Wednesday, March 02, 2005

Electric Power System Reliability and its Uncertainties


The premises of the enthusiasts who have promoted the reform of the Power Industry were that the introduction of market forces would beget efficiency improvements without causing problems, that for doing better business in the present technology era, a legal and economical superstructure such as the Market would easily supersede a supposed to be an engineering and technology infrastructure such as the Power System, and so they gave little indication of the possibility of the crisis and blackouts that many power systems have suffered throughout the world late years. Faced with repeated failures now, ones have been conspicuously silent while others behave as if nothing happens; and when governments plan further reform of the Power Industry, reliability and regulation have become fast the hottest issues in the Power Industry.

However, in my last post, "Reverticalizing? The debate is on: Hybrid Strength vs Functional Unbundling", I suggested the reform focus could be neither power system reliability nor regulation, but Organizational Theory, which primitive roots sprouted in the XIX century with the ideas of Frederick Taylor and Henri Fayol; and at the dawn of XXI century, it may be one of the most interesting issues at present is to address the most efficient form of future organization the reformed electricity firm must adopt towards full integration within the Information Society.

To speak about Regulation, Power Encounter hosted its first invited post written by professor of Economics Ferdinand E. Banks: "A Few More Words on Deregulation". This time, and to speak on Reliability, Power Encounter is honored to introduce its second invited post by Jack Casazza, internationally renowned engineer as show us his biography, power industry expert and life fellow at the Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). Casazza had the lucidity of mind to anticipate as early as 1998 what is happening now in "Blackouts: Is the Risk Increasing?", Electrical World 1998, 212 (4), 62–64. This article is included in his book "The Evolution of Electric Power Transmission Under Deregulation," edited by George C. Loehr and John A. Casazza. IEEE, 2001, 50 papers; and his novel, “Sham? Shame!”, which explores in terms of the people involved what has happened in the electric power industry and why, was published in July of 2001, and predicted a major blackout in August of 2004.

The "four networks" approach proposed by Casaza in the following post could be a way to address the searching of new organization forms for the electrical firm.Power Encounter keeps itself attentive and open to new ideas for further enhancing its quality and bringing pleasure to Power Industry Community. 'Invited Articles', which features internationally renowned experts, brings readers wider perspectives of the Power Industry. I would like to reveal my sincere appreciation for the continuing support of Power Encounter worldwide readers, and I truly hope that along this year Power Encounter will continue to serve as a valuable communicative platform for the Power Industry Community.
J. Martín-Giraldo


By Jack Casazza
Power Engineers Supporting Truth

A basic question that has been raised is whether one can determine if an electric power system is reliable or not. This infers there is a sharp line of demarcation that defines reliability vs. unreliability. This approach fails to recognize that the reliability or the risks of system blackouts are a continuous spectrum involving many uncertainties. Standards and analyses can only determine which system state is more or less reliable and which possible contingencies involve the greatest risks.

The reliability of a power system depends on its overall design and how it is operated. It depends not only on the reliability of each piece of equipment but also how the various lines, transformers, circuit breaker, reactive sources, relays, and communication equipment are interconnected to form the transmission grid. It depends on many operating decisions such as safe loading limits, the contingencies for which provisions should be made in advance, and when and how often to schedule equipment outages for maintenance. From time to time operators are also required to decide changes in generation dispatch to reduce power transfers over critical paths safe loading limits, sometimes called "congestion".

A deterministic approach is usually used in developing system plans and operating procedures. Reliability risks are minimized by conforming to established reliability standards that specify the loading or voltage conditions that can not be safely exceeded under various contingencies. These reliability standards have been developed based on past experience and probability analyses. The reliability analyses involved in applying these standards require the estimation of many factors in the studies that are made both off-line in planning and on-line in operations. However uncertainties still exist.

