откуда такая величина - единицы миллисекунд для полной схемы ?

Вы же сами настаиваете на N-1 из текущей схемы!
Отключение одновременно двух элементов электропередачи в полной схеме далеко не редкость. При этом по времени отключения разнесены на несколько миллисекунд.
В ремонтных схемах отключение одного элемента электропередачи, работающего через два выключателя, зачастую приводит к потере двух элементов с разнесением по времени за счет разновременности выключателей.
Так как Вы не собираетесь учитывать N-2, N-3 и т.д., то к каждому следующему отключению Вы должны за несколько миллисекунд разновременности выполнить расчет и перенастройку ПА для новой схемы с новыми УВ. Если этого не делать, то Вы рискуете развалить систему и соседей. Режимщики конечно чисты - "нерасчетный режим", но кому от этого легче?

Если речь не идет о единицах миллисекунд для полной схемы, то все остальные разговоры о расчетах в "темпе процесса" блеф. И N-1 устроит только теоретиков. Это ни в коей мере не означает, что не надо продолжать работы в этом направлении.

Поясните пожалуйста, откуда такая величина - единицы миллисекунд для полной схемы ?

В тюменском РДУ:
Оценка выполняется порядка 4 с.
Поиск опасных сечений и МДП 4,5 с.

Время всего цикла обработки ТИ порядка 20с, на время работы расчетных модулей нареканий не поступало.

Вы же наверняка сталкивались с СК-2003 и/или с СК-2007. И прекрасно должны представлять все проблемы с "оценкой состояния". И с временными параметрами.
Не раз и не два слышал утверждения теоретиков о возможности расчета статики для 400 узлов, 700 ветвей за десяток миллисекунд. И демонстрировали. Только оказывалось, что считают для двух узлов и  1-2-3 ветвей и не учитывают время "сжимания схемы".
Так что результаты будут среднепотолочные. Но будут, что уже есть лучше чем было.

Все не так  плохо как кажется, в Т-ском РДУ стоит такая считалка и по слухам неплохо справляется. Объем схемы ~сотни узлов.
Проблемы с телеметрией так или иначе решаемы.
Если интересует подробнее, советую обратится к пользователю под ником Ustas, он имеет прямое отношение к разработке данного комплекса.
Речь конечно идет не десятке миллисекунд, но и не о десятках секунд. Так что время вполне себе на уровне.

Если я правильно ориентируюсь в районах электросетей 750 - 500 - 330 кВ, то не меньшим фактором чем объем ОН является объем и ступени ОГ. Наверное стоит использовать более общий термин - УВ.

Согласен.

Вы же наверняка сталкивались с СК-2003 и/или с СК-2007. И прекрасно должны представлять все проблемы с "оценкой состояния". И с временными параметрами.
Не раз и не два слышал утверждения теоретиков о возможности расчета статики для 400 узлов, 700 ветвей за десяток миллисекунд. И демонстрировали. Только оказывалось, что считают для двух узлов и  1-2-3 ветвей и не учитывают время "сжимания схемы".
Так что результаты будут среднепотолочные. Но будут, что уже есть лучше чем было.

Windtalker315 пишет:в современных системах ПА, по большому счету они не выбираются, производится простой перебор  всех возможных возмущений, и выбирается наиболее тяжелое по своим последствиям. А возможно уточнение этого утверждения?Если район ПАУ включает, допустим, 7 линий связи 4-х объектов, то из всех возможных "возмущений" выбирается самое тяжелое и при любом АВ работа ПА происходит по самому тяжелому ? Я не переврал Ваше утверждение?Windtalker315 пишет:под всеми возможными понимается отключение любого одного из элементов сети, то есть N-1N-2 и N-3  не расчетные возмущения.Позвольте полюбопытствовать: N-1 от какой точки отсчета? Если из полной схемы, то это одно. И для этого существующую в России ПА можно значительно упростить или еще 20 лет ничего с ней не делать, сама умрет.Если из утвержденных ремонтных схем, то это другое. Если из возможной текущей схемы, то это третье.

