Семинар для стран Южной и Центральной Азии 21

Семинар для стран Южной и Центральной Азии

21 –23 марта, 2011г. Нью Дели, Индия

Трансграничные объединенные энергосистемы в США

Тони Родригес, Главный инженер

Содержание • Договор между США и Канадой –Строительство гидроэлектростанций на трансграничных территориях

–Регулирование паводков

–Финансовые и международные соглашения •Создание трансграничной объединенной энергосистемы –Расширение сети передач между штатами Орегон и Калифорния

–Объединенные сети в Центральной Америке •Зоны диспетчерского управления

•Трансграничные торговые преимущества

•Проблемы и их решения

US‐Canadian Columbia River Treaty

Договор между США и Канадой в отношении пользования водными ресурсами на реке

Колумбия служит моделью международного сотрудничества с 1964 г. Он способствует более

эффективному регулированию паводков и выработке электроэнергии в обеих странах. Как

Канада, так и США могут отменить большинство положений Соглашения в любое время на

период 16 сентября 2024 г. При этом необходимо подать письменное уведомление минимум

за десять лет до срока отмены.

Масштабное наводнение 1948 года в

Портленде, штат Орегон, захватывающее

г. Ванкувер, штат Вашингтон, США,

Договор о пользовании водными ресурсами реки Колумбия • 1948 – наводнение в ВанПорту – больше водных ресурсов из Канады

• 1950 – проведены переговоры по соглашению и в 1964г. договор подписан

• 1965-73 - Канада строит три плотины: – Дункан, Кинлисайд (Эрроу) и Майку • В 1978 в США строится одна: – Плотина Либби в штате Монтана

– Ее водохранилище простирается в Канаду • Водохранилище увеличивается, регулируется выпуск воды из водохранилища, что приводит к преимуществам выработки электроэнергии в США мощностью около 2400 МВ

• Служит для регулирования паводков и выработки электроэнергии

Договор о пользовании водными ресурсами реки Колумбия – финансирование проекта • США выплатили Канаде (65 млн. долларов 1964г.), устраненные затраты от ущерба при наводнении, которые помогли Канаде профинансировать строительство трех первых проектов.

• Коммунальные службы США закупили надежные права на пользования рекой вниз по течению на первые тридцать лет, чтобы помочь Канаде в строительстве канадских проектов

• В Канаде не существовало непосредственной потребности в электроэнергии

• США обязаны выплатить½ денежных компенсаций Канаде в течение последних 30 лет, начиная с 1994 по 2024 год

Первоначальные договоры

Федеральная Энергосистема Реки Колумбия (FCRPS)

BPA продает электроэнергию, выработанную 31

ГЭС (средняя выработка 6,195 МВ; пиковая ‐

13,898), одной АЭС и несколькими

нефедеральными ГЭС и ветряными турбинами.

Более 80% продаваемой BPA электроэнергии

вырабатывается ГЭС; около 60% всего

электричества региона поступает с ГЭС

Региональное координирование – Цели Договора •Максимально координировать систему с постоянной мощностью нагрузки в непредсказуемых обстоятельствах:

–Речные потоки (прогнозируемые и исторические)

–Прогнозируемая нагрузка

–Ограничения и задачи, не связанные с выработкой электроэнергии

–Количество ресурсов выработки тепловой электроэнергии, их вид и показатели

–Мощности связи между системами •Соответствие задачам пополнения водохранилища

•Максимальная утилизация энергии негарантированных ресурсов

Положения Договора о регулировании паводков •Регулировать потоки из водохранилищ Майки, Кинлисайда (Эрроу) и Дункана •Заданы Инженерным Корпусом Сухопутных Войск США при согласовании с Канадской Стороной •Кривые уровня воды показывают минимальный отток из водохранилища как функцию прогнозируемого водослива на Далласской ГЭС в штате Орегон, США •Ежедневная эксплуатация во время пополнения водохранилища при паводках •Регулирование паводков является основным соображением при определении уровня максимального наполнения

Временная линия Договора о пользовании водными ресурсами реки Колумбия

Обзор постоянных проблем с вопросами прав на водопользование

Оптимизация производства гидроэлектроэнергии по всем гидроэлектростанциям на долгосрочной основе – производство энергии ветра, удовлетворение пиковой нагрузки на сеть и поддержание запасов

Использование источников выработки тепловой электроэнергии позволяет использовать и восполнять запасы гидроэлектроэнергии

Оптимизация мер регулирования паводков – хранение и высвобождение воды

Регулирование многих ограничений, не связанных с выработкой электроэнергии – Договор о рыбной ловле и охоты (с племенами коренных американцев (индейцев), ирригационные – рекреационные вопросы, проведение пикников, водный транспорт

Координирование тепловой и водной выработки энергии влияет на ее передачу – требует широкой, гибкой системы электропередач

Годовая эксплуатация реки: примеры

ограничений, не связанных с выработкой

электроэнергии

Slide # 16 Программа транспортировки

мальков рыб

17

Сеть электропередач западной части США • Пропускная способность обычно ограничена стабильностью напряжения и динамической стабильностью

Создание трансграничной линии электропередач •Были проведены линии электропередач из Канады в северные штаты США

•Талые воды и быстрое течение воды приводит к максимальному производству электроэнергии в весенне-летний период

•В Канаде и северо-западных штатах США (Вашингтон и Орегон) электрическая нагрузка низка в весенне-летний период

•Пиковая нагрузка в Калифорнии приходится на лето из-за жаркой погоды, нагрузка на кондиционеры помещений, попытки заменить дорогостоящие ТЭЦ

•Линии электропередач были проведены из Орегона в Калифорнию в рамках торговли электроэнергией

•Было добавлено больше линий в Калифорнию, включая ЛЭП постоянного тока, транспортирующую больший объем электроэнергии.

Создание трансграничной линии электропередач •Установка трасс электропередач на основании Стандартов Надежности для различных участков вдоль трассы из канады в Калифорнию.

•Добавление конденсаторов и прочих емкостных устройств с целью увеличения переносных мощностей при существующих линиях передач, чтобы удовлетворить повышенный спрос на экономную гидроэлектроэнергию, а также энергию ветра.

•Трасса электропередач содержит многочисленные линии на разных участках и потери на одном из участков снизят пропускную способность трассы. Поэтому ее следует эксплуатировать в более медленном режиме, чтобы удовлетворить требования надежности, а также менять график передачи электроэнергии из других источников или снизить нагрузку.

•Повысить эффективность трассы электропередач, добавив к ней Особую автоматическую систему защиты с целью автоматического снижения выработки электроэнергии или нагрузки во время отключения электроэнергии на определенных объектах.

Возвращение электроэнергии в Канаду:

Потребности электропередачи

•Возвращение электроэнергии назад в Канаду на постоянной основе требует прокладки трассы электропередачи с юга на север.

•Нагрузки выше на северо-западе в зимний период, а также тип выработки электроэнергии другой, и он ниже.

•Чтобы увеличить количество трасс электропередачи, необходимо провести больше исследований с моделированием процессов, а также заключить соглашения со всеми владельцами линий электропередач.

•Планы должны исключить факторы воздействия на местную нагрузку и защитить системы от перегрузки во время отключения электроэнергии в зимние месяцы.

•Разработать пропорциональный план сокращения нагрузки во время отключений электроэнергии.

•Установить реле и автоматические схемы для сброса нагрузки для поддержания надежности и бесперебойной работы системы.

Комбинированная сеть электропередач

WECC Процесс прокладки трассы электропередач

•WECC Процесс требует следующих исследований: −Проведение исследований потокораспределения на удовлетворение требований напряжения и выработки тепловой энергии −Исследования диапазона допустимых напряжений – Демонстрация положительного диапазона во время периодов отключения электроэнергии −Динамическая устойчивость –вся выработка должна быть синхронизирована с системой после отключения электроэнергии −Определение любых потенциальных взаимодействий с другими трассами и негативное воздействие адреса

•Виды проводимых отключений электроэнергии −N-1 Отключения электроэнергии −N-2 Отключение электроэнергии (одновременная потеря двух линий, которые имеют общие характеристики – те же самые права прохода без разделения)

Примеры трансграничных трасс Из Канады на Северо-запад 3150 MВ С Северо-запада до Калифорнии 4800 MВ (переменный ток) Из Орегона в Калифорнию (Лос Анжелес) 3100 MВ (постоянный ток) С Северо‐запада до Невады 300 MВ

Типичная передача во время весенне‐

летнего периода

Балансирование ресурсов и спроса в зоне диспетчерского управления • Основа надежности системы электроснабжения в Северной Америке построена на концепции «зона диспетчерского управления» • Зоны управления - Обязаны соответствовать установленным критериям надежности - Должны постоянно следить, чтобы превалирующая нагрузка соответствовала закупке выработки Если выработки не достаточно, чтобы удовлетворить превалирующую нагрузку, то нагрузку следует сократить.

Роль зоны диспетчерского управления •Контроль работы •Составление графика работы •Контроль напряжения •Наладка

Действия по контролированию

частот

Объединенная система запада США Nevada/Невада California/Калифорния BC/Британская Колумбия Canada/Канада

Разделение системы во избежание каскадности

Стандарты надежности

Тема будущего семинара? •BAL Сбалансированность ресурсов и спроса

•NUC АЭС

•CIP Защита жизненно важных инфраструктур

•COM Коммуникации

•PER Работа персонала, Обучение, Квалификация

•EOP Готовность к ликвидации чрезвычайных ситуаций

•PRC Защита и контроль

•FAC Проектирование объектов, Связь и техническое обслуживание

•TOP Эксплуатация линий электропередач

•IRO Надежность эксплуатации и координации объединенных систем

•INT Составление графика и координация энергообмена

•TPL Планирование энергопередачи

•VAR Напряжение и реактивность

•MOD Моделирование, данные и их анализ

Региональные объединенные системы способствуют

централизованной эксплуатации

Централизованная эксплуатация энергосистем Северо-запада

•Совместное использование резервов Обеспечивает помощь восстановления после отключения электроэнергии на источнике ее выработки за 60 минут •Команда быстрого реагирования на аварию Реагирует в реальном времени по всем вопросам надежности сети, например, на чрезвычайные температурные колебания, создающие чрезвычайную нагрузку в сети •Комитет по координированию контрактов Следит за соблюдением Соглашения по координированию Северо-западного Тихоокеанского региона, цель которого – оптимизировать выработку гидроэлектроэнергии в бассейне реки Колумбия

Преимущества централизованной

эксплуатации энергосистемы

Southern African Grid- Power Pool/Южно-африканская энергосеть – централизованная эксплуатация

Объединенная энергосистема

Центральной Америки/Central American

Electrical Interconnection35

Колумбия – Панама – Центральная Америка

Colombia –Panamá –Central America

OCEANO PACIFICOLEONTICUANTEPECAÑAS PARRITARIO CLAROVELADERO

230 KvLINE COUNTRYLENGTH% (km) Guatemala25114.3 El Salvador27615.7 Honduras34319.5 Nicaragua28416.1 Costa Rica46226.3 Panamá1408.0 TOTAL1 756 100.0

Мощность энергообмена между странами 300 MВ

Региональные сети электропередач Центральной Америки •Sistema troncal de transmisión a 230 kV •Capacidad de transmisión aprox. 300 MW, 1830 km de longitud

ЭНЕРГООБМЕН

Гибкость экспорта/импорта •Большая мощность передачи электроэнергии

•Разнообразие видов выработки электроэнергии

•Региональные соглашения

•Меры безопасности/надежности систем

•Мониторинг системы

•Экономические преимущества

Программа для стран Южно‐Азиатского

региона SARI/E

Программа начала работу в 2000 г. 6 первых членов-участников Страны SARI/E присоединились в октябре 2004 г.

Потенциальная трансграничная торговля

Южной Азии

•Агартала , 2 января, (IANS) 2011 Индия рассматривает возможность строительства

линий электропередач через Бангладеш, чтобы

подавать туда электроэнергию, а также передавать

электроэнергию между северовосточным регионом

Индии и остальной частью страны, заявил в

воскресенье министр энергетики Сушил Кумар

Шинде.

Потенциальная трансграничная объединенная подводная система электропередач •Индия планирует проведение подводной линии электропередач в Шри Ланка Шайн Джейкоб / Колката, 29 декабря, 2010, 0:59 IST •Первый проект в Индии по строительству подводной линии электропередач совместно со Шри Ланка скорее всего будет закончен к 2014 г. Корпорация Электросети/The Power Grid Corporation, крупнейшая фирма по передаче электроэнергии, которая будет осуществлять этот проект, предоставит в Центр в течение месяца подробный отчет по проекту (DPR). •“От министерства зависит, быстро ли будет исполняться проект,” заявил высокопоставленный сотрудник Корпорации. Линия электропередач протяженностью 250-300 км, включая подводные кабели, протяженностью более 50 км, будет проводиться Корпорацией Электросети совместно с Цейлонским Советом по Электричеству (CEB). Начало строительства ожидается к 2014 г.

Региональные связи на территории Индии с потенциальными трансграничными связями

Capacities can change with power system conditions

При изменении состояния системы электропередач

можно менять и мощности

Potential Interconnection and Power Trades Потенциальная объединенная система и торговля энергией

Central Asian Countries Страны Центральной Азии

Power Transmission in Southern Central Asia Передача электроэнергии в странах южной части Центральной Азии

Central Asia Interconnections Объединенная система Центральной Азии

Cross Border Trade and Financing Agreements/ Трансграничные торговые и финансовые соглашения •Объединенная система и надежная передача электроэнергии необходимы для эффективной торговли электроэнергией.

•Затраты на электропередачу невелики по сравнению с затратами на производство электроэнергии.

•Продажа мощностей для финансирования строительства.

•Закупка/обмен электроэнергии – финансовые преимущества: покупка или продажа.

•Продажа резервной электроэнергии, чтобы компенсировать перебои с ее выработки.

•Развитие экономики и трудоустройство

•Поддержка во время чрезвычайных нагрузок

•Поддержка во время внутренних чрезвычайных ситуаций в системе

•Помощь и поддержка друг друга в тяжелые времена.

•Надежность в обеспечении электроэнергией для всех при наименьших затратах.

№ 51

Внедрение договора Организационная структура договора о пользовании водными ресурсами реки Колумбия

Concerns and Solutions Проблемы и их решение •Установить достоверные рейтинги трасс и постоянно действующие инструкции на основании Стандартов надежности и Кодексов энергосистемы

•Особая система защиты (также известна как Схема восстановительных действий во избежание каскадной аварии

•Компенсация по использованию линии электропередач и за потери энергии

•Счетчики - СКАДА/SCADA подает в различные центры управления их информацию, чтобы помочь операторам систем

•Сопутствующая линия постоянного тока, чтобы справляться с колебаниями напряжения и частоты, если с ними нельзя справиться при помощи функций зоны диспетчерского управления

•Регуляторы фаз, которые помогают направление и количество потока электроэнергии

•Системы компенсации статической мощности и пр., которые способствуют максимальному использованию мощностей линии электропередач

•Компенсация за пользование линией электропередач и за потери

•Установка закупок электроэнергии и Соглашения об эксплуатации энергосистемы

КДЦ "Энергия" 1

Central Asian Cross-Border Electricity Transmission Interconnections

Межгосударственные электрические связи в Центральной Азии

Dr. Khamidilla Shamsiev, Director of Coordinating Dispatch Centre “Energia”

New Delhi, 21-23 March, 2011

South Asia & Central Asia Workshop on Best Practices in Electricity Transmission & Distribution



Background of Central Asian Interconnections

Межгосударственные связи в ОЭС ЦА



Здесь будет схема



Uzbekistan

Northern TajikistanSouthern Tajikistan

Kazakhstan Northern Kyrgyzstan

Southern KyrgyzstanTurkmenistan

Structure of the Interconnected system of Central Asia



The existing Central Asia’s Interconnected System (CAIS) hasbeen created in 70-s:• CAIS has been designed as one system.• CAIS consists of 30% Hydropower plants and 70% of ThermalPower Plants. TPP is appropriate for managing frequency andpower.• Long-term planning took into account the sources ofgeneration in the power grid of CAIS. It was designed to providecentralized fuel supply to power plants.• Not only the demands for electricity has been taken intoaccount, but also the demand for irrigation (both water andenergy needs were interconnected).• Efficiency of operations means the cost of fuel and energylosses are minimal in the networks of the power grid of thewhole area.



• Equipment and power line maintenance schedules had beencoordinated and spare parts supply had been centrallydistributed.• Operations and dispatch had had rigid hierarchical structure.The USSR Unified Power Network System was at the top of thediagram despite the fact that CAIS operated independently.• The only way to manage operations was to create a centralentity in Central Asia to manage the unified and interconnectedpower system within CAIS. Similar entities were created tomanage water resources (One is called BVO “Syrdarya”, andanother - BVO “Amoudarya” .)



After the collapse of the Soviet Union:• centralized supply of energy and other resources had come toan end;• all power grids desperately had been trying hard to gain energyindependence both in energy production and fuel supply, i.e., tobecome self-sufficient. However, the starting point for thecountries involved had been dramatically different.• operations of power grids and water management facilitiesappeared out of balance;• the efficiency issues within the CAIS took a back seat.None of the grids was able to independently supply itscustomers with high quality reliable power.