The four major uncertainties that determine the reliability of an electric power system are:
a) The range of possible loads to be supplied
b) Range of possible generator locations, the schedule of generator outputs, generator maintenance schedules and generator retirements; these depend on many factors including fuel costs, generator availability and efficiency, and power and energy purchases and sales.
c) The possible contingencies which may occur in generation or in the transmission system, including in fuel supplies
d) The probable capacities of the transmission and delivery system for the above possibilities

Probability distributions can be determined to represent each of these four uncertainties. Through their analysis the relative reliability and potential plans for the future of the transmission system can be determined, and alternate operating arrangements can be evaluated. Sufficient evaluations are not being made recognizing present restructured electric power industry. While some procedures exist for evaluating the probabilities for uncertainties (a), (b), and (c), above, little has been done for uncertainty (d), the capacity of the transmission system.


The capacity of transmission can be limited by the capacity of the line conductors or any of the devices connected to it including transformers, wave traps, current transformers, etc. The biggest uncertainty, however, are those concerned with the line conductors.

The ratings of transmission conductors are generally determined in advance based on certain estimates including the ambient temperature, wind speed, solar heating, and maximum allowable conductor temperatures. The allowable temperatures for overhead lines depend on the "sag" that will result and the annealing effect on the conductor. The amount of "sag" in the conductors of the line depends on the conductor temperature since the conductor expands as it heats up. The conductor annealing effect depends on the temperature and the periods of time to which the conductor has been exposed to it.

Since the line conductors are metallic, they have some heat storage capability and require a brief period of time to change temperature. Emergency line ratings are therefore assigned for various time periods, e.g., 10 minutes, 30 minutes etc. An important uncertainty is the loading and temperature on the line immediately prior to the condition for which the line capability is being determined. IF the line temperature was high it will reach unsafe temperatures very quickly, if it was low it will take longer to reach unsafe temperatures.

All of these factors lead to uncertainties about the capability of the transmission system and need further research. Newer technologies are being developed that may improve the ability to determine the line capability recognizing some of these variables that need further testing.


Procedures that decide on generator adjustments solely based on economic optimization without considering the relative reliability risks are not sufficient, particularly if the economic optimization is based on quoted prices rather than incremental or marginal costs. In the short run, prices can be adjusted to manipulate the market, and in other cases may be subsidized.


Planning a power system and operating it have two different restraints. The planner is free to add facilities, rearrange existing facilities or even retire existing facilities. The planner must also anticipate the requirements of the future so as to provide a system that meets initial needs but also recognizes long range requirement. To do this many believe a National Power Survey is needed to provide a framework indicating long range requirements.

The planner's job also is to provide for the operator with a system which can be operated reliably and economically. The planner must decide many key questions with regard to the transmission system, fully recognizing uncertainties (a), (b), (c) and (d) above and the actual responsibilities and capabilities of the operator.

On the other hand, the operator must make many decisions with the restraint he must use the system as it exists. These decisions must be based on information from the extensive and exceedingly complex group of participants in the overall process of providing electric power. They involve such decisions as scheduling generation, scheduling maintenance, controlling voltages, monitoring transmission loadings and handling contingencies and emergencies. These decisions must be made for a system which is continually changing for which conditions even a few minutes ahead can not always be predicted. The operator must make decisions considering reliability and cost. While cost minimization is a requirement, reliability optimization of reliability is also a top priority.


Electric power systems are made up of a physical network which is inter-linked with three other networks that also effect reliability:
· The fuel network
· The money network
· The communication network

In the "fuel network" the "generators" are the various sources of coal, oil, gas, nuclear fuel, hydro, the sun, wind, hydrogen, etc. A diagram for fuel network can be drawn showing the delivery paths and mechanisms, delivery (or transformation) points, the energy consumed (losses) in the various paths, etc. Such netwks have been developed in the past but have received little attention in the past 20 years.

