1 

  

ENERGY STORAGE SYSTEM (ESS) PERFORMANCE SPECIFICATION APPLICABLE TO PROPOSALS FOR ENERGY STORAGE RESOURCES 

REQUEST FOR PROPOSALS FOR NEW GENERATION, ENERGY STORAGE AND  DEMAND RESPONSE RESOURCES (2013 GS&DR RFP) 

(PERFORMANCE SPECIFICATION ISSUE DATE: JANUARY 15, 2014; REVISED MARCH 14, 2014) 

1. OVERVIEW AND GENERAL REQUIREMENTS 

1.1. The Long  Island Power Authority (LIPA) has  issued a Request for Proposals (RFP) for New 

Generation, Energy Storage and Demand Response Resources, dated October  18,  2013 as 

amended November 25, 2013 (2013 DS&GR RFP, hereinafter referred to as “RFP”).  Pursuant 

to the RFP, LIPA seeks to install up to 250 MW of energy storage resources that are intended 

to  assist black  start operations  and  to  also  complement  new  renewable  resources  being 

contemplated for development in the near future.   

1.2. The RFP states that additional technical requirements for Energy Storage Systems (ESS) will 

be  specified  in  a  separate  document.    This  specification  defines  these  technical 

requirements,  is  to  be  considered  an  extension  of  the  RFP,  and  is  applicable  to  all  ESS 

proposals  submitted  in  response  to  the  RFP.    For  any  conflicts  between  technical 

characteristics  specified  in  the  RFP  and  this  specification,  the  requirements  of  this 

specification shall control.  

1.3. The RFP specifies  three different blocks of energy  resources  that  it seeks  to procure, and each of these blocks may include ESS.  

1.3.1. ESS  offered  as  part  of  Block  1  shall  be  interconnected  to  the  Buell,  Montauk, 

Southampton, and/or Deerfield substations.   With the exception of ESS connected 

to the Montauk substation,  interconnections shall be to the 69 kV buses of these 

substations.  At Montauk, interconnection shall be to the 23 kV substation bus. 

1.3.2. ESS offered as part of Block 2 shall be  interconnected to the 138 kV bus of the EF 

Barrett substation, and the 69 kV bus of the Holtsville substation.  

1.3.3. ESS offered as part of Block 3 may be  interconnected  to  the  138 kV buses at  the 

Ruland Road or Bagatelle substations, to the 69 kV buses at the West Babylon or 

Shoreham  substations, or  to  either  the 69  kV or  138  kV buses  at  the  Shoreham, 

Glenwood, or Sterling substations. 

1.4. The  intended  utilization  of  the  ESS  is  for  transmission  capacity  relief  and  renewable 

generation  leveling.   For Block 2 ESS, an additional  intended utilization  is system balancing 

during black‐start operations.   Typically,  there will be one discharge/charge cycle per day.  

Under various circumstances, there can be multiple cycles in a given day, but this is expected 

to be a relatively  infrequent occurrence. For the purposes of ESS equipment selection and 

application, a maximum of 400 – 500  discharge/charge cycles per year can be expected. 

1.5. If an ESS  installation qualifies as a BES  (Bulk Electric System) element according  to NERC 

protocols,  it will be the ESS owner’s responsibility to register as a Generation Owner (GO), 

2 

  

identify  BES  elements  within  the  site  and  comply  with  the  BES  as  a  generator  owner 

(http://www.nerc.com/pa/stand/Pages/default.aspx).   

2. SYSTEM AND ENVIRONMENTAL CONDITIONS AT POINTS OF INTERCONNECTION 

2.1. The environmental conditions used for design and performance calculations shall be no less 

severe than the values listed in Table 2‐1. 

Table 2‐1 Assumed Environmental Conditions 

Maximum ambient dry-bulb temperature 105 degree-F Maximum ambient wet-bulb temperature 80 degree-F Minimum ambient air temperature -20 degree-F Maximum daily average ambient air temperature 90 degree-F

Minimum daily average ambient air temperature 10 degree-F

Maximum relative humidity 100 % Minimum relative humidity 10 % Average annual rain fall 45 inch Extreme rain fall 3 in/hr Ice loading conditions ¾ inch Maximum ground snow depth 24 inch Maximum frost depth 3 feet Maximum steady wind velocity (NESC Heavy)

130 mph (165 mph 3 second gusts)

Keraunic level (number of thunderstorm days per year)

30 days/year

Contamination level SALT LADEN Atmosphere within 1000 Feet of ocean and seaways (HEAVY per IEEE C57-19-100, Section 9.1.1 Table 1)

Maximum storm surge height Refer to LIPA’s 2013 GS &DR RFP, Section 2.0(5).G

Seismic Data New York State Building Code Z = 0.18 (The Z numerically corresponds to effective peak acceleration in g on rock/stiff soil S1 conditions - shear wave velocities of about 2,500 ft/sec.

2.2. The ultimate, maximum, minimum, and minimum contingency short‐circuit capacities (three 

phase/single  phase)  of  the  LIPA  system  at  the  specified  points  of  interconnection  are 

3 

  

provided  in  Appendix  A.    The  ultimate  short‐circuit  capacity  is  the  value  to  be  used  for 

substation design short‐circuit withstand calculations and switchgear rating.  The maximum 

capacity is the short‐circuit level in the present system with all generation on Long Island in 

service.  The minimum level is the lowest level to be normally encountered, without any lines 

or  transformers  out  of  service.    The minimum  contingency  level  is  the most  severe  line 

outage condition for which the ESS is required to remain in unrestricted operation, exclusive 

of the system restoration (“black start”) condition. 

2.3. The steady‐state (continuous) electrical characteristics of the LIPA transmission system are 

specified in Table 2‐2.  Any proposed ESS shall operate without restriction over these ranges. 

Table 2‐2 LIPA Transmission System Steady‐State Characteristics 

System Parameters Values

Continuous ac system voltage range 0.95-1.05 p.u.

Maximum negative-sequence voltage component 2 % of nominal voltage

Maximum zero-sequence voltage component 1 % of nominal voltage

Ambient voltage distortion

(Block 1 ESS interconnection buses)

2nd harmonic 1.0%

3rd harmonic 0.6%

4th harmonic 0.6%

5th harmonic 3.5%

7th harmonic 2.0%

6th, 8th, 9th, 10th 12th harmonic 0.3%

11th, 13th harmonic 0.5%

Harmonics n > 13 0.2%

Total Harmonic Distortion 4.0%

Ambient voltage distortion

(Block 2 and Block 3 ESS interconnection buses)

2nd harmonic 1.0%

3rd harmonic 0.6%

4th harmonic 0.6%

5th harmonic 2.5%

7th harmonic 1.2%

6th, 8th, 9th, 10th 12th harmonic 0.3%

11th, 13th harmonic 0.5%

Harmonics n > 13 0.2%

Total Harmonic Distortion 3.0%

Nominal frequency 60.0 Hz

Normal system frequency range 59.95 – 60.05 Hz

Nominal voltages are 138 kV, 69 kV, or 23 kV rms line-to-line for the interconnection buses as indicated in 1.3.

   

4 

  

2.4. System disturbances can cause the voltage and frequency of the LIPA transmission system 

to  exceed  the  steady‐state  ranges  specified  in  Table  2‐2.    For  the  temporary  operating 

conditions  specified  in Table 2‐3,  the ESS  shall be designed  to withstand  these conditions 

without damage or loss of availability, and the ESS shall remain functional. 

Table 2‐3 LIPA Transmission System Temporary Conditions 

System Parameters Values

Temporary voltage range, up to four hour duration (positive sequence component)

0.90 to 1.10 p.u. of nominal voltage

Short-term voltage range (positive sequence component) (See Figure 2-1)

Maximum short-term negative sequence (See Figure 2-2)

Temporary frequency excursions (See Figure 2-3)

Maximum rate of change for frequency – dF/dT 0.25 Hz per second

Figure 2‐1  Short‐term positive sequence voltage range.  

5 

  

 Figure 2‐2  Maximum short‐term negative sequence voltage component. 

 Figure 2‐3  Maximum temporary frequency deviation. 

6 

  

2.5. The typical fault clearing times and reclosing delays are specified in Table 2‐4 for the various 

LIPA  transmission  nominal  voltage  levels.    These  are  to  be  used  for  general  guidance; 

specific  clearing  times and  reclosing delays may differ.   LIPA will provide  specific  clearing 

times and reclose delays, at the request of the Respondent, after ESS proposal selection. 

Table 2‐4 LIPA Transmission System Typical Fault Clearing and Reclose Delay Times 

Nominal Voltage

Primary Clearing

Backup Clearing

Reclose Delay

138 kV 5 Cycles 15 cycles 0.5 ‐ 2.0 Seconds

69 kV 7 cycles 22 cycles 0.5 ‐ 2.0 Seconds

23 kV 7 cycles 22 cycles 0.5 ‐ 2.0 Seconds

2.6. Any ESS proposed for Block 2 shall be capable of operating in a black‐start condition where 

the ESS  is paralleled with one or more generating units.   During such operation, the short‐

circuit  capacity may  be  limited  to  that  provided  by  the  specific  generating  unit  or  units 

participating  in  the black‐start operation.    For  these black  start  conditions,  the minimum 

short‐circuit capacity available at the EF Barrett 138 kV bus  is 239 A and at the Holtsville 69 

kV bus  is 478 A.   The frequency and voltage during this operating mode  is as regulated by 

the ESS and generator governor and exciter  controls.   The ESS  shall be  functional  in  this 

condition, but certain performance requirements are not applicable to this operating mode, 

as  specified elsewhere  in  this document. As  a minimum,  the ESS  shall be designed  to be 

functional for continuous frequency ranging from 58.0 Hz to 62.0 Hz and continuous voltage 

ranging from 0.9 to 1.10 per‐unit of the nominal bus voltage in the black start condition.  

2.7. Certain large power electronic conversion based facilities are connected to the LIPA system.  

Each of these facilities has controls which pose a potential for interaction with the controls 

of the proposed ESS.  A summary description of each of these facilities is provided below. 

2.7.1. Cross Sound Cable HVDC System 

The  Cross‐Sound  Cable  (CSC)  330  MW  ‐  voltage‐source  converter  HVDC  system 

terminates  at  the  Shoreham  138kV  bus.  The  CSC  provides  dynamic  reactive 

compensation  similar  to  a  STATCOM.  The  steady  state  and dynamic  reactive  limits 

that are applicable to the operation of the Shoreham CSC voltage source converter 

station are  shown  in Figure 2‐4. AC  filter  components will only be  switched during 

initial energization and isolation of the CSC. Apart from the energization and isolation 

sequence,  there  will  be  no  filter  switching  during  normal  operation  over  the 

complete active power  transfer  range of  the CSC. The maximum MW  ramp  rate  is 

estimated at zero to 330 MW in ten (10) minutes.  

7 

  

  Figure 2‐4  Reactive power limits of the CSC Shoreham terminal. 

2.7.2. Neptune RTS HVDC System  

The 660 MW merchant‐operated Neptune RTS HVDC system  is terminated on Long 

Island  at  the  Duffy  Avenue  Converter  Station, which  is  interconnected  through  a 

dedicated  345  kV  ac  cable  and  two    autotransformers  to  the  LIPA  system  at  the 

Newbridge  Road  138  kV  substation.  The  Duffy  Ave  converter  station  has  five 

harmonic filter  / shunt capacitor banks of approximately 105 MVAR rating per bank. 

AC  filter  dispatch  is  a  function  of  power  transfer,  and  different  allowable  filter 

combinations are possible. One 115 MVAR shunt reactor is also connected.  The Duffy 

Avenue  converter  station  also  has  active  harmonic  filters.  This  HVDC  system will 

normally  operate  in  reactive  interchange  control mode,  but may  also  operate  to 

regulate  the Newbridge Road  138 kV bus voltage. Overvoltages and undervoltages 

caused by disturbances of the HVDC system, including commutation failures and load 

rejection, can be expected to affect voltages on the LIPA 138 KV transmission system. 

With a minimum  system  short circuit capacity,  the maximum AC voltage change at 

the  Newbridge  Road  138kV  bus  for  switching  a  single  filter  capacitor  bank  is 

estimated at 2.0%. The maximum MW ramp rate is estimated as a power transfer level 

change of 660 MW in ten minutes. 

2.7.3. D‐VAR at East Hampton  

A D‐VAR, a type of STATCOM supplied by American Superconductor, is located at the 

East Hampton substation. The D‐VAR  is  interconnected to the 13 kV distribution bus 

via four 480V‐13kV pad‐mounted transformers and a breaker. The D‐VAR unit has +/‐ 

8MVAR  capability  in  continuous  mode  and  a  +/‐  24MVAR  capability  for  up  to  2 

seconds  in  contingency mode.  This  device  uses  a  pulse‐width modulated  voltage‐

source converter. The present operating mode of the D‐VAR device  is such that  it  is 

8 

  

idle during normal voltage conditions and only responds to severe voltage deviations 

to regulate the East Hampton 69 kV bus voltage. The device is programmed with an 

upper  and  lower  limit  defining  the  nominal  69kV  bus  voltage  band.  Currently  the 

upper  limit  is 1.05 P.U. and the  lower  limit  is 0.93 P.U.  If the 69kV bus voltage goes 

outside of this nominal band, the D‐VAR either  injects or absorbs VARs to bring the 

69kV voltage back within  the band. The  limits are chosen  so as  to not  require any 

output from the D‐VAR during steady‐state conditions. The more severe the voltage 

variation from the defined band, the greater is the output of the D‐VAR (up to the full 

+/‐  24MVAR  overload  capability).  The  slope  setting  is  2%.  The  response  time  will 

depend on a combination of numerous factors such as the actual fault conditions, the 

voltage  sag,  system  strength,  fault  duration  etc.      The  overall  system  speed  of 

response is carefully tuned to properly respond to the system disturbance (e.g. fault 

conditions, single phase, phase to phase, and three phase)  in a manner that  is safe 

and stable.  

2.7.4. Canal Substation DRSS  

A Dynamic Reactive Support System (DRSS) supplied by American Superconductor is 

in operation connected to the 69kV bus. The DRSS consists of nine D‐VARs (variation 

of STATCOM) which are connected to the 69kV bus via five 480V‐13kV transformers 

through a  13kV/69 KV 33MVA  transformer and a breaker, as well as  four 36 MVAR 

switched shunt capacitor banks connected to the 69kV bus. The DRSS unit has +180/‐

36 MVAR  capability  in  continuous mode  and  a +240/‐96 MVAR  capability  for up  to 

two seconds  in contingency mode. Current operating plans call for the DRSS device 

to be only operated  in contingency mode to respond to severe system events. The 

device  is programmed with an upper and  lower  limit defining the nominal 69kV bus 

voltage band. Currently the upper  limit  is 1.05 P.U. and the  lower  limit  is 0.90 P.U. If 

the 69kV bus voltage goes outside of this nominal band, the DRSS either  injects or 

absorbs VARs to bring the 69kV voltage back within the band. The limits are chosen 

so as  to not  require any output  from  the DRSS during steady‐state conditions. The 

more severe the voltage variation from the defined band, the greater is the output of 

the DRSS  (up  to  the  full  +  240/‐96 MVAR overload  capability).  The  system  control 

allows  the  D‐VAR  portion  of  the  DRSS  to  initially  respond  to  changes  in  system 

voltage that bring the Canal 69kV bus voltage outside the nominal band. Capacitors 

are then switched as needed as commanded by the control system. The slope setting 

is 2%. The response time will depend on a combination of numerous factors such as 

the actual fault conditions, the voltage sag, system strength, fault duration etc.   The 

overall  system  speed  of  response  is  carefully  tuned  to  properly  respond  to  the 

system  disturbance  (e.g.  fault  conditions,  single phase, phase  to phase,  and  three 

phase) in a manner that is safe and stable. Response time can be in the order of sub‐

cycle to cycles.  

2.7.5. DRSS at Wildwood and Holtsville 138 kV Buses  

Dynamic reactive support systems of a design substantially different than the DRSS 

at  the  Canal  Substation  are  presently  being  commissioned  at  the Wildwood  and 

Holtsville 138 kV buses.  These devices, provided by Siemens, consist of an “SVC‐Plus” 

(STATCOM)  and  a  thyristor‐switched  capacitor  bank.    The  SVC‐Plus  uses  a multi‐

9 

  

modular topology.   The rating of the SVC‐Plus  is +/‐ 75 MVAR, and the rating of the 

thyristor‐switched capacitor  is 110 MVAR.   The total reactive range of the device, as 

measured at the  138 kV bus,  is +150/‐75 MVAR.   The current control strategy  is that 

this DRSS  is normally  in a standby mode with the TSC not conducting, and the SVC‐

Plus not injecting any reactive power, unless the 138 kV bus voltage falls outside of a 

prescribed range (presently, 0.95 to 1.06 p.u.).  If the voltage goes out of this range, 

the device will go into a voltage regulation mode and remain in that mode until reset 

by a system operator. In voltage control mode, the actual system voltage will not be 

controlled exactly to the reference value, but to an adjusted reference, for which the 

adjustment or deviation  is proportional to the total actual reactive power output of 

the  system  (droop).  The  SVC  Plus  control  characteristic  has  an  adjustable  slope 

setting. The slope is presently set at 4.0%. 

2.7.6. Brookhaven National Laboratory Synchrotron 

Brookhaven  National  Laboratory  has  a  large  synchrotron  load  that  can  cyclically 

perturb voltage magnitudes on the LIPA transmission system in Eastern Long Island. 

These perturbations are characterized as roughly triangular variations  in voltage on 

the order of 0.002 P.U. magnitude (peak to peak) repeating with a discrete period of 

either  1  second  or  0.133  seconds,  depending  on  the  operating  mode  of  the 

synchrotron device at Brookhaven National Laboratory.  

3. RATINGS AND CAPABILITIES 

3.1. Power Ratings 

3.1.1. The  discharge  power  rating  of  any  proposed  ESS  is  the  aggregate  net  power 

delivery capacity at the LIPA point(s) of interconnection at one substation, inclusive 

of interconnections at all voltage levels within the same substation. 

3.1.2. Respondents may choose to offer a temporary overload discharge power rating, on 

an optional basis.   This short‐term overload capability will be utilized  infrequently 

for  conditions  in  extremis,  and  shall  be  subject  to  the  available  stored  energy. 

Respondents  shall  define  the  amount  and  duration  of  any  overload  capability 

offered, and any  limitations on other performance  factors such as reactive power 

capability, harmonic performance, etc. that apply to overload operation.   

3.2. Energy Ratings 

3.2.1. The energy storage capacity shall be such that the ESS can deliver, on a daily basis, 

rated power output continuously  to  the LIPA point of  interconnection  for  twelve 

(12) hours. 

3.2.2. The  ESS  shall  be  capable  of  delivering  an  amount  of  energy  equal  to  the  rated 

discharge  power  times  twelve  (12)  hours  for  power  levels  less  than  the  rated 

discharge power. 

3.2.3. ESS proposed for Block 1 applications shall be able recharge from the final state of 

charge (SOC) resulting from the discharge cycle specified  in 3.2.1, to the  initial SOC 

that was present before this discharge cycle, within a period of eight (8) hours. The 

10 

  

maximum power  level required to perform this recharge, as measured at the LIPA 

point of  interconnection,  is defined as the charge power rating  for the respective 

ESS. 

3.2.4. ESS proposed for Block 2 and Block 3 applications shall be able recharge from the 

final state of charge  (SOC)  resulting  from  the discharge cycle specified  in 3.2.1,  to 

the  initial  SOC  that was  present  before  this  discharge  cycle, within  a  period  of 

twelve (12) hours. The maximum power level required to perform this recharge, as 

measured  at  the  LIPA  point  of  interconnection,  is  defined  as  the  charge  power 

rating for the respective ESS. 

3.3. Reactive Power Capacity 

With  the  LIPA  point  of  interconnection  bus  voltage  at  the  nominal  value,  the  reactive 

power capacity shall be as described in Figure 3‐1 and as follows: 

3.3.1. When  operating  at  the  rated  discharge  power,  each  ESS  shall  have  leading  and 

lagging reactive power capability sufficient to provide a power factor of 0.9 or less 

at the LIPA point of transmission interconnection. 

3.3.2. At  zero  real  power,  and  in  the  energized  standby  mode,  the  ESS  shall  have  a 

minimum  reactive  power  supply  capability,  and  a  minimum  reactive  power 

absorption  capability,  as measured  at  the  LIPA  point  of  interconnection,  that  is 

equal in MVAR to the rated discharge power capacity in MW. 

3.3.3. At absolute values of real recharge power level equal or greater than the discharge 

power rating, the capacity to supply and absorb reactive power shall be at least as 

great as the amount specified in 3.3.1 for the rated discharge power level. 