Governance of International Agreements & Financing

Соглашения о параллельной работе и Финансирование



The main goal was to preserve synchronous operations within theindependently operated interconnected power system. With thatpurpose in mind, on November 19, 1991 in Ashkhabad, the topmanagement representatives of power grids:• signed the Governance Agreement on joint management of powersystems of the Republic of Kazakhstan, the Kyrgyz Republic, TheTajik Republic, Turkmenistan, and the Uzbek Republic;• created an entity «Joint Operations Management of Power Gridsof Central Asia». The funding of the entity was pro rata (since1994, the Central Asia Joint Operations was renamed as JointOperations Center “Energy”).• established governing body to manage and coordinate jointoperations of Interconnected System of Central Asia – The Boardof Interconnected Power Grid of Central Asia (The Unified PSBoard of Central Asia), which included top management of energysystems.



On the 27th of October, 2004, heads of governments of countries inCentral Asia entered into an agreement On coordinatinginterconnected power grids in Central Asia.Pursuant to Article 1 of the Agreement, The Coordinating Council ofPower Grids of Central Asia was created (CCPS CA), which wasan advisory body of power systems. It replaced the existing Councilof Unified PS of Central Asia.At the CCPS CA meeting on September 29, 2006, the participantsadopted an Agreement on establishing a non-government non-profit organization called COC “Energia” . It was supposed toperform the following functions;• coordinating operations and transmissions of interconnectedpower systems in Central Asia.



Operational Responsibilities

Ответственность диспетчерских подразделений



•Interconnection of power grids within Unified PS of CA:Unified system of emergency management equipment withinUnified PS of CA made it necessary to preserve a single centerfor coordinating operations of power grids.•In addition, power operational facilities did not have expertswho would be able to perform necessary calculations and makeadjustments for branch circuits or relay protection andautomation for the whole Unified PS of CA. Also, the necessarydata bases and software had been located at the Center“Energy”.•The vertical centralized operational management works onlywithin power grids inside countries. Between the countries, thehorizontal interaction between equal partners takes place.



Structure of operational management:СО ЕЭС – SO of Unified PS

ОДУ – SO of United PS

ЦДС – SO of National PS

ОДС – SO of Region (Province) Grid

ОДГ – SO of district networks

-within the CIS power system

- In the Interconnected power system

- Within national power system

- In the network facility

- within local power system

After the collapse of the Soviet Union, Central Operational Management is in charge of systems’ operations in Russia. It also coordinates joint operations of interconnected systems in CIS, which are adjacent to the Unified PS of Russia.Outside Russia, the Unified Operational management was preserved only in the Unified PS of Central Asia and Southern Kazakhstan. Center “Energy” coordinates national control centers’ operations within Unified PS of CA .



The responsibilities of the operator at Center “Energy” aremanaging the equipment of power plants and cross-border andinterconnected grids (220 and 500 kW), as well as relayprotection and automated emergency control equipment.Center “Energy” is responsible for technologies designed toprovide interconnected operations of power systems.Center “Energy” must provide technical evaluation of:• all contracts among power systems;• projects for development and upgrades of power systems.

The information on sale transactions among the power systemsoperators compiled by Center “Energy,” serves as the basis forpayments.



Emergency System Automatics & Protection

Противоаварийная автоматика



Large power systems’ reliability around the world is ensured by :

• implementing reliability principle N-1 requires significantbackup capabilities, which would be enough to make sure thatfailure of any of the components of the power system would notresult in power outage.

• using specialized emergency control equipment that reducesthe probability of failures or emergency events.



The above mentioned principle was adopted in the Westernpower systems. It requires significant money investments intoconstruction of power utilities to ensure sufficient backup.

Is this enough to ensure the appropriate reliability of all powersystems or some elements thereof??

The following diagram will have the answer.



Здесь будет схемаСъемка из космоса полного погашения энергосистемы Италии



Operations of power systems in Western Europe, United States,and Mosenergo, which do not have sufficient capabilities as faras emergency management equipment is concerned, showthat:• it is impossible to achieve continuous failure-free operations ofthe power system at the expense of the backup (the principle #1);• human error, inability to make the right decision on the spotmay result in the cascading failure of the power system.



In the former Soviet Union, there were a large numberof interconnected power utilities (IPUs). They werelocated at great distances from each other andoperated independently from each other.Interconnected systems did not follow the principle # 1.Thus, when IPU were combined into the Unified PowerSystem, special resources were allocated toemergency management, which allowed to:• reduce the cost of construction of new power utilities;• increase the reliability of Unified PS operations instress conditions.



Presently, new power utility systems are being built inAfghanistan, including the transmission lines.• Some regions within the power system of Afghanistanare connected to the Unified PS of Central Asia as«island » schemes.• There are plans to integrate power system operationsof Afghanistan into Unified PS of CA, and from thereinto Unified PS of CIS.• When the interconnected operations are in place, theAfghan energy system will have to adhere to the samerequirements and criteria as all the other parties of theUnified PS of CIS.



As stated before, the Afghan power system is notinterconnected to parallel operations.As far as operations management is concerned, powerconsumption in the “islands” of the Afghan powersystem is an integral part of power systems where itgets its energy from.

Therefore, the dispatcher of the Center “Energy”, whomanages the energy flows within Unified PS in CA,does not receive the data on the power systemoperations in Afghanistan.



As soon as within the power grids of Afghanistan loopsystems or generators will be hooked up to networks ofUnified PS of CA, it will be prudent to raise the issue ofinterconnection between the power system ofAfghanistan and Unified PS of CA, as well as to discussthe terms of such interconnection.Since the interface between the Unified ES of CA andthe power system of Afghanistan is considered to be aweak link, special attention should be paid toemergency control issues in this link.



The purpose of automated emergency management systems isto provide stability of operations under normal and post-stressconditions.Energy flows in weak transmission lines should not exceedpermissible values as far as :• static and dynamic stability, and• thermal stability (heating of lines) are concerned.As a rule, first requirement is the determining one.What benefits does the emergency control equipment provide? –Automated emergency control equipment not only providesstability of the post-event operations, but also providesincreased transmission capacity in weak sections.



Admissible flow in weak sectionсечении:

• без ПА – 600 МВт

• с ПА – 1900 МВт




Increase of the admissible flow could be achieved by controlling the impactof emergency control equipment in the before and/or after the emergency event. For example, when the weak power outage occurs:• in the deficient areas of the power system various devices are automatically triggered in order to:

– Maintain normal frequencies (АЧР – automated frequency load relief);– Provide steady interconnected operation of power system (САОН –

special automated load shedding);– Promote viability of power plants or their separate units when

frequencies precipitously drop (ЧДА – automated frequency separator).• in the excessive areas of the power system various devices are triggered to prevent power overload thus disturbing the balance of the power system:

– Automated load relief on power units (ИРТ – fast turbine valving relief, orДРТ – long turbine valving relief);

– Automated shut off of the generator (АОГ).



This list of emergency control system equipment (ECS/ПА) is farfrom being complete and it requires:• planning work;• specialized installation and check-out work;• starting up and adjustment operations;• further use of emergency control system.

Within the power systems, these types of work are done byspecial companies.In addition, national utility agencies have experts in thedepartments of emergency control, whose job is to adjustECS/ПА depending on electricity requirements.



What kind of emergency control equipment needs to be installedin the power system of Afghanistan when it joins theinterconnected system of Central Asia?

Who can install in the shortest period of time emergency controlsystems and make them work given the fact that a great amountof time has been lost?

What will happen if there are no ECS/ПА?



• In order to determine the amount and locations for installation of ECS/ПА, itis necessary to urgently commission the services of JSC“Sredazenergosetproekt” .• It is imperative to follow up on its findings in energy utility companies withinUnified PS of CA and the Afghan power system (specialized installation andcheck-out companies).• It is imperative to develop procedures for operating relay protection devicesand emergency controls (Center “Energy” and “Brishno Muassa”).• The lack of automated emergency controls will result in delay of the Afghantotal integration into the interconnected system of Unified PS of CA.• The volume of transmitted energy from Unified PS of CA to Afghanistan willbe insignificant if the automated emergency control systems are not installed.



Even bigger problems will arise when the issue of the interconnected systembetween the South-East Asia and Unified PS of CA will be discussed.Project CASA-1000 suggests to solve the issues of system’s sustainability(stability?) introducing direct current.Such an approach is feasible when two power systems join together and bothhave a well-developed power grids, they are reliable on the basis of Principle# 1, or if a small power system joins the large one.Such scheme is working in the power systems between Russia and Finland,for example.In the schemes that do not satisfy Principle # 1, the outage on the directcurrent line or any other weak transmission line, which connects powerutilities, will result in prohibitive power load during the transmission, and tothe cascading event.The implementation of projects similar to CASA -100 is not possible unlessemergency control systems are installed.



Water Issues

Водные проблемы



• During the Soviet Period, there existed a regional model ofexchanges (not trade, however) of energy and energyresources, which benefited from the advantages of combinedefforts within the Unified PS, as it was planned.• In the 90-s, there was a model of compensation trade ofenergy and energy resources.• When compensation trade was banned, such exchangesbecame possible within the framework of intergovernmentalagreements (MПС). In the beginning, the agreements weremultilateral, and then bilateral.• The process of entering into such agreements is very tediousand long, as it has factor in different aspects of relationships notonly among the economic entities, but also between countries.



• Applying principles of market economy in trade, especially intrade of energy and energy resources, have resulted inhindering the existing models.• Various international organizations and agencies hadsuggested models, which did not take into account majordistinctive feature of the Unified PS of CA, such as closeinterconnection between energy and water use in the region.• One of the major impediments in the development of regionalenergy trade is the difference in energy and energy transmissionrates for domestic and foreign markets in the region. It isimportant to note that such phenomenon exists not only in thisregion, but is common for other countries in the world,



The essence of the water issues is as follows:• Countries where water resources are located, and where there are no power plants, have to supply its consumers with electricity and gas during winter by:

– Buying organic fuel from neighbors (for retail consumers and power plants) for not reduced price, but for close to international market price;

– Buying energy generated by fossil-fuel power plants in the neighboring countries , that has higher price than energy generated by hydro power plants;

– Generating hydro power in hydro power plants while pushing consumers who use natural gas to use electricity.

• Have to use the third option, which results in release of water during winter and water shortages in summer;• There is no regional document, which would spell out water use rights in the cross-border regions :

– The intergovernmental agreement of 1998 is now obsolete and it does not take into account new market economy. An attempt to develop a new agreement has failed;

– When references to international conventions on water use are made, they contradict each other, as they are of general nature and do not take into account characteristic features of the region.



There is a need to develop a regional model for relationships, which takes intoaccount the issues raised both by energy producers and water users.At the same time it is important to define whether the model includes all thecomponents:• water release from reservoirs above required needs during the vegetation period;• energy issues arise in connection with that;• reciprocal supply of hydrocarbon products in the winter and spring and/or electricpower;• prices of organic fuels (reduced or international market price);• prices of energy generated by HPP and TPP;• supply of natural gas and coal for power plants only (or for retail consumers as well?)or the model should consider only water and energy , i.e. to remove from the modelthe fuel component as it does not directly affect the volume of water release andsubsequent hydropower generation;• Water accumulation services in reservoirs for multi-year regulation and reregulation,based on the amount of precipitations during that year period.

The most important issue, which all the parties should agree upon when discussingwater use of cross-border rivers, is to obtain mutual guarantees that a country shallnot harm neighboring countries with its water-use behavior.



Спасибо за внимание


Central Asian Cross-Border Electricity Transmission Interconnections

Межгосударственные электрические связи в Центральной Азии

Dr. Khamidilla Shamsiev, Director of Coordinating Dispatch Centre “Energia”

New Delhi, 21-23 March, 2011




Background of Central Asian Interconnections

Межгосударственные связи в ОЭС ЦА



Узбекистан

Север ТаджикистанаЮг Таджикистана

Казахстан Север Кыргызстана

Юг КыргызстанаТуркменистан

Структурные связи энергосистем ОЭС ЦА



Конфигурация ОЭС ЦА была сформирована в 70-х годах:• ОЭС ЦА была спроектирована как единое целое.• Структура ОЭС - 30% ГЭС и 70% ТЭС являетсяоптимальной для решения вопросов регулирования частотыи мощности.• Долгосрочное планирование режимов учитывало структуругенерирующих источников в энергосистемах ОЭС и,соответственно, вопросы централизованного обеспечениятопливом электрических станций.• Учитывались потребности не только энергетики, но иирригации (водные и энергетические режимы былисвязаны).• Оптимизация режима предполагала минимизацию затраттоплива и потерь электроэнергии в сетях в масштабах всегоэнергообъединения.



• Графики ремонтов оборудования энергосистемувязывались между собой, обеспечение запасными частямипроизводилось централизованно.• Оперативно-диспетчерское управление режимами имеложесткую вертикальную иерархию, высшим звеном которойбыло ЦДУ ЕЭС СССР (несмотря на то, что ОЭС ЦАработала изолированно).• Общность и тесная взаимосвязанность режимовэнергосистем, входящих в ОЭС ЦА – основная предпосылкадля управления режимами энергосистем из единого центраи создания предприятия ОДУ Средней Азии, а такжеподобных структур в смежной водной отрасли (БВО«Сырдарья» и БВО «Амударья»).



После распада СССР:• централизованное обеспечение энергетическимиматериалами и ресурсами закончилось;• во всех энергосистемах срочно принимались меры пообеспечению энергетической независимости, т.е.самосбалансированности по энергии и топливо-обеспечению, но стартовая позиция стран сильноотличалась;• водные и энергетические режимы оказалисьнесбалансированными;• задача получения оптимального режима в масштабах ОЭСотошла на задний план.Но ни одна из энергосистем не могла обеспечитьсамостоятельно полноценную работу с обеспечениемнадежности энергоснабжения своих потребителей.



Governance of International Agreements & Financing

Соглашения о параллельной работе и Финансирование



Сохранение параллельной работы энергосистем в рамкахизолированно работающей ОЭС была главной задачей. С этойцелью руководители энергосистем 19.11.1991г. в г. Ашхабаде :• подписали Соглашение о параллельной работеэнергетических систем Республики Казахстан, КыргызскойРеспублики, Республики Таджикистан, Туркменистана иРеспублики Узбекистан;• учредили предприятие «Объединенное диспетчерскоеуправление энергосистемами Средней Азии», взяв егофинансирование на себя на долевой основе (с 1994 года ОДУСредней Азии переименовано в ОДЦ «Энергия»).• учредили руководящий орган по управлению и координациипараллельной работы ОЭС Средней Азии - СоветОбъединенной энергетической системы Средней Азии (СоветОЭС Средней Азии), в состав которого входили первыеруководители энергосистем.



27 октября 2004 года энергосистемы стран Центральной Азиизаключили Соглашение о координации отношений в областиэлектроэнергетики энергосистем Центральной Азии.В соответствии со Статьей 1 этого Соглашения былорганизован Координационный Электроэнергетический СоветЦентральной Азии (КЭС ЦА), являющийся совещательныморганом энергосистем, заменивший действовавший СоветОЭС Средней Азии.На заседании КЭС ЦА, состоявшемся 29 сентября 2006 года,Участники КЭС ЦА утвердили Учредительный Договор осоздании и деятельности негосударственной некоммерческойорганизации – учреждения КДЦ «Энергия», на которое быловозложены функции:• осуществления параллельной работы;• координации оперативно-диспетчерской деятельностиэнергосистем Центральной Азии.



Operational Responsibilities

Ответственность диспетчерских подразделений



•Тесная взаимосвязь режимов энергосистем, входящих вОЭС ЦА, единая система противоаварийной автоматики вОЭС ЦА технологически обусловили необходимостьсохранения единого центра координации оперативно-технологической деятельности энергосистем.•Этому способствовало также то, что в энергосистемахотсутствуют специалисты, которые могли бы производитьрасчеты режимов и настройки ПА и РЗА в масштабах ОЭСЦА. Кроме того, необходимая информационная база ипрограммное обеспечение также сосредоточены в КДЦ«Энергия».•Вертикаль централизованного диспетчерского управлениядействует только в пределах национальных энергосистем,во взаимоотношениях с соседями – только горизонтальныесвязи равноправных партнеров.



Структура диспетчерского управления:СО ЕЭС – SO of Unified PS

ОДУ – SO of United PS

ЦДС – SO of National PS

ОДС – SO of Region (Province) Grid

ОДГ – SO of district networks

- в Единой энергосистеме СНГ

- в Объединенной энергосистеме

- в национальной энергосистеме

- в сетевом предприятии

- в районной электрической сети

После развала Советского Союза ЦДУ ЕЭС (ныне СО ЕЭС) руководит оперативной работой энергосистем на территории России и координирует совместную работу энергосистем стран СНГ, примыкающих к ЕЭС России.За пределами России структура ОДУ сохранилась лишь в ОЭС Центральной Азии и Юга Казахстана и функции координации работы национальных диспетчерских центров ОЭС ЦА осуществляются КДЦ «Энергия».



В зону ответственности диспетчера КДЦ «Энергия» входитоборудование электрических станций и сетеймежгосударственного и межсистемного значения (220 и 500кВ) и соответствующая релейная защита ипротивоаварийная автоматика.КДЦ «Энергия» отвечает за технологическое обеспечениепараллельной работы энергосистем.Поэтому техническую экспертизу в КДЦ «Энергия» должныпроходить:• все контракты между энергосистемами;• проекты по развитию и модернизации энергосистем.Информация КДЦ «Энергия» по коммерческим перетокаммежду энергосистемами служит основанием дляпроведения финансовых расчетов между ними.