The availability of various fuel resources should not be ignored in reliability evaluations. For coal and oil the amount of fuel in storage at the plant site determines risks for various potential causes of interruption in fuel supply that include very cold weather and freezing, strikes, oil supply cut-offs, and transportation disruptions. The gas supply arrangements are critical with a single pipeline often supplying a number of generators. The loss of a single gas pipeline can result in the interruption of fuel to a number of generators. Important questions are the power system conditions immediately after the loss of a pipeline and the effect of the lack of fuel for an extended period. The simultaneous loss of a number of generators could trigger a major power disruption and blackout. The outage of many generators for an extended period could cause substantial rationing of the available sources. Adequate recognition of this possibility is needed and plans for handling such a contingency prepared.

The "communication network" consists of everything from the internet to the telephone to mail. It is used to control the electric power system to communicate with customers. There are a vast number of interconnection points between the communication network and the electric power system and its customers.


These four networks have many transformation points connecting them. For example the money network is connected to the electric power, fuel and communication networks. By diagramming each of the networks and determining the transformation points, it is possible to analyze the effect of the total system, i.e., the four networks, on the reliability and cost of electric power.

Such an analysis would be a part of a National Power Survey


John A. (Jack) Casazza is currently President of the
American Education Institute, a not-for-profit organization that he founded in 1994 dedicated to providing the education needed in setting electric power policy. He founded Power Engineers Supporting Truth (PEST) in September 2003 because of concern about incorrect information being published about the blackout. Mr. Casazza is also a former Director for the Georgia Systems Operation Corporation, a former member of the Executive Committee of the New York State Electric Reliability Council, and a former member of the Board of Adjustment that investigated the Franchise Dispute between the City of Chicago and the Commonwealth Edison Co.

From 1979 until 1997 he also served as Chairman of the Board of CSA Energy Consultants, Inc. Before forming CSA, he was Vice President for Planning and Research of the Public Service Electric & Gas Company where he had been employed since 1946. Mr. Casazza is a former member of the
Energy Engineering Board of the National Research Council in Washington, D.C. He has also been a member of key committees of the U.S. Energy Association (World Energy Council), Edison Electric Institute, CIGRE, the Electric Power Research Institute, the Gas Research Institute, the New Jersey Governor's Advisory Panel on Solar Energy, the New Jersey Advisory Panel on Cogeneration, the New Jersey Energy Research Institute, the North American Electric Reliability Council, and the USA/USSR Joint Commission on Scientific and Technical Cooperation.

Mr. Casazza was educated at the Cooper Union School of Engineering in New York from 1941 until 1943 and received his B.E.E. from Cornell University in 1945. He also completed General Electric Company's Power Systems Engineering Course and the American Management Association's Management Course. Mr. Casazza is the recipient of special citations from the Council Internationale des Grands Reseaux Electriques a Haute Tension (CIGRE) and the Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). He has also been active in CIGRE since 1964, and was awarded the Philip Sporn Award in 1994 for his "cumulative career contributions to the advance of the concept of system integration in the theory, design, and/or operation of large, high-voltage electric systems in the United States."

Mr. Casazza, IEEE Life Fellow, has been involved with the IEEE of over 58 years. Mr. Casazza was awarded in 1990 IEEE Herman Halperin Electric Transmission and Distribution Award. He received the United States Activities Board Citation of Honor in 1985. He is an
IEEE Distinguished Lecturer and has been responsible for consulting projects in South American, Asia, Africa, Canada, Australia, and Europe.

Mr. Casazza has testified extensively before Federal and state regulatory, legislative, and judicial bodies on many issues of national and local importance. He is the author of more than 70 publications on a broad scope of energy topics, and five books. His latest book,
“Understanding Electric Power Systems - An Overview of the Technology and the Marketplace” was published by Wiley/IEEE Press in November of 2003. His novel, “Sham? Shame!”,which explores in terms of the people involved what has happened in the electric power industry and why, was published in July of 2001, and predicted a major blackout in August of 2004.