3.3.4. At power  levels having  absolute magnitudes greater  than  zero and  less  than  the 

rated discharge power level, the minimum reactive power capability shall be linearly 

interpolated  between  the  reactive  power  requirements  for  zero  power  and  the 

rated discharge power. 

3.3.5. Reactive power capability  in excess of the specified minima may be proposed and 

will be considered in the evaluation. 

11 

  

 

Figure 3‐1  Reactive power requirements at nominal voltage 

3.4. Voltage and Frequency Conditions 

3.4.1. The real power capacity specified by the Respondent, exclusive of any emergency 

overload capacity that may be optionally offered, shall be available over the entire 

range  of  steady‐state  voltage  and  frequency  conditions  at  the  LIPA  point  of 

interconnection as specified in 2.3. 

3.4.2. The reactive power capacity specified in 3.3 shall be available over the entire range 

of frequency conditions at the LIPA point of interconnection as specified in 2.3.   

3.4.3. At LIPA point of interconnection bus voltage levels other than nominal, but greater 

than or equal to 0.95 per unit of nominal and less than 1.05 per unit of nominal, the 

reactive  power  requirements  are  adjusted  as  shown  in  Figures  3‐2  and  3‐3.    The 

dependent  axis  in  this  figure  represents  the  percentage  of  the  reactive  power 

capacity as specified in 3.3 

12 

  

 

Figure 3‐2  Reactive power supplied to LIPA point of interconnection 

 

Figure 3‐2  Reactive power absorbed from LIPA point of interconnection 

3.4.4. For voltage  levels at  the LIPA point of  interconnection between 0.5 p.u. and 0.95 

p.u., the output current may be limited to the current magnitude required to deliver 

rated power to the point of interconnection at 0.9 lagging power factor at 0.95 p.u. 

voltage.    In  this undervoltage  regime, priority shall be given  to supply of  reactive 

current over supply of real current. 

3.4.5. For  positive  sequence  voltage  component  levels  less  than  0.5  p.u.  or  negative 

sequence  voltage  components  greater  than  0.2  p.u.  at  the  LIPA  point  of 

interconnection,  the  ESS may  temporarily  cease  operation  (conversion  blocked), 

but  shall  remain  physically  connected  and  available  for  immediate  restart  and 

resumption  of  operation  as  specified  in  6.5.2  upon  voltage  recovery.    Allowable 

exceptions to the immediate restart requirement are specified in 6.6. 

   

13 

  

4. OPERATING MODES 

4.1. Real Power Modes 

Each ESS shall be capable of operating in the following real power control modes: 

4.1.1. Normal discharge mode – operation with power delivered from the ESS to the grid 

point  of  interconnection  up  to  the  rated  power.    The  ESS  shall  meet  all 

requirements  of  normal  operation,  including  the  reactive  power  requirements 

specified in 3.3 when operating in this mode, when the voltage and frequency at the 

LIPA point of interconnection is within the ranges stated in 2.3. 

4.1.2. Emergency discharge mode (optional) is defined as operation with power delivered 

from the ESS to the grid point of  interconnection greater than the rated value, up 

to  the  emergency overload  rating.   Reactive power output may be  limited while 

operating in this mode as necessary to avoid exceeding equipment ratings.   

4.1.3. Normal recharge mode, which  is defined as operation with power delivered to the 

ESS from the grid point of interconnection.  The ESS shall meet all requirements of 

normal operation, including the reactive power requirements specified in 3.3 when 

operating  in  this  mode,  when  the  voltage  and  frequency  at  the  LIPA  point  of 

interconnection are within the ranges stated in 2.3. 

4.1.4. Energized standby mode – In this mode, the ESS  is connected to the LIPA point of 

interconnection  and  the  real  power  delivered  to  or  extracted  from  the  point  of 

interconnection  is  zero,  net  of  any  power  required  to  supply  auxiliaries  and  to 

maintain a constant state of charge in the ESS.  The ESS shall be capable of the full 

reactive power range while in this mode, and shall be available to discharge power 

without delay if dispatched, or in response to an underfrequency event as specified 

in 5.1.3. 

4.1.5. De‐energized standby mode.  In this mode, the ESS is physically disconnected from 

the LIPA point of  interconnection, and the ESS  is available to be re‐energized and 

deliver  up  to  the  power  discharge  rating  within  ten  (10)  minutes  of  being 

dispatched by the system operator. 

4.1.6. System restoration mode (Block 2, only).  In this mode, the ESS shall be operated in 

conjunction  with  a  specified  synchronous  generator  or  generators  (typically, 

combustion  turbines)  in  order  to  perform  black‐start  system  restoration.    The 

primary objective of  the ESS operation  in  this mode  is  to  assist  the  synchronous 

generators by regulating the frequency of the  isolated  island by control of the ESS 

real power charge and discharge. The ESS is not required to supply any loads or to 

energize  any  portion  of  the  grid  independent  of  a  synchronous  generator.    This 

mode is not required for ESS proposed for Blocks 1 or 3. 

   

14 

  

4.2. Reactive Power Modes   

The operating modes for control of ESS reactive power are specified below. These reactive 

power modes are  in addition to, and will exist simultaneously with, the real power modes 

specified in 4.1.   

4.2.1. Voltage Regulation Mode 

The reactive power output of the ESS is controlled to regulate the voltage of the LIPA 

point of interconnection bus. 

4.2.2. Constant Reactive Power Mode 

The  reactive  power  output  of  the  ESS  is  controlled  to  yield  a  constant  value  of 

reactive power to the LIPA point of interconnection. 

4.2.3. Voltage Regulation Standby Mode 

The ESS maintains a zero steady‐state reactive power output as measured at the LIPA 

point  of  interconnection,  until  such  time  as  the  voltage  at  the  point  of 

interconnection  bus  exceeds  settable  thresholds.    When  these  thresholds  are 

exceeded, reactive power control reverts to the voltage regulation mode, until reset. 

5. CONTROL AND SYSTEM OPERATOR INTERFACE REQUIREMENTS 

5.1. Power Regulation 

5.1.1. With  the exception of operation during  the  conditions  stipulated below,  the  real 

power flow to or from the LIPA point of  interconnection shall be regulated to the 

ordered  value,  +/‐  0.02  per  unit  on  the  rated  discharge  power  base.    Exception 

conditions are: 

a) While ramping between power dispatch levels. 

b) Voltage and  frequency conditions at the LIPA point of  interconnection bus 

outside of the ranges specified in 2.3. 

c) Operation in the system restoration mode. 

5.1.2. Changes  in power regulation setpoint shall be executed by ramping at a constant 

rate.   The power ramp rate shall be adjustable  locally or through the LIPA Energy 

Management System . 

5.1.3. If  the  ESS  is  operating  in  any  mode  other  than  the  offline  standby  or  system 

restoration  modes,  the  real  power  setpoint  of  the  ESS  shall  be  adjusted  in 

proportion  to  deviation  of  the  frequency  from  settable  deadband  thresholds  as 

depicted  in  Figure  5‐1.    The  proportionality  factor,  or  droop,  of  this  governor 

function shall be settable from 0% to 10% frequency variation causing 1.0 p.u. change 

in the power set point.   The deadband thresholds shall be settable between 0 to 2.0 Hz.   The sum of the dispatched power and this governor adjustment may be 

limited  to  the  charge  power  rating  during  overfrequency  and  the  greater  of  the 

discharge  power  rating  and  the  emergency  discharge  power  rating  (if  optionally 

offered).  

15 

  

 

Figure 5‐1  Governor function 

5.1.4. When operating  in the system restoration mode  (Block 2 ESS only), the discharge 

and  recharge  power  of  the  ESS  shall  be  used  to  regulate  the  frequency  of  the 

islanded  subsystem.    The  following  frequency  control  requirements  apply  to  this 

mode: 

5.1.4.1. ESS  real  power  in  the  system  restoration  mode  will  be  controlled  by  a 

regulator having an adjustable frequency reference, and an adjustable droop.  

The frequency reference shall be adjustable between 58 and 62 Hz, and the 

droop  shall  be  adjustable  from  zero  to  10%  .    The  frequency  regulation 

(governor)  settings  for  the  system  restoration mode  shall be  independent 

from the settings for the normal modes specified in 5.1.3.  The power control 

will have a bias setting, such that the ESS power  is controlled to a settable 

value when the frequency is equal to the reference frequency value. 

5.1.4.2. When in the system restoration mode, the ESS may be exposed to and shall 

be required to operate with frequencies and voltages outside of the normal 

range  specified  in  2.3.    The  ESS  shall  function  with  continuous  positive‐

sequence  components  of  the  LIPA  point  of  interconnection  bus  voltage 

between  0.90  and  1.10  per‐unit  of  the  nominal  voltage,  and  frequency 

between 57 and 62 Hz.   Voltage  imbalance, as defined by the LIPA point of 

interconnection bus voltage negative sequence component, can be as  large 

as  3%  of  nominal  voltage  during  this  mode.    Real  and  reactive  power 

capability may be limited, as specified in 3.4.4, for voltages less than 0.95 per 

unit at the point of interconnection. 

5.2. Reactive Power Regulation 

5.2.1. Voltage Regulation Mode 

In the voltage regulation mode, the positive sequence component of the LIPA point 

of interconnection bus voltage shall be regulated to a reference value selected by the 

16 

  

LIPA  system  operator.    The  voltage  regulation  mode  shall  be  available  when 

operating in any of the real power modes. 

5.2.1.1. The  range  of  settable  voltage  reference  values  shall  extend  at  least  from 

0.95  to  1.05  per‐unit  of  the  nominal  voltage  of  the  LIPA  point  of 

interconnection bus. 

5.2.1.2. Changes  to  the  voltage  reference  value  shall  be  executed  by  continuous 

ramping, with the ramp rate settable locally or through the LIPA EMS . 

5.2.1.3. The voltage regulation control shall have a droop characteristic (adjustment 

of  the  voltage  reference  in  proportion  to  the  delivered  reactive  power) 

which may be set through the LIPA EMS between the values of 0% and 10% 

(percent  voltage  setpoint  adjustment  per  per‐unit  of  the  rated  reactive 

power capability based, on the rated discharge power and a power factor 0f 

0.9).   

5.2.2. Constant Reactive Power Regulation Mode 

When operating  in  the  constant  reactive power  regulation mode,  the ESS  shall be 

controlled  to  deliver  a  constant  value  of  net  reactive  power  to  the  LIPA  point  of 

interconnection.   The constant  reactive power mode shall be available when  in  the 

normal  discharge,  recharge,  energized  standby,  or  system  restoration  operating 

modes. 

5.2.2.1. The reactive power reference shall be settable by the LIPA system operator 

between  the maximum  rated  lagging  reactive  power  and maximum  rated 

leading reactive power, as defined in 3.3, for the real power reference level.   

5.2.2.2. Changes to the reactive power reference shall be executed by ramping at a 

constant  rate.   The  ramp  rate  shall be  settable  locally or  through  the LIPA 

EMS. 

5.2.2.3. During  real  power  reference  ramping,  the  control  may  limit  the  reactive 

power reference to the dispatched value, or the  limits defined  in 3.3 for the 

instantaneous  value  of  the  real  power  reference,  whichever  requires  the 

greater power factor.  

5.2.3. Voltage Regulation Standby Mode 

When operating in the voltage regulation standby mode, the ESS shall maintain zero 

steady‐state  reactive  power  output  as  measured  at  the  LIPA  point  of 

interconnection,  whenever  the  positive‐sequence  voltage  at  the  point  of 

interconnection  is greater than or equal to a  low‐voltage threshold and  less than or 

equal  to  a  high‐voltage  threshold.    If  the  voltage  at  the  point  of  interconnection 

exceeds  the high‐voltage  threshold or drops below  the  low‐voltage  threshold  for a 

duration exceeding  25 ms,  the  control mode  shall  revert  to  the  voltage  regulation 

mode and remain  in that mode until reset by  local or remote LIPA system operator 

intervention. When reset, the ESS shall return to zero reactive power output.   

5.2.3.1. The  low—voltage threshold shall be continuously settable between 0.8 and 

1.0 p.u. of the nominal LIPA point of  interconnection bus voltage.   The high‐

17 

  

voltage  threshold shall be continuously adjustable between  1.0 and  1.2 p.u.  

The thresholds shall be settable by the LIPA system operator. 

5.2.3.2. The  voltage  regulation  reference  and  droop  settings  applicable when  the 

thresholds  are  exceeded  shall  be  the  current  settings  of  the  voltage 

regulation mode. 

5.2.3.3. When reset by a local or LIPA system operator, the reactive power delivered 

to the LIPA point of interconnection shall ramp to zero.  The applicable ramp 

rate is the current voltage reference ramp rate. 

5.3. LIPA EMS System  Interface 

5.3.1. A LIPA Energy Management System interface (SCADA RTU) shall be provided by the 

Respondent,  and  shall  be  located  at  each  ESS  site  for  use  by  the  LIPA  Systems 

Operator to dispatch the ESS. 

5.3.2. The  LIPA  EMS  interface  shall  provide  the means  to  input  the  following  control 

setpoints and commands for each ESS: 

a) Real  power  dispatch  setpoint, which  shall  include  both  positive  (discharge 

power delivered  to  the  LIPA point of  interconnection)  values  and negative 

(recharge  power  taken  from  the  LIPA  system)  ranges.    The  extent  of  the 

settable range shall be from the maximum discharge power to the maximum 

rated  recharge  power.    If  an  optional  emergency  overload  discharge 

capability  is  offered  and  accepted,  the  settable  range  shall  extend  to  this 

value. 

b) Ramp  rate  in MW  per minute,  or  alternatively,  specified  as  the  time  over 

which  the  power will  be  ramped  from  the  previous  setpoint  to  the most 

recent setpoint. 

c) “Power Ramp Execute” command, which  is a  signal  to commence  ramping 

from the previous real power dispatch setpoint to the most recent setpoint. 

d) “Power Ramp Hold”  command, upon which  the  real power  ramp will  stop 

immediately at its present value and remain at that value until the Ramp Hold 

command is released. 

e) Selection  of  the  reactive  power  control  mode;  inclusive  of  the  voltage 

regulation mode,  constant  reactive  power mode,  and  the  standby  voltage 

regulation mode. 

f) Voltage regulation setpoint 

g) Voltage regulation droop 

h) Reactive power regulation setpoint 

i) Voltage/reactive power setpoint ramp time 

j) “Voltage/Reactive Ramp Execute” command, which  is a signal to commence 

ramping  from  the previous voltage or  reactive power  setpoint  to  the most 

recent setpoint. 

k) “Voltage/Reactive Ramp Hold” command, upon which the voltage or reactive 

power setpoint ramp will stop immediately at its present value and remain at 

that value until the Ramp Hold command is released. 

18 

  

l) Standby  voltage  regulation  mode  upper  and  lower  voltage  thresholds, 

beyond which the voltage regulation mode is activated. 

5.3.3. ESS proposed for Block 2 shall have the restoration mode functionality specified in 

4.1.6.   To facilitate this mode, the LIPA EMS  interface for these ESS shall have the 

capability of initiating the following additional setpoints and commands: 

a) Restoration mode command.  When this command is set TRUE, the ESS shall 

operate in the restoration mode.  The power output shall be used to regulate 

frequency  and  the  reactive  power  used  to  regulate  the  LIPA  point  of 

interconnection bus voltage. 

b) Frequency regulation setpoint. 

c) Frequency regulation droop setting. 

d) ESS power level bias. 

5.3.4. The  LIPA  EMS  interface  shall,  as  a  minimum,  include  the  following  real‐time 

monitoring information: 

a) Present state of charge, calibrated  in  terms of  the net MW‐hours of energy 

that  can  be  delivered  to  the  LIPA  point  of  interconnection  at  the  rated 

discharge power level.   

b) The amount of energy that can be withdrawn from the LIPA system to reach 

the maximum state of charge for the storage capacity that is available. 

c) Available ESS power capacity in both the discharge and recharge modes. 

d) Real and reactive power delivered to the LIPA point of interconnection 

e) Voltage of the LIPA point of interconnection 

5.3.5. The  human  interface  for  the  LIPA  System  Operator  will  be  via  the  LIPA  EMS.  

Separate terminals, display units, or consoles for the ESS will not be used. 

6. DYNAMIC PERFORMANCE 

6.1. Dynamic Control Response 

The following dynamic control response shall be provided by each ESS for conditions within 

the normal ranges as specified  in 2.3 and with the minimum post‐contingency short‐circuit 

capacities at the LIPA points of interconnection buses as specified in Appendix A. 

6.1.1. Power regulator response times shall be such that for any step change of voltage at 

the  LIPA point of  interconnection within  the normal  range  as defined  in  2.3,  the 

power delivered to the LIPA point of  interconnection shall be brought within 0.02 

per‐unit  of  the  power  regulator  setpoint  value  within  100  ms,  without  further 

excursion outside of  this band, using  the  rated maximum discharge power as  the 

per‐unit base. 

6.1.2. Voltage regulator response shall be such that, for any step change of voltage at the 

LIPA point of interconnection within the normal range as defined in 2.3, the change 

in  ESS  reactive power output  shall  reach  90% of  the  final  steady‐state  change  in 

reactive power within 100 ms, and the reactive power change shall not overshoot 

the final reactive power change by more than 10% of the final change.  The settling 

time for such a step shall be  less than 250 ms.   The settling time  is defined as the 

19 

  

time from the initiating step until the reactive power output remains within a band 

of 5% of  the  final  steady‐state  value  relative  to  the  steady‐state  reactive power 

output change.   

6.1.3. Reactive  power  controller  response  shall  be  such  that  for  any  step  change  of 

voltage at the LIPA point of  interconnection within the normal range as defined  in 

2.3, the ESS reactive power output delivered to the LIPA point of  interconnection 

shall be brought within 0.02 per‐unit of the reactive power controller setpoint value 

within  100 ms,  without  further  excursion  outside  of  this  band,  using  the  rated 

maximum discharge power as the per‐unit base.  

6.2. System Restoration Mode Control 

During the system restoration mode of operation (applicable to ESS  in Block 2, only), the 

ESS will be paralleled with a synchronous generator  in order to supply  load to an  islanded 

portion of the LIPA system.   The real power of the ESS shall be controlled to maintain the 

frequency of  the  islanded  subsystem, and  the  reactive power  controlled  to maintain  the 

voltage  at  the  LIPA  point  of  interconnection,  within  tolerable  constraints.    Dynamic 

performance modeling parameters,  including  exciter  and  governor  data,  for  the  specific 

generator  to which each ESS will normally be paralleled  in a  restoration  scenario will be 

provided by LIPA at  the Respondent’s  request.    In addition,  the  impedances of branches 

between the terminals of this generator and the ESS point of interconnection bus will also 

be provided to the Respondent by LIPA.   Based on operation  in parallel with the specified 

generator, or a different generator with equivalent or less constraining characteristics, the 

following ESS performance shall be provided: 

6.2.1. Frequency regulation response shall be sufficient to maintain the frequency of the 

islanded subsystem within a range of 59 to 61 Hz for a step change  in real  load of 

6.0 MW applied to the islanded subsystem, with the subsystem initially at 59.5 Hz.   

6.2.2. Voltage regulation response shall be sufficient to maintain the voltage at the LIPA 

point of interconnection bus within the range of 0.9 to 1.1 p.u. for a step change in 

reactive load of 4.5 MVAR applied to the islanded subsystem, with this bus voltage 

initially at 0.95 p.u.  

6.3. Control Stability 

6.3.1. The  performance  of  each  ESS  shall  be  stable  and  without  poorly  damped 

oscillations  in  real  or  reactive  power  output  for  any  system  condition  yielding  a 

short  circuit  capacity equal or greater  than  the minimum post‐contingency  short‐

circuit capacity listed in 2.2 at the respective LIPA point of interconnection.  

6.3.2. The  design  of  each  ESS  shall  avoid  excessive  hunting  (defined  as  underdamped 

control response), repetitive large variations in voltage or power (greater than 1%), 

and the creation of under‐ or over‐voltage conditions. 

6.3.3. The  stability  of  each  ESS  shall  be  independent  of  the  status  of  any  other  ESS 

provided  by  Respondent,  and  independent  of  any  signals  communicated  from 

remote locations. 

20 

  

6.3.4. Each ESS shall not engage  in or cause adverse or unstable  interactions with other 

controls,  including generator excitation controls, capacitor switching controls, and 

transformer  tap  changer  controls,  or  other  power  electronic  systems  including 

existing  HVDC  systems,  other  dynamic  reactive  support  devices  as  described  in 

Section 2, or other ESS. 

6.3.5. The ESS control shall self‐monitor  for unstable behavior,  including  that caused by 

contingencies resulting in short‐circuit capacities less that those listed in 2.2.  Upon 

detection of unstable behavior, the ESS controls shall take corrective action. 

