क व पर C E A द क षण क ष तर य व त स म त ब गल र SOUTHERN REGIONAL POWER COMMITTEE BANGALORE व षक रप टर ANNUAL REPORT 2010-2011
CONSTITUTION OF SOUTHERN REGIONAL POWER COMMITTEE (As on 31.03.2011) CHAIRPERSON Smt G Latha Krishna Rao MD, KPTCL MEMBERS Shri A S Bakshi Member (GO & D), CEA New Delhi Shri Ajay Jain CMD, APTRANSCO Hyderabad Shri C P Singh Chairman, TNEB Chennai Shri Yogendra Tripathi MD, KPCL Bangalore Shri V P Joy Chairman, KSEB Thiruvananthapuram Shri Uddipta Ray Secretary (Power), Govt. of Puducherry Puducherry Shri P Sri Rama Rao Director(GO), APTRANSCO Hyderabad Shri K Vijayanand MD, APGENCO Hyderabad Shri M T Krishna Babu CMD, APCPDCL Hyderabad Shri R Murugan MD, TANTRANSCO Chennai Director (Distribution), TANGEDCO Chennai Shri V Nalendran Director (Operation), TANTRANSCO Chennai Shri S Pratap Kumar Director (Transmission), KPTCL Bangalore Shri M Naveen Kumar MD, PCKL Bangalore Shri H S Keshavamurthy Chief Engineer, SLDC, KPTCL Bangalore Shri K Radhakrishnan Member (Generation), KSEB Thiruvananthapuram Shri K Asokan Member (Transmission), KSEB Thiruvananthapuram Shri S Venugopal Member (Finance), KSEB Thiruvananthapuram Shri R N Nayak Director (Operation), PGCIL Gurgaon, Haryana Shri I J Kapoor Director (Commercial), NTPC New Delhi Shri J Mahilselvan Director (Power), NLC Neyveli Shri G Nageswara Rao Director (Operations), NPCIL Mumbai Shri S K Soonee CEO, POSOCO New Delhi Shri S D Taksande Member Secretary I/c, SRPC Bangalore
C O N T E N T S COMMITTEE MEMBERS HIGHLIGHTS & SALIENT FEATURES Chapter-1 CONSTITUTION, FUNCTIONS & ORGANISATIONAL SET UP OF SOUTHERN REGIONAL POWER COMMITTEE Chapter-2 REGIONAL GRID PERFORMANCE Chapter-3 GRID DISTURBANCES AND PROTECTION RELATED ACTIVITIES Chapter-4 COMMERCIAL & ENERGY ACCOUNTING ACTIVITIES Chapter-5 OPERATION, PROTECTION & SYSTEM STUDIES ACTIVITIES Chapter-6 MEETINGS HELD Chapter-7 REPORTS AND CERTIFICATION Chapter-8 IMPLEMENTATION OF OFFICIAL LANGUAGE POLICY
ANNEXURES I Officers of SRPC as on 31.03.2011 II Monthly Demand Pattern & shortages during 2010-11 III Month wise energy requirement, consumption and shortages during 2010-11 IV Load Factor during 2010-11 V Details of power cuts in the Southern Region during 2010-11 VI Installed Capacity in Southern Region as on 31.03.2011 and Generation during 2010-11 VII Installed Capacity in Southern Region from 2006-07 to 2010-11 VIII Performance of Thermal/Nuclear power Stations in the Southern Region during 2010-11 IX Outages of Thermal/Nuclear Power Stations during 2010-11 X State wise Generation and Net Consumption during 2010-11 XI Frequency Profile during 2010-11 XII Operation of Inter-State/Inter-Regional Tie Lines during 2010-11 XIII XIV XV Entitlements/Schedule/Actual Drawal, Energy Exchanges, Energy Wheeled during 2010-11 Allocation of shares from Central Sector Stations to constituents of Southern Region as on 31.03.2011 Particulars of Major Hydel Reservoirs in Southern Region during 2010-11 XVI Generating Units Commissioned during the year 2010-11 XVII Progress of Generation Schemes as on 31.03.2011 XVIII 400 KV and 220/230 KV Substations Commissioned during 2010-11
XIX Progress of construction of 220 KV/230 KV and above Sub-Stations during 2010-11 XX Transmission lines commissioned during the year 2010-11 XXI XXII XXIII Progress of Transmission lines under construction in Southern Region Installation of shunt capacitors in Southern Region during the year 2010-11 Voltage Profile at selected nodes of 400 KV Regional Grid during 2010-11 XXIV Meetings held during the year 2010-11 XXV Minor Grid Disturbances occurred in Southern Region during 2010-2011.
EXHIBITS I Power Map of Southern Region as on 31.03.2011 II Growth in Installed Capacity in Southern Region during 2006-07 to 2010-11 III Growth of Peak Demand during the year 2006-07 to 2010-11 IV V VI Annual Load duration curve of Southern Region Demand and Frequency curves for Regional Maximum Demand Day Demand and Frequency curves for Regional Minimum Demand Day VII Generation in Southern Region during 2009-10 and 2010-11 VIII Growth of Generation in Southern Region from 2006-07 to 2010-11 IX Growth of Gross Generation from 2006-07 to 2010-11 X Particulars of Important Reservoirs of Southern Region
HIGHLIGHTS & SALIENT FEATURES
म ख ब त / HIGHLIGHTS थ पत क षमत Installed Capacity जल 11299.03MW Hydro ग स 4690.78MW Gas त प य 19882.50 MW Thermal न भक य 1320.00 MW Nuclear क ल ( ज+ग +त +न ) 37192.31 GRAND TOTAL ड जल 939.32MW Diesel पवन 9341.67 MW Wind+RES क ल य ग 47473.30 TOTAL(Source CEA) पछल वषर क त लन म व द ध 9.64% Net increase over previous year म ग Demand भ न धत अ धकतम चरम भ र 31927 MW Maximum peak load catered पछल वषर क त लन म व द ध 2151 MW Net increase over previous year अ धकतम आब धत म ग 34062 MW Maximum Unrestricted Demand नम नतम म ग 16068 MW Minimum Demand क षमत म कम ( म व ) 1028 to 4420 MW Demand Shortage ( MW) क षमत म कम ( %) 3.67 to 14.28 Demand Shortage ( %) ण ल भ र घटक 80 System Load Factor क ल ऊज र उत प दन 221330.93 MU Gross Energy Generation पछल वषर क त लन म व द ध 2.40% Net increase over previous year ऊज र क उपय ग 223252 MU Energy consumption (Gross) आब धत ऊज र आव यकत 235174 MU Unrestricted Energy Requirement ऊज र म कम (%) 2.35 to 10.59 Energy shortage (%) क व न स र ज म Frequency Regime क व न स 49.5Hz to 50.2Hz 86.33 Time frequency remained within IEGC ह न क समय range between 49.5Hz to 50.2Hz थ पत एचट श ट क प सटर HT Shunt Capacitor installed as on 31.03.2011 आ द श 3305.00MVAR Andhra Pradesh कन र टक 4631.62 MVAR Karnataka क रल 995.00MVAR Kerala त मल न ड 3947.50 MVAR Tamil Nadu प दच र 77.00 MVAR Puducherry क ल 12956.14 MVAR TOTAL SR व त वक ऊज र व नमय Actual energy exchanges प श चम क ष ऽ क नय र टत ऊज र 16.116 MU Energy export to WR प वर क ष ऽ क नय र टत ऊज र 1140.0224 MU Energy export to ER प श चम क ष ऽ स आय तत ऊज र 6549.206 MU Energy import from WR प वर क ष ऽ स आय तत ऊज र 2261.4724MU Energy import fromer
31.03.2011 úöêü ü ÖÖ Öê Ö úß Ã ÖÖ ÖŸÖ Ö ÖŸÖÖ úö ¾Ö³ÖÖ Ö Ö BREAK-UP OF INSTALLED CAPACITY IN SOUTHERN REGION (FUEL WISE) (As per CEA) AS ON 31-03 - 2011 IN MW THERMAL 19882.50 GAS 4690.78 HYDRO 11299.03 DIESEL 939.32 NUCLEAR 1320.00 WIND MILL + RES 9341.67
31.03.2011 úöê ü ÖÖ Öê Ö úß Ã ÖÖ ÖŸÖ Ö ÖŸÖÖ INSTALLED CAPACITY OF STATES IN SOUTHERN REGION AS ON 31-03-2011 IN MW (As per CEA) ÖÓ ÖÐ ÖÏ êü Ö ANDHRA PRADESH 12190.22 ú ÖÖÔ üú KARNATAKA 10130.41 TH+GAS+ DIESEL 7727.70 TH+GAS + DIESEL 3914.42 HYDRO 3695.53 WM + RES 766.99 HYDRO 3599.80 WM + RES 2616.19 êú ü»ö KERALA 2457.80 ŸÖ Ö»Ö ÖÖ ãü TAMILNADU 12592.77 HYDRO 1881.500 TH+GAS+ DIESEL 4657.96 WM + RES 145.86 TH+GAS+ DIESEL 430.44 HYDRO 2122.20 WM + RES 5812.61
ü ÖÖ Öê Ö SOUTHERN REGION. 2010-2011 êú üöî üö Ö ÖÖÆüß ÖÖ¾ÖÖ ü ÖúŸÖ Ö ÖÖÓÖ ¾ÖÓ Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ MONTHWISE MAXIMUM DEMAND AND ENERGY REQUIREMENT DURING 2010-2011 MAX.: 31927 MW ON 30.03.2011 ÖÖÓÖ DEMAND 35000 33000 31000 29000 27000 25000 23000 Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ ENERGY REQUIREMENT 26000 24000 22000 20000 18000 16000 14000 12000 10000 April May June July August September October November December January February March April May June July August September October MW November December January February March Simultaneous 2010-11 Simultaneous 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10 MU ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10
ÖÓ ÖÐ ÖÏ êü Ö ANDHRA PRADESH 2010-2011 êú üöî üö Ö ÖÆüß ÖÖ¾ÖÖ ü ÖúŸÖ Ö ÖÖÓÖ ¾ÖÓ Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ MONTHWISE MAXIMUM DEMAND AND ENERGY REQUIREMENT DURING 2010-2011 MAX: 12254 MW ON 18.03.2011 ÖÖÓÖ DEMAND 14000 13000 12000 11000 MW 10000 9000 8000 7000 6000 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10 Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ ENERGY REQUIREMENT 8800 8300 7800 7300 6800 MU 6300 5800 5300 4800 4300 3800 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10
ú ÖÖÔ üú KARNATAKA 2010-2011 êú üöî üö Ö ÖÆüß ÖÖ¾ÖÖ ü ÖúŸÖ Ö ÖÖÓÖ ¾ÖÓ Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ MONTHWISE MAXIMUM DEMAND AND ENERGY REQUIREMENT DURING 2010-2011 MAX: 7984 MW on 07.01.2011 ÖÖÓÖ DEMAND 9000 8500 8000 7500 7000 MW 6500 6000 5500 5000 4500 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10 Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ ENERGY REQUIREMENT 6000 5500 5000 4500 MU 4000 3500 3000 2500 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10
êú ü»ö KERALA 2010-2011 êú üöî üö Ö ÖÆüß ÖÖ¾ÖÖ ü ÖúŸÖ Ö ÖÖÓÖ ¾ÖÓ Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ MONTHWISE MAXIMUM DEMAND AND ENERGY REQUIREMENT DURING 2010-2011 MAX:3119 MW ON 30.03.2011 ÖÖÓÖ DEMAND 3400 3200 3000 2800 MW 2600 2400 2200 2000 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10 Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ ENERGY REQUIREMENT 1800 1700 1600 1500 MU 1400 1300 1200 1100 1000 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10
ŸÖ Ö»Ö ÖÖ ãü TAMIL NADU 2010-2011 êú üöî üö Ö ÖÆüß ÖÖ¾ÖÖ ü ÖúŸÖ Ö ÖÖÓÖ ¾ÖÓ Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ MONTHWISE MAXIMUM DEMAND AND ENERGY REQUIREMENT DURING 2010-2011 ÖÖÓÖ DEMAND MAX:10670 MW ON 19.02.2011 13000 12000 11000 10000 MW 9000 8000 7000 6000 5000 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10 Öê ÖŸÖ ¾ÖªãŸÖ ENERGY REQUIREMENT 8000 7500 7000 6500 6000 MU 5500 5000 4500 4000 3500 3000 April May June July August September October November December January February March ACTUAL 2010-11 ACTUAL 2009-10 UN-RESTRICTED 2010-11 UN-RESTRICTED 2009-10
SOUTHERN GRID FREQUENCY DURING 2010-2011 100.00 >50.2 Hz 90.00 80.00 50 to 50.2 Hz 70.00 % OF TIME 60.00 50.00 40.00 49.5 to 50 Hz 49.2 to 49.5 Hz 30.00 20.00 10.00 49.0 to 49.2 Hz 48.5 to 49.0 Hz 0.00 Apr/10 May/10 Jun/10 Jul/10 Aug/10 Sep/10 Oct/10 Nov/10 Dec/10 Jan/11 Feb/11 Mar/11 MONTH (APRIL TO MARCH) <48.5 48.5 to 49.0 Hz 49.0 to 49.2 Hz 49.2 to 49.5 Hz 49.5 to 50 Hz 50 to 50.2 Hz >50.2 Hz
2010-2011 êú üöî üö Ö ü ÖÖ Öê Ö úß ±Ïúߌ¾Öê ÃÖß ºþ Ö êüöö FREQUENCY PROFILE OF SOUTHERN REGION DURING 2010-2011 100 90 80 70 60 50 % OF TIME 40 30 20 10 0 Apr/10 May/10 Jun/10 Jul/10 Aug/10 Sep/10 Oct/10 Nov/10 Dec/10 Jan/11 Feb/11 < 48.5 Hz 48.5 &< 49.0 Hz 49.0 &< 49.2 Hz 49.2 &< 49.5 Hz 49.5 &< 50.0 Hz 50.0 &< 50.2 Hz > 50.2 Hz Mar/11 MAXIMUM DURING THE YEAR 50.99 Hz on 18:05 Hrs of 15-01-2011 MINIMUM DURING THE YEAR 48.56 Hz on 22:23 Hrs of 02-06-2010 AVERAGE DURING THE YEAR 49.80 Hz
¾ÖÂÖÔ 2010-2011 Öë ü ÖÖ Öê Ö êú ¾ÖªãŸÖ ëú üöë êú»öï ü»ööê ü ±îúœ ü ü PLANT LOAD FACTOR OF POWER STATIONS IN SOUTHERN REGION ( 2010-2011) Sheet 1 100.00 90.00 80.00 70.00 60.00 % PLF 50.00 40.00 77.90 92.14 97.27 96.08 91.80 30.00 80.18 78.04 87.94 80.48 86.66 82.23 86.14 20.00 10.00 0.00 Kothagudem A to C Kothagudem"D" Vijayawada Ry'seema Simhadri 2009-10 2010-11 Talcher St-II
¾ÖÂÖÔ 2010-2011 Öë ü ÖÖ Öê Ö êú ¾ÖªãŸÖ ëú üöë êú»öï ü»ööê ü ±îúœ ü ü PLANT LOAD FACTOR OF POWER STATIONS IN SOUTHERN REGION ( 2010-2011 ) Sheet 2 100.00 90.00 80.00 70.00 60.00 % PLF 50.00 73.41 40.00 65.31 65.32 60.18 94.81 90.27 82.01 83.40 57.72 30.00 80.75 81.02 81.42 53.08 58.09 55.06 58.30 20.00 10.00 0.00 Raichur Bellary TS1-Expn. MAPS Ramagundam STPS Neyveli TS-II Kaiga I 2009-10 2010-11 Kaiga II
¾ÖÂÖÔ 2010-2011 Öë ü ÖÖ Öê Ö êú ¾ÖªãŸÖ ëú üöë êú»öï ü»ööê ü ±îúœ ü ü PLANT LOAD FACTOR OF POWER STATIONS IN SOUTHERN REGION ( 2010-2011 ) Sheet 3 100.00 90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 % PLF 40.00 30.00 20.00 77.91 77.33 86.85 82.42 87.43 81.74 78.28 73.80 10.00 38.05 35.42 0.00 Ennore Tuticorin Mettur 2009-10 2010-11 North Chennai Neyveli TS-I