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Las premisas de los entusiastas que han promovido la reforma del Sector Eléctrico eran que la introducción de las fuerzas del mercado engendrarían mejoras de eficiencia sin causar problemas, que para hacer mejor negocio en la época tecnológica actual, una superestructura legal y económica como el Mercado sustituiría fácilmente una supuesta infraestructura de tecnología e ingeniería como el Sistema de Potencia, así que no dieron muchas explicaciones sobre la posibilidad de crisis y apagones que muchos sistemas de potencia han sufrido los últimos años. Enfrentados ahora a repetidos fracasos, unos guardan silencio conspicuamente mientras que otros se comportan como si nada pasara; y cuando los gobiernos proyectan ulteriores reformas en el Sector Eléctrico, la fiabilidad y la regulación se han convertido rápidamente en los asuntos más candentes del sector.

Sin embargo, en mi último comentario, "¿Reverticalización? El debate está en marcha: "tenacidad híbrida" ante separación funcional", sugería que podría ser que la atención de la reforma no acabara centrándose ni en la fiabilidad ni en la regulación, sino la Teoría de la Organzación, cuyas primitivas raices brotan en el siglo XIX con las ideas de Frederick Taylor y Henri Fayol; y en los albores del siglo XXI, puede que uno de los asuntos más interesantes actualmente sea abordar la forma más eficiente de la futura organización que la empresa eléctrica debe adoptar hacia la plena integración en el seno de la Sociedad de la Información.

Para hablar de Regulación, Power Encounter acogió su primer comentario invitado escrito por el profesor de Economía Ferdinand E. Banks: "Unas Palabras más sobre Desregulación". Esta vez, para hablar de Fiabilidad, Power Encounter se enorgullece de presentar su segundo comentario invitado de Jack Casazza, ingeniero de renombre internacional, como ilustra su biografía, experto del sector eléctrico y miembro vitalicio del Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). Casazza tuvo la lucidez de anticiparse ya en 1998 a lo que está ocurriendo ahora en "Blackouts: Is the Risk Increasing?", Electrical World 1998, 212 (4), 62–64. Este artículo está incluído en su libro "The Evolution of Electric Power Transmission Under Deregulation," IEEE, 2001; y su novela, “Sham? Shame!” ("¿Farsa?, ¡Vergüenza!), que explora en el ámbito de los implicados lo que ha ocurrido en el Sector Eléctrico, y por qué ha ocurrido, se publicó en Julio de 2001, y predecía un apagón importante en Agosto de 2004.

El enfoque de "cuatro redes" que propone Casazza en el comentario que sigue podría ser una manera de abordar la búsqueda de nuevas formas de organización para la empresa eléctrica. Power Encounter se mantiene atento y abierto a nuevas ideas para mejorar su calidad y la satisfacción en el Sector Eléctrico. Los "artículos invitados", a los que dotan de especial relevancia expertos de renombre internacional, proporcionan a los lectores perspectivas más amplias del Sector Eléctrico. Me gustaría poner de manifiesto mi sincera gratitud por el continuo apoyo de lectores de todo el mundo a Power Encounter, y espero sinceramente que a lo largo de este año Power Encounter continuará sirviendo como una valiosa plataforma comunicativa para el Sector Eléctrico.

J. Martín-Giraldo

Por Jack Casazza
Power Engineers Supporting Truth

Una cuestión básica que ha surgido es la de si uno puede determinar si un sistema de potencia es fiable o no. Esto supone que hay una sutil línea de separación que define fiabilidad contra infiabilidad. Este enfoque no considera que la fiabilidad o los riesgos de apagones del sistema son un espectro continuo que implica muchas incertidumbres. Las normas y los análisis sólo pueden determinar cuál es el estado del sistema más o menos seguro y cuál de las contingencias probables conlleva los riesgos mayores.

