nerc’s transmission availability data system...

Transmission Availability Data Transmission Availability Data System (TADS) UpdateSystem (TADS) Update

July 22, 2008Reliability, Risk, and Probability Applications SubcommitteeIEEE PES Meeting in Pittsburgh, PA

John Seelke, NERC (john.seelke@nerc.net)

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Presentation Scope

We will answer these questions:

Why TADS is needed?

How TADS was developed?

What transmission facilities are included in TADS?

What outage information does TADS collect?

For TADS information, see http://www.nerc.com/filez/tadstf.html

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Why TADS Is Needed

No systematic transmission outage data collection effort exists for all of North America

Energy Information Administration data (Schedule 7 on Form 411) is voluntary and of no use to NERC

• EIA proposed to make Schedule 7 mandatory in 2008 for 2007 data collection

TADS data is intended to provide data for improving planning and operating standards

• Will help define credible contingencies (Phase I) TADS will provide a partial measure of bulk power 

system performance

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Phase I and Phase II TADS

Phase I (approved by NERC Board for 2008 collection) Automatic Outages only – Momentary and Sustained Elements

• AC Circuits• DC Circuits• Transformers• AC/DC Back­to­Back Converters

Phase II (anticipated for 2009 collection) Non­Automatic Outages – Planned and Operational Same Elements Consideration of +/­ 100­199 kV DC Circuits  (not recommended 

– only one circuit)

≥ 200 kV

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Phase IAutomatic Outages

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Phase I TADS Schedule

Activity

July 20, 2006     NERC became the “electric reliability organization

Oct. 24, 2006     TADS Task Force formed under the NERC Planning                    Committee

Oct. 23, 2007     NERC Board of Trustees approved mandatory      collection of TADS Phase I data from U.S. 

                  Transmission Owners in 2008

Jan. 2008      Open Access Technologies International selected      for data entry and analysis. Their product is            

         webTADS

June 30, 2008   1st Quarter 2008 data submitted by ~ 190                     Transmission Owners

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Phase I Data Categories

Multi­owner facilities are identified to ensure one Transmission Owner (TO) is responsible for reporting data

Element Inventory Data• Average number of Elements installed/year, 

weighted for additions and retirements• For circuits, Circuit Miles and Multi­Circuit 

Structure Miles

Outage Data (next slide)

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Phase I Outage Data

For each AC Circuit Outage…

Similar data collected for other Elements

continued….

continued….

continued….

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Phase I Event ID Code Data

An Event ID Code.  

• An Event is a transmission network incident that results in the Sustained or Momentary outage of one or more Elements.

• Each TO will assign its own Event ID Code, with the reporting year appended to it.  Regional Entities and NERC will assign common Event ID Codes if outages affect two or more TOs.

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Phase I – Basic Metrics

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Phase I – Basic Metrics (cont’d)

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Phase IINon-Automatic Outages

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Non-Automatic Outage Definition

Non­Automatic Outage (Phase II)

An outage which results from the manual operation (including supervisory control) of a switching device, causing an Element to change from an In­Service State to a not In­Service State.  

Compare with….

Automatic Outage (Phase I)

An outage which results from the automatic operation of a switching device, causing an Element to change from an In­Service State to a not In­Service State.  A successful AC single­pole (phase) reclosing event is not an Automatic Outage.

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Non-Automatic Outage Categories

Planned Outage

A Non­Automatic Outage with advance notice for the purpose of maintenance, construction, inspection, testing, or planned activities by customers or other third parties that may be deferred.  Outages of TADS Elements of 30 minutes or less duration resulting from switching steps or sequences that are performed in preparation of an outage of another TADS Element are not reportable. 

Operational OutageA Non­Automatic Outage for the purpose of avoiding an emergency (i.e., risk to human life, damage to equipment, damage to property) or to maintain the system within operational limits that cannot be deferred.  

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Non-Automatic Outage Cause Codes

Planned Outage Cause Codes1. Maintenance & construction, including testing2. Third party requests (highway dept., Coast Guard, etc.)3. Other (includes human error)

Operational Outage Cause Codes1. Emergency2. System Voltage Limit Mitigation3. System Operating Limit Mitigation, excluding System 

Voltage Limit Mitigation4. Other (includes human error)

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Phase II Outage Data

For each AC Circuit Outage…

Same format as Phase I

Similar data collected for other Elements

continued….

continued….

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Phase II – Basic Metrics

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Phase II – Basic Metrics (cont’d)

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Phase II Approval Schedule

Dates (2008)

Mar. 12­13

April 4

April 30

Late August

Sept. 10­11

October 28

Early November

Activity

PC approved Phase II preliminary report.

TF prepared a data request under Section 1600, which NERC submitted to FERC >21 days prior to posting.

TF posted data request, soliciting comments for 45 days.  Comments were due on June 16, 2008

TF issues final Phase II report, considering comments received

PC review/approval of Phase II final report

NERC Board of Trustees review/approval of Phase II for mandatory implementation in 2009

Begin implementation

2020

Questions