2010-11 êú»ö ü ÖÖ Öê ÖßμÖ ÖÏÖÖ»ÖμÖÖë êúú ¾ÖÖ ÂÖÔú»ÖÖê ü ±îúœ ü ü ( ÖÏ ŸÖ ÖŸÖ Öë) ANNUAL LOAD FACTOR ( IN PERCENTAGE ) OF SOUTHERN REGIONAL SYSTEMS FOR 2010-11 90 80 82 80 77 70 74 60 68 65 50 L F (%) 40 30 20 10 0 A P KAR KERALA T N PUDUCHERRY S R
CHAPTERS
अध य य.1 द क षण क ष तर य व त स म त प रचय द क षण क ष तर म, द क षण भ रत क च र र ज य अथ र त आ धर पर द श, कन र टक, क रल, त मल न ड स थ म स घश सत प द च र भ श मल ह इस क ष तर क वस त र 637,000 वगर कल म टर ह तथ यह स प णर भ रत क वस त र क 20 पर त शत ह द क षण क ष तर क व त म न चतर क पर दशर - म दश र य गय ह 28स म त क सदस यत, क यर एव स गठन त मक स रचन 1.1 द क षण क ष तर य व त स म त क सदस यत दन क 29.11.2005 एव 09.05.2008 क स श धत भ रत सरक र क दन क 25.05.2005 क स कल प क अन स र द क षण क ष तर य व त स म त क सदस यत न पर क र स ह ग : i) सदस य ( गर ड पर च लन) क दर य व त पर धकरण ( क वपर ) ii) iii) पर त य क क दर य उत प दक क पन, क दर य य ट लट, र य भ र पर षण क दर तथ द क षण क ष तर य भ र पर षण क दर क एक एक पर त न ध द क षण क पर त य क र ज य क उत प दन क पन, प र षण य ट लट, र ज य भ र पर षण क दर, र ज य र न मत कस भ एक र ज य वतरण क पन एव चकर न कर म म कस एव नज वतरण क पन क एक एक पर त न ध 1
iv) क ष तर क पर त य क स घ श सत क ष तर म व त उत प दन / प र षण/ वतरण आ द स स ब धत स स थ क तरफ स स घश सत क ष तर क पर श सन र न मत एक पर त न ध v) 1000 म व स अ धक स थ पत क षमत व ल पर त य क स वत तर व त उत प दक क प नय ( क दर य उत प दन क पन एव र ज य सरक र क स व मत व क उत प दन क प नय क छ डकर) क एक पर त न ध vi) vii) viii) वण र न कर म एव चकर न कर म म, क ष तर म पर च लत अन य सभ स वत तर व त उत प दक (ज मद (ii) स (iv) तक श मल नह ह ) क एक पर त न ध वण र न कर म एव चकर न कर म म क ष तर क व त प रय जनक प र गत व य वषर म 500 म लयन य नट स अ धक ह, क पर त न ध क र प म एक सदस य सदस य स चव, द क ष व स - स य जक 1.2 क यर द क ष व स क न ल खत क यर स प गए ह : अ) गर ड नष प दन क स ध रन ह त क ष तर य स तर पर पर च लन व षण करन आ) अ तर-र ज य / अ तर- क ष तर य व त पर सरण क स गम बन न इ) क दर य पर र षण क दर / र ज य प र षण क दर क स थ अ त:-र ज य/अ तर-र ज य प र षण पर ण ल क आय जन स ब धत क य क स कर बन न ई) व षक आध र पर व भ उत प दक क प नय क स थ स थ क ष तर क व त आप त करन व ल अ तर-र ज य उत प दक क प नय क अन रक षण क आय जन म समन वय करन एव म सक आध र पर अन रक षण क यर कर म क सम क ष करन उ) प र षण पर ण ल क आउट ज क य जन त य र करन 2
ऊ) गर ड क स स थर पर च लन ह त, पर च लन स स ब धत य जन त य र करन एव स रक षण अध ययन करन ऋ) उ चत व ल टत क बन ए रखन ह त, पर ण ल अध ययन स म त क म ध यम स रय क टव क प न स शन क आवश यकत क सम क ष करन एव स स थ पत क प सटर क म नट रग करन ए) क ष तर क व त पर ण ल पर च ल न म मत यत एव दक षत स स ब धत म मल म एक मत बन न 3
1.3 द क षण क ष तर य व त स म त क स गठन त मक स रचन 2010-2011 क द र न द क षण क ष तर य व त स म त क स गठन त मक स रचन एव पद स न स ट फ क स थ त न पर क र ह : क य र लय म नयत स ट फ 15पदन म पद क स ख य 31.03.2011 क अन स र भर गए पद अ.र जप तर त 1. सदस य स चव 1-2. अध क षक अ भय त 3 3 3. सह यक स चव / क.अ 7 7 4. सह यक क यर क र अ भय त 9 9 5. सह यक अ भय त 2 1 6. सह यक अ भय त ( स वल) 1 1 7. नज स चव 1 - आ. अर जप तर त 1. तकन क अ धक र 1-2. क न अ भय त ( स वल) 1 1 3. नक ष नव स शर ण- 2 2 4. नक ष नव स शर ण- 1 1 5. सह यक 1-6. आश ल पक शर ण- 2 2 7. आश ल पक शर ण- 3 3 8. आश ल पक शर ण- 1 1 9. हद अन व दक 1 1 10. उच च शर ण ल पक 1 1 11. भ ड र 1-12. अवर शर ण ल पक 4 2 13. व हन च लक 1 1 14. चपर स 6 4 15. च क द र 2 1 16. मददग र 1 - ãú»ö 54 42 31.03.2011 क अन स र द क षण क ष तर य व त स म त क अ धक रय क स च अन लग नक- म द गई ह 4
1.4 व य ववरण व य वषर 2010-2011 क द र न द क षण क ष तर य व त स म त र कए गए व स त वक खचर न पर क र ह : म ख य श षर -2801 दक ष वस (य जन तर) अ) व तन आ) समय प र भ इ) य तर खचर ई) क य र लय खचर उ) च कत स ऊ) पर श स नक खचर खचर र. 1,37,93,399 12,000 5,46,044 5,97,479 1,07,591 13,000 क ल 1,50,69,513 दक ष भ पर क (य जन तर) अ) व तन आ) समय प र भ इ) य तर खचर ई) क य र लय खचर उ) अन य पर भ र ऊ) च कत स ऋ) वज ञ पन एव पर स रण लघ नम र ण क यर -2801 क ष तर य व त स म तय क सबल करण क ल 1,05,94,444 10,000 5,74,506 23,87,622 3,92,270 1,17,277 7,096 1,40,97,885 20,75,662 5
अध य य 2 क ष तर य गर ड नष प दन 2.1 व त आप त स थ त वषर क द र न द क षण क ष तर क अ धकतम म ग 31927 म व रह ज, पछल वषर क त लन म 2151 म व अ धक ह अ नबर धत अ धकतम म ग 34602 म व रह वषर 2010-11 क द र न क ल क ल कम 3.67% स 14.28% तक रह अ धकतम कम आ धर पर द श म 1.04% स 16.64%, कन र टक म 1.99% स 17.08%, क रल म 1.67% स 11.87%, त मल न ड म 6.23% स 17.48% तथ प द च र म 0.70% स 16.4% रह र जस टर कए गए अ धकतम एव अ नबर धत म ग, भ ड रण क षमत आ द स स ब धत स घटकव र ववरण अन लग नक- दए गए ह म चर 2011 क द र न द क षण क ष तर क सकल अ धकतम ऊज र उपभ ग 717 म य रह वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर क सकल ऊज र उपभ ग 611 म य /पर त दन क औसत म, 223252 म य रह, ज पछल वषर क त लन म 5.23% अ धक ह ऊज र क क ष तर य म सक कम 2.35% स 10.59% तक रह ऊज र क कम आधर पर द श म 0.05% स 11.71% कन र टक म 1.37% स 13.03%, क रल म 0.34% स 4.74%, त मल न ड म 4.55% स 10.06% तथ प द च र म 0.00% स 14.66% रह म सक सकल ऊज र उपभ ग, अप क षत अ नबर धत ऊज र, ऊज र क कम एव मह न वर ऊज र उपभ ग क औसत आ द स घटकव र ववरण अन लग नक- म दए गए ह र ज य र व भ भ र व नयम उप य क ल ग कय गय ह वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर म ल ग व नय मक उप य क ववरण स लग नक-V म दए गए ह 6
2.2 16द क षण क ष तर क स थ पत क षमत वष र त 2010-11 क द क षण क ष तर क स थ पत क षमत 47473 म व थ (आध र :क वपर ) इस स थ पत क षमत म जल व त क 11299 म व (23.80%), त प य+ग स+ड ज़ल क 25512.65 म व (53.74%), न भक य- 1320 म व (2.78%) और हव +आर ई एस- 9341.67 म व (19.68%) श मल ह 31.03.2011 क अन स र जल एव त प य अन प त 31:69 रह ह वषर 2010-11 क अव ध म क य र र भ कए गए व त उत प दन एकक क ववरण स लग नक - XVI म दए गए ह दन क 31.03.2011 क अन स र द क षण क ष तर क र ज यव र स थ पत क षमत न न स र ह : र ज य जल त प य ग स ड जल न भक य हव +आरईएस सकल य ग आ धर पर द श 3695.53 4592.5 3098.4 36.80 0.00 766.99 12190.22 कन र टक 3599.80 3680.00 0.00 234.42 0.00 2616.19 10130.41 क रल 1881.50 0.00 174.00 256.44 0.00 145.86 2457.80 त मल न ड 2122.20 3220.00 1026.30 411.66 0.00 5812.61 12592.77 प द च र 0.00 0.00 32.50 0.00 0.00 0.02 32.52 क दर य क ष तर 0.00 8390.00 359.58 0.00 1320.00 0.00 10069.58 दक ष क ल 11299.03 19882.50 4690.78 939.32 1320.00 9341.67 47473.30 वषर 2006-07 स 2010-11 तक क अव ध म द क षण क ष तर क स थ पत क षमत स स ब धत ववरण स लग नक-VII म दए गए ह वषर 2006-07 स 2010-11 क द र न द क षण क ष तर य पर ण ल क स थ पत क षम त म ह र इ व क पर दशर - म दश र य गय ह 2.3 अ धकतम म ग वषर 2010-11 क द र न रक डर क गई अ धकतम म ग 31927 म व रह, ज पछल वषर क म ग 29776 म व क त लन म 2151 म व क व नज़र आत ह वषर 2010-11 क द र न पर त य क स घटक क, र जस टर क गई पर ण ल क अ धकतम म ग, अ नबर धत म ग और र जस टर क गई न तम म ग आ द न कत ह : 7
र ज य आ धर पर द श कन र टक क रल त मल न ड प द च र र जस टर क गई अ धकतम म ग नबर धत अ धकतम म ग र जस टर क गई न तम म ग 12254 18 म चर 11) 13055 ( म चर 11 ) 5284 ( दस बर 10 ) 7984 (7 जनवर 11) 8624( म चर 11 ) 2784 ( नव बर 10 ) 3119 (30 म चर 11) 3309 ( जन 11 ) 1162 ( ज ल ई 10 ) 10670 (19 फरवर 11 ) 11978(ज न 10 ) 4551( नव बर 10 ) 302 (22 म चर 11) 319( अक त बर 10 ) 124 ( ज ल ई 10 ) द क षण क ष तर 31927 (30 म चर 11) 34062( म चर 10 ) 16068( नव बर 10 ) वषर 2009-10 क द र न द क षण क ष तर क स घटक र ज य क र जस टर क गई म सक अ धकतक म ग, अ नबर धत म ग एव क ष तर क सम तर अ धकतम म ग क स थ स थ म सक सकल अ धकतम म ग, आ द स स ब धत ववरण स लग नक- म दए गए ह स थ म द क षण क ष तर क स घटक र ज य क र जस टर क गई न तम म ग तथ कम आ द क ववरण भ स लग नक- म दए गए ह वषर 2006-07 स 2010-2011 तक क अव ध म द क षण क ष तर क पर ण ल क र ज य व त ब ड क प क ल ड एव द क षण क ष तर क प क ल ड क पर दशर - म दश र य गय ह वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर क मह न व र व वधत क रक 1.030 स 1.074 क ब च रह, जस स लग नक- दश र य गय ह द क षण क ष तर क व षक ल ड डय र शन कवर क पर दशर -IV म दश र य गय ह र ज य एव क ष तर क क यर दवस( क ष तर य प क ल ड दवस) क ट पकल ल ड कवर और क ष तर य न तम म ग दवस क कर मश: पर दशर -V और पर दशर -VI म दश र ए गए ह 8
2.4 ऊज र उत प दन और उपभ ग वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर क व त क दर क उत प दन आ कड, स लग नक-VI म दए गए ह स थ म वषर 2010-11 क अव ध म, द क षण क ष तर क व त क दर क नष प दन आ कड भ स लग नक-VIII दए गए ह वषर 2010-11 क द र न क ष तर क जल, त प य+ग स+ड ज़ल, न भक य, र ज य वड मल तथ आईप प य क ऊज र उत प दन क म तर कर मश: 30803.71 म य ( 13.92%), 12776.1 म य ( 57.72%), 6115.03 म य (2.78%), 34.18 म य ( 0.02%) और 56619.49 म य (25.58%) ह वषर 2010-11 एव 2009-10 म व त उत प दन क व षत आ कड न च पर स त त कए गए ह पर क र जल त प य+ग स +ड ज़ल न भक य वड मल (र ज य) आईप प 2009-10 2010-11 व 30116.86 30803.71 2.28 131714.45 127761.30-3.00 5280.84 6115.03 15.80 12.93 34.18 164.35 49027.03 56619.49 15.49 क ल 216152.11 221333.71 2.40 पछल वषर क त लन म वषर 2010-11 क द र न क ष तर क व त उत प दन म 2.40 % क व ह ई ह वषर 2010-11 म र ज यव र उत प दन एव उपभ ग क आ कड स लग नक-X म दए गए ह र ज य पर ण लय एव क ष तर य गर ड क उत प दन म ह ई व क पर दशर -VII, VIII और IX म दश र य गय ह 2.5 पर ण ल क फर क व न स वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर क म सक औसतन फर क व न स, 49.61HZ और 49.99HZ क ब च रह, जब क, वषर 2009-10 म यह 49.39HZ और 49.77HZ क ब च 9
रह स प णर वषर म क ल 86.33% समय म आई ई ज स र ज क स म (49.5 Hz स 50.2 Hz.) क अ दर ह गर ड क पर च लन कय गय ज पछल स ल 94.06% (49.2 Hz स 50.3) क त लन म अच छ नह ह स प णर अव ध म पर व व भन फर क व न स र ज एव उनक समय व ध क पर तशतत इस पर क र ह : 48.5 Hz स कम पर ण ल क फर क व न स 48.5 Hz औरü 49.0 Hz क ब च म 2009-10 पर ण ल क फर क व न स 2010-11 0.00 48.5 Hz स कम 0.00 1.32 48.5 Hz औरü 49.2 Hz क ब च म 1.23 49.0 Hz औरü 49.5 Hz क ब च म 3.40 49.2 Hz औरü 49.5 Hz क ब च म 6.87 49.2 Hz औरü 49.5 Hz क ब च म 23.70 49.5 Hz औरü 50 Hz क ब च म 71.11 49.5 Hz औरü 50.0 Hz क ब च म 50.0 Hz औरü 50.3 Hz क ब च म 58.91 11.46 50.0 Hz औरü 50.2 Hz क ब च म 15.22 50.3 Hz स अ धक आईईज स र ज 49.2 Hz स 50.3 Hz.तक फर क व न स क औसत (Hz) 1.21 50.2 Hz स अ धक 5.57 94.06 आईईज स र ज 49.5 Hz स 50.2 Hz.तक 86.33 49.61 फर क व न स क औसत (Hz) 49.80 2010-11 क मह न व र फर क व नस समय क ववरण स लग नक-XI म दए गए ह 2.6 व ल टत पर फ ईल 19 गर ड क उन उपक दर क छ डकर जह अ धक व ल टत व म न रह अन य सभ उपक दर क व ल टत स तर अ धक श समय म स त षजनक रह, जस स लग नक XIII म दश र य गय ह वषर 2010-11 क द र न स घटक र स थ पत कए गए क पस टर क ववरण स लग नक-XXII म दए गए ह 2.7 प ल ट ल ड फ क टर वषर 2010-11 एव उसक पछल वषर 2009-10 स स ब धत स प णर द क षण क ष तर एव स घटक र ज य क त प य व त क दर क औसतन प ल ट ल ड फ क टर क न च दश र य गय ह ववरण स लग नक VIII म पर स त त कए गए ह 10
व त क दर क आउट ज स स ब धत ववरण स लग नक-IX दए गए ह स घटक पर ण ल 2009-10 2010-11 आ धर पर द श 88.73 80.57 कन र टक 76.83 64.00 क रल 36.68 16.09 त मल न ड 76.73 73.36 र मग डम एसट प एस 94.81 90.27 त लच र स ट ज- 91.80 86.14 एनएलस स ट ज- 82.01 83.40 एनएलस वस त र 81.02 81.42 आरज स स प 76.75 60.41 2.8 ण लय क ल ड फ क टर वषर 2010-11 और उसक पछल वषर 2009-10 क द रन, द क षण क ष तर एव स घटक पर ण लय क व षक ल ड फ क टर क न च दश र य गय ह : स घटक पर ण ल 2009-10 2010-11 आ धर पर द श 78 74 कन र टक 70 68 क रल 65 65 त मल न ड 83 82 प ड च र 77 77 द क षण क ष तर 81 80 11
1स घटक पर ण लय क भ र क षमत क स लग नक-IV म दय गय ह 2.9 गर ड क परस पर पर च लन वषर क द र न द क षण क ष तर क स घटक र ज य आ धर पर द श, कन र टक, क रल, त मल न ड और प द च र क व त पर ण लय क स म तर पर च लन कय गय वषर 2010-11 क द र न अ तर-र ज य एव अ तर-क ष तर य पर म ख ट ई ल ईन क स कर य समय क ववरण स लग नक-XII दए गए ह 2.10 पड स र ज य /क ष तर क स थ पर च लन द क षण क ष तर र पड़ स प व एव प म क ष तर क स घटक क स थ, य आई प वर, पक ष य व नमय एव प क ष एनट प स क दर स अपन हस स क पर ज स व त व नमय कय गय अन य सभ क ष तर क स थ द क षण क ष तर र व त व नमय,ब क-ट ब क एचव ड स क दर च दर प र ( म गर : र मग डम- च दर प र ल ईन ), गज व क ( म गर : जयप र- गज व क ल ईन) तथ त लच र इ टरक क टग प ई ट र कय गय क वल द क षण क ष तर क लए सम पत प व क ष तर म स थत त लच र स ट ज क लए त लच र-क ल र एचव ड स लक ह नष कर मण म ध यम ह वषर क द र न द क षण क ष तर भ उप क ष / प क ष स पक ष / उक ष क स घटक क व त व लग क गई ह 2.11 ऊज र व नमय गर ड स प तर त मय म गर ड स श ल मय म गर ड स नवल श ल मय म व स त वक मय म आ धर पर द श 13588.482 12697.465 13385.246 11956.029 कन र टक 10672.190 10397.934 10931.051 11412.428 क रल 7250.411 7246.948 7423.681 8145.992 त मल न ड 16312.364 16272.142 24640.636 25968.919 प द च र 2370.667 2317.652 2317.652 2046.289 टप पण : प तर त श ल एव व स त वक आ कड उत प दन क स थ न स लए गए ह 12