6.3.6. If  control  instability  occurs  with  short‐circuit  capacity  at  the  LIPA  point  of 

interconnection bus greater than or equal to the minimum post‐contingency short 

circuit  capacity  specified  in  2.2,  then  the  affected  ESS  shall  not  be  returned  to 

service until the cause is identified and corrected to LIPA’s satisfaction.   

6.4. Interaction With Other Power‐Electronic Controlled Transmission Systems 

6.4.1. Respondent shall have primary responsibility to  investigate and correct any actual 

or  potential  interactions  with  any  other  power  electronic‐based  transmission 

system  that  is  in commissioned service or under construction prior  to  the date of 

the commissioning of the proposed ESS 

6.4.2. Respondent shall be required to cooperate with LIPA and the party responsible for 

any new power electronic‐based  transmission  system  installed or proposed  to be 

installed  after  the  commissioning  of  the  proposed  ESS.    This  cooperation  shall 

include providing parameters  and  control  characteristics necessary  to  investigate 

and correct any potential or actual interactions between the systems. 

6.5. Performance Continuity 

6.5.1. The continuous operation of each ESS shall not be disrupted by minor disturbances.  

Disruption  of  continuous  operation  shall  be  defined  as  deviation  from  the 

dispatched  power  order  greater  than  the  lesser  of  0.1  per‐unit  power,  on  the 

maximum  discharge  rating  base,  and  20%  of  the  dispatched  power  order,  for 

duration in excess of 50 ms.  A minor disturbance is defined to be: 

a) Voltage  transients  caused  by  switching  of  any  reactive  bank  constituting  a 

component of the ESS design. 

b) Energization  at  any  point  of  the  ac  voltage  waveform  of  any  LIPA  system 

capacitor banks, transmission lines, or transformers. 

c) Dynamic voltage swings of less than 10% magnitude with an oscillatory period of 

one second or longer. 

6.5.2. Operation of an ESS may  temporarily cease  for disturbances such as LIPA system 

faults  resulting  in  a  positive  sequence  voltage  component  at  the  LIPA  point  of 

interconnection  less  than 0.5 p.u., or  a negative‐sequence  voltage  component  in 

excess  of  0.2  p.u.    Unless  the  severity  of  the  voltage  disturbance  exceeds  the 

extreme  disturbance  criteria  listed  in  6.6.1,  the  ESS  shall  remain  physically 

connected  during  the  temporary  cessation  of  operation  and  shall  commence 

recovery within one cycle of the recovery of the system voltage to a value greater 

than  0.6  p.u.  in  all  phases.    ESS  power  transfer  shall  be  restored  to  dispatched 

21 

  

power order within 200 ms if the LIPA point of interconnection bus voltage returns 

to 0.95 p.u. or greater.    If  the  LIPA point of  interconnection  voltage  settles  to  a 

lower post‐fault value, then the recovery shall be to the current‐limited power level 

as specified in 3.4.4, within 200 ms of fault clearing. 

6.5.3. During disturbances more severe than those defined in 6.5.1 as minor disturbances, 

but  not  as  severe  as  those  defined  in  6.5.2 where  temporary  suspension  of  ESS 

operation  is permitted, each ESS  shall  remain  in operation  to deliver power with 

limitations as specified in 3.4.4. 

6.5.4. Failure of an ESS to recover from a disturbance  in accordance with 6.5.2, or failing 

to ride through a disturbance as defined in 6.5.1 and 6.5.3, may cause the ESS to be 

removed from service at LIPA’s sole discretion, and may be prohibited to return to 

service until the cause for the noncompliance  is  identified and corrected to LIPA’s 

satisfaction.    The  unavailability  caused  by  this  removal  from  service  shall  be 

included in the ESS availability and reliability performance metrics. 

6.6. Tripping Criteria 

6.6.1. Disturbances  of  the  following  severities,  or  greater,  are  defined  as  extreme 

conditions: 

a) Positive‐sequence component of the fundamental frequency bus voltage at the 

LIPA point of  interconnection for the specific ESS, greater than the upper  limit 

or  less  than  the  lower  limit as specified  in Figure 2‐1. For  the period up  to 0.5 

seconds,  the upper voltage  limit specified  in Figure 2‐1 shall be applied  to  the 

greater of the fundamental‐frequency positive‐sequence bus voltage  in p.u. on 

the nominal  line‐to‐line  rms voltage,  the crest phase‐to‐ground voltage of any bus phase in p.u. of  32 times the nominal line‐to‐line rms voltage, and the 

crest  phase‐to‐phase  voltage  of  any  AC  bus  phase  in  p.u.  of  2   times  the 

nominal line‐to‐line rms bus voltage. 

b) Negative‐sequence  component  of  the  fundamental  frequency  bus  voltage  at 

either the LIPA point of interconnection bus for each ESS greater than the limits 

specified in Figure 2‐2. 

c) Frequency, as measured at the LIPA point of interconnection bus, outside of the 

limits specified in Figure 2‐3. 

d) System  conditions  causing  the  short‐circuit  capacity  at  the  LIPA  point  of 

interconnection bus to be less than the minimum post‐contingency short‐circuit 

capacity listed in 2.2, provided that the system condition is not the result of the 

performance of any ESS or generating unit provided by the Respondent to LIPA. 

6.6.2. An ESS may  trip and  lock out, without adverse  impact  to  the ESS availability and 

reliability metrics, under the following circumstances: 

a) System conditions defined as extreme in 6.6.1. 

b) Disconnection of the LIPA bus section to which the ESS  is connected from the 

LIPA  grid,  if  the  disconnection  is  not  the  result  of  incorrect  or  substandard 

performance  of  the  ESS  or  its  protection  systems.    This  is  not  applicable  to 

Block 2 ESS operating in the system restoration mode 

22 

  

6.7. Inadvertent Islanding 

Except  in  the  system  restoration mode  of  operations,  defined  in  4.1.6,  the  ESS will  not 

intentionally  be  isolated  from  the  interconnected  LIPA  transmission  system.    Under 

extreme and unanticipated circumstances, the ESS could potentially become islanded from 

the main LIPA system, with the possibility that the island could include some portion of the 

LIPA system including LIPA equipment and LIPA customers.  In the event such inadvertent 

islanding occurs: 

a) The ESS shall not cause transient or temporary overvoltages at any point on the 

LIPA system more severe than the overvoltage envelope (upper curve) defined in 

Figure 2‐1. The temporary voltage envelope for a given bus is defined as the plot 

of voltage versus time, for which the voltage value at any  instant of time  is the 

maximum  instantaneous  p.u.  value  of  any  phase‐to‐ground  or  phase‐to‐phase 

voltage magnitude  (absolute value) during  the preceding  16.6666 milliseconds.  The  crest  voltage base  for per‐unitization of phase‐to‐ground  voltages  is  2 3  

times  the  nominal  line‐to‐line  rms  voltage,  and  the  base  for  phase‐to‐phase 

voltages  is  2   times  the  nominal  line‐to‐line  rms  bus  voltage.  Overvoltage 

duration is defined as the total cumulative period of time that the TOV envelope 

is at or above the given magnitude as a result of a given islanding event.  

b) The ESS shall not cause a recovery voltage or transient recovery voltage in excess 

of the capabilities of any circuit breaker that establishes the islanding situation by 

opening.    If  it  cannot  be  satisfactorily  demonstrated  by  simulation,  testing,  or 

field results that the recovery voltage produced by opening the circuit breakers 

immediately adjacent to the LIPA bus section to which the ESS is connected, are 

within  the  capabilities  of  those  breakers,  then  the  replacement  or  upgrading 

those circuit breakers may be added to the evaluation of the ESS proposal. 

6.8. Temporary and Transient Overvoltages 

When  connected  to  the  integrated  LIPA  transmission  system,  the  ESS  shall  not  cause 

transient or temporary overvoltages at any point on the LIPA system more severe than the 

overvoltage envelope defined in Figure 6‐1. The temporary voltage envelope for a given bus 

is defined as the plot of voltage versus time, for which the voltage value at any  instant of 

time  is  the maximum  instantaneous p.u. value of any phase‐to‐ground or phase‐to‐phase 

voltage magnitude (absolute value) during the preceding 16.6666 milliseconds.   The crest 

voltage base  for per‐unitization of phase‐to‐ground  voltages  is  2 3     times  the nominal 

line‐to‐line rms voltage, and the base for phase‐to‐phase voltages is  2   times the nominal 

line‐to‐line rms bus voltage. Overvoltage duration is defined as the total cumulative period 

of  time  that  the TOV envelope  is at or above  the given magnitude as a  result of a single 

initiating event. 

23 

  

 

Figure 6‐1  Limits to overvoltage caused by ESS. 

6.9. Subsynchronous Torsional Interactions 

Power‐electronic  conversion  devices,  particularly  those  that  are  intended  to  provide  a 

constant power characteristic, can potentially cause negative damping of turbo‐generator 

torsional oscillations.  This interaction is called sub‐synchronous torsional interaction (SSTI), 

and has the potential for causing destruction of the turbine generator.  The susceptibility to 

SSTI is a function of the degree of electrical coupling between the generator and the power 

electronic device, which in this case is an ESS.  In addition, the susceptibility is proportional 

to  the  rating of  the power electronic device  relative  to  the MVA  rating of  the generator 

with which  it might  interact.   Because LIPA plans  to procure generation  resources  to be 

located  at most or  all of  the ESS  locations,  and  these generation  resources  are of  small 

rating,  the potential  for  SSTI  cannot  be  dismissed.  The potential  for  SSTI  during  system 

restoration operation (Block 2 ESS) is of particular concern. 

6.9.1. Each ESS shall be designed such that the torsional oscillation damping, contributed 

by the ESS, is positive over the range of 10 Hz to 50 Hz in the synchronous reference 

frame  for  any  generator  connected  to  the  same  substation  as  the  ESS,  at  any 

voltage level.  The electrical damping is the real component of the speed to torque 

(Te/rotor) transfer function, as measured from behind the subtransient reactance 

of the affected generator.   

a) For Block  1  ESS  installations,  this  requirement  applies  to  any  short‐circuit 

level  at  the  LIPA  point  of  interconnection  equal  or  greater  than  the 

minimum post‐contingency short‐circuit capacity listed in2.2.   

24 

  

b) For Block 2 ESS installations, this requirement applies as well to the system 

restoration  mode  of  operation,  where  the  system  short‐circuit  capacity, 

exclusive of the generator paralleled with the ESS, may be zero.   

6.9.2. For design, the affected generator shall be assumed to have an MVA rating equal to 

the maximum discharge power rating of the ESS, and a subtransient impedance of 

0.15 p.u. and a step‐up transformer impedance of 0.10 p.u. on that base.  It shall be 

assumed that no other generators located at that substation are in operation. 

6.9.3. Controls shall be designed to provide positive torsional oscillation damping over the 

full real power and reactive power ranges, and in all operating modes, of the ESS. 

6.9.4. If positive  torsional  damping  cannot be  demonstrated over  the  entire  frequency 

range  specified  in  6.9.1,  the  ESS  Supplier  shall  alternatively  demonstrate  that 

torsional instability does not occur with the specific generators that LIPA intends to 

parallel  with  the  ESS,  or  any  other  generators  interconnected  to  the  same 

substation, for any system condition as specified by 6.9.1 

6.10. Required Dynamic Models 

6.10.1. Positive‐Sequence Fundamental‐Frequency Model 

6.10.1.1. For each ESS, the Respondent shall provide to LIPA a model, implemented in 

the  Siemens  PTI  PSS/E  dynamic  simulation  software,  Version  32.1.1,  that 

accurately  represents  the  control  characteristics  and  dynamic  behavior  of 

the ESS  in response to balanced voltage and frequency disturbances, to the 

extent  that  such  can  be  validly  represented  in  this  type  of  simulation 

platform (up to 5 Hz bandwidth  in the synchronous reference  frame).   This 

model  shall  be  provided  to  LIPA  prior  to  the  ESS  being  placed  into 

commercial operation. 

6.10.1.2. A fully detailed model is required and a general model is not acceptable. 

6.10.1.3. The  PSS/E  model  shall  be  validated  for  accurate  representation  of 

disturbances  that  are within  the model’s  appropriate  range of  application, 

using a validated electromagnetic transients model or full‐scale testing. 

6.10.1.4. The PSS/E model shall be fully documented. 

6.10.1.5. The PSS/E model must be non‐proprietary  and  shall be  accessible  to other 

utilities, system operators, asset owners, and other entities associated with 

the interconnected transmission network.   

6.10.1.6. The PSS/E model shall be updated by the Respondent prior to any change to 

the ESS controls or control parameters  that materially affects  the dynamic 

performance. 

6.10.1.7. The Respondent shall ensure compatibility of the provided PSS/E model with 

the version of PSS/E used by LIPA, as well as compatibility of the latest PSS/E 

version released by Siemens PTI.   Upgrades and modification of the models 

to maintain compatibility with these PSS/E versions shall be the responsibility 

of the Respondent. 

25 

  

6.10.2. Electromagnetic Transient Model 

6.10.2.1. For  each  ESS,  the  Respondent  shall  provide  to  LIPA  an  electromagnetic 

transients model,  implemented  in  the  PSCAD  simulation  software,  Version 

4.2  or  later,  that  accurately  represents  the  control  characteristics  and 

dynamic  behavior  of  the  ESS  in  response  to  balanced  and  unbalanced 

voltage, phase, and frequency disturbances with up to a 1 kHz bandwidth of 

simulation  validity.    This model  shall be provided  to  LIPA prior  to  the  ESS 

being placed into commercial operation. 

6.10.2.2. The  PSCAD  model  shall  use  the  same  power  converter  control  software 

algorithms  as  used  in  the  actual  equipment,  or  a  fully  validated 

approximation of  these  controls  that provides modeling  fidelity across  the 

specified simulation validity bandwidth. 

6.10.2.3. An averaged power converter model may be substituted for a full switching 

model, provided the averaged model provides valid representation over the 

specified  bandwidth  and  represents  the  interactions  across  the  converter, 

between the ac and dc sides. 

6.10.2.4. The Respondent must provide documentation establishing the validity of the 

model, such as comparisons between model results and full‐scale test results 

for a sufficient range of tests. 

6.10.2.5. The  PSCAD model may  be  proprietary,  and  be  bound  by  reasonable  non‐

disclosure agreements.   The model must be made available  to LIPA, LIPA’s 

agents and  consultants, and any other party as directed by LIPA, provided 

that  the  party  is  not  in  direct  competition  with  the  Respondent  or  the 

Respondent’s ESS equipment manufacturer. 

6.10.2.6. The PSCAD model may be provided  in  a  compiled,  “black box”  form  such 

that the details of the model are not disclosed.  Information needed to utilize 

the model, however, must be adequately documented. 

6.10.2.7. Information needed to utilize the model shall be fully documented. 

6.10.2.8. The PSCAD model shall be updated by the Respondent prior to any change to 

the ESS controls or control parameters that materially affects the transient 

or dynamic performance. 

6.10.2.9. The  Respondent  shall  ensure  compatibility  of  the  provided  PSCAD model 

with the version of PSCAD specified by LIPA. Upgrades and modification of 

the models to maintain compatibility with new PSCAD versions shall be the 

responsibility of the Respondent. 

7. SHORT‐CIRCUIT CONTRIBUTION 

7.1. Respondents shall fully describe the current contributions of the proposed ESS to near and 

remote faults.  The short‐circuit current contribution characterization shall include: 

7.1.1. Three‐phase, single‐phase, phase‐to‐phase, and double‐phase to ground fault types. 

26 

  

7.1.2. Characterization  of  fault  current  contributions  in  phase  as  well  as  sequence 

component formats. 

7.1.3. Indication of  the phase  angle of  the  current  contribution  relative  to  the  residual 

voltage value at the ESS terminals during the fault. 

7.1.4. Description of non‐fundamental‐frequency current components. 

7.1.5. Dynamic variations in the ac components of current contribution as well as decay of 

the dc component, if any. 

7.2. LIPA shall assess whether  the short‐circuit contribution of any ESS  is  responsible  for  total 

fault currents in excess of the rating of any LIPA system circuit breaker or other component.  

The costs of upgrading any such equipment subject to excessive duty due to the ESS will be 

included in the evaluation of ESS proposals. 

8. HARMONICS AND INTERFERENCE 

8.1. Harmonic Performance 

8.1.1. Harmonic Performance Metrics 

Each  ESS  shall  meet  the  following  current  and  voltage  harmonic  performance 

metrics: 

a) Incremental voltage distortion, above the background voltage distortion 

level without the ESS in operation, less than: 

i. 1%, for any individual frequency. 

ii. 3% for the root‐sum‐square of all harmonics (THD). 

iii. A TIF factor of 35, defined as follows: 

250

2 1

300

n

nn

n CnV

VTIF   

where  Cn  is  C‐message  weighting  factor  (Bell  System  Technical Reference  41009),  and  n  represents  the  multiple  of  the fundamental frequency (harmonic order) 

b) Current distortion, exclusive of any currents due  to background voltage 

distortion without  the  ESS  in  operation,  resulting  in  an  IT  product  less 

than 10,000 A.  The IT product is defined as: 

250

2

300

n

nnn CnIIT  

c) Although the formulae shown for  IT and TIF assume that harmonics are 

integer multiples of the fundamental frequency, the voltage and current 

distortion  specifications  above  are  applicable  to  all  frequency 

components above 60 Hz and  less than or equal to 3 kHz.   Interpolation 

of the weighting factors shall be used for non‐integer harmonics.  

   

27 

  

8.1.2. Harmonic Performance Conditions 

The harmonic performance requirements of 8.1.1 shall be met whenever all of the 

following conditions exist: 

a) all modes of operation, with the exception of the system restoration mode of 

operation applicable to Block 2 installations, 

b) all levels of real power output between the rated maximum discharge power 

and the rated maximum recharge power, inclusive of zero power operation in 

the energized standby mode, 

c) all levels of reactive power output, 

d) system voltage, ambient distortion, and  frequency conditions  in  the normal 

ranges, as specified in 2.3, and 

e) all  system  condition  resulting  in  a  short‐circuit  capacity,  exclusive  of  any 

short‐circuit current contribution from the ESS, that  is equal or greater than 

the minimum short circuit capacity for the LIPA point of interconnection bus, 

as listed in2.2. 

8.1.3. Harmonic Design Study 

For  purposes  of  design,  the  Respondent  shall  perform  a  harmonic  performance 

study, and provide the results of this report to LIPA prior to ESS commissioning. 

8.1.3.1. The  Respondent  shall  define  the  harmonic  source  characteristics  of  their 

equipment.   This characterization shall define  if  the device  is considered  to 

be  a  harmonic  voltage  or  harmonic  current  source,  and  will  specify  the 

magnitude of harmonic voltage or current for each operating condition and 

power level.  This shall be based on analysis, simulation, or full‐scale testing.  

If based on analysis or simulation, Respondent shall provide documentation 

of validation of the analysis or simulation. 

8.1.3.2. If  an  ESS  installation  consists  of  multiple  ESS  units,  Respondent  shall 

determine  the means by which  the  harmonic  voltage or  current  injections 

will be superimposed. 

8.1.3.3. The  LIPA  system  impedance  at  harmonic  frequencies,  at  the  point‐of‐

interconnection bus,  shall be  assumed  to be  any  value within  the  locus of 

points on the R‐X plane defined by the shaded shape as shown in Figure 8‐1.  

This  locus  is  the  union  of  points  defined  by  a  truncated  sector  shape,  as 

shown in Figure 8‐2, and a truncated circle shape, as shown in Figure 8‐3.  The 

shape  parameters  for  each  specific  LIPA  point  of  interconnection  bus  and 

harmonic order  is specified  in Appendix B of  this document.   Angles  in  the 

inductive  quadrant  are  indicated  as  positive  numbers,  and  angles  in  the 

capacitive quadrant are indicated as negative numbers. 

a) For  calculating  the  individual‐frequency harmonic  voltage distortion 

performance, the most adverse value within this locus of frequencies 

will be used. 

b) For  calculating  multi‐frequency  harmonic  performance,  including 

THD, TIF, and  IT,  the most adverse  impedance shall be used  for  the 

28 

  

two  harmonics  with  the  greatest  source  magnitude.    For  the 

remaining harmonics, the LIPA system shall be assumed to have zero 

impedance  if  the ESS harmonic  source  is  characterized as a  current 

source, and as  infinite  impedance  (open circuit)  if  the ESS harmonic 

source is characterized as a voltage source. 

c) The  harmonic  impedance  assumptions  used  for  Figure  8‐1  and 

Appendix B are  intended  to be conservative.   As an alternative,  the 

Respondent may opt to calculate more refined harmonic  impedance 

values.    Upon  request,  LIPA  will  provide  Respondent  with  PSS/E 

loadflow and dynamic databases for the LIPA system and surrounding 

interconnected  utility  systems.    With  suitable  assumptions,  to  be 

approved by LIPA, these data may be converted to a form suitable for 

harmonic impedance analysis.  The harmonic impedance analysis shall 

consider all combinations of the following: 

i. Status of LIPA transmission capacitor banks 

ii. Status of harmonic filter banks at the Cross Sound Cable and 

Neptune RTS HVDC converter stations on Long Island 

iii. Single‐contingency outages of lines and transformers on Long 

Island 

The performance of this alternate calculation of harmonic impedances is 

the  responsibility  of  the  Respondent.  A  large  number  of  harmonic 

analysis cases are needed to cover these combinations.  The results and 

utilization of this study shall be subject to LIPA’s review. 