Emergency System Automatics & Protection

Противоаварийная автоматика



В мировой практике надежность функционирования крупныхэнергообъединений обеспечивается за счет:

• выполнения принципа надежности N-1, требующеговыполнения такого резервирования, при которомотключение любого элемента энергосистемы не приводит кнарушению энергоснабжения;

• внедрения специализированных средствпротивоаварийного управления, направленных на снижениевероятности возникновения аварий и их развития.



Первый путь получил распространение в западныхэнергообъединениях. Он сопряжен со значительнымисредствами, которые необходимо вложить в электросетевоестроительство для обеспечения достаточногорезервирования.

Является ли он достаточным для обеспечения надлежащейнадежности функционирования всего энергообъединенияили его частей?

Ответ можно видеть из следующей картинки.



Здесь будет схемаСъемка из космоса полного погашения энергосистемы Италии



Опыт функционирования энергосистем Западной Европы,США, Мосэнерго, в которых, как оказалось, уровеньвнедрения средств противоаварийного управлениянедостаточен, показывает:• за счет резервирования (применения принципа N-1)достичь гарантированной бесперебойной и безаварийнойработы энергообъединения невозможно;• человеческий фактор, задержка в принятии правильныхрешений не исключает каскадного развития аварии вэнергосистеме.



На территории бывшего Советского Союзафункционировало большое числоэнергообъединений (ОЭС), удаленных иработавших изолированно друг от друга.Межсистемные связи не соответствовали принципунадежности N-1.Поэтому при объединении ОЭС в Единуюэнергосистему (ЕЭС) особое внимание уделялосьпротивоаварийному управлению, что позволило:• снизить затраты на строительство электрическихсетей;• повысить надежность работы ЕЭС в напряженныхрежимах.



В настоящее время идет становлениеэнергосистемы Афганистана, в том числеинтенсивное электросетевое строительство.• Отдельные регионы энергосистемы Афганистанауже работают с энергосистемами ОЭС ЦА по«островным» схемам.• Планируется организация параллельной работыафганской энергосистемы с ОЭС ЦА и через нее сЕЭС СНГ.• При вхождении на параллельную работу кафганской энергосистеме будут предъявляться теже требования и критерии, что и для другихучастников ЕЭС СНГ.



Как указывалось выше, Афганская энергосистемапока не является участником параллельнойработы.С точки зрения диспетчерского управленияпотребление островных участков афганскойэнергосистемы является составной частьюпотребления энергосистем, откуда они получаютпитание.Поэтому диспетчер КДЦ «Энергия»,осуществляющий диспетчерское управлениережимами ОЭС ЦА, не видит информацию обэнергосистеме Афганистана.



Но как только через электрические сетиАфганистана появятся кольцевые схемы илигенераторы Афганистана будут подключены ксхемам, работающим с ОЭС ЦА, нужно будетговорить о параллельной работе энергосистемыАфганистана с ОЭС ЦА и об условияхосуществления этой параллельной работы.Учитывая, что интерфейс ОЭС ЦА – Афганскаяэнергосистема квалифицируется как слабая связь,особое внимание будет необходимо уделитьпротивоаварийному управлению этой связью.



Задача противоаварийной автоматики – обеспечитьустойчивость нормальных и послеаварийных режимов.Перетоки по слабым связям не должны превышатьдопустимые величины с точки зрения:• статической и динамической устойчивости;• термической устойчивости (по условию нагрева проводов).Как правило, определяющим является первое требование.Что дает применение противоаварийной автоматики? –Противоаварийная автоматика не только обеспечиваетустойчивость послеаварийных режимов, но также позволяетзначительно повысить пропускную способность слабыхсечений.



Допустимй переток в сечении:

• без ПА – 600 МВт

• с ПА – 1900 МВт

• Здесь будет схема



Увеличение допустимого перетока достигается за счет управляющих воздействий ПА в доаварийном и/или послеаварийном режиме. Так, при отключении слабой связи:• в дефицитной части энергосистемы действуют виды автоматики, предназначенные:

– для сохранения нормальной частоты (АЧР – автоматическая частотная разгрузка);

– для обеспечения устойчивой параллельной работы частей энергосистемы (САОН – специальная автоматика отключения нагрузок);

– для обеспечения живучести электростанций или их отдельных энергоблоков при недопустимом снижении частоты (ЧДА –частотная делительная автоматика).

• в избыточной части энергосистемы действуют виды автоматики, предотвращающие наброс мощности в сторону балансирующей энергосистемы:

– автоматика разгрузки энергоблоков (ИРТ – импульсная разгрузка турбин или ДРТ – длительная разгрузка турбин);

– автоматика отключения генераторов (АОГ).



Этот далеко неполный перечень противоаварийнойавтоматики (ПА) требует выполнения:• проектных работ;• специализированных монтажно-наладочных работ;• пусконаладочных работ;• дальнейшей эксплуатации комплексов ПА.

В энергосистемах эти работы выполняютспециализированные предприятия.Кроме того, в составе национальных служб энергосистемимеются сектора по противоаварийной автоматике, которыезанимаются перенастройкой ПА в зависимости оттребований электрических режимов.



Какие виды автоматики из перечисленного вышенеобходимо установить в энергосистеме Афганистана приее вхождении на параллельную работу с ОЭС ЦА?

Кто может, с учетом того, что время упущено, в кратчайшиесроки организовать работу ПА?

К чему приведет отсутствие автоматики?



• Для определения объема и места установки устройств ПАнеобходимо срочно заказать проект (ОАО«Средазэнергосетьпроект»).• Необходимо внедрить его решения на энергообъектах ОЭСЦА и Афганской энергосистемы (специализированныемонтажные и наладочные организации).• Необходимо разработать инструкции по ведению режимов иэксплуатации РЗ и ПА (КДЦ «Энергия» и «Бришно муасса»).• Отсутствие автоматики приведет к сдвигу сроковполномасштабного вхождения энергосистемы Афганистана напараллельную работу с ОЭС ЦА.• Без автоматики объемы передаваемой мощности из ОЭС ЦАв Афганистан будут незначительны.



Еще более сложные проблемы возникнут при рассмотрении вопросапараллельной работы ОЭС ЦА с регионом Юго-Восточной Азии.В проекте CASA-1000 предлагается решить вопросы устойчивостиприменением вставки постоянного тока.Такой подход применим, когда объединяются две энергосистемы, вкоторых электрические сети хорошо развиты и они соответствуютпринципу надежности n-1, или одна небольшая энергосистемаприсоединятся к большой.Такая схема имеется, например, между энергосистемами Финляндии иРоссии.В схемах, не удовлетворяющим принципу n-1, отключение линиипостоянного тока или любой другой слабой связи транзитной сети,связывающей энергообъединения, приведет к недопустимому набросумощности на транзит и каскадному развитию аварии.Без применения противоаварийной автоматики реализация проектов,подобных CASA-100, невозможна.



Water Issues

Водные проблемы



• В советское время действовала региональная модельвзаимообменов (но не торговля) электроэнергией иэнергоресурсами, учитывающая преимущества совместнойработы в рамках ОЭС, как это было запланировано попроекту.• В 90-е годы действовала модель бартерныхвзаимообменов электроэнергией и энергоресурсами.• В связи с запретом бартера указанные взаимообменыстали осуществляться в рамках межправительственныхсоглашений (МПС), в начале многосторонних, затемдвухсторонних.• Механизм заключения МПС очень трудный и длительный,т.к. должен учитывать различные факторы в отношениях нетолько между хозяйствующими субъектами, но игосударствами.



• Внедрение рыночных механизмов в торговлеэлектроэнергией и, главным образом, энергоресурсамипривело к нарушению действовавших моделей.• Предлагаемые различными международнымиорганизациями и институтами модели не учитывали главнуюособенность работы ОЭС ЦА – тесную взаимосвязьэнергетических и водных режимов.• Одним из главных тормозов в развитии региональнойторговли электроэнергией является различие уровня цен наэлектроэнергию и энергоносители для внутреннего ивнешнего рынка в странах региона. Следует отметить, чтоэто не является особенностью региона и часто встречаетсяв мировой практике.



Суть водной проблемы в следующем:• Страны, в которых сосредоточены основные гидроресурсы региона, а органических энергоносителей практически не имеется, вынуждены для обеспечения своих потребителей электроэнергией и газом в зимний период:

– покупать органическое топливо у соседей (для населения и электростанций) не по льготным по ценам, а по ценам, приближающимся к мировым;

– покупать в соседних странах электроэнергию, выработанную на тепловых электростанциях по более высокой цене, чем электроэнергия гидростанций;

– вырабатывать электроэнергию на гидростанциях с переводом потребителей газа на потребление электроэнергии.

• Вынужденно используется третий способ, что приводит к дополнительным сливам воды в зимний период и нехватке воды в летний период;• Отсутствует региональный документ, регламентирующий отношения по использованию трансграничных рек в регионе:

– межправительственное соглашение 1998 года устарело и не учитывает новые рыночные отношения, а разработка нового соглашения успеха не имела;

– ссылки сторон на международные конвенции по воде, как правило, противоречивы, т.к. они являются документами общего характера и не учитывают специфику региона.



Имеется потребность в разработке региональной модели взаимоотношений,учитывающая вопросы энергетиков и водников.При этом нужно определиться, должна ли модель учитывать все компоненты:• водовыпуски из водохранилищ сверх собственной потребности в периодвегетации;• сопряженную с ними электроэнергию;• ответные поставки в осенне-зимний период углеводородных энергоносителейи/или электроэнергии;• цены на органическое топливо (льготные или мировые);• цены на электроэнергию, выработанную на ГЭС и на ТЭС;• поставки газа и угля только для электростанций (или также для населения?)или рассматривать в модели только воду и электроэнергию, т.е. вывести измодели топливную компоненту как не имеющую прямого отношения к объемуводовыпусков и соответствующей выработки гидроэнергии;• услуги по накоплению воды в водохранилищах многолетнего регулирования иперерегулированию запасов, исходя из водности года.

Главный момент, который должен быть согласован сторонами при рассмотрениивопроса трансграничных рек – получение взаимных гарантий по не нанесениюсвоими действиями ущерба соседним странам.

POWER TRADING IN THE SOUTH ASIA REGION

A Presentation by

Harish SaranSr. Vice President

PTC India Ltd. New Delhi

Email: [email protected]: www.ptcindia.com

SECTION – A :

Overview of Regional Cooperation

Drivers of Electricity market Globally factors that are driving change in Electricity

Industry are:

Liberalisation reducing the role of government and allowing market

forces to shape the industry Competitive Re-structuring

commercial pressures reshape the existing structures by unbundling the vertically integrated utilities into commercial nimble business enterprises

Globalization Companies transcend political boundaries in the pursuit

of new business and the international market for electricity, gas, water, and telecommunications offer increased trading opportunities and spread risks.

Bilateral and Regional Cooperation in power

USA-Canada power exchange USA-Mexico power exchange UK-France Nordic Countries Gradual opening up and integration of

electricity market in EU ASEAN + 3# (# Japan, South Korea, China) SAPP Indo-Bhutan power exchange Indo-Nepal power exchange

Prospects for Regional Cooperation Vast Potential for

– Increasing efficient use of energy through region-wise utilisation of resources

– Improving regional energy security by expanding the energy supply resource portfolio of each country

Diverse fuel resources can be leveraged to achieve optimal utilization

Large population and economic growth leading to higher energy demand

Developing the Regional Power Pool

CAPACITY AND DEMAND

Bangladesh: ~~5,000 MW Capacity. Most in East. Power Shortages in East & West.

Bhutan: ~~1500 MW Capacity. 1490 Hydro, 11MW Thermal. 150MW Demand. 1,100MW Under Construction, Mostly for Export.

Nepal: ~~600 MW Capacity. 560 MW Hydro, 40 MW Diesel. 700 MW Demand (Dry Season). 240MW Under Construction, Mostly for Export.

India: ~~175,000MW Capacity. 15,000MW Peak shortage (Shortage 13.2%). Power Shortages in North/South/West

Pakistan: over 17000 MW Capacity; 71% thermal, 28% hydro; short-term oversupply situation

Sri Lanka: ~~1600 MW Capacity, 71% hydro, 29% thermal (oil), overall shortage.

SECTION – B :

Potential in South Asia Region

Potential in South Asian Region

Nepal has hydro-potential of 43,000 MW – techno-economically viable but only 1.5 % of it has been developed

Development of competitive hydro projects in Nepal to cater to Indian demand, particularly in Northern region seems promising

Nepal plans to develop a number of hydro projects either jointly with India (Pancheswar, Karnali, Saptkoshi )or through private participation (West Seti, Upper Karnali, Arun -III)

India and Nepal have signed Mahakali treaty in Feb’1996 for joint development of above projects


Bhutan: Large hydro potential of 30,000 MW –economically viable

Surplus power to India from Chukha(336 MW) , Kurichhu(60 MW) and Tala(1020 MW) – About 5000 MUs being injected into Indian Grid

Many more projects are in planning stage So far government to government cooperation IPPs are showing interest in development of power projects


Bangladesh:–Rich in gas resources (over 50 Tcf)–Reserve/Production Ratio: 37 against world average of more than 60

may have commercial plan to –export gas –provide gas-based peaking power support–provide transit route for gas/power

Economic power exchange can take place among the countries, particularly with India

Discussions were held in the past for grid interconnection between Bangladesh and India. However, no tangible progress could be achieved.


Sri Lanka meets its power requirement through hydro generation and also through oil/gas based power stations

Sri Lanka facing deficit in power– Lack of sufficient energy resources

Due to environmental concerns, Sri Lanka may prefer to import power from India on long term basis

Power System Inter-connection through submarine cable is under discussion for sometime

– Studies carried out for feasibility of HVDC submarine link of 2x250 MW capacity between India and Sri Lanka

May address energy security issues of Sri Lanka


India: Growing economy, huge demand for energy– Large coal reserves(85 Billion Tonne), mostly in eastern and

central India- third largest producer of coal in the world (1998 Production-362 Million Tonne) low calorific value, high ash content; Lignite (15% of World total)

– Huge hydro potential in the Himalayan region and in North-Eastern part, 1,50,000 MW (84,000 MW at 60% LF)

– Limited oil/gas reserves(5.0 Billion barrel, 0.5% World Total)– Nuclear potential:

Uranium 10,000Mwe Thorium 300,000 Mwe

– Wind Power :5th largest producer of wind power (40,000 MW total)

A major prospect in South Asia for trading in energy

SECTION – C :

Existing Trading

Present Trading

Govt of India has nominated PTC as a Nodal agency for exchange of power with Bhutan and Nepal

PTC enters into contracts with the concerned organizationsin the neighboring countries on commercial basis

PTC also co-ordinates with Central Transmission Utility,generating companies and state utilities in India, which arebulk customers of power

PTC is supportive of cooperation in regional energy trade interms of optimizing the installed capacity by way of utilizingthe diversity in peak demand, sharing the spinning reserve,optimizing the overall generation mix as also addressingenergy security issues.

Indo-Bhutan Power Exchange PTC purchasing surplus power from following three projects in

Bhutan: Chhukha HEP Kurichhu HEP Tala HEP

An illustrative case: 1020 MW Tala Hydro-Electric Project– Agreement signed between the two Governments on 5th March

1996– Validity of PPA : 35 years– The Agreement provides for:

Surplus power i.e. all the power over & above that requiredfor use in Bhutan shall be sold to Government of India(GOI) and GOI is committed to purchase all the surpluspower

Initial tariff determined based on mutually agreed termsand conditions

The tariff to be reviewed at the end of each 3 year period

Tala Project: Salient Features

Installed Capacity: 6X170 MW (1020 MW)

Run of the River Scheme

Peaking Power Availability: 4 Hrs

Annual Energy Injection: 3962 MUs

Transmission Interconnection: 400 kV( Two Double Ckts.)

Allocation of power (85% of 1020 MW) is as under:– West Bengal : 45%– Bihar : 30%– Jharkhand :13.48%– DVC :6.52%– Orissa :5%

15% unallocated share is being given to NR States in India

Salient features of PPAs with Bhutan

Wheeling charges & losses upto delivery point is payable by Bhutan

The quantum of energy received by India in a month is the actual energy delivered by Bhutan at delivery point after apportionment of losses

Bhutan raises bill on monthly basis by 10th of succeeding month

India makes direct payment to Bhutan within 30-45 days

Guaranteed payment to Bhutan (through PTC)

The payment is made in INR through telegraphic transfer in a designated account. Bhutan having direct claim on this account for any default in payment

Volume of PTC’s Electricity Trading with Bhutan

Year Energy export to India (MUs)

Revenue to RGoB

(Nu. Million)

2003-04 1751 2691

2004-05 1735 2708

2005-06 1762 3452

2006-07 2963 5695

2007-08 5234 9778

2008-09 5883 1096

2009-10 5334 9967

Indo-Nepal Power Exchange

– Commenced in 1971– Quantum of exchange moderate : up to 100 MW– Present Inter-connections mostly at LV/MV besides few

132 kV links

May not support higher exchangeReliability issues

Transmission interconnection needs to be enhance Better prospects for interconnection with Northern Region

Indo- Nepal Power Exchange

PTC –the nodal agency identified by GoI for Power Exchange with Nepal

An active member of Indo-Nepal Power Exchange Committee

Pursuing opportunities for short term and long term trade in electricity for mutual benefits

Acting as facilitator for transmission inter-connection between the two countries- Investment in transmission capacity

Arranged 25 MW RTC power to NEA.