La fiabilidad de un sistema de potencia depende de su concepción global y de cómo se opera. Depende no sólo de la fiabilidad de cada aparato sino también de cómo las diversas líneas, transformadores, interruptores, fuentes de reactiva, relés, y el equipo de comunicaciones están interconectados para formar la red de transporte. Depende de muchas decisiones de operación como los márgenes de seguridad de carga, las contingencias para las que se hacen previsiones por adelantado, y de cuando y con qué frecuencia se planifican las paradas y descargos de los equipos para mantenimiento programado. De vez en cuando a los operadores también se les solicita que resuelvan los cambios en el despacho de generación para reducir el paso de potencia en circuitos críticos hasta los márgenes de carga segura, lo que se denomina a veces "congestión".

Generalmente se utiliza un enfoque determinista para elaborar los planes y procedimientos de operación del sistema. Los riesgos se aminoran conforme a estándares establecidos de fiabilidad que especifican las condiciones de carga o tensión que no pueden sobrepasarse ante determinadas contingencias. Estos estándares de fiabilidad se han desarrollado basándose en la experiencia y en el análisis de probabilidades pasados. Los análisis de fiabilidad involucrados en la aplicación de estos estándares exigen la estimación de muchos factores en los estudios que se hacen tanto off-line como online, para la planificación de las operaciones. Por más que todo, las incertidumbres subsisten.

Las cuatro incertidumbres mayores que determinan la fiabilidad de un sistema de potencia son:

a) la gama de cargas probables a suministrar
b) la gama de ubicaciones probables de los generadores, la producción horaria del equipo generador, los programas de mantenimiento y de retirada del sistema de los grupos generadores; todo esto depende de muchos factores incluídos los costes del combustible, la disponibilidad y el rendimiento del equipo generador, y las compras y ventas de energía.
c) las contingencias probables que pueden ocurrir en la generación o en el sistema de transporte, incluyendo suministros combustible
d) las capacidades probables del sistema de transporte y distribución para las contingencias de expresadas arriba.

Para representar cada una de estas cuatro incertidumbres se pueden determinar sus distribuciones de probabilidad. Mediante el análisis de estas se pueden determinar los planes potenciales y de fiabilidad relativa para el futuro del sistema de transporte, y se pueden evaluar soluciones alternativas para la operación. No se han hecho evaluaciones suficientes contemplando el presente sector eléctrico reformado. Mientras existen algunos procedimientos para evaluar las probabilidades de las incertidumbres (a), (b), y (c), de arriba, se ha hecho poco para la incertidumbre (d), la capacidad del sistema de transporte.


La capacidad del transporte puede estar limitada por la capacidad de los conductores de línea o de cualquiera de los dispositivos conectados a ella incluyendo transformadores de potencia, bobinas de bloqueo, transformadores de corriente, etc. La incertidumbre más grande, sin embargo, son las que conciernen a los conductores de línea.

Los valores nominales de los conductores de las líneas de transporte se determinan generalmente con antelación atendiendo a ciertas estimaciones que incluyen la temperatura ambiente, la velocidad del viento, el calentamiento solar, y las temperaturas admisibles máximas del conductor. Las temperaturas admisibles para líneas aéreas dependen de la flecha resultante y el efecto del recocido del conductor. La flecha de los conductores de la línea depende de la temperatura de conductor ya que el conductor se dilata cuando se calienta. El efecto del recocido del conductor depende de la temperatura y los períodos de tiempo que el conductor ha sido expuesto a él.

Puesto que los conductores de la línea son metálicos, tienen alguna capacidad de almacenamiento de calor y requieren un período de tiempo breve para cambiar de temperatura. Los valores nominales de emergencia de la línea se asignan por lo tanto para varios intervalos de tiempo, por ejemplo, 10 minutos, 30 minutos, etc. Una incertidumbre importante es la carga y la temperatura de la línea inmediatamente antes de la condición para que se determina la capacidad de la línea. Si la temperatura de la línea era alta, la línea alcanzará temperaturas peligrosas muy rápidamente, si era baja llevará más tiempo alcanzar temperaturas peligrosas.