 

Figure 8‐1   Harmonic impedance locus. 

29 

  

 

Figure 8‐2   Sector portion of harmonic impedance locus. 

 

Figure 8‐3 Circle  portion  of  harmonic  impedance  locus. (Anglemin is a negative value in this illustration.) 

 

 

   

30 

  

8.1.4. Harmonic Performance Verification 

LIPA may perform independent monitoring of the harmonic performance at any time.  

Failure to meet these requirements may result in removal of the ESS from service until 

the performance issue is resolved to LIPA’s satisfaction. 

8.2. Radio Frequency Interference 

8.2.1. The Respondent  is responsible for any radio frequency  interference radiated from 

the ESS installation or the connection line between the ESS installation and the LIPA 

point of interconnection. 

8.2.2. The  ESS  shall  not  cause  radio  frequency  noise  to  be  radiated  from  any  LIPA 

transmission line or substation that is of greater intensity than 200 uV/m measured 

at any point greater than 50’ beyond the perimeter of any substation, or 50’ from 

the centerline of any LIPA  transmission  line.   Measurements of  radio  interference 

shall  be  in  accordance  with  IEEE  Standard  430‐1986  (R1991),  and  made  by 

instruments compliant with ANSI Standard C63.2‐1996. 

9. DEVELOPER ATTACHMENT FACILITIES (DAF) 

9.1. DAF Step‐Up Transformer 

9.1.1. The winding connection of the DAF Step‐Up transformer shall be such that the ESS 

appears  as  an  effectively grounded  source  as defined by  IEEE  Standard C62.92.1, 

considering  the  short‐circuit  contribution  capability  and  unbalanced  fault 

performance of the ESS. 

9.1.2. Transformer audible noise  level shall be compliant with applicable  local codes and 

ordinances, which typically limit noise to 65 dBA. 

9.2. DAF Termination 

Termination of  the DAF within  the LIPA substation shall be  in accordance with  the  latest 

LIPA Interconnection Requirements – Transmission Interconnections, as appropriate to the 

nature  and  characteristics  of  the  proposed  ESS  technology.    See 

http://www.lipower.org/company/papers/interconnect.html .   

9.3. Circuit Breaker 

9.3.1. An  adequately‐rated  circuit  breaker  shall  be  installed  between  the  Step‐Up 

transformer(s) and the transmission line that terminates in the LIPA substation. 

9.3.2. LIPA shall have the ability to remotely trip this circuit breaker. 

9.4. Communications Facilities and Interface 

9.4.1. For SCADA communication, the LIPA standard  is to use a Telvent, Sage 2400 type 

RTU.    This  RTU  will  communicate  with  the  Hicksville  control  room  (via  an  ESS 

Supplier procured Lease Line).   

9.4.2. For any communication between the developers control system to the RTU,   DNP 

3.0 Serial 9600 N81 protocol  shall be used.   The data  type  should be  integer not 

floating.  

31 

  

9.4.3. The Respondent shall provide a SCADA signal list to LIPA.  

9.4.4. Respondent will  supply  the  appropriate  amount  of  Digital  Input,  Digital Output, 

Status, Analog out, Analog input cards as needed to the RTU.   

9.4.5. The RTU is to be owned and maintained by the Respondent. 

9.5. Auxiliary Power 

9.5.1. The  primary  source  of  auxiliary  power  for  the  ESS  shall  be  from  the DAF  or  the 

energy stored within the ESS. 

9.5.2. The ESS Supplier may procure a backup  source of auxiliary power  from  the LIPA 

distribution system. 

10. INTERCONNECTION PROTECTION 

10.1. Protective Relays 

10.1.1. Respondent shall provide all relaying necessary to protect the ESS, its transformer, 

and its connection line to the LIPA substation.  Respondent shall ensure protection 

is properly coordinated with the LIPA interconnection facilities.   

10.1.2. The  Respondent’s  relays may  transfer  trip  LIPA  breakers  at  the  interconnection 

substation, to the extent needed to provide backup protection.   Respondent shall 

provide all necessary interfacing equipment.  Protection system design shall ensure 

that the LIPA breakers are not operated outside of their ratings. 

10.1.3. The  latest  requirements  of  the  LIPA  Control  and  Protection  Requirements  for 

Independent  Power  Producers  –  Transmission  Interconnection  for  relaying  and 

protection,  appropriate  to  the  nature  and  characteristics  of  the  proposed  ESS 

technology,  shall  be  met.                                                    .  

See  http://www.lipower.org/company/papers/interconnect.html.   

10.1.4. The Respondent shall provide reports, including diagrams, to describe the design of 

the protection systems, and these designs shall be subject to LIPA’s approval prior 

to design finalization. 

10.1.5. If  the ESS site  is not within a LIPA Substation and  its grounded and bonded area, 

Line Relaying will be required.   Wired differential schemes will be considered with 

LIPA substations. 

10.1.5.1. For a 138 kV connection, a SEL‐311L (87L) and GE‐L90 relays will be required at 

the LIPA site and ESS Site. 

10.1.5.2. For a 69 kV connection, a SEL‐311L (87L) and SEL‐321 relays will be required at 

the LIPA site and ESS Site. 

10.1.5.3. For a 33 kV connection, a SEL‐311L and SEL‐321 relays will be required at the 

LIPA site and ESS Site. 

   

32 

  

10.2. Recording and Monitoring Devices 

10.2.1. A  digital  fault  recorder  (DFR)  and  sequence  of  events  recorder  (SER)  shall  be 

installed, and maintained in service, by the ESS Supplier. 

10.2.2. As a minimum, the DFR shall record the following: 

a) Phase voltages at the interconnection voltage level. 

b) Phase currents at the interconnection voltage level. 

c) ESS state of charge 

d) Real power and reactive power 

e) Real power regulator setpoints, as established by any ramping limits 

f) Voltage regulator setpoints, as established by any ramping limits 

10.2.3. DFR recording triggers shall include, as a minimum: 

a) Decrease of any phase voltage below 0.9 p.u. 

b) Increase of any phase voltage above 1.10 p.u. 

c) Deviation  of  the  instantaneous  delivered  power  from  the  power  regulator 

setpoint of more than 0.1 p.u., on the base of the rated discharge power. 

d) Breaker status change. 

10.2.4. The event  inputs for the SER shall be defined by the Respondent and reviewed by 

LIPA. 

10.2.5. The DFR and SER shall be time stamped with an IRIG satellite clock. 

10.2.6. DFR and SER recordings shall be retained by the Respondent for a minimum of 60 

days.    At  any  time  during  this  period,  LIPA  may  request  the  recordings  for  a 

particular event or time period, and the Respondent shall deliver these recordings 

within seven (7) days of such request. 

11. METERING 

The  revenue metering  requirements  for  energy  storage  projects will  be  consistent with  the 

latest  applicable  version  of  LIPA's  Revenue Metering  Requirements  for  Independent  Power 

Producers.  (http://www.lipower.org/company/papers/interconnect.html).  

12. LOSSES 

12.1. Loss Evaluation Duty Cycles 

To  facilitate  evaluation  of  losses  in  proposed  ESS,  and  measurement  of  losses  during 

commissioning  and  periodically  thereafter,  discharge  and  recharge  power  duty  cycle 

patterns are defined in Appendix C.  In each of these duty cycles, the positive percentages 

indicate  ESS  discharge  (power  delivered  to  the  LIPA  point  of  interconnection)  and  the 

negative  percentages  indicate  ESS  recharge  (power  taken  from  the  LIPA  point  of 

interconnection).   All  values of power  and  energy  are  as measured  at  the  LIPA point of 

interconnection. The positive  (discharge) percentages are  relative  to  the  rated discharge 

power of the ESS.  The negative percentage levels are relative to the maximum power level 

required  to  achieve  a  final  state of  charge equal  to  the  initial  state of  charge, using  the 

33 

  

defined power profile.    It  is  emphasized  that  the percentage bases  for  the positive  and 

negative directions are not equal. 

As an example to illustrate the definitions of the positive and negative portions of the duty 

cycles consider the following two examples:   

1) An ESS with a maximum discharge power rating of 12.5 MW, and having   round‐

trip  losses of  20%,  is  subjected  to Duty Cycle A.    The power  level base  for  the 

discharge (positive) portion of the cycle is 12.5 MW.  Thus, the power delivered to 

the  LIPA  point  of  interconnection  following  ramp  up  shall  be  12.5 MW.    The 

equivalent  time period  for  the discharge period  is  twelve hours, accounting  for 

the ramp‐up and ramp‐down times. The delivered energy is 150 MWh.  To account 

for  the  losses,  the  recharge energy  is  180 MWh.   The equivalent  time period of 

the recharge portion of the duty cycle is eight hours, accounting for the ramp‐up 

and ramp‐down times.  Therefore, the power base (100‐% value) for the recharge 

(negative) portion of the cycle is 22.5 MW in this example. 

2) An ESS with a maximum discharge power rating of 50 MW, and having round‐trip 

losses of 10% is subjected to Duty Cycle C.  The power level base for the discharge 

(positive) portion of the cycle  is 50 MW.   Thus, the power delivered to the LIPA 

point of  interconnection  following  ramp up shall be 25 MW  (50% of  the 50 MW 

base).   The equivalent discharge duration  is twelve hours, resulting  in delivered 

energy of 300 MWh.  To account for the losses, the recharge energy is 330 MWh.  

The equivalent  time period of  the  recharge portion of  the duty  cycle  is  twelve 

hours.    Therefore,  the  power  base  (100%  value)  for  the  recharge  (negative) 

portion of the cycle is 27.5 MW in this example. 

12.2. Guaranteed Losses 

Bidders shall state  in their proposal for each ESS the guaranteed maximum net energy for 

the  duty  cycle  tests  described  below.    These  shall  be  stated  assuming  an  ambient 

temperature of 15C, unity power factor, and the LIPA point of  interconnection bus at the 

nominal voltage. 

12.2.1. Net duty cycle energy (losses) over the full extent of the energy capacity shall be 

stated based on Duty Cycle A for Block 1 ESS and Duty Cycle B for Block 2 and Block 

3 ESS. 

12.2.2. Net duty cycle energy (losses) for the shallow duty cycles defined  in Duty Cycles C 

and D shall be stated for all ESS.   These net energy declarations shall be made for 

each of the following state‐of‐charge conditions: 

a) Initial  state  of  charge  equal  to  the  maximum  state  of  charge.    The 

maximum state of charge  is defined to be the value from which the full 

rated  energy  of  the  ESS  can  be  delivered  to  the  LIPA  point  of 

interconnection.   For example,  the shallow duty cycle specified by Duty 

Cycle C would cycle the state of charge from 100% to 50% and then back to 

100%. 

b) State of charge at the end of the discharge phase of the duty cycle test 

equal to the minimum state of charge.   The minimum state of charge  is 

34 

  

defined as the state of charge that would exist after the ESS delivers  its 

rated energy, starting  from the maximum state of charge. For example, 

the shallow duty cycle specified by Duty Cycle C would cycle the state of 

charge from 50% to 0% and then back to 50%. 

12.3. Loss Correction Factors 

Respondents shall state correction  factors or curves  for  the guaranteed  losses defined  in 

12.2 over the following ranges: 

a) Ambient temperature between the minimum and maximum values defined in 2.1. 

b) Power factor between 0.9 lagging and 0.9 leading. 

c) LIPA point of  interconnection bus voltage between 0.95 and 1.05 per‐unit of the 

nominal voltage. 

12.4. Standby Losses 

12.4.1. Respondents shall state the guaranteed maximum average auxiliary power required 

to operate in the energized standby mode.  These standby losses shall include, but 

not be  limited to environmental conditioning, control power,  interior  lighting, and 

exterior  lighting.   Excluded are any  losses required to maintain a constant state of 

charge  in the energy storage medium. The auxiliary losses shall be as a function of 

ambient temperature over the range defined in 12.3(a). 

12.4.2. Respondents  shall  state  the  guaranteed  maximum  value  of  power  required  to 

maintain the storage medium at a constant state of charge.   These shall be stated 

for the state of charge at the maximum, 50% of maximum, and minimum values, and 

as a function of temperature over the range defined in 12.3(a). 

13. DESIGN STUDIES 

13.1. General Requirements 

13.1.1. Respondent is responsible for performing the design studies defined in this section.  

These studies are intended to show compliance with the performance requirements 

of this specification. 

13.1.2. All studies should be completed prior to ordering or construction of any equipment 

or  facilities  that may  be  affected  by  the  results  of  the  studies.    Any  advanced 

equipment  ordering  or  facility  construction,  prior  to  completion  and  approval  of 

studies,  shall be  at  the  sole  risk of  the Respondent.    In no  case  shall  the ESS be 

energized  or  placed  into  operation  prior  to  the  acceptable  completion  of  the 

specified studies.   

13.1.3. All design studies are subject to LIPA  for review and comment.   Respondent shall 

make reasonable efforts to incorporate or act on these comments. 

13.1.3.1. Detailed study scope and study model definitions shall be submitted for LIPA 

review prior to commencement of the studies.   

35 

  

13.1.3.2. Draft  study  results  shall  be  submitted  to  LIPA  for  review  and  comment 

before finalization. 

13.1.3.3. LIPA shall be provided a minimum of fifteen (15) working days to review each 

study plan or final study. 

13.1.3.4. LIPA shall be given the opportunity to witness any simulator demonstrations 

that are relevant to system performance. 

13.2. Required Studies 

13.2.1. Main Circuit Design Study 

In this study, the configuration of the ESS will be defined, along with the ratings of 

the  major  components,  including  transformers,  inverters,  storage  devices,  and 

interconnecting  lines or cables, such that the rating and performance of the overall 

ESS  is  achieved.  Reactive  power  capacities  (leading  and  lagging)  and  associated 

reactive power characteristics shall be completely defined. 

13.2.2. Dynamic Performance Study 

Studies  shall be performed  to verify  that  the dynamic behavior of  the ESS, and  its 

associated control systems, are  in conformance with this specification.   The studies 

shall be performed using an electromagnetic  transient simulation platform, using a 

system  model  that  reasonably  replicates  the  actual  LIPA  system  impedance, 

damping, and resonant characteristics at the point of  interconnection.   ESS that are 

located  in  the  close  vicinity  of,  or  are  deemed  likely  to  interact with,  the  special 

power‐electronic  systems  listed  in  2.7  shall  have  representation  of  these  systems 

included in the model. In addition, models for Block 2 ESS shall have adequate models 

of  the generator  to which  the ESS will be paralleled during  the  system  restoration 

mode of operation.    The generator model  shall  include  flux  dynamics,  exciter  and 

governor  representation.  The  simulation  platform  can  be  a  real‐time  digital  or 

analogue simulator using the actual ESS controls, or an off‐line simulation software.  

If an off‐line simulation software is used, the models of the ESS shall be detailed and 

complete,  with  documentation  of  validation  against  full‐scale  real‐time  tests 

provided.  Studies  shall  consider  the  range  of  LIPA  system  strength  between  the 

minimum  post‐contingency  short‐circuit  capacity  to  the  maximum  short‐circuit 

capacity as defined  in 2.2.   Dynamic performance  study cases  shall  include, but are 

not limited to: 

a) System energization and shutdown 

b) Transition between modes of operation 

c) Changes in real power, reactive power, and voltage dispatch. 

d) Energization of nearby capacitor banks and transformers 

e) System faults 

f) Internal ESS failures 

g) Inadvertent  isolation  of  ESS,  including  evaluation  of  recovery  voltage 

across LIPA breakers and voltages imposed on LIPA equipment. 

36 

  

h) Evaluation of potential interaction with other devices 

i) Black start scenarios in the system restoration mode (applicable to Block 

2 ESS only) 

13.2.3. Harmonic Performance Study 

A harmonic performance study will be performed to verify that the ESS will conform 

to the requirements of 8.1.  The execution of the study shall be as specified in 8.1.3.  If 

any harmonic  filters are utilized  in  the ESS,  the  study  shall  consider  filter detuning 

due to environmental conditions as specified  in 2.1, system  frequency conditions as 

specified in 2.3, and any filter component failures that do not result in the immediate 

tripping of the filter or the ESS. 

13.2.4. Radio Interference Studies 

Respondent will perform studies to verify that the ESS design does not cause radio‐

frequency  interference  radiated  from  any  LIPA  line  or  substation  in  excess  of  the 

specifications of 8.2 

13.2.5. Subsynchronous Torsional Interaction Study 

Respondent will perform a study to verify that the ESS does not contribute negative 

torsional damping as specified in 6.9.1.  As an alternative, the study may instead verify 

that the ESS does not result  in torsional  instability of any generators as specified  in 

6.9.4. 

13.2.6. Protection Coordination Study 

A protection coordination study will be performed by the Respondent to verify that 

the design and settings of the protection systems for the ESS and its interconnecting 

line and transformer are properly coordinated. 

13.2.7. Loss Study 

Respondent will provide a detailed calculation of ESS  losses to verify and document 

that as‐designed  losses are  less  than or equal  to  the maximum  losses stated  in  the 

proposal per Section 12 of this specification. 

13.3. Study Data 

13.3.1. LIPA shall provide LIPA system data to the Respondent within thirty (30) business 

days of Respondent’s data request. 

13.3.2. As a minimum, LIPA will provide the Respondent system data  in the form of PSS/E 

loadflow and dynamic databases, and an Aspen short circuit database. 

13.3.3. Detailed parameters and control data for some of the power electronic equipment 

listed  in 2.7, owned by parties other than LIPA, may not be available.   Respondent 

shall make a best‐effort assumption of any data which cannot be made available by 

LIPA.   LIPA will cooperate with the Respondent  in making these assumptions and 

estimates. 

37 

  

14. SYSTEM VERIFICATION AND TESTING 

14.1. Factory Tests 

14.1.1. The  control  and protection  system hardware, with  final  settings  and  adjustment, 

shall be  tested  for  functional performance  in  a  real‐time  simulation  environment 

where at least the fundamental‐frequency driving point impedance magnitude and 

angle  of  the  LIPA  point  of  interconnection  is  represented.    Any  adjustments  to 

control settings subsequent to the factory control system tests shall be reported to 

LIPA.  LIPA  shall  have  the  right  to  require  study  results,  including  simulations  or 

calculations, to ensure that the control adjustments do not have adverse impact on 

performance or equipment duty. 

14.1.2. Tests shall be performed to validate the harmonic characteristics of the ESS.   LIPA 

shall be provided  the opportunity  to witness  the  factory  tests of  the control and 

protection  system hardware,  and  the power  transformer.    LIPA  shall be given  at 

least thirty (30) calendar day notice of the factory test schedule. 

14.2. Commissioning Tests 

14.2.1. Respondent  shall  perform  commissioning  tests  to  verify  the  proper  installation, 

connection, and functional performance of the ESS including all control modes and 

protection systems.   

14.2.2. Commissioning  tests  shall  be  performed  to  confirm  the  energy,  real  power,  and 

reactive power capabilities of the ESS. 

14.2.3. Commissioning tests shall include loss verification, using the duty cycles specified in 

12.1. 

14.2.4. Compliance with dynamic performance requirements specified in Section 6 shall be 

performed  during  commissioning,  to  the  extent  allowable  by  LIPA  system 

operations.    Dynamic  performance  testing  shall  include  verification  that  the 

potential  for  adverse  interactions  with  other  controlled  devices  and  power 

electronic systems have been adequately mitigated. 

14.2.5. Tests  to  verify  compliance with  the  harmonics  and  interference  requirements  of 

Section 8 shall be performed during commissioning. 

14.2.6. Detailed  commissioning  test  plans  and  a  preliminary  test  schedule  shall  be 

submitted  to  LIPA  for  review  and  approval  sixty  (60)  calendar  days  prior  to 

commencement of any commissioning tests that  involve  interconnection with the 

LIPA system, exclusion of the provision of auxiliary power. 

14.2.7. LIPA  will  be  promptly  informed  by  the  Respondent  of  any  changes  to  the 

commissioning tests or schedule. 