Initialed PPA with SMEC West Seti for purchase of 750 MW power

Proposing to facilitate formation and partner in a company in Nepal for accelerating hydro power development.

Conclusion

Power trading is presently based on bilateral agreements and although Energy Ring is high in SAARC agenda, the progress has remained slow

The abundance of natural resources in the region offers lot of opportunities for trading in energy

The strategies for promotion of trading can be through carrying out sector reforms, setting up suitable institutional arrangements, joint investment in project including Environment Impact Assessment (EIA), Private sector participation, long term transmission planning and free exchange of information

Where there is a will, there is a way!

Way Ahead – suggested steps.

Possible to extend the concept from power regions in India to power systems of nation-states in the region and realize the same synergies.

Step I; Start with the Short-Term Market, as it will; – Provide better utilization of existing capacities and

resources– Inculcate confidence in market participants through

successful demonstration– Require only incremental investments and enabling

regulatory / settlement forums over a short time period

Step II; Develop on the platform established through short-term transactions by planning for Long-Term commitmentsaddressing complementarities in demand / supply and resource patterns. Will require multi-year investment plans. However, start small by planning one or two demonstration projects, and then scale up.

Step III; Develop matching organizational capacity in all participants to participate in the Very Short-Term market.

“If our region wants to be part of dynamic Asia…then we must act, and act speedily”

Prime Minister Manmohan Singh

13th SAARC Meeting at Dhaka, 12 November 2005

Visit us at <www.ptcindia.com>

Thank You

Any Questions?

Power Sector of Bhutan

Bhutan Power Corporation Limited

Outline of the Presentation:

• Salient geographical features of Bhutan• Hydropower Development in Bhutan• Power Supply & Demand • Transmission Network• Present Transmission Works• Future Transmission Works• Other Projects• Other Issues

Salient geographical features of Bhutan:

• Located in the EasternHimalayas

• Area – 38,394 sq. km• Forest cover – 72.5%• Population – 6,34,982 (2005

Census)• Altitude range from 100 –7500

meters above mean sea level• Stretch of 170 km north to

south and 300 km east to west• Climate – generally 4 seasons

(Spring, Summer, Autumn, andWinter)

• Religions: Buddhism, Hinduism

Hydropower Development in Bhutan:

• Total Hydro Power Potential = 30,000 MW (Techno‐Economically Feasible : 24,000 MW)

• Total Installed Hydro Generation Capacity = 1488MW (from 28 power plants sizes ranging 8 kW to1020 MW)

• First hydropower plant of 360 kW built in 1967 inThimphu (Capital)

Hydropower Development in Bhutan (Contd.):

• First CDM micro hydro (Chendebji) – 70 kWcommissioned in August 2005

• Remaining to be developed = 71 large sites that have been identified ( 22,280 MW)

• 10,000 MW hydropower generation capacities to be developed by 2020.

Power Supply & Demand:

• Electricity export ‐ About 75% of the generation

• Annual export estimate = 7,216.53 MU (2010)

• Revenue from sale of electricity contributes to 40%of national revenue.

• Bhutan’s consumption + losses = 1,628.03 MU (2010)

Sl. No.

Name of Hydropower Plant

(HP)

Year of commissioning

Installed Capacity (MW)

Average Annual

Generation in MU

1 Chhukha HP 1986‐1988 336 2,0242 Basochhu HP ‐ Upper

Stage1999 22 105

3 Kurichhu 2000‐ 2001 60 4004 Basochhu HP ‐ Lower

Stage2004 40 291

5 Tala HP 2006‐2007 1020 4865Total 1478 7865

Existing Major Hydropower Plants (HP):

Power plants in pipeline:Sl. No. River Basin Project Name

Installed Capacity (MW)

Construction Period

1. Punatsangchhu Punatsangchhu‐I 1200 2007 – 2014

2. Mangdechhu Mangdechhu 770 2009 – 2016

3. Punatsangchhu Punatsangchhu‐II 990 2009 – 2016

4. Bumthangchhu Chamkharchhu‐I 670 2014 – 2020

5. Bumthangchhu Chamkharchhu‐II 570 2017 – 2022

6. Drangmechhu Kholongchhu 485 2020 – 2024

7. Amochhu Amochhu (Dorokha) 500

8. Nikachhu Nikachhu 210

9. Kurichhu Rothpashong 400

10. Dagachhu Dagachhu CDM 114 2007 ‐ 2011

11. Punatsangchhu Sunkosh 4,060

Total MW 9,764

• Length of 400 kV D/C lines 74.143 km


• Length of 220 kV S/C lines 183.739 km




• Length of 66 kV M/C lines 3.405 km

Total Transmission Line Length 949.707 km

Existing Transmission Network in Bhutan

Existing Transmission Substation in Bhutan

Sl. No.

Substation Qty (Nos.) Capacity (MVA)

1 400 /220/66kV substation 1 2002 220 /66kV substation 2 1603 132kV substations 7 1024 66kV substations 11 199.55 33kV substations 1 36 66kV Switching Station 1 ‐

Total 23 664.5

Transmission Network in Bhutan:

Transmission works completed recently:

• 66 kV Yurmoo to Trongsa‐ 20.3 km and 66 kV Yurmooto Bumthang‐ 34.70 km

• 132 kV S/C line from Tingtibi to Yurmoo‐ 32.60 km

• 220 kV S/C from Rurichhu to Tsirang‐47.50 km

• 132kV S/C from Deothang to Rangia ‐ 56.46 km

Present Transmission Works:

Transmission Lines under construction:

• 400 kV D/C Transmission line from Punatshangchhu toLhamoizingkha‐ 2 x 86 km

• 220 kV D/C Transmission line from Dagachhu to Jigmeling (viaTsirang)‐ 48. 2 km

• 132 kV D/C East‐West Link from Lodrai to Jigmeling – 12 km

• 220kV S/C Transmission Line from Samtse to Sipsu‐ 35km

• 66kV S/C Transmission Line from Samtse to Gomtu‐ 15km

Present Transmission Works(Contd.):


Substations under construction:

• 220/132kV substation at Jigmeling

• 220/66kV substation at Tsirang


Transmission Line & substation construction under NIT/Limited bidding:

• 220kV D/C line from Malbase to Samtse –45km

• 132/33kV substation at Yurmoo (Trongsa)

• 400 kV line from Kholongchhu to Tali Buli Pooling station

• 400 kV line from Mangdechhu to Tali Buli Pooling station

• 400 kV from Punatshangchhu‐II to Jigmeling

• 400 kV multi‐circuit line from Tali Buli to Jigmeling Poolingstation and extension beyond the Indo‐Bhutan border toBongaigaon, Assam

Future Transmission Works:

• 500 kV HVDC lines from 4000 MW Sunkosh HEP to DamodarValley Project & Meerut

• 400 kV line from Amochhu/Torsa Projects to Siliguri (newBinnaguri) pooling station

• 220/66/33 kV substation at Dhamdhum Industrial Estate(Samtse)

• 66/33 kV substation at Sipsu (Samtse)

Future Transmission Works (Contd.):

• OPGW & ADSS Interlinking

• Telecom Infrastructure – Fibre / Bandwidth

• National Load Despatch Centre

• Remote Metering Systems

• ERP Implementation

Other Projects:

Other Projects (Contd.) :• BPC plans to replace all the ground wire of 66 kV and above

lines with OPGW.

Other possible Business Associations :

• Mini/Micro Hydro project

• Long Term Turn‐key Project Association

• Long Term O&M association – Live Line and Technical Know‐how Transfer

• Continuous need‐based Personnel Interaction / Training

Other Issues:

Future expansion as per SATURN:

BHUTANNEPAL

BANGLADESHINDIA

INDIA

CHINA

THANK YOU

RAM CHANDRA PANDEYGENERAL MANAGER

NEPAL ELECTRICITY AUTHORITYGRID DEVELOPMENT ,NEPAL

South Asia & Central Asia Executive Workshop on best practices in Electricity Transmission and Distribution March 21-23, 2011

NEPAL-INDIA CROSS BORDER ELECTRICITY TRANSMISSION INTERCONNECTIONS AND POWER TRADE

HISTORICAL AND CURRENT PERSPECTIVE OF NEPAL-INDIA POWER EXCHANGE

Goes by some decades-started along with signing of Kosher treaty in 1954 It was , however, in 1971 that Indo-Nepal Power exchange has

commenced-5 Mw in initial years.

Current arrangement : Nepal receives power in three modes.

Power to Nepal from Kataiya Power House under Kosher Treaty; To receive 10 MW

Border Town Exchange Program: 50 MW.

Exchange of Power in contiguous border town. Based on radial system at different points at 11 kV and 33 kV. In principle up to 150 MW is agreed in 2001 ( 6th Power Exchange

Meeting) but yet to be realized. Over and above 50 MW, India wants deal the exchange at

commercial rates

best practices in Electricity Transmission and Distribution, March 21-23


Tanakpur Barrage Power under Mahakali treaty (1996): 70 Millions Units annually- but quantity received is far less due to unsynchronized radial mode of system operation.

POWER TO INDIA Nepal also supplies power to India in the areas of Chandragadhi-

Kishangunj, Biratnagar-Jogbani, Birganj-Raxaul, Bardhghat-Ramnagr all in Bihar.

INSTITUTIONAL MECHANISM Power Exchange Committee(PEC)- constituted in 1992- oversees

the exchange and other issues Supposed to meet once a year by rotation in India and Nepal.

Joint Committee on Water Resources ( JCWR): constituted as per agreement of August 3, 2000 during the visit of the then Prime Minister G.P Koirala.

Headed by secretaries of ministries of both the country. Supposed to meet every six months



INFRASTRUCTURE/INTERCONNECTION At present following three 132 kV interconnections exists for

exchange of power .(1) Duhabi(Nepal)-Kattaiya(Bihar, India)(2) Gandak(Nepal)-Ramnagar(Bihar, India)(3) Mahendranagar(Nepal)-Tanakpur( Uttranchal, India)

Following 400 kV double circuit interconnections have been proposed .

Duhabi-Purnea Dhalkebar-Mujaffarpur Butwal-Anadanagar Anarmani-Silguri

Time frame for future interconnections should take into account the commissioning schedule of various hydro projects in Nepal and anticipated increase in load demand so that transmissions assets are utilized optimally.



WHAT IS HAPPENING BETWEEN TWO COUNTRIES IS MERELYEXCHANGE OF POWER NOT THE POWER TRADE

TO REALIZE THE POWER TRADING BETWEEN TWO COUNTRIES IN REAL SENSE IN COMMERCIAL MODE, DHALKEBAR(NEPAL)-MUJAFFARPUR(INDIA) THE FIRST INDIA-NEPAL INTERCONNECTIONS IS BEING DEVELOPED IN PPP MODEL.

AT THE SAME TIME TO ENABLE POWER TO AND FROM NEPAL FROM THIS CROSS BORDER LINE INTERNAL STRENGTHENING OF LINE IS BEING CONSIDERED UNDER WORLD BANK FINACE FOR WHICH HETAUDA-DUHABI 300 KM LONG 400 kV TL SHALL BE CONSTRUCTED.


Commercial/Legal Framework for Project

Government of Nepal

Nepal Electricity Authority

PTCIndia

CPTCIndia

PTCNNepal

World Bank/IDA

Nepal IPPs

Nepal Consumers

Back

-to-

back

PPA

Back

-to-

back

TSA

Financing Agreement

Project Agreement

Subs

idiary

Agr

eemen

t

ITSA

/PSA

Su

ppor

t

ITSA

ITSA

PSA

Nepal-India Electricity Transmission And TradeProject

PROSPECTS FOR REGIONAL INTEGRATION AND POWER TRADE

Vast potential for regional energy cooperation- specially among contiguous countries like Nepal, India, Bhutan, Bangladesh, Srilanka, Pakistan

Different characteristics of generation resources and demand pattern among countries.

Bhutan and Nepal have large hydro resources far in excess of their own needs.

Similarly Bangladesh has large natural gases and India has large coal reserve.

Several other countries in the south Asia and its vicinity (Myanmar, Iran, Kyrgyz Republic, Tajikistan, Turkmenistan, Uzbekistan) have hydro resources.

Seasonality factor in both demand and generation is highly noticeable among the countries; there is an overall prospects for Energy trade.


PROSPECTS FOR REGIONAL POWER TRADE

The development of hydropower in these hydro abundant countries may be well suited to serious peak power shortages of Bangladesh, India and Pakistan which is driven by hot summers.

India can supply base load power to the neighboring countries like Nepal.

OTHER THAN BHUTAN-INDIA, THERE IS VIRTUALLY NO POWER TRADE BETWEEN CONTRIES IN THE REGION

RECENT DEVELOPMENTS ARE SETTING THE STAGE FOR ELECTRICITY TRADE BETWEEN INDIA AND BANGLADESH AND BETWEEN NEPAL AND INDIA.

Electricity shortages have reached crisis level in Nepal, Bangladesh and some parts of India.

Efforts are underway to realize Cross border power trade through commercial arrangement between India and Bangladesh (500 MW power to Bangladesh) and Nepal and India (150MW to Nepal on long term basis)


PROSPECTS FOR REGIONAL POWER TRADE If Power from India’s North east is enabled to transit through

Bangladesh to west Bengal of India; it can supply not only to the Bangladesh also reduce India’s transmission cost( Saving a distance of about 1000 Km)

COUNTRIES ARE MAKING BILATEAL INSTITUTIONAL ARRANGEMENTS: India-Bhutan already connected Nepal-India high capacity connection is under financing consideration(

First phase: Dhalkebar-Mujaffarpur 400 kV; Study of Possibility of second interconnection study is going jointly with power grid, India)

India-Bangladesh Interconnection- implementation under ADB finance. An under sea link to connect India and Srilanka-Planning stage

AS BILATERAL TRADE STARTED, A TRULY REGIONAL MARKET COULD EMERGE


ISSUES IN INDIA NEPAL POWER TRADE Existing Interconnection capacity inadequate

Solutions – Development of several High Capacity Cross-border interconnections

Adequacy of existing legal and regulatory system for enhancing power trade.Solutions - Project Specific Legal Framework being

Developed; and in parallel Government to Government umbrella agreement being pursued

Tariff to be based on commercial principles.Solutions - Transparency in sharing information; Cost

of delivered power to be competitive; Generator supplying power in the contract will be specified (as is being done in the PSA with PTC


ISSUES IN INDIA NEPAL POWER TRADE

PTC –NODAL AGENCY FOR POWER TRADE BETWEEN INDIA AND NEPAL

Solution – working with PTC at the moment and efforts are on to enable other traders to trade with Nepal

Synchronization between two systems, Solution – Synchronization planned under the

first Cross-Border project

Internal strengthening of TL system in Nepal Solution – a comprehensive plan being defined

and implemented


ISSUES IN INDIA NEPAL POWER TRADE ( Contd..)

WATER ISSUES

Many treaties have been signed on power and water sharing between Nepal and India but little progress have been made in the implementation level.

This is primarily attributed to lack of confidence on both sides. Moreover, Power sharing and cooperation has always been

overshadowed by Water issues. Two countries failed to solve the benefits of sharing arrangement

especially that of irrigation and flood control. Issue of capture the down stream benefits of Multipurpose projects like

Pancheswor, Kosher High dam projects etc. Issue of benefit calculation is much more complicated


CONCLUSIONS

Cross Border Power Exchange is a very important issue; at the same time challenging .

Countries in the region can gain significantly by regional energy cooperation- of region wise utilization of resources and efficient use of energy.

diversification of energy resources, improving energy efficiency and expanding regional energy trade

It is high time that there should be existence of well interconnected transmission facilities in the countries of region.

The establishment of forum like SATURN will help bring positive mind set among the countries in the region and also get professional contribute to the development of more congenial and fruitful cooperation by undertaking policy studies on different modes of power trading and power/Energy pool along lines

This is possible only if there is genuine will at political level, change in the bureaucratic mindset, and realization of the benefits of power trade among the countries


THANK FOR YOUR KIND ATTENTION

RAM CHANDRA [email protected]

best practices in Electricity Transmission and Distribution, March 21-23,2011

South Asia & Central Asia Workshop

March 21 – 23, 2011

New Delhi, India

Best Practices in US Electricity Transmission

for System Reliability

Tony Rodrigues, P.E

Power System Reliability – Best Practices

• System Reliability Requirements

• Emergency Response Requirements

• Technical Hardware and Software

• Outage Planning Coordination

• System Monitoring and Protection

• Smart Grid Role in Transmission

• NERC Reliability Standards

• Regional (Cross Border) Reliability Coordination

Main Power System Components

Power System Elements

Power System Reliability • Primary Requirements

– Understand power system capability and limitations through

power flow and stability studies for various load and

generation patterns and for outage conditions.

– Install various protective relays to isolate power system

elements such as lines, transformers, bus etc. during system

disturbance. Maintain and test all elements in power system

including relays

– Develop Operating Procedures and train operating staff for

monitoring critical system conditions through simulation

studies

– Provide system data and analysis tools to reliability

coordinators.

5

Power System Capability Studies

• Studies need to indicate that the network can be operated to supply projected demands when ever possible over a range of forecast system demands (hot summer, coldest winter and light loads)

• Line and equipment ratings also vary with cooling effect from ambient temperature during various seasons

• The purpose of these analyses is to evaluate system performance within the planning horizon to develop a Bulk Electric System (BES) that will reliably operate over a broad spectrum of system conditions and following a wide range of probable contingencies.

