30) minutes from dispatch instruction for Black start and it can      Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                        Alignment: Left + Aligned at: 1.03" + Tab
                          extend its power and sustain it for twelve (12) hours.                        after: 1.53" + Indent at: 1.53", Tab stops:
                                                                                                        Not at 1.53"

                    
Back‐Up ReserveDispatchable Reserve Service Providers 
 
1.0   Responsible Person 
 
       Principal Engineer 
 
2.0  Instruction 
 
      2.1   Get the  list  of all  Ancillary  Service  Providers  scheduled to  provide the  service 
            from the    Daily Generation Schedule (DGS) and its respective BURDR quantity 
            from  the  Reserve  profile.  Evaluate  each  Provider  based  on  the  Actual  MW 
            Generation obtained from SCADA. 
       
      4.32.2 From the Dispatch Instruction and Alarm Event data, evaluate the provider                  Formatted: Indent: Left: 0.35", Hanging:
                                                                                                        0.37", Outline numbered + Level: 2 +
            base on the requirement stated below:                                                       Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 2 +
                                                                                                        Alignment: Left + Aligned at: 0.53" + Tab
                                                                                                        after: 0.87" + Indent at: 0.87", Tab stops:
            4.3.62.2.1 Back‐up ReserveDispatchable Reserve is delivered on time if the unit             Not at 0.87"

                        is synchronized within 15 minutes from dispatch instruction to start‐up         Formatted: Indent: Left: 0.72", Hanging:
                                                                                                        0.55", Outline numbered + Level: 3 +
                        for Back‐up power and can sustain up to eight (8) hours continuous.             Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
                                                                                                        Alignment: Left + Aligned at: 0.93" + Tab
                                                                                                        after: 1.43" + Indent at: 1.43", Tab stops:
                                                                                                        Not at 1.43"

 




                                           Page 69 of 80
                                                                 Attachment 5
                                             Ancillary Services Standard Technical Requirements

                                        Performance Measures                         Performance Criteria                    Monitoring Scheme

Load Following &              Primary Response (Speed Governor)                                              Monitored from EMS/SCADA
Frequency Regulation          Regulating Capacity, ±MW                Within ±1% declared                    1. Continuous monitoring
                              Static Gain, MW/Hz                      Within ±5% declared
                              Speed droop setting                     5% or less
                              Response time                           5 seconds maximum
                              Dead band setting ( ± ) Hz              Within 0.15
                              Sustainable time                        25 seconds

                              Secondary Response (AGC or Manual)
                              Regulating Capacity, ±MW                Within ±1% declared
                              Ramping Rate, ±MW/min                   Less than ±10% declared
                              Response time                           25 seconds maximum
                              Dead band setting ( ± ) Hz              Within 0.15
                              Sustainable time                        At least 30 minutes
Spinning ReserveContingency
ReserveContingency Reserve    Primary Response (Speed Governor)                                              Monitored from EMS/SCADA triggered by:
                                                                                                             1.     Actual    restoration    of     spinning
                              Reserve Capacity, MW                    Within ±1% declared
                                                                                                             reserveContingency ReserveContingency Reserve
                              Speed droop setting                     5% or less
                              Static Gain, MW/Hz                      Within ±5% declared                    2. Spot check
                              Maximum time to full reserve capacity   10 minutes
                              Dead band setting ( - ) Hz              Greater than 0.15 but less than 0.30

                              Secondary Response (AGC or Manual)
                              Reserve Capacity, MW                    Within ±1% declared
                              Maximum time to full reserve capacity   10 minutes
                              Dead band setting ( - ) Hz              Greater than 0.15 but less than 0.30
                              Ramping Rate, ±MW/min                   Less than ±10% declared
                              Sustainable time                        At least 30 minutes
                                                            Attachment 5
                                        Ancillary Services Standard Technical Requirements

                                   Performance Measures                        Performance Criteria                              Monitoring Scheme




Back-up Power            Back-up Capacity, MW                   Within ±1% declared                                 Monitored from EMS/SCADA triggered by:
                                                                                                                    1.     Actual    restoration    of     spinning
                         Synchronizing time                     Within 15 minutes
                                                                                                                    reserveContingency ReserveContingency Reserve
                         Ramping Rate, ±MW/min                  Within ±10% declared                                2. Spot check
                         Sustainable time                       Minimum of 8 hours


Black-Start Capability   Black start Capacity, MW               Within ±1% declared                                 Monitored from EMS/SCADA triggered by:
                         Maximum time to Synchronize            Within 30 minutes                                   1. Actual system restoration
                         Maximum time at no load, min           Within 10% declared                                 2. Simulated emergency exercises
                         Load Pick-up Rate, MW/min              Within ±10% declared                                3. Spot check
                         Overload Capacity, MW                  Within ±1% declared
                         Sustainable time                       At least 12 hours
                         Reactive Power Range, ±MVAr            Within ±5% declared