14.2.8. LIPA  shall be provided documentation of  commissioning  test  results within  thirty 

(30) days of the completion of commissioning. 

14.2.9. Any on‐line testing will be coordinated through the LIPA System Operator. 

 

38 

  

15. TRAINING 

15.1. Respondent will provide training for LIPA System Operators that shall cover: 

a) Basic principles of operation 

b) Use of the system operator control interface 

c) Limitations of operation 

d) Contact information 

15.2. Because  LIPA  system  operators  work  on  a  shift  basis,  not  all  operators  requiring  the 

specified training can be available at any one time.   Therefore, at  least two sessions of the 

specified training shall be provided. 

16. TECHNICAL PROPOSAL REQUIREMENTS 

The following information shall be included in Respondent’s proposal:   

16.1. General  

16.1.1. Provide a description of each ESS proposed.  This description shall include: 

a) Proposed  location  of  each  ESS  facility  and  the  proposed  route  of  any  line  or 

cable  required  for  interconnection  to  the  proposed  LIPA  point  of 

interconnection bus. 

b) Plot plan and elevation drawings of the ESS facility  

c) A  single‐line  diagram  of  each  ESS  facility’s  ac  configuration,  from  the  power 

conversion system, through the facility substation, and the interconnection line 

or cable to the LIPA point of interconnection bus. 

16.1.2. Submit  with  the  proposal  a  list  of  completed  energy  storage  projects  and 

references.   

16.1.3. Define  all  terms  and  abbreviations  used  in  the  Proposal  that  are  not  commonly 

accepted industry terminology or abbreviations, and are not defined in the Request 

for Proposal. 

16.2. Energy Storage Medium 

16.2.1. Indicate  the  manufacturer  and  model  of  the  energy  storage  medium  (e.g., 

batteries) proposed for each ESS. 

16.2.2. List  any  projects  with  greater  than  10  MWh  storage  capacity  in  which  this 

manufacturer’s equipment has been applied. 

16.2.3. Describe any  limitations  to  the operation of  the ESS posed by  the energy storage 

medium. 

16.2.4. Describe any environmental control systems, including heating or cooling, required 

for the energy storage medium, and describe the susceptibility of these systems to 

electrical system disturbances. 

39 

  

16.2.5. Describe  any  degradation  of  storage  capacity  expected  as  a  result  of  age  or 

utilization.   Describe how  this degradation will be addressed,  such as by planned 

replacement, or redundant capacity, in order to maintain the stated net capability. 

16.2.6. Describe any environmental hazards presented by the energy storage medium, and 

how these hazards will be mitigated in both facility design and operation. 

16.3. Interconnection Equipment 

16.3.1. Power Conversion Equipment 

16.3.1.1. Indicate  the  manufacturer,  model,  and  ratings  of  the  power  conversion 

equipment. 

16.3.1.2. List  all  projects  of  greater  than  10  MVA  aggregate  capacity  where  this 

equipment has been previously applied. 

16.3.1.3. Describe  the  power  conversion  topology  (e.g.,  two‐level  voltage  source 

converter, multi‐modular  voltage  source  converter,  six‐pulse  thyristor  line‐

commutated converter, etc.).   

16.3.1.4. If  a  voltage‐source  converter  is  used,  indicate  the  effective  switching 

frequency, and if the switching is synchronous or asynchronous with respect 

to the grid voltage. 

16.3.1.5. If  multiple  converters  are  used,  indicate  if  switching  is  in  any  way 

coordinated between the converters. 

16.3.1.6. Describe any cooling, control power supply, or other auxiliary systems critical 

to the power conversion, and describe the susceptibility of these systems to 

electrical system disturbances. 

16.3.2. Low/Medium Voltage AC System 

16.3.2.1. If  unit‐level  transformers  are  used  to  interconnect  power  converters  to  a 

collection system, describe these transformers  in terms of voltage and kVA 

rating, winding connection, and leakage impedance. 

16.3.2.2. Describe  the  types  and  ratings  of  any  switchgear  used  on  the  ac  system 

(collection  system)  interconnecting  the  power  converters,  or  unit‐level 

transformers, with the main power transformer(s). 

16.3.2.3. Describe  the  protection  scheme  and  any  protective  relays  used  in  the  ac 

collection system. 

16.3.3. Main Power Transformer(s) 

16.3.3.1. Define  the  characteristics of  the main  transformers  connecting  the  ESS  to 

the voltage level of the LIPA point of interconnection, including: 

a) Manufacturer 

b) MVA rating (OA/FOA, etc.) 

c) Voltage ratings 

40 

  

d) Winding connection 

e) Impedance 

f) HV winding BIL 

16.3.3.2. Indicate  if the main power transformer has any on‐load or off‐load taps.    If 

so, provide the tap steps and associated winding. 

16.3.4. HV Circuit Breaker 

16.3.4.1. Indicate the manufacturer, type, and ratings of the circuit breaker between 

the ESS main power transformer(s) and the interconnecting line to the LIPA 

point of interconnection. 

16.3.4.2. Describe  how  remote  tripping  of  the  facility’s  HV  breaker  from  the  LIPA 

substation will be communicated. 

16.3.5. Interconnecting Line 

16.3.5.1. Indicate the circuit  lengths and  impedance of the proposed  interconnection 

lines from the ESS facilities to the points of LIPA interconnection. 

16.3.5.2. For cables,  indicate  the cable  type,  insulation material, conductor material, 

core cross‐sectional area, shield configuration. 

16.3.5.3. For overhead lines, indicate the conductor code, framing, and ground wires. 

16.4. ESS Ratings 

16.4.1. State the rated maximum discharge power capacity of each ESS, as measured at the 

LIPA point of interconnection. 

16.4.2. State the rated recharge power capacity of each ESS, as measured at the LIPA point 

of interconnection. 

16.4.3. Indicate  if  any  temporary  overload  discharge  power  capacity  is  offered,  as  an 

option.  If offered, state this capacity as well as any limitation on this capacity or on 

system performance while providing this capacity. 

16.4.4. State  the  rated  energy  storage  capacity,  deliverable  to  the  LIPA  point  of interconnection, for each ESS. 

16.4.5. Indicate the reactive power capacity, at nominal bus voltage, as a function of power 

level  and  LIPA  point  of  interconnection  voltage,  including  both  discharge  and 

recharge operations, as well as the energized standby mode. 

16.4.6. Describe  limitations  to  real  and  reactive  power  capacity  for  undervoltage 

conditions. 

16.5. Controls 

16.5.1. Provide a description of the real and reactive power controls, with block diagrams 

as appropriate. 

16.5.2. For ESS proposed for Block 2, describe the system restoration mode controls. 

41 

  

16.5.3. Detail the control inputs, status indications, monitored parameters, and operational 

feedback available to the LIPA system operator. 

16.6. Dynamic Performance 

16.6.1. Describe the approach and simulation tools that will be used to validate compliance 

with the specified ESS dynamic performance. 

16.6.2. Describe how control stability will be assured over the range of systems strengths 

and possible resonant conditions. 

16.6.3. Describe  the  measures  to  be  taken  to  identify  and  avoid  potential  adverse 

interactions  with  other  power  electronic‐based  systems  connected  to  the  LIPA 

transmission system. 

16.6.4. State  whether  the  proposed  power  conversion  equipment  has  been  tested  or 

certified for ability to ride through voltage or frequency disturbances. 

16.6.5. Define the response of the ESS to abrupt isolation from the LIPA grid, without any 

prior indications provided to the ESS controls that such isolation will occur.  Indicate 

the  voltages  produced  and  assess  the  capability  of  standard  circuit  breakers  to 

withstand such an isolation event. 

16.6.6. State  if  any  assessments  have  been made  to  characterize  the  interaction  of  the 

proposed  power  conversion  equipment  with  torsional  oscillations  of  closely‐

coupled turbine generators. 

16.6.7. Describe  the  proposed  approach  to  achieving  compliance  with  6.8 

(Subsynchronous Torsional Interactions).  Describe the experience and familiarity of 

the  Respondent,  and  the  Respondent’s  vendors  and  consultants,  with  this 

phenomenon. 

16.6.8. Describe  the scope and  level of detail  to be  incorporated  into  the  required PSS/E and PSCAD simulation models to be provided prior to ESS commissioning. Indicate if 

the PSCAD model will be considered proprietary, and if so, define the limitations on 

utilization and disclosure of this model.  Describe the process and tools to be used 

to validate the PSS/E and PSCAD models. 

16.7. Short Circuit Contribution 

16.7.1. Characterize the contribution of the ESS to balanced and unbalanced transmission 

faults, both near and remote from the ESS location. 

16.7.2. Describe  the  approach  that  will  be  taken  to  define  the  detailed  short‐circuit 

contribution  characteristics  of  the  ESS,  in  both  phase  and  sequence  component 

formats. 

16.8. Harmonic and Radio Interference Performance 

16.8.1. Define the harmonic source characteristics of each ESS, in terms of magnitude and 

whether characterized as a harmonic current or voltage  source.   Characterization 

shall include non‐integer harmonics (interharmonics) if present. 

42 

  

16.8.2. Describe  the  approach  to  be  taken  in  the  performance  of  the  harmonic 

performance study. 

16.8.3. State  if  any harmonic  filters will be used  in  the  ESS.    If  so, define how detuning 

conditions will be considered in the harmonic performance analysis. 

16.8.4. State  if  Respondent  intends  to  perform  its  own  study  of  LIPA  system  harmonic 

impedances to determine driving point harmonic  impedances at the LIPA point of 

interconnection, or if the default impedance definitions of Appendix B will be used.  

If Respondent  intends  to perform  its own harmonic  impedance  study during  the 

design phase, describe  the approach, extent of model, and analytical  tools  to be 

used to perform this study. 

16.8.5. Describe  the  approach  to  be  taken  to  verify  compliance  with  radio  frequency 

interference performance requirements specified in 8.2. 

16.9. Protection and Recording Systems 

16.9.1. Describe the protection system for the ac portion of the ESS facility,  including the 

interconnection line, indicating all relaying functions. 

16.9.2. Indicate the make and model of all protective relays to be used. 

16.9.3. Indicate the make and model of the digital fault recorder at each ESS.  Define inputs 

to be monitored. 

16.9.4. Indicate how sequence of events will be recorded.    Indicate all events that will be 

monitored. 

16.10. Losses 

16.10.1. State the guaranteed losses for each loss evaluation duty cycle specified in 12.2. 

16.10.2. Provide  loss  correction  factors  for  ambient  temperature, power  factor,  and  LIPA 

point of interconnection bus voltage. 

16.10.3. State the guaranteed maximum average auxiliary power required to operate in the 

energized standby mode. 

16.10.4. State  the  guaranteed maximum  power  required  to maintain  a  constant  state  of 

charge, with the state of charge at the maximum, minimum, and 50% of maximum 

values. 

16.10.5. Define any other factors affecting losses. 

16.11. Design Studies 

16.11.1. Provide a list of all design studies for which results and reports will be provided to 

LIPA. 

16.11.2. Provide a schedule of all studies,  indicating when data from LIPA are required and 

when draft reports will be provided.   

16.11.3. Describe the approach, model extent (where applicable), data requirements, scope, 

and expected results for each study.  

43 

  

16.12. Factory Tests 

16.12.1. Describe the scope and extent of control and protection system hardware real‐time 

tests  and  performance  demonstrations.    Indicate  the  approximate  schedule  for 

these tests. 

16.12.2. Describe the scope and extent of the power transformer factory tests.  Indicate the 

approximate schedule for these tests. 

16.12.3. Describe any other factory tests having material  importance to the security of the 

LIPA transmission system. 

16.13. Commissioning Tests 

16.13.1. Describe  the  proposed  program  for  site  testing  and  commissioning,  indicating 

major tests and expected duration. 

16.13.2. Indicate the LIPA support required for performance of the commissioning tests. 

16.14. Training. 

Describe the proposed operator training program. 

   

44 

  

APPENDIX A 

LIPA Short Circuit Capacities (kA) (Three‐Phase/Single Phase) 

Bus Ultimate Maximum Minimum Min. Contingency

EF Barrett 138 kV 80 / 80 59 / 61 24 / 18 8 / 10

Holtsville 69 kV 63 / 63 37 / 35 13 / 16 8 / 10

Buell 69 kV 43 / 43 11 / 8 4 / 4 0.49 / 0.034

Montauk 23 kV 43 / 43 4 / 3 2 / 1 1 / 0.095

Southampton 69 kV 43 / 43 14 / 16 5 / 4 2 / 2

Deerfield 69 kV 43 / 43 12 / 8 5 / 4 2 / 2

West Babylon 69 kV 43 / 43 28 / 21 16 / 15 10 / 9

Shoreham 69 kV 43 / 43 21 / 19 8 / 10 4 / 3

Shoreham 138 kV 63 / 63 28 / 30 8 / 10 5 / 7

Glenwood 69 kV 63 / 63 40 / 29 23 / 20 10 / 4

Glenwood 138 kV 63 / 63 49 / 44 28 27 2 / 3

Far Rockaway 69 kV 43 / 43 23 / 24 15 / 17 2 / 2

Ruland Road 138 kV 63 / 63 51 / 44 20 / 23 11 / 14

Sterling 69 kV 43 / 43 32 / 16 19 / 12 9 / 5

Sterling 138 kV 63 / 63 30 / 25 15 / 16 3 / 3

Bagatelle 138 kV 63 / 63 26 / 19 14 / 13 7 / 7

 

   

45 

  

APPENDIX B‐1 ‐ EF BARRETT 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.112 6.64 70.0 86.6 0.112 107.0 65.0 86.6

3 0.137 9.96 70.0 87.7 0.137 149.8 -85.0 87.7

4 0.158 13.28 70.0 88.2 0.158 195.4 -85.0 88.2

5 0.177 16.60 70.0 88.5 0.177 243.4 -85.0 88.5

6 0.194 19.92 70.0 88.6 0.194 293.4 -85.0 88.6

7 0.209 23.24 70.0 88.8 0.209 344.8 -85.0 88.8

8 0.223 26.56 70.0 88.9 0.223 397.2 -85.0 88.9

9 0.237 29.88 70.0 88.9 0.237 450.1 -85.0 88.9

10 0.250 33.20 70.0 89.0 0.250 503.1 -85.0 89.0

11 0.262 36.52 70.0 89.0 0.262 555.9 -84.5 89.0

12 0.274 39.84 70.0 89.0 0.274 608.3 -84.0 89.0

13 0.285 43.16 70.0 89.1 0.285 659.9 -83.5 89.1

14 0.296 46.48 70.0 89.1 0.296 710.6 -83.0 89.1

15 0.306 49.80 70.0 89.1 0.306 760.2 -82.5 89.1

16 0.316 53.12 70.0 89.1 0.316 808.6 -82.0 89.1

17 0.326 56.44 70.0 89.1 0.326 855.6 -81.5 89.1

18 0.335 59.76 70.0 89.1 0.335 901.4 -81.0 89.1

19 0.344 63.08 70.0 89.1 0.344 945.6 -80.5 89.1

20 0.353 66.40 70.0 89.1 0.353 988.4 -80.0 89.1

21 0.362 69.72 70.0 89.1 0.362 1029.7 -80.0 89.1

22 0.371 73.03 70.0 89.1 0.371 1069.4 -80.0 89.1

23 0.379 76.35 70.0 89.1 0.379 1107.6 -80.0 89.1

24 0.387 79.67 70.0 89.0 0.387 1144.3 -80.0 89.0

25 0.395 82.99 70.0 89.0 0.395 1179.5 -80.0 89.0

26 0.403 86.31 70.0 89.0 0.403 1213.1 -80.0 89.0

27 0.411 89.63 70.0 89.0 0.411 1245.2 -80.0 89.0

28 0.418 92.95 70.0 89.0 0.418 1275.8 -80.0 89.0

29 0.426 96.27 70.0 89.0 0.426 1304.8 -80.0 89.0

30 0.433 99.59 70.0 89.0 0.433 1332.4 -80.0 89.0

31 0.440 102.91 70.0 89.0 0.440 1358.5 -80.0 89.0

32 0.447 106.23 70.0 88.9 0.447 1383.2 -80.0 88.9

33 0.454 109.55 70.0 88.9 0.454 1406.4 -80.0 88.9

34 0.461 112.87 70.0 88.9 0.461 1428.1 -80.0 88.9

35 0.467 116.19 70.0 88.9 0.467 1448.5 -80.0 88.9

36 0.474 119.51 70.0 88.9 0.474 1467.4 -80.0 88.9

37 0.481 122.83 70.0 88.9 0.481 1484.9 -80.0 88.9

38 0.487 126.15 70.0 88.8 0.487 1501.1 -80.0 88.8

39 0.493 129.47 70.0 88.8 0.493 1515.9 -80.0 88.8

40 0.500 132.79 70.0 88.8 0.500 1529.3 -80.0 88.8

41 0.506 136.11 70.0 88.8 0.506 1541.3 -80.0 88.8

42 0.512 139.43 70.0 88.8 0.512 1552.1 -80.0 88.8

43 0.518 142.75 70.0 88.8 0.518 1561.4 -80.0 88.8

44 0.524 146.07 70.0 88.7 0.524 1569.5 -80.0 88.7

45 0.530 149.39 70.0 88.7 0.530 1576.3 -80.0 88.7

46 0.536 152.71 70.0 88.7 0.536 1581.7 -80.0 88.7

47 0.542 156.03 70.0 88.7 0.542 1585.8 -80.0 88.7

48 0.547 159.35 70.0 88.7 0.547 1588.7 -80.0 88.7

49 0.553 162.67 70.0 88.7 0.553 1590.3 -80.0 88.7

50 0.559 165.99 70.0 88.6 0.559 1590.6 -80.0 88.6

Sector CircleHarmonic

Order

46 

  

APPENDIX B‐2 ‐ HOLTSVILLE GT 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.076 6.13 70.0 86.7 0.076 100.8 65.0 86.7

3 0.093 9.19 70.0 87.6 0.093 133.1 -85.0 87.6

4 0.107 12.26 70.0 88.0 0.107 165.1 -85.0 88.0

5 0.120 15.32 70.0 88.2 0.120 196.7 -85.0 88.2

6 0.131 18.39 70.0 88.4 0.131 227.9 -85.0 88.4

7 0.142 21.45 70.0 88.5 0.142 258.8 -85.0 88.5

8 0.152 24.52 70.0 88.6 0.152 289.3 -85.0 88.6

9 0.161 27.58 70.0 88.6 0.161 319.4 -85.0 88.6

10 0.169 30.64 70.0 88.6 0.169 349.0 -85.0 88.6

11 0.178 33.71 70.0 88.7 0.178 378.3 -84.5 88.7

12 0.186 36.77 70.0 88.7 0.186 407.0 -84.0 88.7

13 0.193 39.84 70.0 88.7 0.193 435.3 -83.5 88.7

14 0.200 42.90 70.0 88.7 0.200 463.1 -83.0 88.7

15 0.208 45.97 70.0 88.7 0.208 490.3 -82.5 88.7

16 0.214 49.03 70.0 88.7 0.214 516.9 -82.0 88.7

17 0.221 52.09 70.0 88.7 0.221 542.9 -81.5 88.7

18 0.227 55.16 70.0 88.7 0.227 568.3 -81.0 88.7

19 0.234 58.22 70.0 88.7 0.234 593.1 -80.5 88.7

20 0.240 61.29 70.0 88.6 0.240 617.3 -80.0 88.6

21 0.246 64.35 70.0 88.6 0.246 640.8 -80.0 88.6

22 0.251 67.42 70.0 88.6 0.251 663.6 -80.0 88.6

23 0.257 70.48 70.0 88.6 0.257 685.8 -80.0 88.6

24 0.262 73.55 70.0 88.6 0.262 707.2 -80.0 88.6

25 0.268 76.61 70.0 88.6 0.268 728.0 -80.0 88.6

26 0.273 79.67 70.0 88.5 0.273 748.0 -80.0 88.5

27 0.278 82.74 70.0 88.5 0.278 767.4 -80.0 88.5

28 0.284 85.80 70.0 88.5 0.284 785.9 -80.0 88.5

29 0.289 88.87 70.0 88.5 0.289 803.8 -80.0 88.5

30 0.293 91.93 70.0 88.5 0.293 820.9 -80.0 88.5

31 0.298 95.00 70.0 88.4 0.298 837.3 -80.0 88.4

32 0.303 98.06 70.0 88.4 0.303 852.9 -80.0 88.4

33 0.308 101.13 70.0 88.4 0.308 867.8 -80.0 88.4

34 0.312 104.19 70.0 88.4 0.312 881.9 -80.0 88.4

35 0.317 107.25 70.0 88.4 0.317 895.2 -80.0 88.4

36 0.321 110.32 70.0 88.3 0.321 907.8 -80.0 88.3

37 0.326 113.38 70.0 88.3 0.326 919.6 -80.0 88.3

38 0.330 116.45 70.0 88.3 0.330 930.6 -80.0 88.3

39 0.335 119.51 70.0 88.3 0.335 940.8 -80.0 88.3

40 0.339 122.58 70.0 88.2 0.339 950.3 -80.0 88.2

41 0.343 125.64 70.0 88.2 0.343 958.9 -80.0 88.2

42 0.347 128.70 70.0 88.2 0.347 966.8 -80.0 88.2

43 0.351 131.77 70.0 88.2 0.351 973.9 -80.0 88.2

44 0.355 134.83 70.0 88.1 0.355 980.2 -80.0 88.1

45 0.359 137.90 70.0 88.1 0.359 985.7 -80.0 88.1

46 0.363 140.96 70.0 88.1 0.363 990.4 -80.0 88.1

47 0.367 144.03 70.0 88.1 0.367 994.3 -80.0 88.1

48 0.371 147.09 70.0 88.0 0.371 997.5 -80.0 88.0

49 0.375 150.16 70.0 88.0 0.375 999.8 -80.0 88.0

50 0.379 153.22 70.0 88.0 0.379 1001.3 -80.0 88.0

Harmonic Order

Sector Circle

47 

  