Todos estos factores originan incertidumbres sobre la capacidad del sistema transporte y necesitan más investigación. Las tecnologías más novedosas que se estan desarrollando pueden mejorar la práctica para determinar la capacidad de la línea observando algunas de estas variables necesitadas de más ensayo.


Los procedimientos que deciden los ajustes de la generación basados únicamente en la optimización económica sin considerar los riesgos relativos de fiabilidad no son suficientes, especialmente si la optimización económica está basada en precios cotizados en lugar de en costes marginales o incrementales. A corto plazo, los precios se pueden ajustar para manipular el mercado, y en otros casos pueden estar subsidiados.


Planificar un sistema de potencia y operarlo tiene dos restricciones diferentes. El planificador es libre de agregar nuevas fuentes, reordenar las fuentes existentes o incluso retirar del servicio fuentes existentes. El planificador debe anticipar también los requisitos futuros para definir un sistema que satisfaga las necesidades iniciales y observe también los requisitos a largo plazo. Para hacer esto muchos creen que es necesaria una Consulta del Sistema Eléctrico Nacional que proporcione un marco indicativo de los requisitos a largo plazo.

El trabajo del planificador deberá proporcionar también al operador un sistema que se pueda operar con seguridad y económicamente. El planificador debe decidir muchas cuestiones clave con respecto al sistema de transporte, observando completamente las incertidumbres (un), (b), (c) y (d) de arriba y las responsabilidades y las capacidades verdaderas del operador.

Por otro lado, el operador debe tomar muchas decisiones con la limitación de que debe utilizar el sistema ya existente. Estas decisiones se deben basar en la información de un grupo amplio y sumamente complejo de participantes en el proceso general de proporcionar energía eléctrica. Aquellos involucrados en decisiones como planificar la generación, programar el mantenimiento, controlar las tensiones, supervisar las cargas del transporte y manejar las contingencias y emergencias. Estas decisiones deben tomarse para un sistema que está cambiando continuamente de condiciones que incluso unos breves minutos después no siempre se pueden predecir. El operador debe tomar las decisiones considerando fiabilidad y coste. Aunque la reducción del coste es un requisito, la optimización de la fiabilidad es también una prioridad máxima.


Los sistemas de potencia están compuestos de una red física que está entrelazada con tres otras redes que afectan también a la fiabilidad:

· La red del combustible
· La red de dinero
· La red de comunicación

En la "red del combustible" los "generadores" son las diversas fuentes de carbón, petróleo, gas, combustible nuclear, agua, sol, viento, hidrógeno, etc. Se puede dibujar un esquema de la red de combustible mostrando los mecanismos y vías de suministro, puntos de entrega (o transformación), la energía consumida (pérdidas) en las diversas vías, etc. Estas red se ha desarrollado en el pasado pero ha recibido poca atención en los últimos 20 años.

La disponibilidad de diversos recursos de combustible no debe ser ignorada en las evaluaciones de fiabilidad. Para el carbón y petróleo el volumen del combustible almacenado en el parque de la central determina los riesgos de las diferentes causas potenciales de interrupción del suministro del combustible que incluyen meteorología de tiempo muy frío y heladas, huelgas, corte de las operaciones de suministro de petróleo, y alteraciones del transporte. Los acuerdos de suministro de gas son críticos con un solo gasoducto a menudo suministrando a varios generadores. La pérdida de un solo gasoducto puede tener como resultado la interrupción del combustible a varios generadores. Cuestiones importantes son las condiciones de sistema de potencia inmediatamente después de la pérdida de un gasoducto y el efecto de la falta del combustible por un período prolongado. La pérdida simultánea de varios generadores podría provocar una interrupción importante de potencia y el apagón. La interrupción de muchos generadores durante un período prolongado podría causar un racionamiento sustancial de las fuentes disponibles. Es necesario examinar adecuadamente esta posibilidad y preparar planes para manejar tal contingencia.