Planning Studies for system protection

• Power flow studies and other system parameters are

required to properly set the relays for protecting

power system elements and for safety

• Planning studies for various outage scenarios is

needed to set the logic for Remedial Action such as

to trigger Special Protection System

• There are several NERC Reliability Standards on

how the system should be planned (TPL) and

protected (PRC).

7

Study Plan - Thermal, Voltage, Stability Limitations

• Steady state analysis includes the system performance during System intact and during Contingency conditions. It provides two distinct analyses: thermal and voltage conditions.

• Transient Stability analysis is performed on the cases developed in the planning horizon to assess their ability to regain an acceptable state of stability after a disturbance has occurred.

• The quantities derived from these studies are monitored to predict stable system operation and avoid cascading system failures

8

Reliability Requirements – Operate within limits

System Operating Limit based on

Facility Ratings (line and equipments)

System Voltage Limits

Transient Stability Ratings

Voltage Stability Ratings

Keep adjusting Operating limits in real time

for the first contingency (N-1)

for the next contingency (N-1-1)

9

10

California Electric Grid

Several Operating Path limits

Hassayampa

(Path 60)

Encina

SONGS

Control

Crag View

Weed Junction

PIT River (Hydro)

Mission Imperial Valley

Adelanto

Miguel

Palo Verde

Devers

Valley Serrano

Mira Loma

Lugo

Victorville

Rinaldi

Mohave Eldorado

McCullough

Market Place

Toluca

Midway Gates

Los Banos

Sylmar

Intermountain

Celilo Malin Captain Jack

Southbay

Tesla

Metcalf

Moss Landing

Tracy

Vaca Dixon

Table Mountain

Round Mountain

Olinda

McCall Panoche

Morro Bay

Helms

Santiago

CFE Tijuana

Talega Escondido

Mead

IID El Centro

Mirage Coachella

West of River

Vincent

Feather River (Hydro)

Shasta Keswick

Geysers

Hunters Point

Potrero

Pittsburgh

San Luis Big Creek (Hydro)

Kings River

Castaic

Cascade

Meridian

Drum

Summit

Inyokern

SPP Silver Peak

Hoover Colorado River

Contra Costa

MEXICO USA Colorado

River

(Path 66)

(Path 15)

Note: Also part of Path 46

USF Path 21

Gregg

Bellota

Hyatt (CDWR)

Aqueduct

Mandalay Ormond Beach

Huntington Beach

Newark

Navajo Moenkopi

Liberty Perkins

North Gila

Maxwell (WAPA)

East of River

Diablo Canyon

The Mix of Electrical Load Matters

Lawrence Berkeley National Laboratory study model

Daily Load Profile

Steady State Power System Analysis - Thermal Loading

Top Area Cost

Left Area Cost

Right Area Cost

152 MW

136 MW

136 MW 166 MW

110 MW 80 MW

130 MW

40 MW

113 MW

110 MW

39 MW 38 MW

57 MW 57 MW

16 MW

16 MW

120 MW 115 MW

6 MW

6 MW

51 MW

184 MW

200 MW

200 MW

9826 $/hr

3957 $/hr

3090 $/hr

Case Hourly Cost

16873 $/hr

OneThree

Four

Two

Five

Six

Seven

53 MW

Eight200 MW

65 MW

34 MW

0 MW

100%

93%

91%

Power Transfer vs. Voltage Changes

14

PV Before and After Contingencies

15

Reactive Power Planning

• Reactive power planning and operational techniques vary

across the United States and Canada.

• In some areas (WECC) voltage is a major concern and requires

extensive study, while in other areas voltage problems rarely

arise.

• Bulk reactive power cannot be transmitted as far as real power,

therefore, local entities need to plan, operate, and control

reactive power.

• Static reactive power supply (such as static capacitors and other

static devices) are typically used to adapt to slowly changing

system conditions.

16

WECC Voltage Swing Criteria

17

Reactive Power Resources

18

19

Resource and Demand Balancing

• The foundation of the electric system reliability

in North America is built upon the “control

area” concept- maintain system frequency

• Control areas are:

– Obligated to follow established reliability criteria

– Required to match their prevailing load with their

generation acquisitions continuously

• If generation is insufficient to satisfy the prevailing

load, then the load must be reduced.

Frequency Response Studies

20

Manage Power System Frequency

21

Frequency Control Actions

22

Dynamic (Stability) Studies

• Generators, static var compensators (SVCs), static

compensators (STATCOMs), other Flexible AC Transmission

Systems (FACTS) and synchronous condensers provide

dynamic reactive power.

• The dynamic reactive power are typically used to adapt rapidly

changing conditions on the transmission system, such as

sudden loss of generators or transmission facilities.

• The correct operation of generator controls is important so that

the electric system can sustain a severe disturbance without a

cascading break up of the interconnected network.

23

Frequency Response - Sudden Loss of Generation

24

Frequency Swing During August 14, 2003 Black Out

25

Maintaining System Stability for Reliability

• Monitor system for conditions which could lead

to loss of system stability and/or system breakup.

• Exercise and test Special Protection Systems

(Remedial Action Schemes) which could initiate

Generation or Load Dropping and avoid

cascading impacts.

• Require secure and redundant communication

channels for monitoring and control functions.

Emergency Response Requirements

Real Time Emergency Response

• Follow established restoration plans and operating

procedures

• Drop designated loads during contingencies

• Reallocate Transmission Capacity based on pro-rata

curtailment calculators

• Request reserve sharing from power pool members

• Reschedule generation, adjust import and exports

• Prepare for the next contingency using “State

Estimator” analysis tool

Areas of Concern during emergency response

• Comply with all NERC Reliability Standards

• Economic impacts of energy transactions

• Coordination with adjacent interconnections

• Protecting valuable investments

• Maintenance of Grid Parameters

– Voltages

– Frequency

– Line/Equipment Loading

Emergency Response Responsibilities

System Operators and Reliability Coordinators

• Ensure that operating entities have adequate Interpersonal

Communication capabilities for the exchange of

Interconnection and operating information necessary to

maintain reliability, especially identify the action as a

Reliability Directive.

• Establish Reliability Coordination and provide capability and

authority to direct other entities to prevent Adverse Reliability

Impacts to the Bulk Electric System and preserve the

reliability benefits of adjacent interconnected operation.

30

Technical Hardware and Software - Tools

– Map board

• System Overview

• Big picture view of switching, etc.

– SCADA

• Real-time data (analog MW, kV, etc., and

alarms)

– Data Archiving Tool

• Summary Information

• Trending

• Event Recorders

Technical Hardware and Software -Tools

• PTI/PSSE

• Power World

• GE Programs

• EMS-Online Data

• Real Time - State Estimator

• Real time utility data exchange system

• Automatic Generation Control Scheme

• Automatic Under voltage load shedding scheme

• Automatic Under Frequency load shedding scheme

32

System Monitoring and Upgrades

• adequate communications facilities (voice and data

links) to appropriate entities

• shall have detailed real-time monitoring capability of its

Reliability Coordinator Area.

• Each Reliability Coordinator shall monitor Bulk Electric

System elements (generators, transmission lines,

buses, transformers, breakers, etc.) that could reach

system operating limits(SOL)

• shall have adequate analysis tools such as state

estimation, pre and post-contingency analysis

capabilities (thermal, stability, and voltage), 33

Communication - very critical to system monitoring

• Telephone

• Radio

• Power Line Carrier

• Microwave

• Fiber Optics

Data Acquisition Requirements

• Real Time Operating Data

• Energy Accounting Data

• Customer Meter Data

System Monitoring and Upgrades

36

Data Validation – Event Analysis

• Validation of generator modeling data through field verification and testing is critical to the reliability of the interconnected transmission system.

• Accurate, validated generator models and data are essential for planning and operating studies used to ensure electric system reliability.

• Also, generating capability to meet projected system demands and provide the required amount of generation capacity margins is necessary to ensure service reliability.

37

Coordinate Outages- NERC Reliability Standard

44

39

Reliability Considerations During Maintenance

• Choosing a time when loads are lower

• Choosing a time when the impact of load loss is lower

• Choosing a season (or day) when the contingency risks are lower

• Considering live line maintenance techniques

• Use of probabilistic analysis to evaluate various strategies that are employed to reduce the contingency consequences

• Consideration and combine with other maintenance activities

• Coordination with neighboring interconnected TSOs to develop a maintenance program that will not hamper their supplies or maintenance schedules.

Coordinate Outages

• Coordinate planned maintenance outages

– Define maintenance planning timeframe (days, weeks, or

months)

– Consider economic impact of users

– Maintenance personnel availability (days versus nights)

• Combine several tasks in one schedule

– Breakers

– Relays

– Lines associated with relays and breakers

40

Outage Planning –Local Operators

• Lesson Learned

– Entities should develop and implement formal training on an

annual basis for its LCC operators to ensure they are

proficient and knowledgeable in the functions that LCC

operators perform which impact the reliable operation of the

BPS for both normal and emergency operations.

– Entities should also ensure the local LCC operators

participate in simulations and drills to prepare them to

respond to emergency situations.

41

42

System Protection - Outage Coordination Critical

• To ensure public safety

• Avoid adverse operating conditions

• Isolate electric equipment from network during faults on lines and transformers

• Avoid damage to expensive electric equipment

• Detect overloads, over voltage and over current

• Trip open feeders to drop loads during under voltage and under frequency events

• Monitor and control regional/cross border flows

• Provide inputs from protective relays to trigger Special Protection System (Remedial Actions)

Protection System – Maintenance Outage

• Protective relays which respond to electrical quantities

• Voltage and current sensing devices providing inputs to protective relays

• Station dc supply associated with protective functions (including station batteries, battery chargers)

• Control circuitry associated with protective functions through the trip coil(s) of the circuit breakers or other interrupting devices

• Communications systems necessary for correct operation of protective functions at adjacent substations

Smart Grid Role in Transmission

• Tracking variable resource outputs and distributed

generation into the transmission system

• Tracking voltages and phase angles at major critical

substations such as from Synchrophasor units to

reliability coordinators

• Real time use of power usage at major load centers to

plan next steps

• Track changes in weather and estimate loads at least

one hour ahead and adjust generation base line.


• Predict generator and step up transformer capabilities

based on cooling requirements depended on the

outside temperatures and wind factores

• Real Time Rating of lines with temperature and

measure sag, ground clearance and electrical field etc.

– Avoid unnecessary curtailment based on fixed rating

– Select most critically loaded lines and popular trading paths

NERC Reliability Standards

• BAL Resource and Demand Balancing

• NUC Nuclear

• CIP Critical Infrastructure Protection

• COM Communications

• PER Personnel Performance, Training, and Qualifications

• EOP Emergency Preparedness and Operations

• PRC Protection and Control

• FAC Facilities Design, Connections and Maintenance

• TOP Transmission Operations

• IRO Interconnection Reliability Operations

• INT Interchange Scheduling and Coordination

• TPL Transmission Planning

• VAR Voltage and Reactive

• MOD Modeling, Data, and Analysis

Culture of Reliability Excellence

• Organizational behaviors that illustrate Culture of

Reliability Excellence?

– Identify reliability improvement opportunities

– Make Reliability Excellence corporate goal/priority

– Formal mechanisms to drive reliability improvement

• How to promote and measure those behaviors?

• Compliance as a necessary element?

• Compliance “margin”?

• Managing Reliability vs. Managing Compliance?

Reliability Excellence/Compliance Excellence

Reliability Excellence

• Engrained behaviors

• Best practices

• Compliance margin

• Continuous improvement

Compliance excellence

• Understand requirements

• Consistent application

• Systematic self-evaluation

• Prompt self-reporting

• Timely / comprehensive mitigation

Transmission Planning Studies

Transmission Operations

Protection and Control Reliability Standards

52

Interconnection Reliability Operations and

Coordination

NERC Reliability Coordinators

(Very similar to NERLDC, NLDC in India)

Reliability coordinators maintain a big picture

overview of the piece of interconnected network for

which they have responsibility

– Have ultimate authority over the control areas within their

security area

Useful NERC links on Reliability Standards

• http://www.nerc.com/files/Reliability_Standards_Com

plete_Set.pdf

• http://www.nerc.com/fileUploads/File/Compliance/Ab

out-Compliance(1).pdf

• http://www.nerc.com/filez/enforcement/index.html

http://www.nerc.com/files/Reliability_Standards_Complete_Set.pdf

http://www.nerc.com/files/Reliability_Standards_Complete_Set.pdf

http://www.nerc.com/fileUploads/File/Compliance/About-Compliance(1).pdf




http://www.nerc.com/filez/enforcement/index.html

Questions?

Семинар для стран Южной и Центральной Азии

21 –23 марта, 2011г. Нью Дели, Индия

Передовой опыт США в области передачи электроэнергии для надежности систем

Тони Родригес, Главный инженер

Надежность энергосистем! Передовой опыт •Требования к надежности системы

•Требования по реагированию в чрезвычайных ситуациях.

•Техническое оборудование и программное обеспечение

•Координация планирования отключения электроэнергии •Отслеживание и защита системы

•Роль умной сети «Smart Grid» в передаче электроэнергии

•Стандарты надежности NERC

•Региональная (Трансграничная) координация надежности

ОсэнеСеть п ГенерПроцеформ ПередПереддостав РаспрДостапредп

сновергепоставок

ированиеесс произэнергии

дача дача электвки

ределениевка электриятия и

ныеетичеэлектроэ

е водства э

троэнерги

е троэнергипр.)

е комескоэнергии

электроэн

ии между

ии к розни

мпоной си

нергии пу

у точками

ичным кл

нентыисте

утем прео

производ

лиентам (ж

ы мы

образован

дства и то

жилые до

ния други

очками

ома,

их

Power System Elements Элементы энергетической системы

Надежность энергетической системы •Основные требования –Понимание возможностей энергосистемы и ее ограничения путем исследований потокораспределения и стабильности при различных нагрузках видах выработки электроэнергии, а также при условиях отключения.

–Установка всевозможных защитных реле в целях электроизоляции элементов энергосистемы – линий передач, трансформаторов, каналов передач и пр. во время сбоев системы. Техобслуживание и проверка всех элементов энергосистемы, включая реле.

–Разработка Постоянно Действующих Инструкций и обучение персонала отслеживанию критических состояний системы с помощью моделирования ситуаций

–Обеспечение данных по системе и инструменты анализа координаторам надежности систем.

Исследования возможностей энергосистемы •Исследования должны указать, что сеть можно пускать в эксплуатацию и удовлетворять проектный спрос в любое время по всему спектру нагрузок системы (жаркое лето, самая холодная зима, а также легкие нагрузки) •Показатели линий передач и оборудования также меняются по температурному режиму в зависимости от сезона •Цель проведения таких анализов – сделать оценку работы системы на плановый период и разработать Основную Сеть Энергосистемы (ОСЭ/ BES), которая будет надежно работать по всему спектру состояний системы и выдерживать широкий диапазон вероятных чрезвычайных ситуаций

Планирование исследований по защите системы •Исследования потокораспределения и прочих параметров системы требуются для того, чтобы правильно установить реле в целях защиты элементов энергосистемы, а также для обеспечения безопасности.

•Планирование исследований всевозможных сценариев отключения электроэнергии необходимо для того, чтобы установить обоснование для восстановительных мероприятий, например, активировать Особую Систему Защиты

•Существует несколько Стандартов Надежности NERC по поводу того, как следует планировать систему (TPL) и защищать ее (PRC).

План исследований по ограничениям в области температуры, напряжения и стабильности •Анализ статического режима включает в себя работу системы в режимах «Система исправна» и во время чрезвычайных условий. Она предоставляет два четких анализа: по условиям температурного режима и по напряжению.

•Анализ динамической стабильности выполняется при рассмотрении случаев, появившихся на горизонте планирования, чтобы сделать оценку способности восстановить приемлемое состояние стабильности после чрезвычайного происшествия.

•Необходимо отслеживать показатели, появившиеся в результате таких исследований, чтобы предсказывать стабильную работу системы и избежать неисправностей каскадных систем

Требования надежности – работа без превышения лимитов Эксплуатационный лимит системы обусловлен параметрами объекта (линии электропередач и оборудование) Ограничениями напряжения системы Параметрами динамической устойчивости Параметрами стабильности напряжения Продолжайте регулировать Эксплуатационные лимиты в реальном времени Для первой чрезвычайной ситуации (N-1) Для следующей чрезвычайной ситуации (N-1-1)

California Electric Grid Several Operating Path limits Сеть энергосистемы штата Калифорнии – несколько ограничений эксплуатационных трасс

Ряд причин электрической нагрузки Модель исследования Национальной лаборатории Лоренса Беркли Mix of Electrical Load Matters Lawrence Berkeley National Laboratory study model

Daily Load Profile Профиль ежедневной нагрузки

Steady state power system analysis Анализ статического режима энергосистемы – тепловая нагрузка

Power Transfer vs. Voltage Changes Передача электроэнергии и изменение напряжения

PV Before and After Contingencies15

Кривая PV до и после чрезвычайной ситуации

Планирование реактивной мощности •Методы планирования реактивной мощности и эксплуатации могут быть различными по США и Канаде.