Уважаемый Long_Ago !
Вопросы поднятые Вами достаточно глобальны по своей сути и чтобы ответить на них в полном объеме потребуется много времени и места. Я постараюсь в меру своих скромных сил это сделать, но если что-то упущу , пожалуйста не судите строго.

Итак, что касается первого вопроса про наиболее тяжелое по своим последствиям аварийное возмущение. Представим себе энергорайон питающийся по 3 ЛЭП 750, 500 и 330 кВ соответственно. На одной из ПСТ этого района установлена ПА, основными функциями которой являются:
- Мониторинг доступных объемов противоаварийного управления(в нашем случае это откл нагр при перетоках в узел и отключение генерации при перетоках из узла).
- Определение максимально - допустимого пертока мощности по сечению узел - ЕЭС, с учетом имеющихся объемов управления.
- Выдача  необходимых управляющих воздействий при аварийном отключении одной  из линий.
Первая функция это простая телеметрия с объектов и ее анализ.
Вторая функция сводится к циклмческой серии расчетов заключающихся в :
- - поочередном отключении каждой из ЛЭП
- - Определения в полученном п/ав режиме предельного перетока с необходимым коэффициентом запаса, а также проверке условий нахождения в допустимых пределах токов и напряжений в узлах. При необходимости режим облегчается до тех пор пока параметры тока и напряжения не войдут в допустимые пределы. Полученный режим является послеаварийным, он сравнивается с другими рассчитаными п/ав режимами по следующей логике
пусть объем ОН в узле 1000 Мвт. Пределы в полной схеме 5000, при отключении
750-2000,
500-3000,
330- 4500 МВт
Для простоты возьмем п/ав к_зап 10%, нерегулярные колебания мощности 0
тогда с учетом доступных объемов ПАУ доп переток в п/ав может составить
750 2000*0,9+1000=2800 МВт
500 3000*0,9 +1000=3700 МВт
330 3500*0,9+1000=4150 Мвт.
Допустимый переток в полной схеме 5000*0,8=4000 Мвт.
Таким образом, в исходной полной схеме переток в узел не может превышать 2800 МВт.
Исходя из этого ведется режим станций энергоузла для поддержания необходимого перетока иощности.
Современные адаптивные системы ПАУ могут самостоятельно в темпе процесса определять величину допустимого перетока в сечении.
Что же касается дозировки управляющих воздействий   требующихся по факту отключения конкретной линии, то она рассчитывается по приведенной выше логике, исходя из фактического перетока в сечении и схемы сети, и , естественно, для каждого отключения объем ОН свой. Здесь я возможно недостаточно корректно оформил свою мысль в предыдущем посте :(

Что касается второго вопроса то ответ будет  N-1 исходя из текущей схемы сети. Вполне может случится так, что вследствие каких - то форс - мажоров отключится сразу, или с коротким промежутком времени, сразу 3 линии. Тогда описываемая ПАУ насчитает перетоки под N-1, который по сути будет являться N-4 от полной схемы сети.

в современных системах ПА, по большому счету они не выбираются, производится простой перебор  всех возможных возмущений, и выбирается наиболее тяжелое по своим последствиям.

А возможно уточнение этого утверждения?
Если район ПАУ включает, допустим, 7 линий связи 4-х объектов, то из всех возможных "возмущений" выбирается самое тяжелое и при любом АВ работа ПА происходит по самому тяжелому ? Я не переврал Ваше утверждение?

Позвольте полюбопытствовать: N-1 от какой точки отсчета?
Если из полной схемы, то это одно. И для этого существующую в России ПА можно значительно упростить или еще 20 лет ничего с ней не делать, сама умрет.
Если из утвержденных ремонтных схем, то это другое.
Если из возможной текущей схемы, то это третье.

N-1, N-2  - согласен, что рассматириваются разные случаи с самыми нагруженными линиями, а вот моделирование N-3 встречал редко, он уже не расчетным случаем считается (эмм... это к словам "...всех возможных возмущений")