द क षण क ष तर क अ तर र ज य उत प दन क दर एव प व क ष तर क एन ट प स क दर स, प तर त, श ल, स थ म पक ष य व नमय, गर ड स व स त वक डर वल, व त न आ द स स ब धत स घटकव र ववरण न च दए गए ह इस वषय स स ब धत मह न व र ववरण स लग नक-XIII म दए गए ह वषर 2010-11 क द र न कए गए अ तर-क ष तर य व स त वक व त व नमय क आ कड इस पर क र ह : जस क ष तर स जस क ष तर क लए म य प क ष द क ष 2261.472 द क ष प क ष 1140.022 प क ष द क ष 6549.206 द क ष प क ष 16.116 मह न व र ववरण स लग नक-XIII म दए गए ह अन य क ष तर क व लग कए गए श ल ड ऊज र क स लग नक-XIII म दश र य गय ह क दर य उत प दन क दर क ल भ थय क एक स-बस अन स च क स थ स थ, अ तर / अ त: क ष तर य अन स चत पक ष य व नमय क स लग नक-XIII म दश र य गय ह 31 म चर 2011 क अन स र, द क षण क ष तर म स थत क दर य उत प दन क दर स, द क षण क ष तर क ल भ थय क हस स क आब टन स ब ध ववरण स लग नक-XIV म दए गए ह 2.12 जल शय क स तर वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर क ब हद जल शय म मह न वर र क डर कए गए स तर, स कर य भ ड रण एव आ तर स त ऊज र आ द स सब धत पर म ख वश षत ए स लग नक-XV और पर दशर -X 2.13 उत प दन य जन क पर ग त दन क 31.03.2011 तक क ष तर म नम र ण ध न उत प दन य जन म ह ई पर ग त स स ब धत ववरण स लग नक-XVII म दए गए ह 13
2.14 नम र ण ध न प र षण ल ईन / उपक दर क पर ग त वषर 2010-11 क द र न क य र र भ कए गए 400 क व और 220/230 क व प र षण ल ईन क ववरण स लग नक-XX म दए गए ह नम र ण ध न 220/230 क व य उसस अ धक क षमत व ल प र षण ल ईन क दन क 31.03.2011 क दन तक क गई पर ग त क स लग नक-XXI म दश र य गय ह वषर 2010-11 क द र न क य र र भ कए गए 400 व 220 क व उपक दर क ववरण स लग नक-XVIII म दए गए ह दन क 31.03.2011 क अन स र नम र ण ध न 400/220 क व उपक दर क नम र ण क यर क पर ग त स स ब धत ववरण स लग नक-XIX म दए गए ह 14
अध य य 3 गर ड वध न एव गर ड स रक षण स स ब धत कर य कल प 3.1. वषर 2010-11 क द र न द क षण क ष तर य गर ड म क ई बड़ वध न नह थ द क षण क ष तर म ह ई छ ट म ट व यवध न क ववरण स लग नक क र प म दए गए ह स घटक पर ण लय म क छ घटन ए तथ छ ट म ट टर प पग ह ई जसक, स रक षण उपस म त क ब ठक म नय मत त र पर चच र क गई और उसक पनगर ठत ह न स बचन क लए स रक षण उपस म त र दए गए स झ व क क य र न वत कय गय 3.2. द क षण क ष तर य व त स म त क स रक षण उपस म त र, द क षण क ष तर गर ड म घ टत ह न व ल गर ड वघ न, पर ण ल क क छ घटन ए और अन य टर पग आ द क व षण कय ज त ह और उनक प न:घ टत ह न स बचन ह त, प रह र प य क स झ व भ दय ज त ह स रक षण उपस म त क क यर स क ष र प म इस पर क र ह : अ) गर ड वध न, पर ण ल क घटन ए, अन य टर पग आ द क व षण करन और उनक प नगर ठत ह न स बचन ह त प रह र प य स झ न आ) गर ड क स रक ष क रखरख व क लए क ष तर य पर ण लय म स रक षण त मक रल स टग म समन वयन करन इ) गर ड म अपन ई गई कम फर क व न स ल ड श डग य जन, ड एफ/ड ट ल ड श डग य जन एव अन य स रक षण य जन क आव धक सम क ष करन ई) उपर क त म मल क स ब ध म गर ड वध न क ज च स म त र कए गए सफ रश क क य र न वयन क सम क ष करन 15
उ) गर ड क स रक ष क स न त करन ह त आय त / उत प दन म ह न व ल न कस न क कम करन क लए वश ष स रक षण य जन स स ब धत स झ व द न, उस पर चच र करन एव उन ह क य र न वत करन 3.3 वषर क द र न द क षण क ष तर य व त स म त क स रक षण स म त म स घटक र न ल खत म मल पर वच र- वमशर / क य र न वयन कय : अ) पर ण ल क खर ब / वध न क द र न उनक स ध रन ह त, स घटक पर ण लय म पर द फ ल ट अ डर फर क व न स रल क स टग स पर कए गए भ र र हत क सम क ष क गई एव स म त र सफ रश कए गए आवश यक प रह र प य क स घटक र क य र न वत कय गय आ) स घटक पर ण लय क ड एफ/ड ट रल क पर च लन क आव धक सम क ष क गई इस य जन क पर भ व क य र न वयन क लए उसक पर च लन एव पर र हत क म तर क आव धक म नट रग क गई इ) डप ल ट ड न टव कग स थ त क आक स मकत क नभ न क द स एसप एस य जन क सफ रश क गई, ज क प स एल/क प ट स एल र क य र न वयन क स थ त पर ह ई) स रक षण स म त र 2X1000 म व क दनक लम न भक य प वर प ल ट म वश ष स रक षण य जन क अ तम र प दय गय क एनप प क 1000 म व ज नर टर द क षण क ष तर क लए अत य त बड जनर टर ह तथ इनक आउट ज स प र द क षण तर म फर क व न स क अ स थरत आ ज त ह क एनप प क उत प दन म ह न व ल न कस न क आक स मकत क नभ न क द स यह य जन बन ई गई य जन क क य र न वयन ह रह ह उ) व त बह व पर भ वत ह न क स थ त म द स तर म ( टर प सग नल- तथ टर प सग नल- पर प त ह न ) क म करन क लए डज़ईन क गई क ल र पर ण ल स रक षण य जन क सम क ष क गई 32 ल ख र पय क ल गत पर एचव ड स क ल र म एसप एस क स श धन क स रक षण स म त क पर स त व क दक ष वस क 13व ब ठक म अन म दन दय गय पर स त वत एसप स स श धन / क य र न वयन पर ग त पर ह 16
ऊ) कस द ष क स थ त म अ व स थत टर पग स बचन क द ष स द क षण क ष तर क प र षण ल ईन क स रक षण ह त रल स टग क लए स रसम न तत व क अ ग करण ऋ) एनट प स क र मग डम त प य क दर क स थ ह दर ब द क लए आईल डग य जन क क य र र भ कय गय 47.6 Hz म 2m वल ब म रल स टग क नणर य पहल ह कर दय गय ह ऌ) च म टर क (1) ईट प एस एकक (2) ज एमआर एकक (3) एनस ट प एस एकक क लए आईल डग य जन क अ तम र प दय गय य जन ज र करन क अन द श ज र कए गए ऍ) स म त न सभ 200 क व अथव उसस अ धक क षमत क ल ईन क लए सगल फ स ऑट रक ल सग य जन क सम क ष क एव सफ रश भ कय ऎ) 220 कव एव उसस अ धक क षमत व ल ल ईन क लए सगल फ स ऑट रक ल सग य जन क सम क ष स म त र क गई ए) स म त न य एफआर क स टग क 48.5 स 48.8 Hz म, 48.2 Hz स 48.5 Hz तथ 48.0 Hz स 48.2 Hz म बढ तर क ऐ) स रक षण उप स म त न र मग डम (ह दर ब द आईल ड क स थ) क आईल डग फर क व न स क 47.6 Hz स 47.8 Hz म बढ़ न क सफ रश क द क षण क ष तर क लए पर स त वत अन य आइल डग य जन क लए उस फर क व न स अथ र त 47.8 Hz क रखन क नणर य कय ऑ) स रक षण उप स म त न व र ह एव क प ट स एल क य प स एल क वश ष स रक षण य जन क स फ रश क क प स एल न व र ह एव य प स एल म एसप एस क स ब ध म चतन करक क य र न वत करन क लए सहम त व यक त क ह 17
ऒ) स लम क इ टर कन क शन ए रय एस-1.एस-2 क लए, एस1-एस2 बड ए रय म उपलब ध प र षण क षमत क बढ न क लए स रक षण उप स म त न वश ष स रक षण य जन क सफ रश क ओ) स रक षण उप स म त न म न र म एसप एस क सफ रश क तथ एप टर न स क / एप ज नक न स चत कय क, म नस न क अव ध म एकक क अन रक षण क यर क समय एसप एस लग य ज एग औ) स रक षण उप स म त न वजयव ड़ -न ल ल र 400 कव ल ईन म एसप एस क सफ रश क एप टर न स क एव स वत तर व त उत प दक न एसप एस क लग न क लए सहमत ह अ ) स रक षण उप स म त न फ सर म जरम ट एकक क लए एस इम त ह न प रय जन क सफ रश क स घटक न भ इस प रय जन क लए सहम त द एसआरएलड स न र पय 4 कर ड क ल गत पर, द क षण क गर ड क 6 फ सर म जरम ट एकक क पर स त व रख दन क 27 अगस त 2010 क क च च म स पन न दक ष वस क ब ठक म प यलट प रय जन क अन म दन दय गय यह भ न ट कय गय क, स प णर प रय जन क लए वत त य सह यत प एसड एफ र क ज एग तथ इस प एसड फ स न ध पर द न करव न ह त स ईआरस ट स कफ सर क भ ज दय गय 3.4 वश ष स रक षण य जन ए एचव ड स इ टर टर प य जन : त लच र-क ल र एचव ड स लक, द क षण क ष तर एव प व क ष तर क अत ल यक लक त र पर ज डत ह लग क क षमत 200 म व ह ( स व धत क षमत 2500 म व ह ) तथ लक क हम श उच च स तर पर ह अथ र त 1500 स 1800 म व क र ज म ह व त बह व रह अ धक म तर म व त व हन करत वक त लक म टर प ह न पर, व त क न एव एनईडब ल य गर ड म तत क ल इ जक षन आ द स द क षण क ष तर क फर क व न व म अ स थरत ह ज त ह प रण मस वर प ल ईन क ओवरल डग ह न क स भ वन ह इस समस य क हल नक लन क द स वश ष स रक षण य जन 18
त य र क गई और उस कर य न वत कर दय गय ह आक स म कत म इस य जन क पर च लन स दक ष म अप क षत म तर क भ र क ब द कय ज त ह और त लच र स ट ज-२ क क दर म उत प दन क कम / य नट क टर पग कय ज त ह द क षण क ष तर य गर ड म ल ग कए गए इ टर टर प य जन, त लच र-क ल र + 500 क व एचव ड स पर ण ल क टर प ह न क स दभर म, सगल एव ब प ल आउट ज क द र न 400 कव क ल र क दर म पर सग नल क म ध यम स स घटक पर ण लय म ल ड श डग करक, आय त म ह न व ल कम क क ष तप त करत ह आय त क क ष त क म तर क आध र पर क ल र म सग नल 1 और सग नल 2 पर ह त ह और उन ह ल ड श डग स र हत द न ह त चय नत स घटक पर ण ल क, व ईड ब ड स च र न टवकर क म ध यम स भ ज ज त ह पर त य क स घटक पर ण ल म पर त य शत भ र र हत क ववरण न च दए गए ह : त लच र-क ल र एचव ड स लक क टर पग स अन म नत भ र र हत क ववरण कर स 1 2 3 4 स घटक पर ण ल एप टर न स क क प ट स एल ट एनईब क एसईब द क षण क ष तर क क ल भ र र हत अन म नत भ र र हत (म व म ) सग नल-1 सग नल-2 सग नल-3 150 160-240 350 100 507 211 श न य 200 1007 671-751 19
3.5 पर ण ल अध ययन दक ष वस क सभ सदस य क पर त न धत व क पर ण ल अध ययन स म त क क ष तर म अप क षत क प सटर क म तर क अध ययन,पर च ल नक भ र बह व अध ययन एव दक ष वस / तसस र स प गए अन य क ई तकन क अध ययन करन क जम म द र स प गई ह व षक प क ल ड क स थ त क लए क ष तर य गर ड म अप क षत श ट क प सटर क म तर क अध ययन कय ज त ह सभ बस म पर ण ल क व ल ट ज क आईईज स -2010 म नध र रत अन स र बन ए रखन क द स क प सटर क आवश यकत क नध र रण कय ज त ह अध ययन क प रण म क एक रप टर क र प म त य र कय ज त ह ज, स घटक क अपन पर ण ल क लए क प सटर लग न क य जन बन न म सह यक ह ज त ह म चर 2011क स थ त क लए रप टर ज र क गई ह वषर 2011-12 क लए भ क प सटर क अवश यकत क नध र रण क क यर पर ग त पर ह इस स ब ध म स घटक र आर भक आ कड पर कर लए गए ह द क षण क ष तर क गर ड म प जसम, सभ 400 कव और 220 कव ल ईन क स थ स थ अ तर र ज य एव अ तर क ष तर य ल ईन भ श मल ह, क आव धत त र पर अ तन बन य गय ह 3.6 स रक षण स म त क ब ठक वषर 2010-11 क द र न दक ष वस क स रक षण स म त क ब ठक नम न न स र स पन न ह ई : (i) स रक षण उप स म त क 9व ब ठक दन क 08.07.2010 क ब गल र म स पन न ह ई (ii) स रक षण उप स म त क 10व ब ठक दन क 27.10.2010 क ब गल र म स पन न ह ई (iii) प स स क उप सम ह क ब ठक दन क 24.02.2011 क स पन न ह ई *************** 20
अध य य 4 व ण ज यक एव ऊज र ल ख करण ग त व धय 4.1 ऊज र ल ख करण स ई आर स क व नयम/ आद श एव दक ष वस क नणर य क अन स र द क षण क ष तर क ऊज र ल ख करण दक ष वस स चव लय र नय मत त र पर कय ज रह ह ऊज र ल ख करण म एसआरएलड स र पर दत त आ कड क आध र पर स हक य आई, रय क ट व ऊज र ल ख और क ष तर य म सक ल ख त य र कय ज त ह 4.1.1 अ नध रत ल न-द न पर भ र ल ख (य आई ) समय समय पर स श धत स ई आर स (अ नध र रत ल न-द न पर भ र) व नयम 2010 क अध न लग ए ज न व ल य आई पर भ र जसम अ त रक त य आई भ श मल ह, क ववरण र वव र मघ य र तर क सम प त ह न व ल स प त हक त र पर त य र क ज त ह तथ उस म गलव र क दन स घटक क ज र कय ज त ह म ल एव स ग णत आ कड क 15 मनट क समय ख ड म व बस ईट म अपल ड कय ज त ह त क क ष तर य स घटक र उस ड उनल ड कय ज सक 4.1.2 रय क ट व ऊज र पर भ र ल ख र वव र मध य र तर क सम प त ह न व ल स त दन क अव ध क लए स प त हक त र पर स ईआरस र व न दष ट दर पर व एआर पर भ र क ववरण त य र क ज त ह और उस उन क ष तर य स घटक क म गलव र क दन ज र कय ज त ह, जन ह न सप त ह क द र न कम/अ धक व ल टत म रय क ट व ऊज र पर प त / इ जक ट कय ह स गणन क स फट क प क व बस ईट म अपल ड कय ज त ह त क क ष तर य स घटक र उस ड उनल ड कय ज सक 21
4.1.3 रय क ट व ऊज र ल ख (आरईए) व भन न पर भ र क ब लग एव भ गत न क उ श य स म सक क ष तर य ऊज र ल ख त य र करक ज र कय ज त ह म स क 6 त र ख स पहल अन तम एव 20 त र ख स पहल अ तम ल ख त य र करक ज र कय ज त ह क ष तर य ऊज र ल ख क व बस ईट म अपल ड कय ज त ह त क, क ष तर य स घटन र ड उनल ड कय ज सक म सक क ष ऊ ल ख म न ल खत ववरण भ श मल कए ज त ह : i. एब ट क अध नस थ त प य अ र उ क दर क उपलब धत एव एकक क उपलब धत फ क टर क स गणन ii. iii. iv. अ र उ क दर क ल भ थ स घटक क आब टत क षमत श यर क पर तशत एब ट क अध नस थ अ र उ क ल भ थ स घटक क आब टत क षमत श यर क भ रत पर तशत प र षण पर भ र स झ करन ह त पर तशत अन प त v. दक ष क अ र उक एव अन य क ष तर क अ र उक दर स ल भ थय क लए नध र रत ऊज र vi. vii. अल प आव धक ओपन अक स स पर अ त: / अ तर क ष तर य व नमय क ववरण र ज य क स व मत व क प र षण ल ईन क लए व लग पर भ र क ववरण 4.1.4 दक ष वस स चव लय र स ग णत क ष तर य ऊज र ल ख क उसक ज र करन क 15 दन क अव ध तक क ष तर य स घटक र ज च / सत य पन कय ज सकत ह य द क ई त ट प ई/ रप टर क ज त ह त उस स ध रकर स श धत ल ख ज र कय ज त ह 4.2 व णज य स म त क ब ठक समय समय पर स श धत स ईआरस (भ रत य व त गर ड क ड) व नयम 2010 क पर वध न क अन स र दक ष वस क व णज य उप स म त क क ब ठक आय जत क गई ******** 22
22अध य य 5 पर च लन, स रक षण एव पर ण ल अध ययन ग त व धय 5.1 वषर 2010-11 क द र न पर च लन स स ब धत म ख य वश षत ए य एफआर स ट प इ ट क त न स ट ज अथ र त 48.8 Hz, 48.5Hz और 48.2 Hz स 48.5 Hz, 48.2Hz और 48.0 Hz म बढ़ य द क षण क ष तर क व त पर ण ल आय जन पर 22व स थ ई स म त म द गई सहम त क अन स र प वर गर ड न अपन क यर वस त र क अध न सभ रय क टर क क य र र भ कर दय ह अ धक श स घटक न ब ल क स ट टर पर कर य क म क डर ल प र कय ह ल ब आउट ज क स ब ध म स घटक क स थ चच र क गई स घटक र व भन न आउट ज एव प नस थ पन क पर ग त क स चन द गई क यल क भ ड रण क नय मत म नट रग क गई एव य ट ल टय क स थ चच र क गई एस आर एल ड स न दन क 31.03.2010 क अन स र द क षण क ष तर क गड ए लम ट दस त व ज ज र कए व ल टत क अन स र व एआर क अवश षण /इ जक शन क म नट रग क गई अ तर र ज य ल ईन क ब द करन क स थतय म नय मत म नट रग क गई 23