•В некоторых регионах (WECC) особую тревогу вызывают перепады напряжения. Их следует тщательно изучать. В других регионах такие проблемы возникают крайне редко.

•Большой объем реактивной мощности невозможно передавать как реальную мощность, поэтому местным организациям необходимо планировать, заниматься эксплуатацией и управлением реактивной мощности.

•Запасы статичной реактивной мощности (например, статические конденсаторы и прочие статические устройства) обычно адаптируются к медленно изменяющимся условиям системы. 16

WECC Voltage Swing Criteria Критерии колебаний напряжения WECC

ReaРес

Эти дей

происш

activeсурсы

Замена кРегулироРегулироРегулироПерегрупПрекращеПерераспПостояннйствия можн

шествия

e Powы реа

онденсатование отование отование воппировка ение оперпределенно действно проводи

wer Rактив

торов илитвода реотвода траозбуждени

рации ие вырабвующие пть до чрезв

Resouвной

и реактороостата углнсформаие генера

ботки равила пычайной си

urcesмощ

ов ловой фазтора атора

ри ЧП итуации для

s

щност

зы

я контроля с

ти

ситуации по

осле

Балансирование ресурсов и спроса в зоне управления • Основа надежности системы электроснабжения в Северной Америке построена на концепции «зона управления» • Зоны управления: - Обязаны соответствовать установленным критериям надежности - Должны постоянно следить, чтобы превалирующая нагрузка соответствовала закупке выработки Если выработки не достаточно, чтобы удовлетворить превалирующую нагрузку, то нагрузку следует сократить.

Frequency Response Studies

Исследования по реагированию на перепады частот

Manage Power System Frequency Регулирование частоты энергосистемы

Frequency Control Actions Действия при регулировании частоты

Dynamic (Stability) Studies Исследования динамики (стабильности) •Генераторы, статичные вар - компенсаторы (SVC), статические компенсаторы (STATCOM), прочие Гибкие Системы передач переменного тока (FACTS) и синхронные конденсаторы обеспечивают динамическую реактивную мощность.

•Динамическая реактивная мощность обычно используется для адаптации к быстро меняющимся условиям в системе электропередач, как, например, внезапная утрата генераторов или передающих объектов.

•Правильные действия на пульте управления генератора важны, чтобы электрическая система смогла перенести серьезные сбои без каскадности на объединенной энергосети.

Frequency Response -Sudden Loss of Generation Реагирование на перепады частот – внезапная потеря выработки

Frequency Swing During August 14, 2003 Black Out Перепады частот во время отключения электроэнергии 14 августа 2003 г.

Поддержание стабильности системы обеспечит ее надежность •Следует отслеживать такие условия в системе, которые могут привести к потере ее стабильности и/или поломке.

•Проводите учения и проверку Особых защитных систем (Схемы восстановительных действий), которые могут возобновить генерирование или функцию по защите во время падения нагрузки и избежать последствий каскадности.

•Потребуйте, чтобы были выделены безопасные и резервные каналы связи для отслеживания функций защиты и управления системы

Emergency Response Requirements Требования по реагированию в чрезвычайных ситуациях

Реагирование на чрезвычайную ситуацию в реальном времени •Действуйте в соответствии с установленными планами по восстановлению и постоянно действующими инструкциями

•Сбрасывайте предназначенную нагрузку во время чрезвычайных ситуаций

•Перераспределяйте мощность передачи на основании подсчетов пропорционального сокращения передаваемой мощности

•Обратитесь за резервной электроэнергией к компаниям-членам электроэнергетического объединения

•Пересмотрите график выработки, отрегулируйте импорт и экспорт

•Готовьтесь к следующей чрезвычайной ситуации при помощи средства анализа под названием “State Estimator (оценка состояния системы”)

О чем следует помнить во время реагирования на чрезвычайную ситуацию •Соблюдайте все стандарты надежности, установленные NERC

•Экономическое воздействие на операции с электроэнергией

•Координация с соседними объединенными системами

•Защита ценных инвестиций •Поддержание рабочих параметров энергосети –Напряжение

–Частота

–Нагрузка на линии/оборудование

Обязанности групп реагирования на чрезвычайные ситуации Операторы систем и координаторы мер надежности •Следить, чтобы все работающие объекты имели адекватные средства связи для личного обмена оперативной информацией, которая необходима для поддержания надежности системы. Следует определить действие, которое послужит Инструкцией надежности. •Установить координацию по надежности и дать возможности и полномочия руководства другими объектами в целях предотвращения воздействия негативных последствий на основную сеть энергосистемы и сохранения надежности соседних рабочих взаимосвязанных систем.

Техническое оборудование и программное обеспечения – инструменты - планшет •Обзор системы

•Общий вид коммутирования и пр. –SCADA •Данные в реальном времени (аналоговые МВ, кВ, пр., и сигналы тревоги) –Средства архивирования данных •Итоговая информация

•Анализ тенденций

•Записывающие устройства событий

Техническое оборудование и программное обеспечение - инструменты •Программы PTI/PSSE по оцениванию состояния энергосистемы

•Программа Power World

•Программы компании GE

•Данные на Интернете – системы противоаварийной автоматики

•Устройство по оцениванию состояния системы в реальном времени

•Система обмена данными по коммунальным службам в реальном времени

•Автоматическая схема контроля выработки

•Автоматическая схема минимальной аварийной нагрузки напряжения энергосистемы

• Автоматическая схема минимальной аварийной нагрузки частоты энергосистемы

Отслеживание работы системы и ее модернизация

•адекватные средства связи (передача речи и данных) в нужные организации •должны иметься возможности отслеживания работы системы в реальном времени в зоне действия координатора мероприятий по надежности.

•каждый координатор мероприятий по надежности должен следить за состоянием составных частей Основной сети Энергосистемы (генераторы, линии электропередач, каналы передач, трансформаторы, прерыватели и пр.), которые могут достигнуть эксплуатационных ограничений системы (SOL)

•должны иметь адекватные средства анализа, как, например, устройство оценивания состояния системы, возможности для анализа состояния до и после чрезвычайной ситуации (тепловая, стабильность и напряжение)

Система коммуникаций – жизненно необходима для отслеживания работы системы • Телефон

• Радиосвязь

• Высокочастотная связь по ЛЭП

• СВЧ

• Волоконно-оптический кабель

Требования к накоплению данных • Данные по эксплуатации в режиме реального времени

• Данные по учету электроэнергии

• Данные об абонентских счетчиках

Отсмод

Соглрам

Синхрполучамплии врепросткоммунаходобеспсистеэлекткорре

слеживдерниз

лашенках Си

рофазорчить от митуды». Эмя просттавлениеунальныхдиться в печиваютмы. Синхросети иективным

ваниезация

ние обинхроф

ы – это тмонитороЭти изметавляетсе временх служб «синхрот точнуюхрофазои их можнм действи

е рабоя

б обмефазор

точные иов, назыверения бся в сооти позволбыть в онном сос

ю и полнуоры позвоно исполиям для

оты си

не данрной И

измерениваемых «берутся пветствииляет синходном рестоянии»ую картиноляют быльзовать поддерж

истемы

ннымиИнициа

ия сети, к«единицапри высои с общехрофазожиме вр

». Все онну всей оыстрее удля того

жания ее

ы и ее

и испоативы

которые ами измеокой скорй точкойрам от ремени, ини вместеобъединеувидеть со, чтобы надежно

е

лняет

можно ерения рости, й отсчетаразличныили е енной стресс наприступиости.

ся в

а. Это ых

а ить к

Подтверждение полученных данных – анализ события •Подтверждение данных моделирования выработки электроэнергии с помощью полевых испытаний и проверки необходимо для надежности объединенной системы электропередач.

•Точные, проверенные модели и данные генераторов необходимы для исследований по планированию и эксплуатации, которые используются для того, чтобы обеспечить надежность энергосистемы.

•Кроме того, способность генерировать электроэнергию для удовлетворения прогнозируемого спроса и обеспечения требуемой мощности производства, необходимой для обеспечения надежности обслуживания.

Coordinate Outages-NERC Reliability Standard

Координация отключения электроэнергии – стандарты надежности NERC

Соображения надежности во время техобслуживания •Производятся во время низкой нагрузки на сеть •Выбирается время, когда воздействие от потери нагрузки меньше •Выбирается время года (или дня) когда понижен риск чрезвычайного происшествия •Принятие во внимание методик техобслуживания во время работы линий электропередач •Использование анализа вероятности для оценки различных стратегий, применяемых для снижения чрезвычайных ситуаций •Надежность следует учитывать и при других видах техобслуживания •Координация с соседними объединенными энергосистемами в разработке программы техобслуживания без ущерба для графика подачи энергии или техобслуживания

Координируйте отключения электроэнергии •Координируйте плановые отключения для техобслуживания –Определите график плана техобслуживания (дни, недели, или месяцы)

–Следует учитывать экономическое воздействие со стороны пользователей

–Наличие персонала для техобслуживания (в дневное или ночное время) •Объедините несколько видов работ в один график –Прерыватели

–Реле

–Линии, связанные с реле и прерывателями

Планирование отключений электроэнергии – операторы на местах •Извлеченные уроки –Предприятия должны разработать и ежегодно внедрять формальное обучение для своих операторов местных операторных пультов управления (LCC) и следить за тем, чтобы они знали свое дело и выполняли все, что необходимо выполнять операторам для надежной работы энергопредприятий как в нормальных условиях, так и при чрезвычайных ситуациях.

–Предприятия также должны следить, чтобы местные операторы пультов управления участвовали в учениях по моделированию рабочих ситуаций и тренингах, чтобы они были готовы отреагировать на чрезвычайные ситуации.

42Координация отключений электроэнергии совершенно необходима для защиты системы •Чтобы обеспечить безопасность населения

•Избежать негативных эксплуатационных условий

•Изолировать электрооборудование от сети во время неисправностей на линиях и трансформаторах

•Избежать повреждения дорогостоящего оборудования энергосистемы

•Обнаруживать перегрузку, максимально допустимое напряжение и сверхток

•Расцепить антенную линию передач и сбросить нагрузку во время случаев минимального напряжения и минимальной частоты

•Отслеживать и регулировать региональные и трансграничные потоки

•Установить защитные реле, чтобы они способствовали срабатыванию Особой Защитной Системы (восстановительное мероприятие)

Защитная система – отключение для техобслуживания •Защитные реле, которые реагируют на количество потока электроэнергии

•Датчики-сенсоры по напряжению и току, которые дают информацию на реле защиты

•Запас постоянного тока станции, связанный с защитными функциями (включая аккумуляторы станции и зарядные устройства)

•Цепь управления системой связана с защитными функциями посредством отключающих катушек автоматических прерывателей и прочих прерывающих устройств

•Системы коммуникаций необходимы для корректировки операций защитных функций соседних подстанций

Роль «Умной сети/Smart Grid» в передаче электроэнергии •Отслеживание различных выводов электроэнергии и подача выработанной электроэнергии в систему электропередач

•Отслеживание напряжения и фазовых углов на крупных критических подстанциях, как, например, от Синхрофазор-узлов до координаторов по надежности

•Отслеживание на крупных центрах нагрузки расхода электроэнергии в реальном времени с тем, чтобы планировать дальнейшие действия

•Следить за изменениями погоды и делать оценку нагрузки по крайней мере на час вперед и регулировать базовую линию выработки.

Роль «Умной Сети/Smart Grid» в передаче электроэнергии •Предсказывает работу генератора и повышает мощности трансформатора на основании требований по охлаждению и внешней температуры, а также показатели ветра

•Дает оценку состояния линий электропередач в реальном времени с показателями температуры и мерой провисания, высотой над землей, электрического поля и пр. –Избегает ненужного сокращения передаваемой мощности на основании фиксированных данных

–Выбирает наиболее загруженные линии и самые широко используемые трассы передач

BAL Сбалансированность ресурсов и спроса

•NUC АЭС

•CIP Защита жизненно важных инфраструктур

•COM Коммуникации

•PER Работа персонала, Обучение, Квалификация

•EOP Готовность к ликвидации чрезвычайных ситуаций

•PRC Защита и контроль

•FAC Проектирование объектов, Связь и техническое обслуживание

•TOP Эксплуатация линий электропередач

•IRO Надежность эксплуатации и координации объединенных систем

•INT Составление графика и координация энергообмена

•TPL Планирование энергопередачи

•VAR Напряжение и реактивность

•MOD Моделирование, данные и их анализ

Культура отличия в области надежности •Что это за Корпоративные поступки, которые наглядно указывают на Культуру отличия в области надежности? –Назовите возможности усовершенствования в области надежности системы

–Сделайте Культуру отличия в области надежности корпоративной целью или приоритетом

–Формальные механизмы, способствующие совершенствованиям в области надежности •Как продвигать и замерять такие поступки?

•Соблюдение стандартов/правил как необходимый элемент?

• «Пределы допустимости» соблюдения стандартов/правил?

•Организовать надежность или организовать соблюдение стандартов/правил?

Отличная надежность/Отличное соблюдение стандартов Надежность/Отличие •Укоренившееся поведение •Передовой опыт •Пределы соблюдения •Непрерывное совершенствование

Отличие в соблюдении стандартов •Понимание требований •Постоянное применение их на деле •Систематическая самооценка •Быстрое исправление своих ошибок •Своевременное/полное устранение недостатков

Исследования по планированию электропередач

Эксплуатация линий электропередач

Защита и контролирование стандартов надежности

Надежность эксплуатации и координация объединенной энергосистемы Координаторы надежности по стандартам NERC (Очень похожи на стандарты в NERLDC и NLDC в Индии) Координаторы по надежности всегда помнят об общей системе, работая на небольшом участке сети, за который они отвечают –Имеют все полномочия в зоне их работы

Полезные ссылки на стандарты надежности NERC на Интернете •http://www.nerc.com/files/Reliability_Standards_Complete_Set.pdf •http://www.nerc.com/fileUploads/File/Compliance/About-Compliance(1).pdf •http://www.nerc.com/filez/enforcement/index.html

ВОПРОСЫ?

DA AFGHANISTAN BRESHNA SHERKATدافغانستان برښنا شرکټ

I. Introductiona) Afghanistan Electric System Overviewb) Afghanistan Transmission System

II. System Reliabilitya) Installation of Reactive Power Compensation (RPC)b) Installation of Automatic Frequency Load Sheddingc) National Load Dispatch Control Centerd) Rehabilitation of Hydro Power Plantse) Maintenance Program

III. Conclusions

دافغانستان برښنا شرکټ عملياتی ځانګه2


Afghanistan Energy Infrastructure, generation, transmission and distribution were almost destroyed during the past three decades due to the war conflict.

The government of Afghanistan transferred all assets, staff and other Rights and Obligations of DABM to DABS on Sept. 2009 to provide reliable and quality power at reasonable rates to the customers.


Afghanistan Electric System Overview


Existing & Planned Transmission Lineskm’s


Transmission Existing in km Planned in km

TotalLines NEPS SEPS West NEPS SEPS West

110 KV508 223 104 371

1,206

220 KV886 1,441

2,327

West 132 KV115

115

500 KV781 450

1,231

Total in km1,394 223 219 2,593 450

4,879

1,836 3,043


دافغانستان برښنا شرکټ عملياتی ځانګه 5



North East and South East (NEPS & SEPS) Transmission System



a) Installation of Reactive Power Compensation (RPC):

First Phase: This phase would be completedMay 2011 with the installation of 180MVA ofCapacitor banks in two of the most importantsubstations in the Kabul area (Load Center).Besides improving the system voltage profile,we will improve power system reliability.

Second Phase: This second phase consists ofthe installation of reactor power banks ‐ total60MVA ‐ for the restoration of the systemafter black outs as well as the operationduring low load periods.

Kabul North Substation



b) Installation of Automatic Frequency Load SheddingIncludes:•Rehabilitation of the main substations •Construction of new substations •Standardization of DABS interconnection policies and procedures•Installation of four stage under frequency relays.•Connections of all above to the Remote Control Units (RCU) to enable us to monitor operation from the National Load Dispatch Control Center.

c) National Load Dispatch Control Center.

Communication System: OPGW is being installed to enable connection toall existing electrical facilities, including all the substations at 220kV (NEPS)and the 110 kV Substations as well as the power plants.This Communication System is for distance and differential TransmissionLine Protection.

SCADA System: The Load Control Center would be placed at Kabul City. Aspart of the SCADA System, a data base system to archive historical data toplan for load forecasting, maintenance of the system will prepare oursystem for parallel operation with neighboring countries.



d) Rehabilitation of the Hydro Power Plants.The rehabilitation program of the hydro power plants includes not only the typicaloverhaul of the generators, turbines and auxiliary equipment, but also the supply andinstallation of modern governors, excitation systems as well as the design andreplacement of all the protection relays.

Three larger HPP have been rehabilitated and two other larger HPP are in progress .



e) Maintenance Program

Procedures: New procedures are being implemented for better planning of the power generation and transmission system maintenance.