La "red de comunicación" consiste en todo desde internet al teléfono y el correo. Se utiliza para controlar el sistema de potencia para comunicar con los clientes. Hay un vasto número de puntos de interconexión entre la red de comunicación y el sistema de potencia y sus clientes.


Estas cuatro redes tienen muchos puntos de transformación que las conectan. Por ejemplo la red de dinero esta conectada a la de energía eléctrica, las redes de combustible y de comunicación. Dibujando cada una de las redes y determinando los puntos de transformación, es posible analizar el efecto del sistema total, es decir, de las cuatro redes, en la fiabilidad y el coste de la energía eléctrica.

Un análisis como este formaría parte de una Consulta del Sistema Eléctrico Nacional.


John A. (Jack) Casazza es actualmente Presidente del
American Education Institute, una organización sin ánimo de lucro que él mismo fundó en 1994 destinada a proprocionar la educación necesaria para el establecimiento de la política eléctrica. Casazza también fundó Power Engineers Supporting Truth (PEST) (que puede traducirse más o menos como "Ingenieros del Sector Eléctrico en Apoyo de la Verdad") en Septiembre de 2003 debido a su preocupación por la incorrecta información que se estaba publicando sobre el último apagón de Nueva York. Casazza ha sido Director de la Georgia Systems Operation Corporation, miembro del Comité Ejecutivo del New York State Electric Reliability Council, y miembro de la Board of Adjustment que entendió sobre el litigio de la concesión entre el Ayuntamiento de Chicago y la Commonwealth Edison Co.

Desde 1979 hasta 1997 fue Presidente de CSA Energy Consultants, Inc. Antes de ello, fue Vicepresidente de Investigación y Planificación de la Public Service Electric & Gas Company donde estuvo empleado desde 1946. Casazza ha sido miembro del
Energy Engineering Board of the National Research Council en Washington, D.C. También ha sido miembro en comités del U.S. Energy Association (World Energy Council), Edison Electric Institute, CIGRE, el Electric Power Research Institute, el Gas Research Institute, el New Jersey Governor's Advisory Panel sobre Energía Solar, el New Jersey Advisory Panel de Cogeneración, el New Jersey Energy Research Institute, el North American Electric Reliability Council, y la USA/USSR Joint Commission sobre cooperación científica y técnica.

Jack Casazza se formó en la Cooper Union School of Engineering de New York entre 1941 y 1943 y obtuvo su B.E.E. en la Cornell University en 1945. Jack Casazza ha recibido menciones especiales del Council Internationale des Grands Reseaux Electriques a Haute Tension (CIGRE) y el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). Estuvo activo en CIGRE desde 1964, y fue premiado con el Philip Sporn Award en 1994 "por su carrera de contribuciónes acumuladas para el avance del concepto de integración del sistema en la teoría, diseño, y operación a gran escala de sistemas eléctricos de alta tensión en los Estados Unidos".

Jack Casazza, es miembro vitalico del IEEE, ha estado involucrado en el IEEE más de 58 años. Casazza fue premiado en 1990 con el "IEEE Herman Halperin Electric Transmission and Distribution Award". Ha recibido la "United States Activities Board Citation of Honor" en 1985. Es
Conferenciante distinguido del IEEE y ha dirigido proyectos de asesoría en Sudámerica, Asia, África, Canadá, Australia y Europa.

Jack Casazza ha testificado prolijamente ante instituciones judiciales, legislativas y regulatorias, federales y estatales, sobre multitud de asuntos de importancia nacional y local. Es autor de más de 70 publicaciones sobre un amplio panorama de temas de energía, y de cinco libros. Su último libro,
“Understanding Electric Power Systems - An Overview of the Technology and the Marketplace” fue publicado por Wiley/IEEE Press en Noviembre de 2003.

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