हडत ल क अव ध ज 30 ज न क मध य र तर स 5 दन तक थ, एनएलस अपन उत प दन क बरकर र रखन म सक षम रह एनट प स न स ल भर उत क ष ठ प ल ट उपलब धत क बन य रख य चक स - 6-2009 पर स ईआरस क आद श क अन प लनस ब ध म चच र करन ह त दन क 12 ज ल ई एव 28 सत बर 2010 क दक ष वस, एसआरएलड स, ट नटर न स क एव ट नज नक क ब ठक च न न म स पन न ह ई उत प दन क दर क अ नव यर आउट ज क नय मत म न ट रग क गई आरज एमओ क कर य न वयन क नय मत म नट रग क गई आरज स स प प क य क लम क प न नध र रण क म मल म कई म च पर चच र क गई ड एसएम तथ ऊज सक षम क यर कर म क पहच नन एव उस क य र न वत करन क द स अ धकतम एव नम नतम म ग अन प त पर वच र वमशर कय गय नव न आईईज स क अन स र अवर धक भ र क च र सम ह म रखन क वच र म नय मत त र पर ध य न दय गय नय आईईज स क अन स र स वय च लत डम ड स ईड म न जम ट य जन क ल ग करन क ब र म नय मत त र पर ध य न दय गय ओवर डर इ ग करन व ल स घटक क लए ल ड श डग य जन क लए एसआरप स न अन म दन कय दन क 29.07.2010 क दन वजयव ड़ एकक क टर प ह न क अव ध म स घटक क सहय ग स गर ड स रक षण क बन ए रख गय ल ड च ज ओवर क अव ध म फर क व न व म ह न व ल व पर चच र क गई एव इसक लए स ध रण प य क भ स झ य गय दक ष वस क 14व ब ठक म स लम म एसप एस क लए सहम त द गई, जसस एट स क वस त र एस1 स एस2 तक बढ ग 24
ज ल ई 2009 द र न आ धर पर द श म ग तम 464म व क य र र भ कय वजयव ड -न ल ल र 400 कव म एसप एस ल ग करन क स ब ध म फ ल अप कय गय एचव ड स गज व क क ब ईप स करक प क ष स व त पर प त करन क म क डर ल सफलत प वर क कय गय उत प दन एव प र षण य ट ल टय क लए आउट ज वचलन रप टर दक ष वस क व बस ईट म ड ल गय ह तथ उस स ईआरस क स चत कय गय ह पर च लन समन वय स म त क ब ठक म नय मत त र पर ल बत फ ल ड इन प ट क चच र क गई भदर वत एचव ड स ब क ट ब क क दर क ब ईप स करक प म क ष तर स व त पर प त करन क म क डर ल कय गय एस-1 और एस-2 क रड र म अ तपर जन स स ब धत वषय पर, प रह र प य ढ ढ नक लन ह त चच र क गई दर वचलन स बचन एव दर क ल भ उठ न क द दक ष क स घटक क लए एक स य क त खर द त तर बन न क वषय पर पर च लन समन वय स म त क ब ठक म चच र क गई द क ष वस क व भन न म च पर स ईआरस क अन प लन रप टर भ जन क अ नव यर त पर ज र दय गय आ कड (द नक उत प दन रप टर एव म सक पर च लन रप ट) क क दर र क. व.पर क स द ऑनल ईन म पर स त त करन क वषय पर भ ज र दय गय र मग डम आईल डग य जन क दन क 16 दस बर 2010 स ल ग कय गय क ष तर क रय क ट व प वर दस त व ज क अ तन बन कर दन क 24.10.2010 क एसआरएलड स र ज र कय गय एसआरएलड स र दन क 01.01.2011 स द क षण क ष तर क लए व ब पर आध रत व त आप त स थ त रप टर त य र क दन क 22 स 25 फरवर 2011 क क ल र एचव ड स ब ईप ल / सगल प ल आडट ज क अव ध म द क षण क ष तर क स घटक स अभ तप वर सहय ग एव समथर न पर प त ह आ 25
स प णर वषर म कन र टक र सख त गर ड अन श सन क अन प लन कय गय अ तर क ष तर य एव अन य पर म ख लक क लए ज न दस बर क अव ध म ह शटड उन करन ह त दक ष व स र अन म दन दय गय ध व न स च र म ध यम अन पलब ध ह न पर अनय व क ल पक अ त रक त ड ट च नल रखन क वषय पर नय मत त र पर पर क श ड ल गय क यल क भ डर क स कट स थ त रहन तक त लच र स ट ज- क ड स क 90% पर तशत क म नक रखन ह त दक ष वस र अन म दन कय गय त लच र-क ल र ल ईन क वस त त 2500 म व (10घ ट पर त दन )पर च लत करन ह त प व र गर ड न सहम त द एव दक ष वस र अन म दत कय गय लक क प वर गर ड क अन म दन क पश च त 5 घ ट क लए 2200 म व क लए श ल कय गय शवर तर क दन वजयव ड - न ल ल र ल ईन क ब द ह न क स थ त म अच छ सहय ग पर प त ह आ दन क 28 फरवर 2011 क एसआरएलड स र एट स /स ट स क यर श ल क आय जन कय गय थ 100 म व स अ धक क षमत व ल एकक / क दर क टर पग क स थ त म एसट ओए ल न -द न क श लक म स श धन करन क स ब ध म चच र क गई द क षण क ष तर क फर क व न स म नक वचलन दन क 07.07.2010 क अत य त कम अथ र त 0.09 रह 26
5.2 स घटक पर ण लय म लग ए गए फ ल ट अ डर फर क व न स रल 48.2HZ, 48.5 HZ और 48.8HZ क स टग पर, द क षण क ष तर य गर ड म अ डर फर क व न स ल ड श डग य जन ज र क गई ह. क ष तर म व भ स टग म पर भ र र हत क ववरण न ल खत स रण म दए गए ह :: स घटक पर ण लय म य एफआर क ववरण कर स 7र ज य 848.8 Hz./Inst 948.5 Hz./Inst. 48.2 Hz./Inst. 1 10आ धर पर द श 800 1123 1317 2 कन र टक 476 667 762 3 क रल (164-225) Off peak-peak (84-118) Off peak-peak (294-398) Off peak-peak 4 त मलन ड 792 1036 1180 26क ल (2322-2293) (2910-2944) (3553-3657) अ डर फर क व न स ल ड श डग स क क क पर च लन क पर स स एव स रक षण स म त क ब ठक क म नय मत त र पर अन व क षण कय ज रह ह और पर च लन म क ई वस ग त ह न पर उस और स घटक र लए ज न व ल स ध र प य क सम क ष भ क ज त ह 5.3 द क षण क ष तर य गर ड म न ल खत द स टग क स थ ड एफ/ड ट स रक षण य जन पर च लन म ह य जन क अध न पर भ र र हत क ववरण न ल खत स रण म दए गए ह - - 49.5Hz म 0.3Hz / स क गर वट. - आल मर - 49.3Hz म 0.3Hz / स क. तत क ल टर पग क लए 27
द क षण क ष तर म स स थ पत ड एफ/ड ट रल कर स 1 2 3 4 स घटक पर ण ल एप टर न स क क प ट स एल क एसईब ट एनईब ड एफ/ड ट रल स टग 49.3 Hz, 0.3 Hz / Sec, Instantaneous - do - - do - - do - अन म नत भ र र हत (म व म ) 1767 (485-1036) (121-175) 559 द क षण क ष तर क क ल र हत (2909-3530) ************* 28
अध य य 6 आय जत ब ठक वषर 2010-11 क द र न आय जत ब ठक म न ल खत म मल पर वच र कय गय :: 6.1 दन क 11.05.2010 क क डर कन ल म स पन न दक ष वस क 13व ब ठक म लए गए पर म ख नणर य: यह न ट गर लय गय क वतर म न बजट म प र षण एव वतरण य ट ल टय क लए स व कर क छ ट द गई ह 2011 क पश च त य एलड स क अप क ष क लए अ तम र प दय गय मध गर -यलह क 400 कव ल ईन पर ओप ज डब ल य क स झ करन ह त दक ष वस न अन म दन पर द न कय बशत क, स ब धत आईप प / ल भ थय र भ ल ईन क ल गत क स झ कय ज ए 750 कव स लम- 400 कव स लम ल र इन क लए ओप ज डब ल य ल गत क स ब धत आईप प ल भ थय र भर ज एग त लच र-क ल र ल ईन क पर च लन 2000 म व स अ धक ह न पर 1 प ल स रल फ प ई ट क लए त सर स रक षण सग नल क क य र न वत करन ह त र 32 ल ख क स झ करन ह त दक ष वस न अन म दन दय ह 29
दन क 27.08.2010 क क च च म स पन न दक ष वस क 14व ब ठक म लए गए पर म ख नणर य: चक क ड -क ल ह प र ल ईन क म ध यम स व त प र षण क वध न क दक ष वस न अन म दत कय द क षण क गर ड क लए पर स त वत 8 फ सर म शरम ट य नट क लए दक ष वस न अन म दत कय ह प रय जन क क य र न वयन क आर भ स ह स घटक क श मल करन क लए एसआरएलड स क स चत कय गय ह यह भ न ट कर लय गय क प रय जन क लए वत त य सह यत प एसड एफ र क ज एग एचव ड स ब क ट ब क क दर क लए कस एक स ब ल ईन क आउट ज क द र न टर न स फर क प ब लट रडक शन ( ट स आर) पर वच र करन ह त वध न क दक ष वस र न ट कर लय गय दन क 26.11.2010 क म मल ल प रम म स पन न दक ष वस क 15व ब ठक म लए गए पर म ख नणर य: र पय 22.05 ल ख क ल गत पर रय क ट व प वर म न जम ट म पर शक षण क पर स त व क लए दक ष वस न अन म दन दय पर स त व क एसआरएलड स, दक ष वस स चव लय, म ख य अ भय त, एसएलड स, क प ट स एल क स म त र अ तम र प दय ज एग 30
6.2 पर च लन समन वय स म त क ब ठक पर च लन समन वय स म त म एप टर न सक, एप ज नक, एप स प ड स एल, प स क एल, क प ट स एल, क एसईब, ट एनईब व प द च र क व त वभ ग, एसआरएलड स, प वर गर ड, एनट प स, एनएलस, क ज एस, एमएप एस एव क प स एल क पर ण ल पर च लन क इ ज नयर ह ग तथ स म त र पर ण ल पर च लन क सम क ष क ज त ह और म सक अन स च त य र क ज त ह स म त क ब ठक पर त म स नय मत त र पर ह ई और न ल ख वषय क नपट र करत रह प एसप एव एलज ब आर क अन स र अ नबर धत आवश यकत क स ब ध म म ग एव ऊज र क उपलब धत क सम क ष व त म तर लय क ल य क अप क ष स वगर व र एव पर म ख व त क दर क लए श ल एव व स त वक उत प दन क सम क ष पर त य क र ज य क स ब ध म अग म द मह न क लए स वगर व र एव अ तर र ज य उत प दन क दर स अन म नत व त क उपलब धत एव म ग क अन म न लग न क ष तर क अ धर अथव ब हर प वर एव ऊज र व नमय क स ध यत क नध र रण करन उत प दन क दर एव पर म ख प र षण ल ईन आ द क लए समन व यत अन रक षण श डय ल त य र करन एव उसक सम क ष करन स वय च लत अ डर फर क व न स रल क पर च लन क सम क ष करन गत म स म स प पर ण ल क घटन य द क ई ह, पर वच र वमशर करन एव अप क ष न स र पर ण ल क पर ग त क लए उप य नक लन एचट क प सटर क स स थ न म पर ग त क सम क ष करन अ तर र ज य उत प दन क दर स स ब र ज य क ष तर क प र षण य जन क क यर पर ग त क सम क ष करन प वर कट, ल ड श डग एव क ष क ष तर क लए बजल क अप त क सम क ष करन 31
व स त वक व त आप त स थ त क स थ स थ भ र उत प दन क अन म न करन, अ तम र प द न और रप टर ज र करन. 6.3 व ण ज यक स म त क ब ठक.स ईआरस क अ धस चन क आध र पर तम ह ब ठक स प ह ई जसम य आई एव रय क ट व ल ख क ज च क गई एव अन य व ण ज यक वषय पर भ चच र क गई 6.4 स रक षण स म त क ब ठक दक ष वस क स रक षण स म त, द क षण क ष तर य गर ड म ह न व ल पर म ख घटन, गर ड उपदर व एव अन य टर पग आ द क व षण करत ह और उनक प नगर ठत ह न स बचन क उप य क स झ व द त ह. ********* 32
अध य य 7 रप टर एव म ण करण 7.1 दक ष वस र पर ण ल पर च लन, भ र उत प दन स त लन एव पर ण ल अध ययन क आ कड स स ब धत व भ रप टर त य र क ज त ह वषर 2010-11 क द र न दक ष वस र ज र क गई रप टर / पर म ण पतर क ववरण नच दए गए ह : अ) म सक पर ग त रप टर आ) भ र उत प दन स त लन रप टर इ) वषर 2010-11 क व षक रप टर ई) वषर 2010-11क लए प वर गर ड क द क षण क ष तर य पर र षण पर ण ल स थ म आरज स स प प (क य क लम) स स ब प र षण य जन क मह न व र उपलब धत क पर म ण करण उ) वषर 2010-11क व षक आउट ज य जन क आव धक सम क ष ऋ) वषर 2011-12 क व षक आउट ज य जन ************ 33
अध य य 8 र जभ ष क य र न वयन 8.1 पर शक षण दन क 31 म चर 2011 क अन स र क य र लय क सभ अ धक रय एव कमर च रय क हद क क यर स धक ज ञ न पर प त ह 8.2 पतर च र एव अन व द वषर क द र न क य र लय र क दर य सरक र क य र लय क ल 2801 पतर भ ज गए इन पतर म 2330 पतर क हद / भ ष म भ ज गय इस पर क र हद पर तर च र क पर तशत 83% रह, ज ग ह म तर लय, र जभ ष वभ ग र नध र रत ल य 55% स अ धक ह वषर क द र न क य र लय र र जभ ष अ ध नयम क ध र 3(3) क अध न क ल 733 दस त व ज ज र कए गए और सभ दस त व ज क भ ष र प म ह ज र कय गय 8.3 र जभ ष क य र न वयन स म त क ब ठक क य र लय म सदस य स चव क अध यक षत म एक र जभ ष क य र न वयन स म त क गठन कय गय ह पर त य क तम ह म नय मत त र पर स म त क ब ठक आय जत क गई वषर म क ल च र ब ठक आय जत क गई सभ ब ठक म क य र लय म र जभ ष क य र न वयन म ह ई पर ग त क सम क ष क गई एव और भ पर ग त करन ह त उप य पर चच र क गई 34
8.4 पर त स हन य जन क य र लय म हद क पर य ग म पर ग त ल न क उ श य स हद म क म करन व ल अ धक रय एव कमर च रय क लए र जभ ष वभ ग र व न दष ट पर त स हन य जन ज र क गई ह रप टर क अव ध म वषर 2009-10 क द र न हद म क म कए गए क ल 10 अ धक रय एव कमर च रय क नकद प रस क र पर द न करक पर त स हत कय 8.5 हद दवस एव हद पखव ड़ क आय जन ü¾öãö ¾ÖÓ Æü üß ÖÖ¾ÖÖ êü úö ÖμÖÖê Ö Ö क य र लय म दन क 14.09.2010 क हद दवस तथ दन क 14.09.2010 स 28.09.2010 तक हद पखव ड़ मन य गय पखव ड क स स दभर म क य र लय क अ धक रय एव कमर च रय क लए व भन न पर तय गत एव अनय क यर कर म आय जत कए गए पर तय गत क व 8.6 हद क यर श ल रप टर क वषर क अव ध म क य र लय क अ धक रय एव कमर च रय क लए दन क 16.03.2011 क एक हद क यर श ल क आय जन कय गय थ अ धक रय एव कमर च रय न क यर श ल म स कर य र प म भ ग लय 8.7 प रस क र वषर 2009-10 म र जभ ष क य र न वयन क ष तर म उत क ष ठ नष प दन क लए क य र लय क त त य क ष तर य प रस क र पर प त ह आ ह दन क 21 दस बर 2010 क वश ख पट नम म स पन न सम र ह म पर भ र सदस य स चव शर ट कस ड न म नन य ग ह र ज य म तर शर अजय म कन ज क कर कमल स प रस क र गर हण कय 35
प र क र प त करत हए सद य स चव 36
μööμö 1 CHAPTER I ü ÖÖ Öê ÖßμÖ ¾ÖªãŸÖ ÃÖ Ö ŸÖ SOUTHERN REGIONAL POWER COMMITTEE INTRODUCTION Southern Region comprises the four Southern States namely Andhra Pradesh, Karnataka, Kerala and Tamil Nadu and the Union Territory of Puducherry encompassing an area of approximately 637,000 Square Kilometres, constituting about 20% of the total area of the country. The Power Map of the Southern Region is given in Exhibit I. MEMBERSHIPS, FUNCTIONS AND ORGANISATIONAL SET UP 1.1 MEMBERSHIP OF SRPC As per Government Of India Resolution dated 25.05.2005 followed by Amendment Resolutions dated 29.11.2005 and 09.05.2008, the Membership of SRPC is as follows: i) Member (Grid Operations), Central Electricity Authority (CEA) ii) iii) One representative each of Central Generating Companies, Central Transmission Utility (CTU), National Load Despatch Center (NLDC) and the Southern Regional Load Despatch Center (SRLDC) From each of the State in the region, the State Generating Company, Transmission Utility (STU), State Load Despatch Center (SLDC), one of the State owned distribution companies as nominated by the State Governments and one Distribution Company by alphabetical rotation out of the private distribution companies functioning in the region. 1