Equipment and Tools: We are in the procurement process of suitable equipment and tools for example, portable transmission towers to enable us to restore the system in case of unforeseen incidents, specifically for the 220kv system that interconnects Kabul with the neighbor countries





Afghanistan Power Import from Neighboring Countries Year 2010

Uzbekistan843,000

Turkmenistan 362,130

110 kv Line Andkhoy158,599

6 kv line Aqina 264

110 kv line Heart 194,971

10 kv line Tour Ghondi8,297

Tajikistan 82,014

110 kv line to Kunduz city79,114

10 kv line to Sher Khan bandar2,900

Iran 316,949

132 kv line Heart 267,396

20 kv line Islam Qalah3,920

21 kv line NemRoz45,633

Total 20101,604,093

‐

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

Import in mwh

Uzbekistan Turkmenistan Iran Tajikistan

III. Conclusions Afghanistan electric system will be more reliable and secure as a result of:

Transmission System Expansion NEPS & SEPS Reactive Power Controls Automatic Frequency Load Shedding System National Load Dispatch Control Center Rehabilitation of Hydro Power Plants Maintenance Planning Completion of the SCADA system Improved cooperation on cross border transmission interconnection

Completion of these projects and tasks makes Afghanistan electric system more reliable, secure and ready for parallel operation with our interconnected cross border countries, especially Uzbekistan and Tajikistan.





Afghanistan Power generation for Year 2010

‐ 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000

100,000

Jan‐10

Feb‐10

Mar‐10

Apr‐10

May‐10

Jun‐10

Jul‐1

0

Aug‐10

Sep‐10

Oct‐10

Nov

‐10

Dec‐10

Hydro

Hydro

‐ 2,000 4,000 6,000 8,000

10,000 12,000 14,000 16,000

Jan‐10

Feb‐10

Mar‐10

Apr‐10

May‐10

Jun‐10

Jul‐1

0

Aug‐10

Sep‐10

Oct‐10

Nov

‐10

Dec‐10

Thermal

Hydro Thermal

‐

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

Jan‐10

Feb‐10

Mar‐10

Apr‐10

May‐10

Jun‐10

Jul‐1

0

Aug‐10

Sep‐10

Oct‐10

Nov

‐10

Dec‐10

Diesel Generators

Diesel Generators

Generation Sources Jan‐10 Feb‐10 Mar‐10 Apr‐10 May‐10 Jun‐10 Jul‐10 Aug‐10 Sep‐10 Oct‐10 Nov‐10 Dec‐10 Total Hydro 82,196 82,042 78,521 60,010 72,233 79,134 87,702 86,173 79,753 73,333 61,284 77,637 920,017

Thermal 5,081 6,754 4,875 13,888 5,715 8,650 4,470 980 4,062 1,226 2,571 5,662 63,934

Diesel Generators 1,243 7,210 4,245 3,544 1,359 3 528 655 610 5,637 6,455 10,755 42,244

Total 88,521 96,006 87,640 77,442 79,307 87,787 92,700 87,808 84,425 80,196 70,310 94,054 1,026,194

Казахстанская компания по управлению электрическими сетямиKazakhstan Electricity Grid Operating Company www.kegoc.kz

Нью Дели, март 2011г

Национальная электрическая сеть Казахстана: текущее состояние и перспективы развития

KEGOC

• Системный оператор ЕЭС Казахстана

• Эксплуатация Национальной электрической сети

• Электростанции 69

• Установленная мощность 19 ГВт

• Производство и потребление 84 млрд.кВт.ч.

• Передача по сетям НЭС 31,8 млрд.кВт.ч.

Энергосистема Казахстана Общие сведения

Линии электропередачи:• 1150 кВ - 1,4 тыс.км• 500 кВ - 6,4 тыс.км• 220 кВ - 16,2 тыс.км

Подстанции:• 1150 кВ - 3 • 500 кВ - 16• 220 кВ - 52

Национальная электрическая сеть КазахстанаОбщие сведения

КИТАЙКИТАЙ

КЫРГЫЗСТАН

УЗБЕКИСТАН

ТУРКМЕНИСТАН

КАСПИЙСК

ОЕ МОРЕ

АРАЛЬСКО

Е МОРЕ

ЕСИЛЬ

Балх.ТЭЦ

УСТЬ-КАМЕНОГОРСКПравобережная

Кзыл-Ординская

Кумколь Сары-Шаган

Каражал

КГРЭС-2

Кап.ГЭС

Моинты

БГЭС

ШГЭС

Аягуз

Шардаринская ГЭС

Бурное

Кентау

Орск

Кимперсай

Чилисай

Кульсары

Тенгиз

Бейнеу

АТЭЦ

Индер

Каражанбас

Узень

МАЭК

ПС 500кВ (АО “KEGOC”)


ПС 220кВ ПС 220кВ (тяга)

ВЛ 1150кВ (АО “KEGOC”)ВЛ 500кВ (АО “KEGOC”)

ВЛ 500кВ

ВЛ 220кВ (АО “KEGOC”)

ВЛ 220кВ

ПС 220кВ

ДАШХОВУЗ

ТЭЦ Туркменбаши

Навоийская ГРЭС

ТахиаташскаяГРЭС

Сыр-Дар.

Ангрен.ГРЭС

Курпсайская ГЭСТашкумырская ГЭС

ЛОЧИН

Токтогулская ГЭС

Н-Ангрен.ГРЭС

ТАШКЕНТ

Быстровка

Оз.Иссык-Куль

ТЭЦ

ЗаливКара-Богаз-Гол

Шамалдысайская ГЭСУчкурганская ГЭС

ГЭС Чарвак

КИТА

Й

РОССИЯ

КУРГАН

РУБЦОВСК

БАРНАУЛ

Головная Кинель

УЛЬКЕ

БАЭС

СТЕПНАЯ

ШУ-500АЛМАТЫ

ЖАМБЫЛ

ШЫМКЕНТ

АГАДЫРЬ

ЖЕЗКАЗГАН

НУРА

БИШКЕК

ЦГПП

АВРОРА

ЖИТИКАРА

СОКОЛ

КУСТАНАЙСКАЯ

КОКЧЕТАВСКАЯ ЭКИБАСТУЗСКАЯ

ЭГРЭС-1,2

ЕЭК

Н.ТРОИЦК

ТАВРИЧЕСКАЯ

ИРТЫШСКАЯ

ШАГОЛ

МАГНИТОГОРСК

Ир.ГРЭС

Тр. ГРЭС

ЧЕЛЯБИНСК

КЭЗ

Лисаковская

Актогайский ГОККоунрадАтырау

Сары-Озек

Шелек

Тюлькубас

ГПП-1

ПС 500кВ

Новые объекты

Электростанции

ПС 220кВ (тяга) ВЛ 500кВ ВЛ 0кВ 22

Условные обозначения

ПС 1150/500кВ (АО “KEGOC”)



ПС 220кВ

ПС 220кВ (тяга)

ВЛ 1150кВ


ВЛ 500кВ


границы областей (адм.)

ВЛ 220кВ

АТЭЦ-1,2,3

У-КГЭССемип.ТЭЦ-1

ГТЭС Актурбо АТЭЦ

ГТЭС КПК УТЭЦ

ГТЭС ТШО

ЖГРЭС

ВЛ 1150 (АО “KEGOC”)

ЖТЭЦ

ЖГТЭС

ГТЭС СНПС

Робот

ТЭС, ГЭС

Западная Кенсай

ЮКГРЭС

Таш. ГРЭС

Карта-схема ЕЭС Казахстана 2011 года

КИТАЙКИТАЙ

КЫРГЫЗСТАН

УЗБЕКИСТАН

ТУРКМЕНИСТАН

Таш. ГРЭС

КАСПИЙСК

ОЕ МОРЕ

АРАЛЬСКО

Е МОРЕ

ЕСИЛЬ

Балх.ТЭЦ

УСТЬ-КАМЕНОГОРСКПравобережная

Кзыл-Ординская

Кумколь Сары-Шаган

Каражал

КГРЭС-2

Кап.ГЭС

Моинты

БГЭС

ШГЭС

Аягуз

Шардаринская ГЭС

Бурное

Кентау

Орск

Кимперсай

Чилисай

Кульсары

Тенгиз

Бейнеу

АТЭЦ

Индер

Каражанбас

Узень

МАЭК



ПС 220кВ ПС 220кВ (тяга)

ВЛ 1150кВ (АО “KEGOC”)ВЛ 500кВ (АО “KEGOC”)

ВЛ 500кВ


ВЛ 220кВ

ПС 220кВ

СЕВЕРО-КАЗ.ОБЛАСТЬ

ДАШХОВУЗ

ТЭЦ Туркменбаши

Навоийская

ТахиаташскаяГРЭС

Ангрен.ГРЭС

Курпсайская ГЭСТашкумырская ГЭС

ЛОЧИН

Токтогулская ГЭС

ТАШКЕНТ

Оз.Иссык-Куль

ТЭЦ

Камбара-тинские ГЭС-1,2

ЗаливКара-Богаз-Гол

Шамалдысайская ГЭСУчкурганская ГЭС

ГЭС Чарвак

КИТА

Й

РОССИЯКУРГАН

РУБЦОВСК

БАРНАУЛ

ГоловнаяКинель

УЛЬКЕ

БАЭС

СТЕПНАЯ

ШУ-500АЛМАТЫ

ЖАМБЫЛ

ШЫМКЕНТ

АГАДЫРЬ

ЖЕЗКАЗГАН

НУРА

БИШКЕК

ЦГПП

АВРОРА

ЖИТИКАРА

СОКОЛ

КУСТАНАЙСКАЯ

КОКЧЕТАВСКАЯ ЭКИБАСТУЗСКАЯ

ЭГРЭС-1,2

ЕЭК

Н.ТРОИЦК

ТАВРИЧЕСКАЯ

ИРТЫШСКАЯ

ШАГОЛ

МАГНИТОГОРСК

Ир.ГРЭС

Тр. ГРЭС

ЧЕЛЯБИНСК

КЭЗ

Актогай

Талдыкорган

Мойн.ГЭС

Керб.ГЭС

Алма

Астана

Макат

Лисаковская

Алтынсарино

Аральск

Айтеке-БиНовоказалинск( )

Актогайский ГОККоунрад

Балх.ТЭС

Атырау

Торг.ТЭС

Сары-Озек

КТЭЦ-4

АТЭЦ-3

Шелек

Кандыагаш ГТЭС

463

386

248

347.4

319

315

250

Жаркент

Достык

63

250

420

150

550

200

50

250

486,7

630

155

400

250

380.6

500

250 300

200

97

200

250

480

Тюлькубас60

650

ГПП-1

367

120

104

97

302

302

100

5 05

ПС 500кВ

Новые объекты

Электростанции

ПС 220кВ (тяга) ВЛ 500кВ ВЛ 0кВ 22

Условные обозначения

ПС 1150/500кВ (АО “KEGOC”)



ПС 220кВ

ПС 220кВ (тяга)

ВЛ 1150кВ

ВЛ 500кВ (АО “KEGOC”)ВЛ 500кВ


границы областей (адм.)ВЛ 220кВ

Новые ВЛ 500кВ

Новые ВЛ 220кВ

Новые ТЭС, ГЭС, ВЭС

Талд.ТЭЦ

АТЭЦ-1,2,3

У-КГЭС

Булак.ГЭС

Семип.ТЭЦ-1ГТЭС Актурбо

АТЭЦ

ГТЭС КПК УТЭЦ

ГТЭС ТШО

ЖГРЭС

ВЛ 1150 (АО “KEGOC”)

Новые ПС 220кВ (тяга)

Новые ПС 220кВ

Новые ПС 500кВ (АО “KEGOC”)

ЖТЭЦ

ЖГТЭС

ГТЭС AGIP

520

ГТЭС СНПС

ГТЭС Кашаган

ГТЭС Каламкас

Хоргос

550

Робот 225

Действующие ТЭС, ГЭС

Кемин

Датка

200

200

200

600

Кенсай

Акт.АЭС

Новая АЭС

200

ГТЭС Кумколь-Акшабулак

ЮКГРЭС

ГТЭС г.Уральск

Западная

БыстровкаКемин

Карта-схема ЕЭС Казахстана до 2025 года

Элегазовые и вакуумные выключатели

Применение элегазовыхи вакуумных выключателей позволило повысить надёжность, энергоэффективность, экологичность.

Микропроцессорные устройства РЗА

Новое поколение быстродействующих устройств РЗА обеспечило многофункциональность компактность, быстродействие, повышение надёжности

Система защиты силового оборудования от взрывов и пожаров TRANSFORMER PROTECTOR

Применение новой технологии предупреждения взрывов и пожаров силового электрооборудования взамен традиционной системы водяного тушения пожаров обеспечило быстродействие, надёжность и экологичность

Управляемый шунтирующий реактор 500кВ

Применение технологии управляемых шунтирующих реакторов взамен неуправляемых позволило повысить пропускную способность транзита Север-Юг, снизить потери электроэнергии и интенсивность износа коммутационного оборудования.

Впервые в СНГ применены УШР 500кВ в трёхфазном исполнении

Фазоповоротный трансформатор 220кВ

Применение фазоповоротноготрансформатора позволило принудительно перераспределить потоки мощности по вновь построенной линии электропередачи 500 кВ «Северный Казахстан –Актюбинская область»

Впервые в СНГ применён ФПТ 220 кВ, 400 МВА

Перспективные направления инновационной деятельности

• Комбинированные выключатели

• Компактные воздушные линии электропередачи

SRI LANKA

Democratic Socialist Republic of Sri Lanka

21 March 2011

2

Sri Lanka is an Island in Indian Ocean, between North latitudes 60 & 100 and East longitudes 800

& 820

It is a country with tropical climate

3

General Information

Country: Sri Lanka Language: Singhalese, Tamils

English is a coordinating language

Location: Indian Ocean, South Indian Region Altitude: North 60 & 100

Latitude: East 800 & 820

Land Area: 65,610 km2

Capital: Admin. Sri JayawardenapuraCommercial. Colombo

Population: 20.653 million (2010)Western Province: 28 %Other 8 provinces : 72 %

Literacy rate : 92%• Life Expectancy: 74 Years Employment Rate: 91.1%

• Temperature(Mean Annual) 270C in the lowland, 150C at Nuwara Eliya (altitude 1800 m). • Relative Humidity varies from 70% during the day to 90% at night. • Rainfall (annual) 2500 mm to over 5000 mm in South West of the Island. Less than 1250 mm in the North West and South East of the Island.

4

ADMINISTRATIVE PROVINCES (9) & DISTRICTS (24)

CEYLON ELECTRICITY BOARD

STATUTORY BODY ESTABLISHED UNDER ACT OF PARLIAMENT NO. 17 OF 1969

6

o Total Employees - 15,366 Nos.o Total Consumers - 4.5 Million in 2010

o Number of Consumers/Employee - 292

o Maximum Demand - 1,955 MWo Sales - 9,268 GWh, 120,780 M.Rs.o Average sales price - 13.03 Rs./kWh exclud. VAT

o System Losses - 13.5 %

o Avg. per capita electricity consumption - 449 kWh/person

CEYLON ELECTRICITY BOARD

The Department of Govt. Electrical Undertakings was converted to a state owned Board.CEB WAS ESTABLISHED UNDER ACT OF PARLIAMENT NO. 69 OF 1970

7

G

TO CONSUMER CONNECTIONS

GRID SUBSTATIONS

TRANSMISSIONLINES 220 kV & 132 kV

POWER STATIONSHydro, Thermal etc.

33 kV Distributionlines11 kV

Distributionlines

PRIMARY SUBSTATIONS

DISTRIBUTIONSUBSTATIONS

Low VoltageDistributionlines

GENERATION

TRANSMISSION

DISTRIBUTION

Generation :CEB & IPP

Transmission:CEB

Power dist. :CEB & LECO

8

General Manager CEB

Chairman and Board of Directors

Addl GM Additional General ManagerDGM Deputy General Manager

Addl. GMGeneration

Addl. GMTransmission

Addl. GMProjects

Addl. GMDistributionRegion 1

FinanceManager




Organization Structure of CEB

Distribution

Addl. GMAsset Manag. & Centralized Services

Addl. GMCorporate Strategy

RURAL ELECTRIFICATION

% Electrification level as at end 2010- 88%

RE Policy The present policy is to achieve the level of above 95% by

grid Electrification and the balance 5% to be achieved by off grid Electrification

Targets for Electrification100% by the year 2012

9

10

Present Transmission Network

11

SUMMARY OF STATISTICSTRANSMISSION

Grid Substations132/33kV - 44 Nos. 2,874 MVA220/132/33kV - 05 Nos. 2,100/500 MVA220/132 kV - 02 Nos. 405 MVA132/11 kV - 04 Nos. 306 MVA

Primary Substations - 122 Nos. 1073 MVA

Lines (Route Length)220 kV - 484 km.132 kV - 1,752 km.

Reliability Requirements

(a)Preparation of grid-wise load forecast and capacity improvement proposals

(b)System studies and transmission connections proposals

A detailed power system analysis consisting of load flow, reliability, short circuit and stability studies are conducted to identify areas where planning criteria are violated.

In the course of selecting the most suitable transmission network development plan, technical as well as economic aspects are taken into consideration

12


(C)Planning Criteria

During synthesis of transmission development plan, it is targeted to meet planning criteria to ensure quality and reliable supply under normal operating conditions as well as under contingencies.

13


(D)Voltage Criteria

The voltage criterion defines the permitted voltage deviation at any live bus bar of the network under normal operating conditions

Allowable voltage variations Bus Bar voltage Normal operating conditions single contingency conditions 220 kV ±5% -10% to +5% 132kV ± 10% ± 10%

14


(e) Thermal Criteria

(f) Security Criteria

(g) Stability Criteria

15


(h) Short Circuit Criteria

(i) Generator Dispatching

(j) Grid Substation Peak Demand forecast

16

Emergency Response Requirements

Load shedding scheme i Under frequency ii df/dt

Automatic Under Frequency Scheme Five stages From 49 Hz to 47.5 (instantaneous and with time delays)

17

Emergency Response Requirements Rate of change of frequency (only with certain under

frequency settings Eg. 49 hz df = 0.85 Hz/sec)

dt

Adequate generator spinning reserve

18

Technical Hardware & Software Utilized

Planning – Software -PSS/E simulator is used to carryout load flow and

system studies.