Reactive Power           Reactive Power Capability              Within ±5% declared                                 Monitored from EMS/SCADA
                         Power Factor within Capability Curve   Less than 0.85 lagging and less than 0.90 leading




                                                                Page 71 of 80
Page 72 of 80
Attachment 6




               Page 73 of 80
                          Attachment 7 
                                  
                       Sample Computations 
        Section 4.5 Payment to Ancillary Services Providers 


A. LOAD FOLLOWING AND FREQUENCY REGULATIONFREQUENCY 

REGULATION 

                                            

  LFFRFR Payment = ∑nh (SQhi x RatehLFFRFR) 

                                            

    Scheduled Quantity (SQ), kW                                                  50,000  

    Rate, PhP per kW per hour                                                    6.1399  

    No. of Hours,h                                                                     744  

    Payment, PhP                                                  228,404,338.58  

    Adjustment (PhP)                                                  7,981,872.05  

    LFFRFR Payment (PhP)                                         220,422,466.54  

                                            

                                            

B. SPINNING 

RESERVECONTINGENCY 

RESERVECONTINGENCY RESERVE 

(SRCR)                                      

                                            

  SRCR Payment = ∑hn (SQhi x RatehSRCR)     

                                            

    Scheduled Quantity (SQ), kW                                                  50,000  

    Rate, PhP per kW per hour                                                    2.9472  

    No. of Hours,h                                                                     744  



                                   Page 74 of 80
    Payment, PhP                                                   109,634,082.52  

    Adjustment, PhP                                                    5,599,590.24  

    SRCR Payment (PhP)                                            104,034,492.28  

                                             




C. BACK‐UP RESERVEDISPATCHABLE 

RESERVE (BURDR)                                             

                                                            

  BURDR Payment = ∑hn (SQhi x RatehBURDR ‐ BURDR Adjhi) 

                                                            

    Scheduled Quantity (SQ), kW                                                                  50,000  

    Rate, PhP per kW per hour                                                                    1.3098  

    No. of Hours,h                                                                                     744  

    Payment, PhP                                                                    48,026,583.00  

    BURDR Adj, PhP                                                                        699,675.90  

    BURDR Payment (PhP)                                                            47,326,907.11  

                                                            

                                                            

D. REACTIVE POWER SUPPORT SERVICE (RS) 

                                                            

  RS Payment = ∑hn (SQhi x RatehRS ‐ RS Adjhi) 

                                                            

    Scheduled Quantity (SQ), kVAR                                                                50,000  

    Rate, PhP per kVAR per hour                                                                  0.0025  

    No. of Hours,h                                                                                     744  




                                    Page 75 of 80
     Payment, PhP                                                                                        93,930.00  

     RS Adj, PhP                                                                                           9,393.00  

     RS Payment (PhP)                                                                                   84,537.00  

                                                                         




 E. BLACK START SERVICE (BS) (Monthly Payment per provider)


   BS Payment = (Annual Cost of Proving BS / 12) ‐ BS Adj 

                                        

     Annual Cost, PhP                                           50,000,000.00  

     No. of Months                                                              12.00  

     Payment, PhP                                                 4,166,666.67  

     BS Adj., PhP                                                 1,041,666.67  

     BS Payment (PhP)                                             3,125,000.00  




Note: The sample computations are provided to illustrate the application of the formula in Section
4.5. Prices (per unit/per type of service) or the cost of the Ancillary Services are only used for
simulation purposes.




                                           Page 76 of 80
                                         Glossary 
 
Active Power – The time average of the instantaneous power over one period of the 
      electrical wave measured in Watts (W) or multiple thereof. For AC circuits or 
      Systems, it is the product of the root‐mean‐square (RMS) or effective value of 
      the voltage and the RMS value of the in‐phase component of the current. In a 
      three phase System, it is the sum of the Active Power of the individual phases. 
 
Ancillary Service – Support services such as Frequency Regulating and Contingency 
       Reserves,  Reactive  Power  Support,  and  Black  Start  Capability  which  are 
       necessary to support the  transmission  capacity and Energy that are  essential 
       in maintaining Power Quality and the Reliability and Security of the Grid. 
 
Automatic  Generation  Control  (AGC)  –  The  regulation  of  the  power  output  of 
       generating  units  within  a  prescribed  area  in  response  to  a  change  in  system 
       Frequency,  tie  line  loading,  or  the  relation  of  these  to  each  other,  so  as  to 
       maintain  the  System  Frequency  or  the  established  interchange  with  other 
       areas within the predetermined limits or both. 
 