iv) From each of the Union Territories in the region, a representative nominated by the administration of the Union Territory concerned out of the entities engaged in generation/transmission/distribution of electricity in the Union Territory. v) A representative each of every generating company (Other than Central Generating Companies or State Government owned generating companies) having more than 1000 MW installed capacity in the region. vi) vii) viii) A representative of the generating companies having power plants in the region ( not covered in (ii) to (v) above) by alphabetical rotation. One member representing the electricity traders in the region by alphabetical rotation, which have trading volume of more than 500 million units during the previous financial year. Member Secretary, SRPC - Convener. 1.2 FUNCTIONS The following functions have been assigned to SRPC : a) To undertake Regional Level Operation Analysis for improving Grid performance. b) To facilitate Inter-State/Inter-Regional transfer of power. c) To facilitate all functions of planning relating to Inter-State/Intra-State Transmission System with CTU/STU. d) To coordinate planning of maintenance of generating machines of various Generating Companies of the region including those of Inter-State Generating Companies supplying electricity to the Region on annual basis and also to undertake review of maintenance programme on monthly basis. 2
e) To undertake planning of outage of transmission system on monthly basis. f) To undertake operational Planning Studies including Protection Studies for stable operation of the Grid. g) To undertake planning for maintaining proper voltages through review of reactive compensation requirement through System Study Committee and monitoring of installed capacitors. h) To evolve consensus on all issues relating to economy and efficiency in the operation of power system in the region. 3
1.3 ORGANISATIONAL SET-UP OF SOUTHERN REGIONAL POWER COMMITTEE SECRETARIAT The organisational set up of Southern Regional Power Committee Secretariat detailing the staff allocation during 2010-2011 is given below : Name of the Post STAFF ALLOCATION No. of Posts A. GAZETTED 1. Member Secretary. 1 - Posts filled up as on 31-03-2011. 2 Superintending Engineer 3 3 3 Assistant Secretary / EE 7 7 4 Asst.Executive Engineer 9 9 5 Assistant Engineer 2 1 6 Assistant Engineer(Civil ) 1 1 7 PS 1 - B. NON- GAZETTED 1 Technical Officer 1-2 Junior Engineer (Civil ) 1 1 3 D Man Gr I 2 2 4 D Man Gr - III 1 1 5 Assistant 1-6 Stenographer Gr I 2 2 7 Stenographer Gr II 3 3 8 Stenographer Gr III 1 1 9 Hindi Translator. 1 1 10 UDC 1 1 11 Store Keeper 1-12 LDC 4 2 13 Driver 1 1 14 Peon 6 4 15 Chowkidar 2 1 16 Mech. Plumber 1 1 17 Helper 1 - TOTAL 54 42 List of Officers in SRPC as on 31.03.2011 is at Annexure-I 4
1.4 FINANCIAL PARTICULARS : The actual expenditure incurred by the SRPC Secretariat during the financial year 2010-2011 is as follows : Major Head - 2801 SRPC (Non-Plan) a) Salaries b) Over Time Allowance c) Travel Expenses d) Office Expenses e) Medical f) Adm. Expenses Expenditure Rs 1,37,93,399 12,000 5,46,044 5,97,479 1,07,591 13,000 TOTAL 1,50,69,513 SRLDC (Non Plan) a) Salaries b) Over Time Allowance c) Travel Expenses d) Office Expenses e) Other Charges f) Medical g) Adm. Expenses h) Advt & Publicity Rs 1,05,94,444 10,000 5,74,506 23,87,622 3,92,270 1,17,277 14,670 7,096 TOTAL 1,40,97,885 Minor Works- 2801 Strengthening of RPCs 20,75,662 5
μööμö 2 CHAPTER II Öê ÖßμÖ ÖÏ ü ÖÂ ÖÖ ü Ö REGIONAL GRID PERFORMANCE 2.1 POWER SUPPLY POSITION The registered maximum peak demand of the Southern Regional grid during the year 2010-11 was 31927 MW indicating an increase of 2151 MW over the previous year. The unrestricted maximum demand was 34062 MW. The overall demand shortage in the region was of the order of 3.67 % to 14.28 % during the year 2010-11. The maximum monthly demand shortages were of the order of 1.04 % to 16.64 % in Andhra Pradesh, 1.99 % to 17.08 % in Karnataka, 1.67 % to 11.87 % in Kerala, 6.23 % to 17.48 % in Tamil Nadu and 0.70 % to 16.4 % in Puduchery. The constituent wise details of monthly load pattern viz. Registered peak demand, unrestricted demand and capacity shortages are given in Annexure-II. The maximum gross energy consumption of Southern Region was 717 MUs/day during the month of March 2011. The total energy consumption of the Southern Region for the year 2010-11 was 223252 MUs at an average of around 612 MUs/day, which was 5.23 % more than that of previous year. The monthly regional energy shortages varied from 2.35 % to 10.59 %. The energy shortages were of the order of 0.05 % to 11.71 % in Andhra Pradesh, 1.37 % to 13.03 % in Karnataka, 0.34 % to 4.74 % in Kerala, 4.55 % to 10.6 % in Tamil Nadu and 0.00 % to 14.66 % in Puduchery. The constituent-wise details of monthly gross energy consumption, unrestricted energy requirement, energy shortages and month-wise average energy consumption/day are given in Annexure-III. Load regulations were effected by the States in varying measures. Details of regulatory measures in force in Southern Region during 2010-11 are given in Annexure-V. 6
2.2 SOUTHERN REGION INSTALLED CAPACITY The installed capacity of Southern Region at the end of financial year 2010-11 was 47473 MW (source: CEA). The total installed capacity comprises Hydro- 11299 MW (23.80 %), Thermal+Gas+Diesel 25512.65 (53.74 %) Nuclear -1320 MW (2.78%) and Wind+R.E.S 9341.67 MW (19.68 %). The Hydro Thermal ratio was 31:69 as on 31.03.2011. The details of generating units commissioned during the year 2010-11 are given in Annexure-XVI. The State-wise installed generation capacity as on 31.03.2011 in the Southern Region are given below: State Hydro Thermal Gas Diesel Nuclear Wind + R.E.S Grand Total Andhra Pradesh 3695.53 4592.5 3098.4 36.80 0.00 766.99 12190.22 Karnataka Kerala 3599.80 3680.00 0.00 234.42 0.00 2616.19 10130.41 1881.50 0.00 174.00 256.44 0.00 145.86 2457.80 Tamil Nadu 2122.20 3220.00 1026.30 411.66 0.00 5812.61 12592.77 Puducherry 0.00 0.00 32.50 0.00 0.00 0.02 32.52 Central Sector 0.00 8390.00 359.58 0.00 1320.00 0.00 10069.58 SR TOTAL 11299.03 19882.50 4690.78 939.32 1320.00 9341.67 47473.30 The details of Installed capacity during the period 2006-2007to 2010-2011 in respect of Southern region are given in Annexure-VII. The growth of installed capacity of Southern Regional System during the year 2006-2007 to 2010-2011 is given in Exhibit-II. 2.3 MAXIMUM DEMAND Southern Region maximum demand recorded during 2010-11 (in the month of March 2011) was 31927 MW as compared to 29776 MW in the previous year indicating an increase of 2151 MW. The registered system peak demands, 7
unrestricted demand and registered minimum demand for each constituent of the Region during the year 2010-11 are given below: State Andhra Pradesh Registered Peak demand Max. unrestricted demand Registered Minimum demand 12254(18 th Mar 11 ) 13055 (Mar 11) 5284 (Dec 10) Karnataka 7984 (7 th Jan 11) 8624 (Mar 11) 2784 (Nov 10) Kerala 3119 (30 th Mar 11 ) 3309 (Jan 11) 1162 (Jul 10) Tamil Nadu 10670 (19 th Feb 11) 11978 (June 10) 4551 (Nov 10) Puducherry 302 (22 nd Mar 11) 319 (Oct 10) 124 (July 10) SR 31927 (30 th Mar 11) 34062 (Mar 10) 16068 (Nov 10) The details of monthly registered peak demand of constituent States of Southern Region, unrestricted demand and the monthly aggregate peak demand as well as monthly simultaneous peak demand of the Region (Gross & Ex-Bus MW) during the year 2010-11 are furnished at Annexure-II. Also the details of the monthly registered minimum demand of the constituent states of the Southern Region and the demand shortages are given in Annexure-II. The growth in Southern Regional States peak demand and the SR peak demand during the year 2006-2007 to 2010-2011 are shown in Exhibit-III. Month-wise diversity factor in respect of Southern region varied from 1.030 to 1.074 during the year 2010-11 and is indicated in Annexure-II. Annual load duration curve of Southern Region is shown in Exhibit-IV. Typical load curves for a working day (Regional peak demand day) and Regional minimum demand day for the Region and the States are shown in Exhibit-V and Exhibit-VI respectively. 8
2.4 ENERGY GENERATION & CONSUMPTION The generation statistics of power stations in the Southern Region during the year 2010-2011 are given at Annexure-VI Also the performance statistics of power stations in the region during the year 2010-11 are given at Annexure-VIII. The quantum of Hydro, Thermal+Gas+Diesel, Nuclear, State Wind Mill & IPPs energy generation in the region during 2010-11 was 30803.71 MUs (13.92%), 127761.30 MUs (57.72%), 6112.25 MUs (2.76%), 34.18 MUs (0.02%) & 56619.49 MUs (25.58 %) respectively. Break-up of energy generation in 2010-11 as also in the year 2009-10 are presented below:- Type 2009-10 2010-11 % increase(+)/ Decrease(-) Hydro 30116.86 30803.71 2.28 Thermal+ Gas+ 131714.45 127761.30-3.00 Diesel Nuclear 5280.84 6112.25 15.74 Wind Mill (State) 12.93 34.18 164.35 IPPs 49027.03 56619.49 15.49 Total 216152.11 221330.93 2.40 There was an increase of 2.4% in total energy generation in 2010-11 over the previous year. State-wise generation and consumption data for the year 2010-11 is given in Annexure-X. The growth of generation of the state systems and regional grid is represented in Exhibit-VII, VIII & IX. 2.5 SYSTEM FREQUENCY The monthly average frequency of the Southern Regional Grid varied between 49.45 Hz and 49.99 Hz during the year 2010-11 as against 49.39 Hz and 9
49.77 Hz. during 2009-10. 86.33 % of the time the grid operated within the IEGC range (49.5 Hz to 50.2 Hz.) which is lesser than that of last year 2009-10 i.e. 94.06 % (49.2 Hz to 50.3 Hz.). As a whole, the percentage of time frequency remained between various ranges is given below: System Frequency 2009-10 System Frequency 2010-11 Below 48.5 Hz 0.00 Below 48.5 Hz 0.00 Between 48.5 Hz and 49.0 Hz 1.32 Between 48.5 Hz and 49.2 Hz 1.23 Between 49.0 Hz and 49.2 Hz 3.40 Between 49.2 Hz and 49.5 Hz 6.87 Between 49.2 Hz and 49.5 Hz 23.70 Between 49.5 Hz and 50 Hz 71.11 Between 49.5 Hz and 50.0 Hz 58.91 Between 50.0 Hz to 50.3 Hz 11.46 Between 50 Hz and 50.2 Hz 15.22 Above 50.3 Hz 1.21 Above 50.2 Hz 5.57 Within IEGC Range 49.2 Hz to 50.3 Hz. 94.06 Within IEGC Range 49.5 Hz to 50.2 Hz. 86.33 Average Frequency (Hz) 49.61 Average Frequency (Hz) 49.80 Details of month-wise frequency levels during the year 2010-11 are given in Annexure-XI. 2.6 VOLTAGE PROFILE The voltage levels at the grid sub stations as given in Annexure XXIII were satisfactory for most of the time, except for a few sub-stations where high voltage prevailed. The details of Capacitor installations by the constituents during the year 2010-11 are given in Annexure-XXII. 2.7 PLANT LOAD FACTORS The average plant load factors of Thermal Power Stations in the Southern Region as a whole and for the constituent States for the year 2010-11 as well as for 10
the previous year 2009-10 are indicated below. Details are given in Annexure VIII. The details of outages of power stations are given in Annexure-IX. Constituent System 2009-10 2010-11 Andhra Pradesh 88.73 80.57 Karnataka 76.83 64.00 Kerala 36.68 16.09 Tamil Nadu 76.73 73.36 Ramagundam STPS 94.81 90.27 Talcher St-II 91.80 86.14 NLC II 82.01 83.40 NLC- TS I Expansion 81.02 81.42 RGCCP 76.75 60.41 2.8 SYSTEM LOAD FACTORS The annual load factors of the Southern Region and constituent systems during 2010-11 and the previous year 2009-10 are indicated below: CONSTITUENT SYSTEM 2009-10 2010-11 ANDHRA PRADESH 78 74 KARNATAKA 70 68 KERALA 65 65 TAMIL NADU 83 82 PUDUCHERRY 77 77 SOUTHERN REGION 81 80 The load factor of the constituent systems is given in Annexure-IV. 2.9 INTERCONNECTED OPERATION OF THE GRID Power systems of the constituent States of Southern Region viz, Andhra Pradesh, Karnataka, Kerala, Tamil Nadu and Puducherry operated in parallel during 11