APPENDIX B‐3 ‐ BUELL 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.465 19.92 70.0 83.7 0.465 171.2 65.0 83.7

3 0.569 29.88 70.0 85.6 0.569 239.2 -85.0 85.6

4 0.657 39.84 70.0 86.5 0.657 311.4 -85.0 86.5

5 0.735 49.80 70.0 87.1 0.735 387.0 -85.0 87.1

6 0.805 59.76 70.0 87.4 0.805 465.2 -85.0 87.4

7 0.870 69.72 70.0 87.7 0.870 545.0 -85.0 87.7

8 0.930 79.67 70.0 87.8 0.930 625.7 -85.0 87.8

9 0.986 89.63 70.0 87.9 0.986 706.6 -85.0 87.9

10 1.039 99.59 70.0 88.0 1.039 787.2 -85.0 88.0

11 1.090 109.55 70.0 88.1 1.090 866.9 -84.5 88.1

12 1.139 119.51 70.0 88.1 1.139 945.3 -84.0 88.1

13 1.185 129.47 70.0 88.2 1.185 1022.2 -83.5 88.2

14 1.230 139.43 70.0 88.2 1.230 1097.2 -83.0 88.2

15 1.273 149.39 70.0 88.2 1.273 1170.2 -82.5 88.2

16 1.315 159.35 70.0 88.2 1.315 1241.0 -82.0 88.2

17 1.355 169.31 70.0 88.2 1.355 1309.5 -81.5 88.2

18 1.395 179.27 70.0 88.2 1.395 1375.7 -81.0 88.2

19 1.433 189.23 70.0 88.2 1.433 1439.6 -80.5 88.2

20 1.470 199.19 70.0 88.2 1.470 1501.0 -80.0 88.2

21 1.506 209.15 70.0 88.2 1.506 1560.0 -80.0 88.2

22 1.542 219.10 70.0 88.1 1.542 1616.7 -80.0 88.1

23 1.576 229.06 70.0 88.1 1.576 1670.9 -80.0 88.1

24 1.610 239.02 70.0 88.1 1.610 1722.8 -80.0 88.1

25 1.643 248.98 70.0 88.1 1.643 1772.3 -80.0 88.1

26 1.676 258.94 70.0 88.1 1.676 1819.6 -80.0 88.1

27 1.708 268.90 70.0 88.0 1.708 1864.5 -80.0 88.0

28 1.739 278.86 70.0 88.0 1.739 1907.2 -80.0 88.0

29 1.770 288.82 70.0 88.0 1.770 1947.7 -80.0 88.0

30 1.800 298.78 70.0 87.9 1.800 1985.9 -80.0 87.9

31 1.830 308.74 70.0 87.9 1.830 2022.0 -80.0 87.9

32 1.859 318.70 70.0 87.9 1.859 2056.0 -80.0 87.9

33 1.888 328.66 70.0 87.8 1.888 2087.9 -80.0 87.8

34 1.917 338.62 70.0 87.8 1.917 2117.6 -80.0 87.8

35 1.945 348.58 70.0 87.8 1.945 2145.3 -80.0 87.8

36 1.972 358.53 70.0 87.7 1.972 2171.0 -80.0 87.7

37 1.999 368.49 70.0 87.7 1.999 2194.7 -80.0 87.7

38 2.026 378.45 70.0 87.7 2.026 2216.3 -80.0 87.7

39 2.053 388.41 70.0 87.6 2.053 2236.0 -80.0 87.6

40 2.079 398.37 70.0 87.6 2.079 2253.8 -80.0 87.6

41 2.105 408.33 70.0 87.6 2.105 2269.6 -80.0 87.6

42 2.130 418.29 70.0 87.5 2.130 2283.5 -80.0 87.5

43 2.155 428.25 70.0 87.5 2.155 2295.5 -80.0 87.5

44 2.180 438.21 70.0 87.4 2.180 2305.6 -80.0 87.4

45 2.205 448.17 70.0 87.4 2.205 2313.8 -80.0 87.4

46 2.229 458.13 70.0 87.4 2.229 2320.2 -80.0 87.4

47 2.253 468.09 70.0 87.3 2.253 2324.7 -80.0 87.3

48 2.277 478.05 70.0 87.3 2.277 2327.4 -80.0 87.3

49 2.301 488.01 70.0 87.2 2.301 2328.3 -80.0 87.2

50 2.324 497.96 70.0 87.2 2.324 2327.3 -80.0 87.2

Harmonic Order

Sector Circle

48 

  

APPENDIX B‐4 – MONTAUK 23 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.632 13.28 70.0 82.5 0.632 96.2 65.0 82.5

3 0.774 19.92 70.0 84.8 0.774 135.5 -85.0 84.8

4 0.894 26.56 70.0 86.0 0.894 177.8 -85.0 86.0

5 1.000 33.20 70.0 86.6 1.000 222.8 -85.0 86.6

6 1.095 39.84 70.0 87.0 1.095 269.8 -85.0 87.0

7 1.183 46.48 70.0 87.3 1.183 318.4 -85.0 87.3

8 1.265 53.12 70.0 87.5 1.265 368.0 -85.0 87.5

9 1.341 59.76 70.0 87.7 1.341 418.2 -85.0 87.7

10 1.414 66.40 70.0 87.8 1.414 468.6 -85.0 87.8

11 1.483 73.03 70.0 87.9 1.483 518.7 -84.5 87.9

12 1.549 79.67 70.0 87.9 1.549 568.4 -84.0 87.9

13 1.612 86.31 70.0 88.0 1.612 617.3 -83.5 88.0

14 1.673 92.95 70.0 88.0 1.673 665.3 -83.0 88.0

15 1.732 99.59 70.0 88.0 1.732 712.1 -82.5 88.0

16 1.789 106.23 70.0 88.0 1.789 757.6 -82.0 88.0

17 1.844 112.87 70.0 88.1 1.844 801.8 -81.5 88.1

18 1.897 119.51 70.0 88.1 1.897 844.6 -81.0 88.1

19 1.949 126.15 70.0 88.0 1.949 885.9 -80.5 88.0

20 2.000 132.79 70.0 88.0 2.000 925.7 -80.0 88.0

21 2.049 139.43 70.0 88.0 2.049 963.9 -80.0 88.0

22 2.097 146.07 70.0 88.0 2.097 1000.6 -80.0 88.0

23 2.144 152.71 70.0 88.0 2.144 1035.8 -80.0 88.0

24 2.190 159.35 70.0 88.0 2.190 1069.4 -80.0 88.0

25 2.236 165.99 70.0 87.9 2.236 1101.6 -80.0 87.9

26 2.280 172.63 70.0 87.9 2.280 1132.2 -80.0 87.9

27 2.323 179.27 70.0 87.9 2.323 1161.3 -80.0 87.9

28 2.366 185.91 70.0 87.9 2.366 1188.9 -80.0 87.9

29 2.408 192.55 70.0 87.8 2.408 1215.1 -80.0 87.8

30 2.449 199.19 70.0 87.8 2.449 1239.9 -80.0 87.8

31 2.490 205.83 70.0 87.8 2.490 1263.3 -80.0 87.8

32 2.529 212.46 70.0 87.7 2.529 1285.2 -80.0 87.7

33 2.569 219.10 70.0 87.7 2.569 1305.8 -80.0 87.7

34 2.607 225.74 70.0 87.7 2.607 1325.0 -80.0 87.7

35 2.645 232.38 70.0 87.6 2.645 1342.9 -80.0 87.6

36 2.683 239.02 70.0 87.6 2.683 1359.5 -80.0 87.6

37 2.720 245.66 70.0 87.6 2.720 1374.8 -80.0 87.6

38 2.756 252.30 70.0 87.5 2.756 1388.7 -80.0 87.5

39 2.792 258.94 70.0 87.5 2.792 1401.4 -80.0 87.5

40 2.828 265.58 70.0 87.4 2.828 1412.9 -80.0 87.4

41 2.863 272.22 70.0 87.4 2.863 1423.1 -80.0 87.4

42 2.898 278.86 70.0 87.4 2.898 1432.0 -80.0 87.4

43 2.932 285.50 70.0 87.3 2.932 1439.8 -80.0 87.3

44 2.966 292.14 70.0 87.3 2.966 1446.3 -80.0 87.3

45 2.999 298.78 70.0 87.2 2.999 1451.6 -80.0 87.2

46 3.033 305.42 70.0 87.2 3.033 1455.8 -80.0 87.2

47 3.065 312.06 70.0 87.2 3.065 1458.7 -80.0 87.2

48 3.098 318.70 70.0 87.1 3.098 1460.5 -80.0 87.1

49 3.130 325.34 70.0 87.1 3.130 1461.1 -80.0 87.1

50 3.162 331.98 70.0 87.0 3.162 1460.6 -80.0 87.0

Harmonic Order

Sector Circle

49 

  

APPENDIX B‐5 – SOUTHAMPTON 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.344 15.93 70.0 83.9 0.344 141.8 65.0 83.9

3 0.422 23.90 70.0 85.8 0.422 200.5 -85.0 85.8

4 0.487 31.87 70.0 86.7 0.487 264.3 -85.0 86.7

5 0.545 39.84 70.0 87.3 0.545 332.3 -85.0 87.3

6 0.597 47.80 70.0 87.6 0.597 404.0 -85.0 87.6

7 0.644 55.77 70.0 87.9 0.644 478.4 -85.0 87.9

8 0.689 63.74 70.0 88.0 0.689 554.9 -85.0 88.0

9 0.731 71.71 70.0 88.2 0.731 632.6 -85.0 88.2

10 0.770 79.67 70.0 88.3 0.770 710.9 -85.0 88.3

11 0.808 87.64 70.0 88.3 0.808 789.3 -84.5 88.3

12 0.844 95.61 70.0 88.4 0.844 867.1 -84.0 88.4

13 0.878 103.58 70.0 88.4 0.878 943.9 -83.5 88.4

14 0.911 111.54 70.0 88.4 0.911 1019.5 -83.0 88.4

15 0.943 119.51 70.0 88.5 0.943 1093.4 -82.5 88.5

16 0.974 127.48 70.0 88.5 0.974 1165.4 -82.0 88.5

17 1.004 135.45 70.0 88.5 1.004 1235.4 -81.5 88.5

18 1.033 143.41 70.0 88.5 1.033 1303.2 -81.0 88.5

19 1.062 151.38 70.0 88.5 1.062 1368.8 -80.5 88.5

20 1.089 159.35 70.0 88.5 1.089 1432.0 -80.0 88.5

21 1.116 167.32 70.0 88.5 1.116 1492.8 -80.0 88.5

22 1.142 175.28 70.0 88.5 1.142 1551.2 -80.0 88.5

23 1.168 183.25 70.0 88.4 1.168 1607.2 -80.0 88.4

24 1.193 191.22 70.0 88.4 1.193 1660.7 -80.0 88.4

25 1.218 199.19 70.0 88.4 1.218 1711.9 -80.0 88.4

26 1.242 207.15 70.0 88.4 1.242 1760.6 -80.0 88.4

27 1.266 215.12 70.0 88.4 1.266 1807.0 -80.0 88.4

28 1.289 223.09 70.0 88.3 1.289 1851.0 -80.0 88.3

29 1.312 231.06 70.0 88.3 1.312 1892.7 -80.0 88.3

30 1.334 239.02 70.0 88.3 1.334 1932.2 -80.0 88.3

31 1.356 246.99 70.0 88.3 1.356 1969.4 -80.0 88.3

32 1.378 254.96 70.0 88.3 1.378 2004.3 -80.0 88.3

33 1.399 262.93 70.0 88.2 1.399 2037.1 -80.0 88.2

34 1.420 270.89 70.0 88.2 1.420 2067.7 -80.0 88.2

35 1.441 278.86 70.0 88.2 1.441 2096.1 -80.0 88.2

36 1.461 286.83 70.0 88.1 1.461 2122.5 -80.0 88.1

37 1.482 294.80 70.0 88.1 1.482 2146.8 -80.0 88.1

38 1.501 302.76 70.0 88.1 1.501 2169.1 -80.0 88.1

39 1.521 310.73 70.0 88.1 1.521 2189.3 -80.0 88.1

40 1.540 318.70 70.0 88.0 1.540 2207.5 -80.0 88.0

41 1.560 326.66 70.0 88.0 1.560 2223.7 -80.0 88.0

42 1.578 334.63 70.0 88.0 1.578 2238.0 -80.0 88.0

43 1.597 342.60 70.0 87.9 1.597 2250.4 -80.0 87.9

44 1.616 350.57 70.0 87.9 1.616 2260.8 -80.0 87.9

45 1.634 358.53 70.0 87.9 1.634 2269.3 -80.0 87.9

46 1.652 366.50 70.0 87.8 1.652 2276.0 -80.0 87.8

47 1.670 374.47 70.0 87.8 1.670 2280.7 -80.0 87.8

48 1.687 382.44 70.0 87.8 1.687 2283.7 -80.0 87.8

49 1.705 390.40 70.0 87.8 1.705 2284.8 -80.0 87.8

50 1.722 398.37 70.0 87.7 1.722 2284.0 -80.0 87.7

Harmonic Order

Sector Circle

50 

  

APPENDIX B‐6 – DEERFIELD 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.440 15.93 70.0 84.1 0.440 147.3 65.0 84.1

3 0.539 23.90 70.0 85.9 0.539 206.8 -85.0 85.9

4 0.622 31.87 70.0 86.8 0.622 270.7 -85.0 86.8

5 0.695 39.84 70.0 87.3 0.695 338.1 -85.0 87.3

6 0.762 47.80 70.0 87.7 0.762 408.3 -85.0 87.7

7 0.823 55.77 70.0 87.9 0.823 480.5 -85.0 87.9

8 0.880 63.74 70.0 88.0 0.880 554.0 -85.0 88.0

9 0.933 71.71 70.0 88.2 0.933 628.1 -85.0 88.2

10 0.984 79.67 70.0 88.2 0.984 702.2 -85.0 88.2

11 1.032 87.64 70.0 88.3 1.032 775.9 -84.5 88.3

12 1.077 95.61 70.0 88.3 1.077 848.6 -84.0 88.3

13 1.121 103.58 70.0 88.4 1.121 920.1 -83.5 88.4

14 1.164 111.54 70.0 88.4 1.164 990.1 -83.0 88.4

15 1.205 119.51 70.0 88.4 1.205 1058.3 -82.5 88.4

16 1.244 127.48 70.0 88.4 1.244 1124.7 -82.0 88.4

17 1.282 135.45 70.0 88.4 1.282 1189.0 -81.5 88.4

18 1.320 143.41 70.0 88.4 1.320 1251.1 -81.0 88.4

19 1.356 151.38 70.0 88.4 1.356 1311.1 -80.5 88.4

20 1.391 159.35 70.0 88.4 1.391 1368.9 -80.0 88.4

21 1.425 167.32 70.0 88.4 1.425 1424.5 -80.0 88.4

22 1.459 175.28 70.0 88.4 1.459 1477.8 -80.0 88.4

23 1.492 183.25 70.0 88.4 1.492 1528.9 -80.0 88.4

24 1.524 191.22 70.0 88.3 1.524 1577.7 -80.0 88.3

25 1.555 199.19 70.0 88.3 1.555 1624.3 -80.0 88.3

26 1.586 207.15 70.0 88.3 1.586 1668.8 -80.0 88.3

27 1.616 215.12 70.0 88.3 1.616 1711.1 -80.0 88.3

28 1.646 223.09 70.0 88.3 1.646 1751.3 -80.0 88.3

29 1.675 231.06 70.0 88.2 1.675 1789.4 -80.0 88.2

30 1.704 239.02 70.0 88.2 1.704 1825.4 -80.0 88.2

31 1.732 246.99 70.0 88.2 1.732 1859.3 -80.0 88.2

32 1.759 254.96 70.0 88.1 1.759 1891.3 -80.0 88.1

33 1.787 262.93 70.0 88.1 1.787 1921.2 -80.0 88.1

34 1.814 270.89 70.0 88.1 1.814 1949.2 -80.0 88.1

35 1.840 278.86 70.0 88.1 1.840 1975.2 -80.0 88.1

36 1.866 286.83 70.0 88.0 1.866 1999.4 -80.0 88.0

37 1.892 294.80 70.0 88.0 1.892 2021.6 -80.0 88.0

38 1.917 302.76 70.0 88.0 1.917 2041.9 -80.0 88.0

39 1.942 310.73 70.0 87.9 1.942 2060.4 -80.0 87.9

40 1.967 318.70 70.0 87.9 1.967 2077.1 -80.0 87.9

41 1.992 326.66 70.0 87.9 1.992 2092.0 -80.0 87.9

42 2.016 334.63 70.0 87.8 2.016 2105.0 -80.0 87.8

43 2.040 342.60 70.0 87.8 2.040 2116.3 -80.0 87.8

44 2.063 350.57 70.0 87.8 2.063 2125.8 -80.0 87.8

45 2.086 358.53 70.0 87.7 2.086 2133.6 -80.0 87.7

46 2.109 366.50 70.0 87.7 2.109 2139.6 -80.0 87.7

47 2.132 374.47 70.0 87.7 2.132 2143.9 -80.0 87.7

48 2.155 382.44 70.0 87.6 2.155 2146.5 -80.0 87.6

49 2.177 390.40 70.0 87.6 2.177 2147.4 -80.0 87.6

50 2.199 398.37 70.0 87.6 2.199 2146.6 -80.0 87.6

Harmonic Order

Sector Circle

51 

  

APPENDIX B‐7 – WEST BABYLON 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.191 4.98 70.0 85.5 0.191 60.4 65.0 85.5