Automatic  Load  Dropping  (ALD)  –  The  process  of  automatically  and  deliberately 
       removing  pre‐selected  Loads  from  a  power  System  in  response  to  an 
       abnormal condition in order to maintain the integrity of the System. 
  
Back‐Up  ReserveDispatchable  Reserve  –  Refers  to  a  generating  unit  that  has  Fast 
       Start  capability  and  can  synchronize  with  the  Grid  to  provide  its  declared 
       capacity  for  a  minimum  period  of  eight  (8)  hours.  This  is  also  called  Cold 
       Standby Reserve. 
 
Black‐Start – The process of recovery from Total System Blackout using a generating 
       unit with the capability to start and synchronize with the System without an 
       external power supply. 
  



                                         Page 77 of 80
Contingency Reserve – Generating Capacity that is intended to take care of the loss 
       of the largest Synchronized generating unit or the power import from a single 
       Grid  interconnection,  whichever  is  larger.  Contingency  Reserve  includes 
       Spinning  ReserveContingency  Reserve  and  Back‐Up  ReserveDispatchable 
       Reserve. 
 
Customer – Any person/entity supplied with electric service under a contract with a 
       Distributor or Supplier. 
 
Demand – The Active Power and/or Reactive Power at a given instant or averaged 
       over a specified interval of time, that is actually delivered or is expected to be 
       delivered  by  an  electrical  Equipment  or  supply  System.  It  is  expressed  in 
       Watts (W) and/or VARs and multiples thereof. 
 
Dispatch  –  The  process  of  apportioning  the  total  Demand  of  the  Grid  through  the 
       issuance  of  Dispatch  Instructions  to  the  scheduled  generating  units  and  the 
       generating  units  providing  Ancillary  Services  in  order  to  achieve  the 
       operational  requirements  of  balancing  Demand  with  generation  that  will 
       ensure the Security of the Grid. 
 
Embedded  generating  unit  –  A  generating  unit  within  an  Embedded  Generating 
       Plant 
 
Frequency  –  The  number  of  complete  cycles  of  a  sinusoidal  current  or  voltage  per 
       unit time, usually measured in cycles per second or Hertz. 
 
Grid  –  The  high  voltage  backbone  System  of  interconnected  transmission  lines, 
       substations, and related facilities for the purpose of conveyance of bulk power. 
       Also known as the Transmission System. 
 
Market  Operator  –  An  independent  group,  with  equitable  representation  from  the 
       electric  power  industry  participants,  whose  task  includes  the  operation  and 
       administration  of  the  Wholesale  Electricity  Spot  Market  in  accordance  with 
       the Market Rules. 
 
Power  Quality  –  The  quality  of  the  voltage,  including  its  frequency  and  resulting 
       current,  that  are  measured  in  the  Grid,  Distribution  System,  or  any  User 
       System. 
 
Reactive  Power  –  The  component  of  electrical  power  representing  the  alternating 
       exchange  of  stored  Energy  (inductive  or  capacitive)  between  sources  and 
       loads or between two systems, measured in VAR or multiples thereof. For AC 
       circuits or systems, it is the product of the RMS value of the voltage and the 


                                       Page 78 of 80
       RMS value of the quadrature component of the alternating current. In a three‐
       phase system, it is the sum of the Reactive Power of the individual phases. 
  
Reliability  –  The  probability  that  a  System  or  Component  will  perform  a  required 
        task or mission for a specified time in a specified environment. It is the ability 
        of a power System to continuously provide to its Customers. 
 
Security – The continuous operation of a power system in the Normal State, ensuring 
        safe  and  adequate  supply  of  power  to  End‐Users,  even  when  some  parts  or 
        Components of the System are on Outage. 
 
Spinning  ReserveContingency  Reserve  –  The  component  of  Contingency  Reserve 
        which  is  synchronized  to  the  Grid  and  ready  to  take  on  Load.    This  is  also 
        called Hot Standby Reserve. 
 
Spot Market – Has the same meaning as the Wholesale Electricity Spot Market. 
 
System  Operator  –  The  party  responsible  for  generation  Dispatch,  the  provision  of 
        Ancillary Services, and operation and control to ensure safety, Power Quality, 
        Stability, Reliability, and Security of the Grid. 
 
Total  System  Blackout  – The  condition  when  all generation  in  the  Grid has ceased, 
        the entire System has shutdown, and the System Operator must implement a 
        Black Start to restore the Grid to its normal state. 
 
User  –  A  person  or  entity  that  uses  the  Grid  or  Distribution  System  and  related 
        facilities. 
 
User  System  –  Refers  to  a  System  owned  or  operated  by  a  User  of  the  Grid  or 
        Distribution System. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


                                         Page 79 of 80
 
 
 
 
 
 
 
May 18, 2006 
 
 




                Page 80 of 80

								
To top