the year. The details of inter state & inter-regional lines and the duration for which major tie lines were open during the year 2010-2011 is given in Annexure-XII. 2.10 OPERATION WITH NEIGHBOURING STATES/REGIONS Southern region had exchanges of power with constituents of other Regions-UI power, bilateral exchanges and availing of shares from ER NTPC stations. Southern Region had Energy exchanges with all the other regions through the back-to-back HVDC stations at Chandrapur (via Ramagundam-Chandrapur lines), Gazuwaka (via Jeypore-Gazuwaka lines) and Talcher Interconnecting point. Talcher-Kolar HVDC link is an evacuation scheme for Talcher Stage II station dedicated for Southern Region located in Eastern Region 2.11 ENERGY EXCHANGES The constituent wise details of entitlements and schedules from ISGSs in SR and NTPC stations in ER, including bilateral exchanges and actual drawals from the grid including losses are given below. Entitlement Total Schedule Net Schedule States from From From Actual Grid Grid Grid (MU) (MU) (MU) (MU) Andhra Pradesh 13588.482 12697.465 13385.246 11956.029 Karnataka 10672.190 10397.934 10931.051 11412.428 Kerala 7250.411 7246.948 7423.681 8145.992 Tamil Nadu 16312.364 16272.142 24640.636 25968.919 Puducherry 2370.667 2317.652 2317.652 2046.289 * Note: Entitlement, Schedule & Actual Figures are at Generator Periphery The month wise details of the same are furnished in Annexure-XIII. 12
given below: The actual inter regional energy exchanges during the year 2010-11 are From To MUs ER SR 2261.472 SR ER 1140.022 WR SR 6549.206 SR WR 16.116 The month wise details are given in Annexure-XIII. The details of inter/intra regional scheduled bilateral exchanges are given in Annexure-XIII, along with exbus schedules of beneficiaries from Inter state Generating Stations. The details of allocation of shares to the various beneficiaries of Southern Region from ISG stations located in Southern Region as on 31 st March 2011 are given in Annexure-XIV. 2.12 RESERVOIR LEVELS Salient features viz. Month-wise levels recorded, live storage and inflows in major hydel reservoirs in the Southern Region during 2010-11 are given in Annexure-XV and Exhibit-X. 2.13 PROGRESS OF GENERATION SCHEMES The progress of generation schemes under construction in the region as on 31.03.11 is given in Annexure-XVII. 13
2.14 PROGRESS OF TRANSMISSION LINES / SUB STATIONS UNDER CONSTRUCTION The details of 400 KV and 220/230 KV Transmission lines commissioned during the year 2010-2011are given in Annexure-XX. The progress of construction of 220/230 KV and above transmission lines as on 31.03.2011 are given in Annexure-XXI. The details of 400 KV & 220 KV Sub stations commissioned during the year 2010-2011 are given in Annexure-XVIII. The progress of construction of 400 & 220 KV sub stations as on 31.03.2011 are given in Annexure-XIX. 14
μööμö 3 CHAPTER III ÖÏ ü Öë ¾μÖ¾Ö ÖÖ Ö ¾ÖÓ ÃÖÓ üöö ÃÖê ÃÖÓ²ÖÛ ÖŸÖ ÎúμÖÖú»ÖÖ Ö GRID DISTURBANCES AND PROTECTION RELATED ACTIVITIES 3.1 Grid Disturbances : On June 26, 2010, Central Electricity Authority issued Grid standard, which classified Grid Disturbances from GD1 to GD5 in the increasing Order of Severity. Category GD-1 : When less than ten percent of the antecedent generation or load in a regional grid is lost; Category GD-2 : When ten percent to less than twenty percent of the antecedent generation or load in a regional grid is lost; Category GD-3 : When twenty percent to less than thirty percent of the antecedent generation or load in a regional grid is lost; Category GD-4 : When thirty percent to less than forty percent of the antecedent generation or load in a regional grid is lost; Category GD-5 : When forty percent or more of the antecedent generation or load in a regional grid is lost. There were 19 number of Grid Disturbances in the category GD-1 and 1 in the category GD-2 (Partial Black Out of Karnataka System on 18.03.2011) occurred in the Southern Regional Grid during the year 2010 2011. The details of Grid Disturbances, which occurred in the Southern Region are enclosed as Annexure XXV - GD 1 and Annexure XXV GD 2. 3.1.a Partial Black Out of Karnataka System on 18.03.2011. There was a Partial Black Out of Karnataka System on 18.03.2011.The Brief Description of the Grid Disturbance as follows : 15
3.1.b System condition before the incident : Karnataka Grid was running with a demand of 6,770 MW at a frequency of 49.74 Hz during pre-fault. SR demand during that time was 29,741 MW. There was a load shedding of 400 MW in Karnataka Grid. SNo Parameter Before (13:44) After (14:02) 1 SR Demand (MW) 29741 25575 2 KAR Demand (MW) 6770 3600 3 SR Freq (Hz) 49.74 48.86 3.1.c Brief analysis of the Partial Black Out : (i) On 18.03.2011 At 13-23 Hrs: 400 kv Guttur Hiriyur (Beeranahalli )- 1 line tripped on operation of distance relay at both end after unsuccessful auto reclose attempt due to Y-N permanent fault. (ii) Subsequently 400kV Guttur-Hiriyur (Beeranahalli)-2 tripped on operation of Earth Fault Relay at Guttur end only due to reflection of Guttur-Hiriyur line-1 current (Y-phase load current, which was under auto reclose dead time). Since Earth Fault Relay time delay and Auto Reclose dead time were set at 500 m Sec, the line-2 tripped on earth fault relay before reclosing of line-1. (iii) At 13.33 Hrs, 220kV Guttur-Chitradurga line tripped on fault, on distance relay, Zone-1, Y-phase to ground, fault location-30.2km from Guttur end. This caused the further increase in power flow from Guttur- MRS, Shimoga. 16
(iv) At 13.44 Hrs, due to further over loading MRS Shimoga-Kadur line, MRS Shimoga-KB Cross and MRS Shimoga- Antharsanahally lines tripped on over load. (v) The tripping of four nos. of 220kV lines caused load thrown off of 600-700MW and causes power swing in the grid. This power swing caused tripping of 400kV Shantigrama-Nelamangala line (on Power Swing Detection), seven generating units (103.5 MW each) at SGS on operation of over frequency and 600MW unit at UPCL tripped on low forward power indication. (vi) At the same time 400kV RTPS-BTPS line tripped at RTPS end and RTPS-Guddadahally (Munirabad) line tripped at Guddadahally (Munirabad) end on power swing. (vii) At the same time (13:44 Hrs) Kaiga-3 & 4 units came on house load on operation of over frequency (Kaiga Recorded a Frequency of 52.5 Hz) and later tripped due to turbine controller problem. The system frequency recorded during above time was 49.67 Hz only. (viii) At 13:48 Hrs, due to above major trippings and variations in power system caused tripping of 4 units at Nagjhari and one unit of BTPS on over excitation. Remaining two units of SGS tripped on under frequency/over load and the three running units at Varahi tripped. (ix) At 13:56 Hrs, Attempt was made for synchronizing the Guttur-Hiriyur 400kV line-ii, but tripped on power swing. 17
(x) At 13:57 Hrs, Kaiga-I & II units- under frequency house load scheme operated. Unit-I survived on house load, Unit-II tripped on turbine over speed. (xi) At 14:01 Hrs, The load thrown off due to tripping of evacuated lines and some of generators caused over voltage at Guttur bus, which in turn caused cascad tripping of other 400kV lines at Guttur, Kaiga and Narendra on over voltage. Many 220kV, 110kV and 66kV lines connected to these buses tripped. 3.1.d Recommendations : 1) Single phase Auto Reclose Dead time for the distance protection schemes shall be followed uniformly i.e 1000 msec. Reclaim time for Auto Reclose should be 25 Sec. 2) Directional Earth fault feature shall be used as back up to the distance protection to clear high resistive faults. However tripping time of DEF feature shall be coordinated with distance protection schemes and Auto Reclose. The Sub Group recommended for adopting IDMT Normal Inverse characteristics to be set above 1000 msec for Auto Reclose to be successful. 3) When the line is holding from one end, action should be initiated for restoration with in 5 min. 4) Line synchronization facility shall be provided at Kadra station. 5) The Sub Group recommended that all 220kV and above lines connected with grid shall have event loggers and disturbance recorders with time synchronization. Or the main protection of Numerical type with built-in DR & EL with GPS time synchronization. 6) Protection system settings of the RTPS-BTPS-JSW-Guttur shall be reviewed and coordinated as per the new configuration of the system and Auto Reclose shall be provided for above lines. 18
7) Raichur is requested to examine the trippings in Zone 5and necessity of Zone 5 settings.. 8) CE, KPTCL (SLDC) is requested to take report from UPCL why the UPCL units are tripped on low forward power indication when the evacuation lines are available. 9) All constituents were requested to furnish the required fault data to other connected utilities for early restoration of the system during contingency. 10) Coordination between 400kV / 220kV Switch Yard control Room of Kaiga Generating Station and RLDC is to be improved for early restoration. 11) Instructions/Guidelines from the System Operator should be strictly adhered by all concerned. 12) SLDC should monitor the flows on critical elements during grid incidences/disturbances and take corrective action (Load & Generation Management) to avoid tripping of over loaded lines which could lead to cascade tripping. 13) PGCIL is requested to furnish trip analysis along with DR & EL reports for the transmission elements tripped during the grid disturbance at the earliest. 3.2 The Protection Sub-Committee of SRPC analyzed the Grid Disturbances, System Occurrences and other trippings that occurred in the Southern Regional Grid and suggested measures to avoid their reoccurrence. The functions of the Protection Sub-Committee in brief are as follows: a) Analysis of the Grid Disturbances, System Occurrences and other trippings and to suggest measures to avoid their recurrence. b) Coordination of settings of protective relays in the Regional System to maintain the security of the Grid. 19
c) Periodical review of under frequency load shedding schemes, df/dt Load Shedding schemes and other protection schemes adopted in the Grid. d) Review of the implementation of recommendations made by the Inquiry Committee of the grid disturbances in the region concerning to above matters. e) To suggest, discuss and implement Special Protection Schemes to take care of major loss of import / generation so as to ensure security of the Grid. 3.3 The system occurrences and minor trippings, that took place in the constituent systems were discussed in detail in the Protection Sub-Committee meetings. Necessary guidelines / remedial measures Suggested by the Protection committee were taken up for implementation by the Constituents to avoid its reoccurrence. a) The load relief obtained at different settings of flat under frequency relays provided in the constituent systems was reviewed for their correctness during system occurrences / disturbances and necessary remedial measures recommended by the committee were implemented by the constituents. b) The operation of df/dt relays in the constituent systems was reviewed periodically. The operation of this scheme and the quantum of load relief obtained are also being monitored regularly for its effectiveness. c) An SPS Scheme was suggested for Nagjheri Station, to take care of contingencies during depleted network conditions. The same was under Implementation by KPCL/KPTCL. d) Special Protection Scheme (SPS) for 2X1000 MW Kudankulam Nuclear Power Plant (KNPP) was finalized in the Protection committee. 1000 MW Generators at KNPP is biggest size generator in Southern Region whose 20