Failure Analysis Software - Ben 32

Hardware - Ben 6000

19

Technical Hardware & Software Utilized

Data Acquisition in Substation

Between substations & System Control Centre SCADA

Software - MicroscadaABB & SeimensIEC I

20

System Monitoring & Upgrades

Currently adopted practices 1 Planning Aspect 2 Maintenance Aspect 3 System Control Aspect

21


(1) Planning Aspect The forecast national energy is allocated among the

existing grid substations considering the trends of load variation, spot loads and the distribution network arrangements. The overloaded grid substations are identified after considering possible load transfers to adjacent grid substations. The new proposals for augmentation of existing grid substations and construction of new grid substations are then established.

22


(2)Maintenance Aspect

Condition monitoring of system components

Systematic gathering and analysis of test results

Replacement / upgrading decision

23


(3)System Control Aspect Present System : Installed in year 2000 Master – Microscada ABB Remote Terminal Units - RTU 560 - ABB SAT System - Seimens

24


Proposed system – Tendering stage

Data Acquisition + Controls + Energy Management Software (EMS)

25


(1)The Ministry of Power and Energy has recently given instructions to the Ceylon Electricity Board (CEB) and the Lanka Electricity Company (LECO) to explore the possibilities of up scaling the existing electricity grid to a Smarter Grid and of introducing electronic meters

26

Smart Grid Role in Transmission (2)Automatic Meter Reading and Remote Meter Reading

allow metes to be checked without the need to send a meter reader out. Modern electronic meters, in conjunction with smart cards, have removed the disadvantage of earlier meters used for customers considered to be a poor credit risk. Pre-paid systems are possible with electronic meters and when the available credit is exhausted the supply of electricity can be cut off by a relay.

27


(3) The electricity tariff scheme introduced for 2011 in Sri Lanka includes the time of Use (TOU) tariff for the industries. Accordingly energy is priced on what it costs in near real-time. With the introduction of the Smart Grid in the future the price signals can be relayed to “smart” controllers attached to the industries

28

Smart Grid Role in Transmission (4)Introducing Smart Metering which will encourage the

private and state sector institutions to generate their own power and even sell the additional power generated back to the grid using Solar, Wind, Dendro and Biomass. This type of project will be very beneficial to keep energy bills low as well as earn an income through the generation of power. Pre paid meters will help consumers control their energy bills. Other concepts like net metering and Feed In Tariffs will also be introduced

29

30

THANK YOU

THE END

South Asia & Central Asia Workshop

March 21 – 23, 2011

New Delhi, India

U.S Cross-Border Electricity

Transmission Interconnections

Tony Rodrigues, P.E.

Briefing Outline

• USA – Canada Treaty

– Cross Border Hydro Development

– Flood Control

– Financial and International Agreements

• Cross Border Transmission Development

– Oregon-California Transmission Expansion

– Central American Electrical Interconnections

• Control Areas

• Cross Border Trade Benefits

• Concerns and Solutions

US-Canadian Columbia River Treaty

1948 Major Flood in Portland, Oregon and

extended to Vancouver, Washington, USA

4

5

Columbia River Treaty

• 1948 VanPort flood – more water from Canada

• 1950’s treaty negotiated and 1964 treaty signed

• 1965-73 Canada builds three dams:

– Duncan, Keenleyside (Arrow) and Mica

• Year 1978 US built one:

– Libby Dam in Montana

– Its reservoir extends into Canada

• Storage increased, controlled release of water from storage

resulted in US power benefits about 2400 MW (capacity)

• Operated for flood control and power.

Columbia River Treaty – Project Financing

• US paid Canada ($65 M in 1964), the avoided cost of a flood

damage to assist Canada to finance the construction of initial

three Canadian Projects.

• US utilities purchased half of the dependable down stream

power benefit for first thirty years to assist Canada with the

construction of Canadian Projects

• Canada did not have not have any immediate need for power.

• The US is obligated to return ½ the benefits to Canada during

last 30 years starting 1994 till 2024

6

Original Treaty Projects

7

8 August 1, 2003

4,000ft

3,500ft

3,000ft

2,500ft

2,000ft

1,500ft

1,000ft

500ft

Sea Level

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

Miles from River Mouth

McNary

Wanapum

Wells

Chief Joseph

Grand CouleeArrow Lakes

MicaLibby

Duncan Lake

Hungry Horse

Kerr

Thompson Falls

Noxon RapidsCabinet Gorge

Albeni FallsBox

Canyon

Coeur d’Alene Lake

Oxbow

Brownlee

Chelan

Fee

t ab

ove

Sea

Lev

el

OCEAN

Ice HarborRock Island

The Dalles

Rocky Reach

Priest Rapids

John DayBonneville

Treaty Project

Dam in Canada

Base System Federal Project

Base System Non-Federal Project

NOTE: FOR ILLUSTRATIVE

PURPOSES; NOT ALL PROJECTS

ARE SHOWN

United States – Canada Treaty and Columbia River Base System Projects

Kootenay Lake

9

BPA Markets Power from

31 Hydropower Plants

(6,195 Average MW;

13,898 Peak), one Nuclear

Plant and some non-

Federal hydro and wind

More than 80% of the

power BPA sells is

hydroelectric; about 60%

of the region’s electricity

comes from hydropower

Federal Columbia River Power System

(FCRPS)

Regional Coordination – Treaty Goals

• Maximize coordinated system firm load carrying capability under

uncertainties of:

– Stream flows (forecasted and historical)

– Forecasted power loads

– Non power constraints and objectives

– Thermal resource amount, shape, and performance

– Transmission Intertie Capability

• Consistent with reservoir refill objectives

• Maximize usability of non firm energy

Treaty Provisions for Flood Control

• Manage flow from Mica, Keenleyside (Arrow), and Duncan storage reservoirs

• Established by the Corps of Engineers in consultation with Canadians

• Storage reservation curves specify minimum reservoir draw down as a function of forecast run-off at The Dallas hydro project in Oregon, USA.

• Daily operation during the flood control refill period

• Flood control is the primary consideration in developing maximum fill level

Optimize Hydro Power Production all along multiple plants on a long term basis

-Accommodate wind power, meet peak loads, maintain reserves

Base loading with thermal allows using and recharging hydro storage

Optimize flood control measures

- Storage and Release of water

Manage many non-power constraints

- Fish ( Tribal Treaty) and wild life

- Agriculture, Irrigation

- Recreation, Picnic, boating

Hydro/Thermal power coordination impacts transmission

-Requires broad, flexible transmission system

Summary of Ongoing Water Rights Issues

14 August 1, 2003

Annual River Operations: Examples of Non-Power Constraints

15 August 1, 2003

ESA / FCRPS Operation

Oregon

Idaho

Washington

John Day

The Dalles

McNary

Chief Joseph

Hungry Horse

Ice Harbor

LowerMonumental

Little Goose

Lower Granite

Dworshak

Montana

LibbyAlbeniFalls

Grand Coulee

Bonneville

Hells Canyon

Oxbow

Brownlee

Chum Salmon

Chinook Salmon

Steelhead

Sockeye Salmon

White Sturgeon

Bull Trout

Priest Rapids

Wanapum

Rock Island

Rocky Reach

Wells

16 August 1, 2003Collection facilities at four dams

juveniles transported around dams

Juvenile Fish

Transportation Program

Western

United States

Transmission Grid

• Transfers are usually

limited by voltage

stability and transient

stability

Cross Border Transmission Development

• Transmission lines were constructed from Canada to Northern

states in US.

• Snow melts and heavy water flow leads to maximum power

production during spring and summer

• Electric loads are low in Canada and the north western states

(Washington and Oregon ) during spring and summer

• California peaks in Summer, hot weather, lots of air conditioning

loads, wants to replace expensive thermal power

• Transmission lines were extended from Oregon to California for

power trade.

• More lines were added including a DC line to California for higher

exports of power.18

Cross Border Transmission Development

• Establish power transfer path ratings based on Reliability

Standards for various sections along the path from Canada to

California.

• Continued to add series capacitors and other reactive devices to

increase transfer capability with existing lines to meet higher

demand for economical hydro power as well as wind power.

• Transfer Path contains many lines in many sections and loss of

any line in any section will reduce path capability and needs to

operate at lower level to meet reliability requirements and

reschedule power from other sources or curtail load.

• Maximize path rating by adding Special Automatic Protection

Scheme to drop generation or loads automatically during outage

of certain facilities.

Returning Power to Canada : Transmission Needs

• Returning power back to Canada on a firm basis requires path

rating from South to North.

• Loads are higher in winter in the northwest and generation

patterns are different and lower.

• More modeling studies and agreements with all interconnected

transmission owners are needed to increase path rating.

• Plans should eliminate impacts to local loads and secure the

system from overloads during outages in winter months.

• Develop a pro rata load curtailment plan during outages.

• Install under voltage relays and automatic Schemes to drop

loads to maintain reliability and system performance.

WECC Path Rating Process

• WECC Path rating process requires the following studies:− Power flow studies – Meet thermal & voltage requirements

− Voltage margin studies – Demonstrate positive reactive margin during outage conditions

− Transient Stability – All generation must remain synchronized with the system after an outage

− Define any potential interactions with other paths and address adverse impacts

• Types of Outages Conducted− N-1 Outages

− N-2 Outages (simultaneous loss of two lines that have commonality- same rights of way without separation)

23

SAMPLE CROSS BORDER RATINGS

Canada to Northwest 3150 MW

Northwest to California 4800 MW (AC)

Oregon to California (LA) 3100 MW (DC)

Northwest to Nevada 300 MW

Typical Spring/Summer Transactions

26

Control Areas

Resource and Demand Balancing

• Foundation of electric system reliability in North

America is built upon the “control area” concept

• Control areas

- Obligated to follow established reliability criteria

- Required to match their prevailing load with their

generation acquisitions continuously

• If generation is insufficient to satisfy the

prevailing load, then the load must be

reduced

27

Operating Policies

Generators

Regulation

Service

Load Following

Transmission

Equipment

Control Areas

&

Security Coordinators

Losses

Spin and Supply

Energy

Imbalance

Backup

Service

PF Correction

Service

Control Area’s Role

•Control performance

•Scheduling

•Voltage control

•Restoration

Resources

Frequency Control Actions

28

US Western States Interconnections

NevadaCalifornia

BC

Canada

Alberta

CanadaMontana

UTAH

Idaho

BPA

System Separation to Avoid Cascading

COI

PDCI

NE/SE Separation

Path 26

MONTANA

OREGON /

WASHINGTON

IDAHO /

WYOMING

NORTHERN

NEVADA

UTAH /

COLORADO

ARIZONA /

NEW MEXICO

SOUTHERN

CALIFORNIA

CANADA

NORTHERN

CALIFORNIA

SOUTHERN

NEVADA

NERC Reliability Standards

Topic for Future Seminar ?

• BAL Resource and Demand Balancing

• NUC Nuclear

• CIP Critical Infrastructure Protection

• COM Communications

• PER Personnel Performance, Training, and Qualifications

• EOP Emergency Preparedness and Operations

• PRC Protection and Control

• FAC Facilities Design, Connections and Maintenance

• TOP Transmission Operations

• IRO Interconnection Reliability Operations and Coordination

• INT Interchange Scheduling and Coordination

• TPL Transmission Planning

• VAR Voltage and Reactive

• MOD Modeling, Data, and Analysis

32

Regional Interconnections Enables Pool Operations

Northwest Power Pool Operations

• Contingency reserve sharing

Provide 60-minute recovery assistance following

loss of a generating resource

• Emergency response team

Respond to a real time reliability issues such as extreme

temperature conditions creating extreme load

• Coordination Contract Committee

Administers the Pacific Northwest Coordination

Agreement, optimizing Columbia Basin hydro generation

Benefits of Power Pool Operations

33

Dem Repof the Congo

CongoGabon

Luanda

Windhoek

Lusaka

Harare

Lilongwe

Nairobi

Dar es Salaam

Gaborone

Pretoria

Johannesburg

Cape Town

MaputoMbabane

KinshasaBrazzaville

Angola

Tanzania

Kenya

Mozambique

South Africa Swaziland

Lesotho

Namibia

Zambia

BotswanaZimbabwe

Malawi

Rwanda

Burundi

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

HH

H

H

H

H

H

P

PH

H

T

T

T

T

ET

ET

ETETET

ETETETET

ET ET

ET

ET

T

HH

H

T

H

P

N

HH

Hydro station

Pumped storage scheme

Thermal Station

Eskom thermal station

Southern

African

Grid-

Power Pool

Central American Electrical Interconnection

35

La interconexión

Colombia - Panamá en el

marco de la integración

entre América Central y

Colombia – Panamá – Central America

37

SIMBOLOGIA

SUBESTACION

LINEA DE INTERCONEXION

OCEANO ATLANTICO

OCEANO PACIFICO

LEON

TICUANTEPE

CAÑAS

PARRITA

RIO CLARO

VELADERO

230 Kv LINE

COUNTRY LENGTH %

(km)

Guatemala 251 14.3

El Salvador 276 15.7

Honduras 343 19.5

Nicaragua 284 16.1

Costa Rica 462 26.3

Panamá 140 8.0

TOTAL 1 756 100.0

Interchange capacity

between countries 300 MW

38

Regional Transmission Ties

in Central America

• Sistema troncal de transmisión a 230 kV

• Capacidad de transmisión aprox. 300 MW, 1830 km de

longitud

39

Golfo de

Panama

PanamaCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

ENERGY INTERCHANGES

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

G ES H N CR P

GW

h Exp.

Imp.

40

Export/Import Flexibility

• Lots of Transmission Capacity

• Generation cost diversity

• Regional Agreements

• Security/reliability measures

• System Monitoring

• Economic benefits

...

MALDIVES

SRI LANKA

INDIA

NEPAL

BANGLADESH

BHUTAN

PAKISTAN

AFGHANISTAN

Joined

in

Oct 2004

Program began in 2000

With 6 Original Members

SARI/E Countries

Potential Cross Border Trades in South Asia

• Agartala, Jan 2, (IANS) 2011

India is exploring the possibility of building transmission lines

via Bangladesh to supply power to that country and to transmit

electricity between the northeast and the rest of India, union Power

Minister Sushil Kumar Shinde said Sunday.

Potential Cross Border Under Water Interconnection

• India plans underwater power line to Sri Lanka Shine Jacob / Kolkata December 29, 2010, 0:59 IST

• India’s first undersea power transmission project with Sri Lanka is likely to be implemented by 2014. The Power Grid Corporation, India’s largest electricity transmission firm, which will execute the project, will give the detailed project report (DPR) to the Centre within a month.

• “It is upon the ministry then to put the plan on fast track,” said a top PowerGrid official. The 250-300 km power link, including submarine cables over a stretch of over 50 km, will be jointly implemented by PowerGrid and Ceylon Electricity Board (CEB). The project is expects to start by 2014.

45

Regional Connections Within India and With Potential Cross Borders

Capacities can change with power system conditions

NR ERNER

WR

SR

Bangladesh

Sri Lanka

46

NEPAL

INDIA

(NORTH EASTERN)

BANGLADESHINDIA

EASTERN

BHUTAN

Potential Interconnection and Power Trades

Central Asian Countries

Power Transmission in

Southern Central Asia

Central Asia Interconnections

Pakistan

UZBEKISTAN

KAZAKHSTAN

KYRGYZSTAN

India

AFGHANISTANTAJIKISTAN

50

Cross Border Trade and Financing Agreements

• Interconnection and Reliable Transmission are essential for

promoting energy trade.

• Transmission cost is small compared to Energy production cost.

• Transmission Capacity sale to finance construction.

• Power Purchase/Trade –Financial benefits: Buy or Sell

• Sell contingency reserve to recover from outage of generation

• Economic and Employment developments

• Support during extreme load conditions

• Support during internal system contingencies

• Help and Support each other in times of need.

• Energy Security for all at a least cost .

Treaty Implementation

51

Concerns and Solutions

• Establish credible path rating and operating procedures

following the Reliability Standards and Grid Codes

• Special Protection System (aka –Remedial Action Scheme) to

avoid cascading effects

• Compensation for transmission use and for losses

• On line metering, SCADA and communication to various control

centers to assist system operators

• Back to Back DC link to manage fluctuations in voltage and

frequency if they cannot be managed by control area functions

• Phase shifters to manage direction and amount of power flow

• Series Caps, Static VAR etc to maximize use of line capability

• Compensation for transmission use and for losses

• Establish Power purchase and System Operating Agreements

Requires Cooperation of All Players

• All Players Must Know & Follow all the Rules

• All Players Must Follow the Orders of The Grid Operator

• Need a facilitator, moderator, know best practices!

• If there is a will, there is a way

Tony Rodrigues, P. E.

[email protected]

Tel 001 503 720 6155

mailto:[email protected]

55

Questions ?

Thank you

Семинар для стран Южной и Центральной Азии 21

Documents

Transcript of Семинар для стран Южной и Центральной Азии 21