3 0.234 7.47 70.0 86.8 0.234 83.4 -85.0 86.8

4 0.270 9.96 70.0 87.5 0.270 107.3 -85.0 87.5

5 0.301 12.45 70.0 87.9 0.301 132.0 -85.0 87.9

6 0.330 14.94 70.0 88.1 0.330 157.0 -85.0 88.1

7 0.357 17.43 70.0 88.3 0.357 182.2 -85.0 88.3

8 0.381 19.92 70.0 88.4 0.381 207.4 -85.0 88.4

9 0.404 22.41 70.0 88.4 0.404 232.3 -85.0 88.4

10 0.426 24.90 70.0 88.5 0.426 256.9 -85.0 88.5

11 0.447 27.39 70.0 88.5 0.447 281.0 -84.5 88.5

12 0.467 29.88 70.0 88.6 0.467 304.6 -84.0 88.6

13 0.486 32.37 70.0 88.6 0.486 327.6 -83.5 88.6

14 0.504 34.86 70.0 88.6 0.504 349.9 -83.0 88.6

15 0.522 37.35 70.0 88.6 0.522 371.6 -82.5 88.6

16 0.539 39.84 70.0 88.6 0.539 392.5 -82.0 88.6

17 0.556 42.33 70.0 88.6 0.556 412.7 -81.5 88.6

18 0.572 44.82 70.0 88.6 0.572 432.2 -81.0 88.6

19 0.588 47.31 70.0 88.6 0.588 451.0 -80.5 88.6

20 0.603 49.80 70.0 88.5 0.603 469.0 -80.0 88.5

21 0.618 52.29 70.0 88.5 0.618 486.3 -80.0 88.5

22 0.632 54.78 70.0 88.5 0.632 503.0 -80.0 88.5

23 0.647 57.27 70.0 88.5 0.647 518.9 -80.0 88.5

24 0.660 59.76 70.0 88.5 0.660 534.1 -80.0 88.5

25 0.674 62.25 70.0 88.4 0.674 548.6 -80.0 88.4

26 0.687 64.74 70.0 88.4 0.687 562.5 -80.0 88.4

27 0.701 67.23 70.0 88.4 0.701 575.7 -80.0 88.4

28 0.713 69.72 70.0 88.4 0.713 588.3 -80.0 88.4

29 0.726 72.20 70.0 88.3 0.726 600.2 -80.0 88.3

30 0.738 74.69 70.0 88.3 0.738 611.4 -80.0 88.3

31 0.751 77.18 70.0 88.3 0.751 622.1 -80.0 88.3

32 0.763 79.67 70.0 88.3 0.763 632.1 -80.0 88.3

33 0.774 82.16 70.0 88.2 0.774 641.4 -80.0 88.2

34 0.786 84.65 70.0 88.2 0.786 650.2 -80.0 88.2

35 0.798 87.14 70.0 88.2 0.798 658.4 -80.0 88.2

36 0.809 89.63 70.0 88.2 0.809 666.0 -80.0 88.2

37 0.820 92.12 70.0 88.1 0.820 673.0 -80.0 88.1

38 0.831 94.61 70.0 88.1 0.831 679.3 -80.0 88.1

39 0.842 97.10 70.0 88.1 0.842 685.2 -80.0 88.1

40 0.853 99.59 70.0 88.0 0.853 690.4 -80.0 88.0

41 0.863 102.08 70.0 88.0 0.863 695.1 -80.0 88.0

42 0.874 104.57 70.0 88.0 0.874 699.1 -80.0 88.0

43 0.884 107.06 70.0 87.9 0.884 702.7 -80.0 87.9

44 0.894 109.55 70.0 87.9 0.894 705.6 -80.0 87.9

45 0.904 112.04 70.0 87.9 0.904 708.0 -80.0 87.9

46 0.914 114.53 70.0 87.8 0.914 709.9 -80.0 87.8

47 0.924 117.02 70.0 87.8 0.924 711.2 -80.0 87.8

48 0.934 119.51 70.0 87.8 0.934 711.9 -80.0 87.8

49 0.944 122.00 70.0 87.7 0.944 712.1 -80.0 87.7

50 0.953 124.49 70.0 87.7 0.953 711.8 -80.0 87.7

Harmonic Order

Sector Circle

52 

  

APPENDIX B‐8 –SHOREHAM 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.136 9.96 70.0 86.8 0.136 167.0 65.0 86.8

3 0.166 14.94 70.0 87.6 0.166 216.3 -85.0 87.6

4 0.192 19.92 70.0 87.9 0.192 262.8 -85.0 87.9

5 0.214 24.90 70.0 88.2 0.214 307.0 -85.0 88.2

6 0.235 29.88 70.0 88.3 0.235 349.2 -85.0 88.3

7 0.254 34.86 70.0 88.4 0.254 389.6 -85.0 88.4

8 0.271 39.84 70.0 88.4 0.271 428.4 -85.0 88.4

9 0.288 44.82 70.0 88.4 0.288 465.7 -85.0 88.4

10 0.303 49.80 70.0 88.5 0.303 501.7 -85.0 88.5

11 0.318 54.78 70.0 88.5 0.318 536.4 -84.5 88.5

12 0.332 59.76 70.0 88.5 0.332 569.9 -84.0 88.5

13 0.346 64.74 70.0 88.5 0.346 602.4 -83.5 88.5

14 0.359 69.72 70.0 88.4 0.359 633.7 -83.0 88.4

15 0.371 74.69 70.0 88.4 0.371 664.1 -82.5 88.4

16 0.384 79.67 70.0 88.4 0.384 693.5 -82.0 88.4

17 0.395 84.65 70.0 88.4 0.395 721.8 -81.5 88.4

18 0.407 89.63 70.0 88.4 0.407 749.3 -81.0 88.4

19 0.418 94.61 70.0 88.3 0.418 775.8 -80.5 88.3

20 0.429 99.59 70.0 88.3 0.429 801.4 -80.0 88.3

21 0.439 104.57 70.0 88.3 0.439 826.1 -80.0 88.3

22 0.450 109.55 70.0 88.2 0.450 849.9 -80.0 88.2

23 0.460 114.53 70.0 88.2 0.460 872.8 -80.0 88.2

24 0.470 119.51 70.0 88.2 0.470 894.8 -80.0 88.2

25 0.479 124.49 70.0 88.1 0.479 915.9 -80.0 88.1

26 0.489 129.47 70.0 88.1 0.489 936.1 -80.0 88.1

27 0.498 134.45 70.0 88.1 0.498 955.5 -80.0 88.1

28 0.507 139.43 70.0 88.0 0.507 974.0 -80.0 88.0

29 0.516 144.41 70.0 88.0 0.516 991.7 -80.0 88.0

30 0.525 149.39 70.0 88.0 0.525 1008.5 -80.0 88.0

31 0.534 154.37 70.0 87.9 0.534 1024.4 -80.0 87.9

32 0.542 159.35 70.0 87.9 0.542 1039.4 -80.0 87.9

33 0.551 164.33 70.0 87.9 0.551 1053.6 -80.0 87.9

34 0.559 169.31 70.0 87.8 0.559 1066.9 -80.0 87.8

35 0.567 174.29 70.0 87.8 0.567 1079.4 -80.0 87.8

36 0.575 179.27 70.0 87.7 0.575 1091.0 -80.0 87.7

37 0.583 184.25 70.0 87.7 0.583 1101.7 -80.0 87.7

38 0.591 189.23 70.0 87.7 0.591 1111.6 -80.0 87.7

39 0.599 194.21 70.0 87.6 0.599 1120.6 -80.0 87.6

40 0.607 199.19 70.0 87.6 0.607 1128.8 -80.0 87.6

41 0.614 204.17 70.0 87.6 0.614 1136.1 -80.0 87.6

42 0.621 209.15 70.0 87.5 0.621 1142.5 -80.0 87.5

43 0.629 214.12 70.0 87.5 0.629 1148.1 -80.0 87.5

44 0.636 219.10 70.0 87.4 0.636 1152.8 -80.0 87.4

45 0.643 224.08 70.0 87.4 0.643 1156.7 -80.0 87.4

46 0.650 229.06 70.0 87.4 0.650 1159.7 -80.0 87.4

47 0.657 234.04 70.0 87.3 0.657 1161.8 -80.0 87.3

48 0.664 239.02 70.0 87.3 0.664 1163.1 -80.0 87.3

49 0.671 244.00 70.0 87.2 0.671 1163.5 -80.0 87.2

50 0.678 248.98 70.0 87.2 0.678 1163.1 -80.0 87.2

Harmonic Order

Sector Circle

53 

  

APPENDIX B‐9 –SHOREHAM 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.155 19.92 70.0 87.3 0.155 396.6 65.0 87.3

3 0.190 29.88 70.0 88.0 0.190 517.0 -85.0 88.0

4 0.219 39.84 70.0 88.3 0.219 633.0 -85.0 88.3

5 0.245 49.80 70.0 88.5 0.245 745.2 -85.0 88.5

6 0.268 59.76 70.0 88.6 0.268 854.1 -85.0 88.6

7 0.290 69.72 70.0 88.7 0.290 959.9 -85.0 88.7

8 0.310 79.67 70.0 88.7 0.310 1063.1 -85.0 88.7

9 0.328 89.63 70.0 88.8 0.328 1163.7 -85.0 88.8

10 0.346 99.59 70.0 88.8 0.346 1261.8 -85.0 88.8

11 0.363 109.55 70.0 88.8 0.363 1357.5 -84.5 88.8

12 0.379 119.51 70.0 88.8 0.379 1450.9 -84.0 88.8

13 0.395 129.47 70.0 88.8 0.395 1542.0 -83.5 88.8

14 0.409 139.43 70.0 88.8 0.409 1630.8 -83.0 88.8

15 0.424 149.39 70.0 88.8 0.424 1717.3 -82.5 88.8

16 0.438 159.35 70.0 88.8 0.438 1801.6 -82.0 88.8

17 0.451 169.31 70.0 88.8 0.451 1883.6 -81.5 88.8

18 0.464 179.27 70.0 88.7 0.464 1963.2 -81.0 88.7

19 0.477 189.23 70.0 88.7 0.477 2040.6 -80.5 88.7

20 0.489 199.19 70.0 88.7 0.489 2115.7 -80.0 88.7

21 0.501 209.15 70.0 88.7 0.501 2188.5 -80.0 88.7

22 0.513 219.10 70.0 88.7 0.513 2258.9 -80.0 88.7

23 0.525 229.06 70.0 88.7 0.525 2327.0 -80.0 88.7

24 0.536 239.02 70.0 88.6 0.536 2392.8 -80.0 88.6

25 0.547 248.98 70.0 88.6 0.547 2456.2 -80.0 88.6

26 0.558 258.94 70.0 88.6 0.558 2517.2 -80.0 88.6

27 0.569 268.90 70.0 88.6 0.569 2575.8 -80.0 88.6

28 0.579 278.86 70.0 88.5 0.579 2632.0 -80.0 88.5

29 0.589 288.82 70.0 88.5 0.589 2685.9 -80.0 88.5

30 0.599 298.78 70.0 88.5 0.599 2737.3 -80.0 88.5

31 0.609 308.74 70.0 88.5 0.609 2786.3 -80.0 88.5

32 0.619 318.70 70.0 88.5 0.619 2832.9 -80.0 88.5

33 0.629 328.66 70.0 88.4 0.629 2877.0 -80.0 88.4

34 0.638 338.62 70.0 88.4 0.638 2918.7 -80.0 88.4

35 0.647 348.58 70.0 88.4 0.647 2958.0 -80.0 88.4

36 0.657 358.53 70.0 88.4 0.657 2994.8 -80.0 88.4

37 0.666 368.49 70.0 88.3 0.666 3029.1 -80.0 88.3

38 0.675 378.45 70.0 88.3 0.675 3061.0 -80.0 88.3

39 0.683 388.41 70.0 88.3 0.683 3090.4 -80.0 88.3

40 0.692 398.37 70.0 88.3 0.692 3117.3 -80.0 88.3

41 0.701 408.33 70.0 88.2 0.701 3141.8 -80.0 88.2

42 0.709 418.29 70.0 88.2 0.709 3163.8 -80.0 88.2

43 0.718 428.25 70.0 88.2 0.718 3183.3 -80.0 88.2

44 0.726 438.21 70.0 88.2 0.726 3200.3 -80.0 88.2

45 0.734 448.17 70.0 88.1 0.734 3214.8 -80.0 88.1

46 0.742 458.13 70.0 88.1 0.742 3226.9 -80.0 88.1

47 0.750 468.09 70.0 88.1 0.750 3236.4 -80.0 88.1

48 0.758 478.05 70.0 88.0 0.758 3243.4 -80.0 88.0

49 0.766 488.01 70.0 88.0 0.766 3248.0 -80.0 88.0

50 0.774 497.96 70.0 88.0 0.774 3250.0 -80.0 88.0

Harmonic Order

Sector Circle

54 

  

APPENDIX B‐10 –GLENWOOD 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.092 3.46 70.0 86.8 0.092 59.2 65.0 86.8

3 0.113 5.20 70.0 87.6 0.113 75.9 -85.0 87.6

4 0.130 6.93 70.0 87.9 0.130 91.6 -85.0 87.9

5 0.145 8.66 70.0 88.1 0.145 106.2 -85.0 88.1

6 0.159 10.39 70.0 88.3 0.159 120.1 -85.0 88.3

7 0.172 12.12 70.0 88.3 0.172 133.2 -85.0 88.3

8 0.184 13.86 70.0 88.4 0.184 145.7 -85.0 88.4

9 0.195 15.59 70.0 88.4 0.195 157.7 -85.0 88.4

10 0.206 17.32 70.0 88.4 0.206 169.2 -85.0 88.4

11 0.216 19.05 70.0 88.4 0.216 180.3 -84.5 88.4

12 0.225 20.78 70.0 88.4 0.225 190.9 -84.0 88.4

13 0.235 22.52 70.0 88.4 0.235 201.2 -83.5 88.4

14 0.243 24.25 70.0 88.4 0.243 211.1 -83.0 88.4

15 0.252 25.98 70.0 88.3 0.252 220.7 -82.5 88.3

16 0.260 27.71 70.0 88.3 0.260 229.9 -82.0 88.3

17 0.268 29.44 70.0 88.3 0.268 238.8 -81.5 88.3

18 0.276 31.18 70.0 88.3 0.276 247.5 -81.0 88.3

19 0.284 32.91 70.0 88.2 0.284 255.8 -80.5 88.2

20 0.291 34.64 70.0 88.2 0.291 263.8 -80.0 88.2

21 0.298 36.37 70.0 88.2 0.298 271.5 -80.0 88.2

22 0.305 38.11 70.0 88.1 0.305 279.0 -80.0 88.1

23 0.312 39.84 70.0 88.1 0.312 286.1 -80.0 88.1

24 0.319 41.57 70.0 88.1 0.319 293.0 -80.0 88.1

25 0.325 43.30 70.0 88.0 0.325 299.6 -80.0 88.0

26 0.332 45.03 70.0 88.0 0.332 305.9 -80.0 88.0

27 0.338 46.77 70.0 87.9 0.338 312.0 -80.0 87.9

28 0.344 48.50 70.0 87.9 0.344 317.7 -80.0 87.9

29 0.350 50.23 70.0 87.9 0.350 323.2 -80.0 87.9

30 0.356 51.96 70.0 87.8 0.356 328.4 -80.0 87.8

31 0.362 53.69 70.0 87.8 0.362 333.4 -80.0 87.8

32 0.368 55.43 70.0 87.7 0.368 338.0 -80.0 87.7

33 0.374 57.16 70.0 87.7 0.374 342.4 -80.0 87.7

34 0.379 58.89 70.0 87.7 0.379 346.5 -80.0 87.7

35 0.385 60.62 70.0 87.6 0.385 350.4 -80.0 87.6

36 0.390 62.35 70.0 87.6 0.390 353.9 -80.0 87.6

37 0.396 64.09 70.0 87.5 0.396 357.2 -80.0 87.5

38 0.401 65.82 70.0 87.5 0.401 360.3 -80.0 87.5

39 0.406 67.55 70.0 87.5 0.406 363.0 -80.0 87.5

40 0.411 69.28 70.0 87.4 0.411 365.5 -80.0 87.4

41 0.417 71.01 70.0 87.4 0.417 367.7 -80.0 87.4

42 0.422 72.75 70.0 87.3 0.422 369.6 -80.0 87.3

43 0.427 74.48 70.0 87.3 0.427 371.3 -80.0 87.3

44 0.432 76.21 70.0 87.2 0.432 372.7 -80.0 87.2

45 0.436 77.94 70.0 87.2 0.436 373.8 -80.0 87.2

46 0.441 79.67 70.0 87.2 0.441 374.6 -80.0 87.2

47 0.446 81.41 70.0 87.1 0.446 375.2 -80.0 87.1

48 0.451 83.14 70.0 87.1 0.451 375.5 -80.0 87.1

49 0.455 84.87 70.0 87.0 0.455 375.5 -80.0 87.0

50 0.460 86.60 70.0 87.0 0.460 375.3 -80.0 87.0

Harmonic Order

Sector Circle

55 

  

APPENDIX B‐11 –GLENWOOD 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.101 5.69 70.0 87.8 0.101 143.5 65.0 87.8

3 0.123 8.54 70.0 88.3 0.123 174.2 -85.0 88.3

4 0.142 11.38 70.0 88.5 0.142 201.1 -85.0 88.5

5 0.159 14.23 70.0 88.6 0.159 225.5 -85.0 88.6

6 0.174 17.07 70.0 88.6 0.174 248.0 -85.0 88.6

7 0.188 19.92 70.0 88.6 0.188 269.2 -85.0 88.6

8 0.201 22.76 70.0 88.7 0.201 289.3 -85.0 88.7

9 0.214 25.61 70.0 88.7 0.214 308.7 -85.0 88.7

10 0.225 28.46 70.0 88.6 0.225 327.3 -85.0 88.6

11 0.236 31.30 70.0 88.6 0.236 345.3 -84.5 88.6

12 0.247 34.15 70.0 88.6 0.247 362.8 -84.0 88.6

13 0.257 36.99 70.0 88.6 0.257 379.7 -83.5 88.6

14 0.266 39.84 70.0 88.6 0.266 396.2 -83.0 88.6

15 0.276 42.68 70.0 88.5 0.276 412.3 -82.5 88.5

16 0.285 45.53 70.0 88.5 0.285 427.9 -82.0 88.5

17 0.294 48.37 70.0 88.5 0.294 443.0 -81.5 88.5

18 0.302 51.22 70.0 88.5 0.302 457.7 -81.0 88.5

19 0.310 54.06 70.0 88.4 0.310 472.0 -80.5 88.4

20 0.319 56.91 70.0 88.4 0.319 485.9 -80.0 88.4

21 0.326 59.76 70.0 88.4 0.326 499.3 -80.0 88.4

22 0.334 62.60 70.0 88.3 0.334 512.3 -80.0 88.3

23 0.342 65.45 70.0 88.3 0.342 524.8 -80.0 88.3

24 0.349 68.29 70.0 88.3 0.349 536.9 -80.0 88.3

25 0.356 71.14 70.0 88.2 0.356 548.6 -80.0 88.2

26 0.363 73.98 70.0 88.2 0.363 559.8 -80.0 88.2

27 0.370 76.83 70.0 88.2 0.370 570.6 -80.0 88.2

28 0.377 79.67 70.0 88.1 0.377 580.9 -80.0 88.1

29 0.384 82.52 70.0 88.1 0.384 590.7 -80.0 88.1

30 0.390 85.37 70.0 88.0 0.390 600.1 -80.0 88.0

31 0.397 88.21 70.0 88.0 0.397 609.0 -80.0 88.0

32 0.403 91.06 70.0 88.0 0.403 617.4 -80.0 88.0

33 0.409 93.90 70.0 87.9 0.409 625.4 -80.0 87.9

34 0.415 96.75 70.0 87.9 0.415 632.9 -80.0 87.9

35 0.421 99.59 70.0 87.9 0.421 639.9 -80.0 87.9

36 0.427 102.44 70.0 87.8 0.427 646.5 -80.0 87.8

37 0.433 105.28 70.0 87.8 0.433 652.6 -80.0 87.8

38 0.439 108.13 70.0 87.8 0.439 658.2 -80.0 87.8

39 0.445 110.97 70.0 87.7 0.445 663.3 -80.0 87.7

40 0.450 113.82 70.0 87.7 0.450 667.9 -80.0 87.7

41 0.456 116.67 70.0 87.6 0.456 672.0 -80.0 87.6

42 0.462 119.51 70.0 87.6 0.462 675.7 -80.0 87.6

43 0.467 122.36 70.0 87.6 0.467 678.9 -80.0 87.6

44 0.472 125.20 70.0 87.5 0.472 681.5 -80.0 87.5

45 0.478 128.05 70.0 87.5 0.478 683.7 -80.0 87.5

46 0.483 130.89 70.0 87.4 0.483 685.4 -80.0 87.4

47 0.488 133.74 70.0 87.4 0.488 686.6 -80.0 87.4

48 0.493 136.58 70.0 87.4 0.493 687.3 -80.0 87.4

49 0.499 139.43 70.0 87.3 0.499 687.5 -80.0 87.3

50 0.504 142.28 70.0 87.3 0.504 687.2 -80.0 87.3

Harmonic Order

Sector Circle

56 

  

APPENDIX B‐12 –FAR ROCKAWAY 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.287 5.31 70.0 84.8 0.287 55.7 65.0 84.8