Outage could pose frequency instability. SPS for KNPP was worked out to care of contingency of loss of generation and is under implementation. The proposed SPS shall be ready by September 2011. e) The Committee reviewed the Special Protection Scheme (SPS) at Kolar which had been designed for acting in two stages (Generation of Trip Signal I and Trip Signal II) depending on the power flow affected. The proposal for SPS Modifications at HVDC Kolar (with a cost estimate of 32 Lakhs) was proposed by the Protection Sub Committee and was approved in 13 th SPRC meeting. The proposed SPS modification/ implementation was under progress. f) Adoption of Uniform Philosophy for relay settings for protection of Transmission Lines in Southern Region to avoid indiscriminate tripping of Transmission elements during fault condition was deliberated. g) Islanding Scheme of Hyderabad along with the NTPC, Ramagundam Thermal Station was commissioned on 16.12.2010. The relay settings were at 47.6 Hz with time delay of 200 msec. h) Islanding Scheme for Chennai Metro was finalized by TNEB for (1) ETPS units (2) GMR units and (3) NCTPS units and instructions have been issued for implementing the scheme. i) Committee reviewed and recommended for the Single Phase Auto Reclosing Scheme for all the 220 KV and above lines. j) UFR settings in the region upgraded from 48.5 Hz to 48.8 Hz,48.2 Hz to 48.5 Hz and 48.00 Hz to 48.2 Hz. 21
k) The Protection sub Committee recommended to increase the islanding frequency of Ramagundam (along with Hyderabad island) from 47.6 Hz to 47.8 Hz. The PCC forum was also decided to go with the same frequency i.e 47.8 Hz for other Islanding schemes proposed in the southern Region. l) The Protection Sub Committee recommended for SPS at Varahi and UPCL.KPTCL and KPCL agreed to devise and implement the SPS at Varahi and UPCL. m) The Protection Sub Committee recommended for SPS at S1-S2 inter connection area (Salem) to enhance the Available Transfer Capability (ATC) in the S1-S2 bid area. n) The Protection Sub Committee recommended for SPS at Muddanur and APTRANSCO/APGENCO informed that the SPS shall be placed during the unit maintenance period in monsoon. o) The Protection Sub Committee recommended for SPS on 400 kv Vijayawada-Nellore line. APTRANSCO and the Independent Power Producers (IPPs) agreed to implement the SPS. p) The Protection Sub Committee recommended for pilot project for Phasor Measurement Units (PMUs). The Constituents are also agreed for the pilot project for PMU. SRLDC proposed for 6 numbers of Phasor Measurement Units for the Southern Grid at an estimated expenditure of Rs.4.0 Crores. The pilot PMU project was approved by the 14 th SRPC meeting held at Kochi on 27 th August 2010. It was also noted that the entire funding of the project would be carried out through PSDF and the same has been put up to CERC Task Force for funding from PSDF. 22
3.4 Talcher-Kolar HVDC Inter-Trip Scheme at Kolar: Talcher Kolar HVDC link connects Eastern and Southern region asynchronously. The link capacity is 2000 MW (2500 MW with augmented capacity). Tripping of one or both poles of this link, when it is carrying high quantum of power causes frequency instability in Southern Region due to loss of power and due to sudden injection of power in the NEW grid, it may result in the line overloading. SPS had been designed and implemented at Kolar end to overcome this problem. With the operation of SPS, during the contingency, required quantum of load is shed in SR. Also SPS has been implemented at Talcher and generation reduction/tripping of units are carried out in Talcher stage 2 generating station on tripping of poles of Talcher-Kolar HVDC Link. The inter trip scheme provided in Southern Regional grid helps in compensating the loss of import whenever Talcher - Kolar + 500kV HVDC system trips, by shedding corresponding loads in constituent systems through the signal initiated at 400kV Kolar station during single and Bi-Pole outage. Based on the quantum of import loss signal 1 and signal 2 are generated at Kolar and is transmitted through wide band communication network to the identified locations in the constituents system to give relief by load shedding. Since the link was operating on more than 2000 MW (extended more of operation) as and when necessitated by grid conditions, the logic/feeders for Signal 3 were identified and it was under implementation. The details of load relief expected in each constituent system are furnished as follows : 23
Details of load relief expected during tripping of Talcher - Kolar HVDC link Expected Load Relief in MW S.No Constituent system Signal 1 Signal 2 Signal 3** 1 ANDHRA PRASESH 150 160-240 124 2 KARNATAKA 350 100 109 3 KERALA NIL 200 123 4 TAMIL NADU 507 211 144 Total load relief in SR 1007 671-751 500 ** Under Implementation. 3.5 SYSTEM STUDIES: The System Studies Sub Committee in which all the members of SRPC are represented, is entrusted with the tasks of carrying out studies for assessing quantum of capacitor requirement in the region, operational load flow studies or any other technical studies referred by the SRPC/TCC Power System Studies for assessment of shunt compensation required in the Regional grid is done for the annual peak load conditions. The capacitor requirement is assessed with a view to maintain system voltage at all the buses in the range of 0.90 to 1.05 per unit. The results of the studies are brought out in the form of a report, which forms basis for the constituents to plan the capacitor installation programme in their respective systems. 24
The Report on the requirement of Shunt Compensation for March 2011 conditions was issued. Action was also initiated to assess capacitor requirement for the year 2011-12. In this connection, preliminary data was awaited from the constituents. The Power Map of Southern Regional Grid showing all 400 kv and 220 kv lines including all the interstate/ Inter-regional lines was periodically updated. 3.6 MEETINGS OF PROTECTION SUB COMMITTEE The Protection Committee Meetings of SRPC held during the year 2010-11 were as follows and listed in Annexure XXIV. (i) 9 th Protection Sub Committee Meeting held on 08.07.2010 at Bangalore. (ii) 10 th Protection Sub Committee Meeting held on 27.10.2010 at Bangalore. (iii) Sub Group Meeting of PCC held on 24.02.2011 at Bangalore. ********************** 25
μööμö 4 CHAPTER IV ¾ÖÖ ÖÛ μöú Öî ü ú ÖÖÔ»ÖêÖÖú üö Ö ŸÖ ¾Ö ÖμÖÖÑ COMMERCIAL AND ENERGY ACCOUNTING ACTIVITIES 4.1 ENERGY ACCOUNTING UNDER AVAILABLITY BASED TARIFF (ABT) Accounting of Energy for the Southern Region grid is being done by SRPC Secretariat regularly in line with CERC Regulations / orders and decisions of SRPC. The energy accounting involves preparation of weekly Unscheduled Interchange (UI) account, Reactive Energy account and monthly Regional Energy Account (REA) based on the data provided by SRLDC. 4.1.1 UNSCHEDULED INTERCHANGE CHARGES ACCOUNT A statement of Unscheduled Interchange Charges including Additional Unscheduled Interchange Charges levied under CERC (Unscheduled Interchange charges) Regulations, 2010, as amended from time to time are prepared on weekly basis for the seven day period ending on the penultimate Sunday mid-night and issued to all Constituents by Tuesday. The soft copy files, giving data, basic and computed, 15 minutes-time block-wise uploaded to website to enable downloading by the Regional Entities. 4.1.2 REACTIVE ENERGY CHARGES ACCOUNT A statement of VAR Charges are prepared on weekly basis for the seven day period ending on the penultimate Sunday mid-night and issued by Tuesday to all regional entities, who have a net drawal/injection of reactive energy under low/high voltage conditions are levied at rates specified by CERC. The soft copy of computed files, uploaded to website to enable downloading by the Regional Entities. 26
4.1.3 REGIONAL ENERGY ACCOUNT (REA) Regional Energy Accounts on monthly basis are prepared and issued for the purpose of billing and payment of various charges. The provisional REA for a month are issued latest by 6 th and final REA by 20 th of the following month. The REA is uploaded to website to enable downloading by the Regional Entities. The monthly REAs, inter-alia comprises details on the following: a) Plant Availability Factor of ISGS (Thermal) covered by ABT b) Percentage of Allocated Capacity Share of Beneficiaries in ISGS c) Weighted Average Percentage of Allocated Capacity Share of Beneficiaries in ISGS covered by ABT. d) Percentage Ratio in which Transmission Charges to be shared. e) Energy Scheduled to the beneficiaries from ISGS of SR and ISGS in other Region. f) Details of Intra / Inter Regional Exchanges on Short Term Open Access. g) Details of wheeling charges for State Owned Transmission Lines. 4.1.4 All Regional Energy Accounting calculations carried out by SRPC Secretariat are open to all Regional Entities for any checking/verification for a period of 15 days. If any mistake is reported / detected, the mistakes are rectified and revised accounts are being issued. 4.2 MEETINGS OF THE COMMERCIAL SUB- COMMITTEE Meeting of Commercial Sub-Committee of SRPC are conducted in line with the provisions of CERC (Indian Electricity Grid Code) Regulations, 2010 as amended from time to time. Details of meetings held have been listed in Annexure No.XXIV. ******** 27
μööμö 5 CHAPTER V ÖÏ ÖÖ»Ö Ö, ÃÖÓ üöö ¾ÖÓ ÖÏÖÖ»Öß μöμö Ö Ö ŸÖ ¾Ö ÖμÖÖÑ OPERATION, PROTECTION & SYSTEM STUDIES ACTIVITIES 5.1 OPERATIONAL HIGHLIGHTS DURING 2010-2011 Three stages of UFR set points are enhanced to 48.8 Hz, 48.5 Hz and 48.2 Hz from existing 48.5 Hz,48.2 Hz and 48.0 Hz respectively. PGCIL completed the commissioning of all the reactors within its scope which was agreed in the 22 nd Standing Committee on Power System Planning of Southern Region. Mock Drill of Black Start Procedures was completed by most of the constituents. Prolonged outages of units and elements were followed up with constituents. The information about various outages and progress on revival was furnished by the constituents. Coal Stock position was regularly monitored and followed up with utilities. SRLDC released the Grid Elements Document of Southern Region as on 31.03.2010. Absorption/Injection of VARs w.r.t. voltages in respect of the Generators was monitored. Closing of Inter State line was regularly monitored. 28
NLC was able to maintain it s generation without any problem during the workers strike which commenced from 30th June 2010 midnight which continued for 5 days. NTPC Stations maintained high Plant Availability Factor throughout the year. A meeting of SRPC Secretariat, SRLDC, TANTRANSCO & TANGEDCO was held on 12 th July at Chennai to follow up on directions of CERC order in respect of Petition Adj. Case No. 6-2009. A number of important issues were deliberated and finalized during the Meetings. Forced Outages of Generating Stations were regularly monitored. Implementation of RGMO was regularly followed up. Maximum to Minimum Demand ratios were highlighted to identify and implement DSM and Energy Efficiency Programmes. Arranging of interruptible loads into four groups as mandated by IEGC was regularly followed up. Implementation of Automatic Demand Side Management Schemes as per IEGC was regularly followed up. Scheme for Automatic Load Shedding for over drawing constituents was approved by SRPC for implementation. With cooperation from all the constituents grid security was maintained during tripping of Vijayawada Units on 29.07.2010. Issue of frequency rise during load change over period was deliberated and remedial actions were identified for implementation. SPS at Salem which would enhance the ATC from S1 to S2 areas was deliberated. Implementation of SPS on 400 kv Vijayawada-Nellore was followed up. 29
Mock Drill for availing power from ER by bypassing HVDC Gazuwaka station was successfully completed. Outage Deviation Report for Generators and Transmission utilities was being hosted on SRPC website and was being communicated to H ble CERC. Pending field inputs were regularly followed up in the OCC meetings. Mock Drill by availing power from WR by bypassing Bhadrawathi HVDC Back to Back station was conducted. Issues relating to congestion in S1-S2 corridor were deliberated in detail to identify measures to relieve congestion. The issue of common strategy for joint purchases by SR constituents to gain price advantage and negate the price variation was deliberated in the OCC meeting. The issue of compliance report to be sent to CERC was followed up in the various SRPC forums. The issue of online submission of data (Daily Generation Report, Monthly Operation Report) by the station itself to CEA was followed up. Ramagundam islanding scheme was implemented w.e.f. 16 th December 2010. Reactive Power Document of SR was updated and released on 24.10.2010 by SRLDC. Power Supply Position Report (PSP) for SR was made web based w.e.f. 01.01.2011 by SRLDC. Active support and cooperation were experienced among the SR constituents during outage of Kolar HVDC Bipole/Single pole from 22 nd to 25 th February 2011. Strict grid discipline was observed by Karnataka through out the year. 30
SRPC approved that shut down of Inter Regional and other important links was to be taken during June-December each year. Issue regarding standby data channel and non availability of voice communication was regularly followed up. SRPC approved that DC of Talcher Stage II be around 90% of normative DC on sustained basis till the coal stock remains in critical level. Enhanced mode of operation of Talcher-Kolar at 2500 MW (10hrs/day) was agreed by PGCIL and approved by SRPC. The link was additionally scheduled to 2200 MW for 5 hrs after PGCIL approval. Cooperation was extended during shut down of 400 KV Vijayawada- Nellore line during the Shivarathri Festival. ATC/TTC workshop was conducted by SRLDC on 28 th Feb 2011. Scheduling issues with regard to revision of schedule of STOA transaction in case of tripping of Unit/Station of more than 100 MW was deliberated. SR Frequency Standard Deviation reached all time low of 0.09 on 07.07.2010. 5.2 The under frequency load shedding scheme is in operation in the Southern Regional grid with the settings of 48.2Hz, 48.5Hz & 48.8Hz instantaneous on the flat under frequency relays provided in the constituent systems. The details of the load relief obtained at different settings in the Region is given in the table furnished below: 31
Details of UFR in constituent systems Sl. No STATE 48.8 Hz. / Inst 48.5 Hz. / Inst. 48.2 Hz. / Inst. 1 Andhra Pradesh 800 1123 1317 2 Karnataka 476 667 762 3 Kerala (164-225) Off peak-peak (84-118) Off peak-peak (294-398) Off peak-peak 4 Tamil Nadu 792 1036 1180 Total (2232-2293) (2910-2944) (3553-3657) The operation of under frequency load shedding scheme is being monitored regularly in the OCC and Protection committee meetings and any discrepancy in its operation were reviewed and corrective measures taken by the constituents for its effectiveness. 5.3 The df/dt protection scheme is in operation in the Southern Regional grid with the following two settings. The details of the load relief obtained through this scheme is given in the table furnished below: - 49.5Hz with rate of fall of 0.3Hz / sec. - for alarm; & - 49.3Hz with rate of fall of 0.3Hz / sec. instantaneous - for trip. 32
df/dt Relays installed in Southern Region Sl. No. Constituent system Df/dt Relay setting Expected load relief (MW) 1 APTRANSCO 49.3 Hz, 0.3 Hz / Sec, Instantaneous 1767 2 3 4 KPTCL - do - KSEB - do - TNEB - do - (485 1036) (121 175) 559 Total load relief in SR (2909 3530) 33
μööμö 6 CHAPTER VI ÖμÖÖê ÖŸÖ ²Öîšüëú MEETINGS HELD The Important issues considered during the meetings held during the year 2010-11are as under: 6.1 MEETINGS OF THE SRPC/TCC 6.1.1 Important decisions taken in 13 th SRPC meeting held at Kodaikanal on 11.05.2010. It was noted that Service Tax had been exempted for the transmission and distribution. ULDC requirement beyond 2011 were finalized. SRPC approved one no. 400/220 kv, 315 MVA transformer and one no. 80 MVAR shunt reactor as spare for entire southern region. SRPC approved the sharing of OPGW on 400 kv Madhugiri- Yelahanka line provided the concerned IPPs/Beneficiaries would also share the cost on the line as and when applicable. The cost of the OPGW on 750 kv Salem-400 kv kv Salem would be borne by the respective IPPs/ Beneficiaries. SRPC approved the sharing of charges of Rs.32 Lakhs for implementation of third protection signal to relief points in case of Talcher Kolar operation beyond 2000 MW. 34
6.1.2. Important decisions taken in 14 th SRPC meeting held at Kochi on 27.08.2010. SRPC approved the methodology to transfer power through Chikkodi-Kolhapur line. SRPC approved the proposed 8 numbers of phasor measurement units for the Southern Grid at an estimated expenditure of Rs. 40 Crores. SRLDC was asked to involve the constituents right from the beginning of the implementation of the project. It was also noted that the entire funding of the project would be carried out through PSDF. SRPC noted the methodology to be adopted to consider Transfer Capability Reduction (TCR) for HVDC Back to Back stations when one of the associated line is under outage. 6.1.3 Important decisions taken in 15 th SRPC meeting held at Mamallapuram on 26.11.2010. SRPC approved the proposal for training in Reactive Power Management of about Rs. 22.5 Lakhs. The proposal would be finalized by the committee comprising of SRLDC, SRPC Secretariat and Chief Engineer, SLDC, KPTCL. 6.2 MEETINGS OF OPERATION & CO-ORDINATION COMMITTEE The Operation & Co-ordination Committee consisting of System Operation Engineers of APTRANSCO, APGENCO, APCPDCL, PCKL, KPTCL, KSEB, TANTRANSCO & E.D of PUDUCHERRY, SRLDC, POWERGRID, NTPC, NLC, KGS, MAPS & KPCL reviews the system operation and prepares monthly schedules. The Committee met regularly every month and dealt with the following activities. Review of Demand and Energy availability with respect to unrestricted requirement as per PSP & LGBR. Reviewing the MoP target v/s. actual generation categorywise and for important power stations. 35
Estimating the availability of energy and demand categorywise and from ISGS for each state for the coming two months. Determining possible exchanges of power and energy within and outside the Region. Drawing up coordinated maintenance schedule for generating units and major transmission lines elements and carrying out reviews. Reviewing the operation of Automatic Under Frequency Relays. Discussing system occurrences, if any, during the previous month and evolving measures for operational improvements as required. Progress of installation of HT capacitors is reviewed. Review of progress of work on transmission Review of power cuts, load shedding and supply to Agricultural sector. Quarterly review of Load-Generation estimation with actual power supply position; finalization and issue of reports. Review of High Frequency, Low Frequency and Frequency Excursions during load change over. Review of High Voltage, Low Voltage and absorption/injection of VARs. Review of Mock Drills of Black Start Procedures. 36
6.3 MEETINGS OF THE COMMERCIAL COMMITTEE Based on CERC notification, meetings were conducted on quarterly basis to audit UI and Reactive accounts and related commercial issues were also discussed. The details of meetings held have been listed in Annexure No. XXIV. 6.4 MEETINGS OF PROTECTION COMMITTEE The Protection Committee of SRPC analyses the System Occurrences, Grid Disturbances, and other trippings that occur in the Southern Regional Grid and suggests measures to avoid their recurrence. The details of meetings held have been listed in Annexure No. XXIV. ************* 37
μööμö 7 CHAPTER VII ü ÖÖê Ô ¾ÖÓ ÖÏ ÖÖÖßú üö REPORTS & CERTIFICATION 7.1 SRPC has been issuing various reports regarding system operational data, Load Generation Balance Data, System Studies Data, etc. The details of the various reports/certificates issued by SRPC during the year 2010-11 are given below. a) Monthly Progress Reports b) Load Generation Balance Reports c) Annual Report for 2010-11 d) Monthwise Certification of Availability for Southern Region Transmission System of Power Grid including that for RGCCP (Kayamkulam) associated Transmission Scheme, for the year 2010-11. e) Periodical Review of Annual Outage Plan for 2010-11 f) Annual Outage Plan for 2011-12 g) Prolonged outages. ************ 38
अध य य 8 CHAPTER VIII र जभ ष क य र न वयन OFFICIAL LANGUAGE IMPLEMENTATION 8.1 TRAINING All the officers and staff of this office possess working knowledge in Hindi as on 31 st March 2011 8.2 CORRESPONDENCE & TRANSLATION Out of the total number of 2801 letters issued to Central Government Offices by this office during the year, 2330 letters were issued in Hindi / bilingual. This is about 83% and higher than the target fixed i.e 55% for region C All the documents issued under section 3(3) of Official Language Act were issued in bilingual form during the year. 733 documents were issued under this section. 8.3 MEETINGS OF OFFICIAL LANGUAGE IMPLEMENTATION COMMITTEE Official Language Implementation Committee has been constituted in the office and is headed by the Member Secretary. Regular meetings of the committee were held on quarterly basis in which the progress of Official Language and measures to improve the use of official language were discussed. 8.4 INCENTIVE SCHEME An Incentive Scheme specified by Department of Official Language has been introduced for the officers and staff of this office in view of improving the usage of Official language Hindi. 10 officials were honoured with cash awards during this year, for the year 2009-10.
8.5 OBSERVING HINDI FORTNIGHT & CONDUCTING HINDI DIWAS Hindi Day was celebrated on 14.09.2010 and Hindi fortnight from 14.09.2010 to 28.09.2010 in the office. Various competitions and programmes in this connection were organized. Winners in the competitions were honoured with cash prizes and certificates. 8.6 HINDI WORKSHOPS A Hindi workshop was organized on 16.03.2011 for the officials of this office. Officials were participated very actively in the workshop. 8.7 AWARDS Office has secured third regional award for the tremendous performance in Hindi Implementation during the year 2009-10. Shri S D Taksande, Member Secretary I/C received the award from the Honourable Home Minister for State Shri Ajay Maken on 21 December 2010 at Vishakhapatnam. प र क र प त करत हए सद य स चव ***********