3 0.351 7.97 70.0 86.3 0.351 76.0 -85.0 86.3

4 0.406 10.62 70.0 87.0 0.406 96.8 -85.0 87.0

5 0.454 13.28 70.0 87.4 0.454 117.9 -85.0 87.4

6 0.497 15.93 70.0 87.7 0.497 139.2 -85.0 87.7

7 0.537 18.59 70.0 87.9 0.537 160.5 -85.0 87.9

8 0.574 21.25 70.0 88.0 0.574 181.7 -85.0 88.0

9 0.609 23.90 70.0 88.1 0.609 202.6 -85.0 88.1

10 0.641 26.56 70.0 88.2 0.641 223.2 -85.0 88.2

11 0.673 29.21 70.0 88.2 0.673 243.5 -84.5 88.2

12 0.703 31.87 70.0 88.2 0.703 263.3 -84.0 88.2

13 0.731 34.53 70.0 88.2 0.731 282.6 -83.5 88.2

14 0.759 37.18 70.0 88.2 0.759 301.4 -83.0 88.2

15 0.786 39.84 70.0 88.2 0.786 319.7 -82.5 88.2

16 0.811 42.49 70.0 88.2 0.811 337.4 -82.0 88.2

17 0.836 45.15 70.0 88.2 0.836 354.6 -81.5 88.2

18 0.861 47.80 70.0 88.2 0.861 371.2 -81.0 88.2

19 0.884 50.46 70.0 88.2 0.884 387.3 -80.5 88.2

20 0.907 53.12 70.0 88.2 0.907 402.8 -80.0 88.2

21 0.930 55.77 70.0 88.2 0.930 417.8 -80.0 88.2

22 0.951 58.43 70.0 88.2 0.951 432.2 -80.0 88.2

23 0.973 61.08 70.0 88.1 0.973 446.1 -80.0 88.1

24 0.994 63.74 70.0 88.1 0.994 459.4 -80.0 88.1

25 1.014 66.40 70.0 88.1 1.014 472.1 -80.0 88.1

26 1.034 69.05 70.0 88.0 1.034 484.3 -80.0 88.0

27 1.054 71.71 70.0 88.0 1.054 496.0 -80.0 88.0

28 1.073 74.36 70.0 88.0 1.073 507.1 -80.0 88.0

29 1.092 77.02 70.0 88.0 1.092 517.7 -80.0 88.0

30 1.111 79.67 70.0 87.9 1.111 527.7 -80.0 87.9

31 1.129 82.33 70.0 87.9 1.129 537.3 -80.0 87.9

32 1.148 84.99 70.0 87.9 1.148 546.3 -80.0 87.9

33 1.165 87.64 70.0 87.8 1.165 554.8 -80.0 87.8

34 1.183 90.30 70.0 87.8 1.183 562.8 -80.0 87.8

35 1.200 92.95 70.0 87.8 1.200 570.2 -80.0 87.8

36 1.217 95.61 70.0 87.7 1.217 577.2 -80.0 87.7

37 1.234 98.27 70.0 87.7 1.234 583.6 -80.0 87.7

38 1.251 100.92 70.0 87.7 1.251 589.6 -80.0 87.7

39 1.267 103.58 70.0 87.6 1.267 595.0 -80.0 87.6

40 1.283 106.23 70.0 87.6 1.283 599.9 -80.0 87.6

41 1.299 108.89 70.0 87.5 1.299 604.4 -80.0 87.5

42 1.315 111.54 70.0 87.5 1.315 608.3 -80.0 87.5

43 1.330 114.20 70.0 87.5 1.330 611.8 -80.0 87.5

44 1.346 116.86 70.0 87.4 1.346 614.7 -80.0 87.4

45 1.361 119.51 70.0 87.4 1.361 617.2 -80.0 87.4

46 1.376 122.17 70.0 87.4 1.376 619.2 -80.0 87.4

47 1.391 124.82 70.0 87.3 1.391 620.6 -80.0 87.3

48 1.405 127.48 70.0 87.3 1.405 621.6 -80.0 87.3

49 1.420 130.13 70.0 87.2 1.420 622.2 -80.0 87.2

50 1.434 132.79 70.0 87.2 1.434 622.2 -80.0 87.2

Harmonic Order

Sector Circle

57 

  

APPENDIX B‐13 –RULAND ROAD 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.155 19.92 70.0 87.3 0.155 396.6 65.0 87.3

3 0.190 29.88 70.0 88.0 0.190 517.0 -85.0 88.0

4 0.219 39.84 70.0 88.3 0.219 633.0 -85.0 88.3

5 0.245 49.80 70.0 88.5 0.245 745.2 -85.0 88.5

6 0.268 59.76 70.0 88.6 0.268 854.1 -85.0 88.6

7 0.290 69.72 70.0 88.7 0.290 959.9 -85.0 88.7

8 0.310 79.67 70.0 88.7 0.310 1063.1 -85.0 88.7

9 0.328 89.63 70.0 88.8 0.328 1163.7 -85.0 88.8

10 0.346 99.59 70.0 88.8 0.346 1261.8 -85.0 88.8

11 0.363 109.55 70.0 88.8 0.363 1357.5 -84.5 88.8

12 0.379 119.51 70.0 88.8 0.379 1450.9 -84.0 88.8

13 0.395 129.47 70.0 88.8 0.395 1542.0 -83.5 88.8

14 0.409 139.43 70.0 88.8 0.409 1630.8 -83.0 88.8

15 0.424 149.39 70.0 88.8 0.424 1717.3 -82.5 88.8

16 0.438 159.35 70.0 88.8 0.438 1801.6 -82.0 88.8

17 0.451 169.31 70.0 88.8 0.451 1883.6 -81.5 88.8

18 0.464 179.27 70.0 88.7 0.464 1963.2 -81.0 88.7

19 0.477 189.23 70.0 88.7 0.477 2040.6 -80.5 88.7

20 0.489 199.19 70.0 88.7 0.489 2115.7 -80.0 88.7

21 0.501 209.15 70.0 88.7 0.501 2188.5 -80.0 88.7

22 0.513 219.10 70.0 88.7 0.513 2258.9 -80.0 88.7

23 0.525 229.06 70.0 88.7 0.525 2327.0 -80.0 88.7

24 0.536 239.02 70.0 88.6 0.536 2392.8 -80.0 88.6

25 0.547 248.98 70.0 88.6 0.547 2456.2 -80.0 88.6

26 0.558 258.94 70.0 88.6 0.558 2517.2 -80.0 88.6

27 0.569 268.90 70.0 88.6 0.569 2575.8 -80.0 88.6

28 0.579 278.86 70.0 88.5 0.579 2632.0 -80.0 88.5

29 0.589 288.82 70.0 88.5 0.589 2685.9 -80.0 88.5

30 0.599 298.78 70.0 88.5 0.599 2737.3 -80.0 88.5

31 0.609 308.74 70.0 88.5 0.609 2786.3 -80.0 88.5

32 0.619 318.70 70.0 88.5 0.619 2832.9 -80.0 88.5

33 0.629 328.66 70.0 88.4 0.629 2877.0 -80.0 88.4

34 0.638 338.62 70.0 88.4 0.638 2918.7 -80.0 88.4

35 0.647 348.58 70.0 88.4 0.647 2958.0 -80.0 88.4

36 0.657 358.53 70.0 88.4 0.657 2994.8 -80.0 88.4

37 0.666 368.49 70.0 88.3 0.666 3029.1 -80.0 88.3

38 0.675 378.45 70.0 88.3 0.675 3061.0 -80.0 88.3

39 0.683 388.41 70.0 88.3 0.683 3090.4 -80.0 88.3

40 0.692 398.37 70.0 88.3 0.692 3117.3 -80.0 88.3

41 0.701 408.33 70.0 88.2 0.701 3141.8 -80.0 88.2

42 0.709 418.29 70.0 88.2 0.709 3163.8 -80.0 88.2

43 0.718 428.25 70.0 88.2 0.718 3183.3 -80.0 88.2

44 0.726 438.21 70.0 88.2 0.726 3200.3 -80.0 88.2

45 0.734 448.17 70.0 88.1 0.734 3214.8 -80.0 88.1

46 0.742 458.13 70.0 88.1 0.742 3226.9 -80.0 88.1

47 0.750 468.09 70.0 88.1 0.750 3236.4 -80.0 88.1

48 0.758 478.05 70.0 88.0 0.758 3243.4 -80.0 88.0

49 0.766 488.01 70.0 88.0 0.766 3248.0 -80.0 88.0

50 0.774 497.96 70.0 88.0 0.774 3250.0 -80.0 88.0

Harmonic Order

Sector Circle

58 

  

APPENDIX B‐14 –STERLING 69 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.148 4.19 70.0 86.0 0.148 57.0 65.0 86.0

3 0.181 6.29 70.0 87.1 0.181 75.7 -85.0 87.1

4 0.209 8.39 70.0 87.6 0.209 94.1 -85.0 87.6

5 0.234 10.48 70.0 87.9 0.234 112.0 -85.0 87.9

6 0.256 12.58 70.0 88.1 0.256 129.4 -85.0 88.1

7 0.277 14.68 70.0 88.2 0.277 146.3 -85.0 88.2

8 0.296 16.77 70.0 88.2 0.296 162.8 -85.0 88.2

9 0.314 18.87 70.0 88.3 0.314 178.7 -85.0 88.3

10 0.331 20.97 70.0 88.3 0.331 194.0 -85.0 88.3

11 0.347 23.06 70.0 88.3 0.347 208.9 -84.5 88.3

12 0.362 25.16 70.0 88.3 0.362 223.3 -84.0 88.3

13 0.377 27.26 70.0 88.3 0.377 237.2 -83.5 88.3

14 0.392 29.35 70.0 88.3 0.392 250.6 -83.0 88.3

15 0.405 31.45 70.0 88.3 0.405 263.6 -82.5 88.3

16 0.419 33.55 70.0 88.3 0.419 276.1 -82.0 88.3

17 0.431 35.64 70.0 88.3 0.431 288.1 -81.5 88.3

18 0.444 37.74 70.0 88.3 0.444 299.8 -81.0 88.3

19 0.456 39.84 70.0 88.2 0.456 311.0 -80.5 88.2

20 0.468 41.93 70.0 88.2 0.468 321.8 -80.0 88.2

21 0.480 44.03 70.0 88.2 0.480 332.1 -80.0 88.2

22 0.491 46.13 70.0 88.2 0.491 342.1 -80.0 88.2

23 0.502 48.22 70.0 88.1 0.502 351.7 -80.0 88.1

24 0.513 50.32 70.0 88.1 0.513 360.9 -80.0 88.1

25 0.523 52.42 70.0 88.1 0.523 369.7 -80.0 88.1

26 0.534 54.51 70.0 88.0 0.534 378.1 -80.0 88.0

27 0.544 56.61 70.0 88.0 0.544 386.1 -80.0 88.0

28 0.554 58.71 70.0 88.0 0.554 393.8 -80.0 88.0

29 0.563 60.80 70.0 87.9 0.563 401.1 -80.0 87.9

30 0.573 62.90 70.0 87.9 0.573 408.0 -80.0 87.9

31 0.583 65.00 70.0 87.8 0.583 414.5 -80.0 87.8

32 0.592 67.09 70.0 87.8 0.592 420.6 -80.0 87.8

33 0.601 69.19 70.0 87.8 0.601 426.4 -80.0 87.8

34 0.610 71.29 70.0 87.7 0.610 431.9 -80.0 87.7

35 0.619 73.38 70.0 87.7 0.619 437.0 -80.0 87.7

36 0.628 75.48 70.0 87.7 0.628 441.7 -80.0 87.7

37 0.636 77.58 70.0 87.6 0.636 446.0 -80.0 87.6

38 0.645 79.67 70.0 87.6 0.645 450.0 -80.0 87.6

39 0.653 81.77 70.0 87.5 0.653 453.6 -80.0 87.5

40 0.662 83.87 70.0 87.5 0.662 456.9 -80.0 87.5

41 0.670 85.96 70.0 87.5 0.670 459.8 -80.0 87.5

42 0.678 88.06 70.0 87.4 0.678 462.4 -80.0 87.4

43 0.686 90.16 70.0 87.4 0.686 464.6 -80.0 87.4

44 0.694 92.25 70.0 87.3 0.694 466.5 -80.0 87.3

45 0.702 94.35 70.0 87.3 0.702 468.0 -80.0 87.3

46 0.710 96.45 70.0 87.3 0.710 469.1 -80.0 87.3

47 0.717 98.54 70.0 87.2 0.717 470.0 -80.0 87.2

48 0.725 100.64 70.0 87.2 0.725 470.4 -80.0 87.2

49 0.732 102.74 70.0 87.1 0.732 470.5 -80.0 87.1

50 0.740 104.83 70.0 87.1 0.740 470.3 -80.0 87.1

Harmonic Order

Sector Circle

59 

  

APPENDIX B‐15 –STERLING 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.265 10.62 70.0 86.3 0.265 157.2 65.0 86.3

3 0.325 15.93 70.0 87.4 0.325 217.2 -85.0 87.4

4 0.375 21.25 70.0 87.9 0.375 279.7 -85.0 87.9

5 0.419 26.56 70.0 88.2 0.419 344.1 -85.0 88.2

6 0.459 31.87 70.0 88.4 0.459 409.7 -85.0 88.4

7 0.496 37.18 70.0 88.6 0.496 475.9 -85.0 88.6

8 0.530 42.49 70.0 88.7 0.530 542.0 -85.0 88.7

9 0.563 47.80 70.0 88.7 0.563 607.8 -85.0 88.7

10 0.593 53.12 70.0 88.8 0.593 672.7 -85.0 88.8

11 0.622 58.43 70.0 88.8 0.622 736.5 -84.5 88.8

12 0.650 63.74 70.0 88.8 0.650 799.0 -84.0 88.8

13 0.676 69.05 70.0 88.8 0.676 860.0 -83.5 88.8

14 0.702 74.36 70.0 88.9 0.702 919.3 -83.0 88.9

15 0.726 79.67 70.0 88.9 0.726 976.9 -82.5 88.9

16 0.750 84.99 70.0 88.9 0.750 1032.7 -82.0 88.9

17 0.773 90.30 70.0 88.8 0.773 1086.7 -81.5 88.8

18 0.796 95.61 70.0 88.8 0.796 1138.8 -81.0 88.8

19 0.817 100.92 70.0 88.8 0.817 1189.0 -80.5 88.8

20 0.839 106.23 70.0 88.8 0.839 1237.4 -80.0 88.8

21 0.859 111.54 70.0 88.8 0.859 1283.8 -80.0 88.8

22 0.880 116.86 70.0 88.8 0.880 1328.5 -80.0 88.8

23 0.899 122.17 70.0 88.8 0.899 1371.2 -80.0 88.8

24 0.919 127.48 70.0 88.8 0.919 1412.2 -80.0 88.8

25 0.938 132.79 70.0 88.7 0.938 1451.3 -80.0 88.7

26 0.956 138.10 70.0 88.7 0.956 1488.7 -80.0 88.7

27 0.974 143.41 70.0 88.7 0.974 1524.3 -80.0 88.7

28 0.992 148.73 70.0 88.7 0.992 1558.1 -80.0 88.7

29 1.010 154.04 70.0 88.7 1.010 1590.3 -80.0 88.7

30 1.027 159.35 70.0 88.6 1.027 1620.7 -80.0 88.6

31 1.044 164.66 70.0 88.6 1.044 1649.4 -80.0 88.6

32 1.061 169.97 70.0 88.6 1.061 1676.5 -80.0 88.6

33 1.077 175.28 70.0 88.6 1.077 1702.0 -80.0 88.6

34 1.093 180.60 70.0 88.6 1.093 1725.8 -80.0 88.6

35 1.109 185.91 70.0 88.5 1.109 1748.0 -80.0 88.5

36 1.125 191.22 70.0 88.5 1.125 1768.6 -80.0 88.5

37 1.141 196.53 70.0 88.5 1.141 1787.6 -80.0 88.5

38 1.156 201.84 70.0 88.5 1.156 1805.1 -80.0 88.5

39 1.171 207.15 70.0 88.4 1.171 1820.9 -80.0 88.4

40 1.186 212.46 70.0 88.4 1.186 1835.3 -80.0 88.4

41 1.201 217.78 70.0 88.4 1.201 1848.1 -80.0 88.4

42 1.215 223.09 70.0 88.4 1.215 1859.4 -80.0 88.4

43 1.230 228.40 70.0 88.3 1.230 1869.1 -80.0 88.3

44 1.244 233.71 70.0 88.3 1.244 1877.4 -80.0 88.3

45 1.258 239.02 70.0 88.3 1.258 1884.1 -80.0 88.3

46 1.272 244.33 70.0 88.3 1.272 1889.4 -80.0 88.3

47 1.286 249.65 70.0 88.2 1.286 1893.2 -80.0 88.2

48 1.299 254.96 70.0 88.2 1.299 1895.5 -80.0 88.2

49 1.313 260.27 70.0 88.2 1.313 1896.3 -80.0 88.2

50 1.326 265.58 70.0 88.2 1.326 1895.7 -80.0 88.2

Harmonic Order

Sector Circle

60 

  

APPENDIX B‐16 –BAGATELLE 138 KV BUS HARMONIC IMPEDANCE PARAMETERS 

 

Rmin Zmax Anglemin Anglemax Rmin Radius Anglemin Anglemax

(ohms) (ohms) (deg.) (deg.) (ohms) (ohms) (deg.) (deg.)

2 0.220 11.38 70.0 86.4 0.220 172.6 65.0 86.4

3 0.269 17.07 70.0 87.5 0.269 237.3 -85.0 87.5

4 0.311 22.76 70.0 88.0 0.311 304.2 -85.0 88.0

5 0.347 28.46 70.0 88.3 0.347 372.8 -85.0 88.3

6 0.380 34.15 70.0 88.5 0.380 442.4 -85.0 88.5

7 0.411 39.84 70.0 88.6 0.411 512.4 -85.0 88.6

8 0.439 45.53 70.0 88.7 0.439 582.3 -85.0 88.7

9 0.466 51.22 70.0 88.7 0.466 651.6 -85.0 88.7

10 0.491 56.91 70.0 88.8 0.491 720.1 -85.0 88.8

11 0.515 62.60 70.0 88.8 0.515 787.4 -84.5 88.8

12 0.538 68.29 70.0 88.8 0.538 853.4 -84.0 88.8

13 0.560 73.98 70.0 88.8 0.560 917.8 -83.5 88.8

14 0.581 79.67 70.0 88.8 0.581 980.5 -83.0 88.8

15 0.602 85.37 70.0 88.8 0.602 1041.6 -82.5 88.8

16 0.621 91.06 70.0 88.8 0.621 1100.8 -82.0 88.8

17 0.640 96.75 70.0 88.8 0.640 1158.1 -81.5 88.8

18 0.659 102.44 70.0 88.8 0.659 1213.5 -81.0 88.8

19 0.677 108.13 70.0 88.8 0.677 1267.1 -80.5 88.8

20 0.695 113.82 70.0 88.8 0.695 1318.7 -80.0 88.8

21 0.712 119.51 70.0 88.8 0.712 1368.5 -80.0 88.8

22 0.728 125.20 70.0 88.8 0.728 1416.3 -80.0 88.8

23 0.745 130.89 70.0 88.8 0.745 1462.2 -80.0 88.8

24 0.761 136.58 70.0 88.8 0.761 1506.3 -80.0 88.8

25 0.777 142.28 70.0 88.7 0.777 1548.5 -80.0 88.7

26 0.792 147.97 70.0 88.7 0.792 1588.8 -80.0 88.7

27 0.807 153.66 70.0 88.7 0.807 1627.4 -80.0 88.7

28 0.822 159.35 70.0 88.7 0.822 1664.0 -80.0 88.7

29 0.836 165.04 70.0 88.7 0.836 1698.9 -80.0 88.7

30 0.851 170.73 70.0 88.6 0.851 1732.1 -80.0 88.6

31 0.865 176.42 70.0 88.6 0.865 1763.4 -80.0 88.6

32 0.879 182.11 70.0 88.6 0.879 1793.0 -80.0 88.6

33 0.892 187.80 70.0 88.6 0.892 1820.8 -80.0 88.6

34 0.906 193.49 70.0 88.6 0.906 1846.9 -80.0 88.6

35 0.919 199.19 70.0 88.5 0.919 1871.3 -80.0 88.5

36 0.932 204.88 70.0 88.5 0.932 1894.1 -80.0 88.5

37 0.945 210.57 70.0 88.5 0.945 1915.1 -80.0 88.5

38 0.957 216.26 70.0 88.5 0.957 1934.4 -80.0 88.5

39 0.970 221.95 70.0 88.4 0.970 1952.1 -80.0 88.4

40 0.982 227.64 70.0 88.4 0.982 1968.1 -80.0 88.4

41 0.994 233.33 70.0 88.4 0.994 1982.4 -80.0 88.4

42 1.007 239.02 70.0 88.4 1.007 1995.2 -80.0 88.4

43 1.018 244.71 70.0 88.3 1.018 2006.3 -80.0 88.3

44 1.030 250.41 70.0 88.3 1.030 2015.7 -80.0 88.3

45 1.042 256.10 70.0 88.3 1.042 2023.6 -80.0 88.3

46 1.053 261.79 70.0 88.3 1.053 2029.8 -80.0 88.3

47 1.065 267.48 70.0 88.3 1.065 2034.5 -80.0 88.3

48 1.076 273.17 70.0 88.2 1.076 2037.5 -80.0 88.2

49 1.087 278.86 70.0 88.2 1.087 2039.0 -80.0 88.2

50 1.098 284.55 70.0 88.2 1.098 2038.8 -80.0 88.2

Harmonic Order

Sector Circle

61 

  

APPENDIX C 

Loss Evaluation Duty Cycles 

 

 

62