Charging Charging 

StationStation

PHEVPHEV

NetmeteringNetmetering

& Distributed Storage& Distributed Storage

Distributed GenerationDistributed Generation(Wind/Solar/Other)

Gas/Water/Electricity MeteringGas/Water/Electricity Metering

Demand Response ProgramsDemand Response Programs

EnergyEnergyGatewaysGateways

Water Heaters Water Heaters 

and Switchesand Switches

Programmable Programmable 

ThermostatsThermostats

Distribution Distribution 

Automation and Asset Automation and Asset 

ManagementManagement

BackendBackend

Smart Grid & Beyond Joe Jacobson  Eusco

Evolution of AMR to AMI

Monthly Billing Cycle Support

Hand‐held 

computers to 

reduce errors

Outside remotes & walk‐

by RF to eliminate 

accessibility problems

Drive‐by AMR to 

increase 

productivity, reduce 

risk

2‐way fixed AMI networks

Benefits

Remote Meter ReadingBilling SchedulesOff‐cycle ReadsCustomer‐Selected BillingDemand/ TOU/ Int. DataPower QualityTamper IndicationOutage/restorationRemote Trouble‐ShootingConnect/DisconnectDemand ResponseHome Area Network

Functionality

“PLC”

Diagram

One Utility's Approach

• Apply today’s technology to today’s business  issues

– Increasing generation costs– Increasing need for reliable electricity– Increased consumer desire to manage energy costs

– Increased interest in conservation

Strategic Plan

We shall be among the industry leaders by  maintaining a Technology Plan that provides for the 

aggressive use of proven technology to enhance  reliability and member service while decreasing local 

operating costs.

– At least three technology advances will be made each year, supported 

by a business plan, which will have a direct positive impact on the 

membership.  

Our

Strategic Plan• “Technology Plan”

– Cross departmental 5 year technology plan• Not “Smart Grid”

plan

– Focused on key technologies to drive desired business outcomes.

• “At least three technology advances will be made each year, 

supported by a business plan, which will have a direct positive 

impact on the membership”– AMI– SCADA– Web presentment (Google ‐

MS Hohm)– Outage status updates– Prepay

ReliabilityReliability Options Options InformationInformation

Smart Grid TechnologiesSmart Grid Technologies

Theft Detection

Pre‐Pay

Outage Identification

Real‐Time Engineering Analysis

Outage Restoration

Blink Analysis

On‐Line Web Presentment

Outage RestorationOutage Identification

Theft Detection

Line Loss Analysis

Transformer Loading

Voltage Analysis

Pre‐Pay

Outage Identification

Outage Prevention

Real‐Time Engineering AnalysisOutage Restoration

Rate Development

Billing Efficiencies

Blink Analysis

On‐Line Web Presentment

Outage Restoration

Consumption 

Information

Customer

Connection

• Reliability– Reliability of electric delivery

• Options– Billing options– Rate options

• Load management/Demand response

• Dynamic pricing (TOU/CPP/CPR)

• Information– Information on electric usage

– Information on ways to conserve

Reliability 

• What we are doing now– Outage management (detection, restoration)

– Analyzing Voltage

• What we plan to do in the future

Reliability 

• What we are doing now– Outage management (detection, restoration)

– Analyzing Voltage– Analyzing Blinks– Transformer loading

• What we plan to do in the future– Real‐time engineering analysis

– Systematic approach to data analysis

Options

• What we are doing now– Load management

– Prepay (in process)• Future possibilities

– Rate Options– Interactive demand response

• “Points”

for demand response

Information

• What we are doing now– Daily usage on back of bill

• What we plan to do in the future

Information

• What we are doing now– Daily usage on back of bill– Web access to consumption information (Google)

Comments Received

• First, kudos for taking the lead partnering with Google to make this power 

data much more actionable.

• GPM immediately indicated what I had long suspected, that I have

a very 

high (>1kWh) "always on" load, probably my furnace fan and whole

house 

air exchanger. 

Already running a few tests to verify.• That sounds great and what a terrific thing you did by giving us

the data 

early! Kinda

interesting to watch the power usage go down in relation to 

the solar data we're collecting.  Thank you so much.

• As you might suspect it leaves a lot to be desired for a guy like me, but it's a 

start.

I like the data connection, and the ability to download to excel.

Information• What we are doing now

– Back of bill (daily)– Web access to consumption information (Google)– Use hourly meter data on bill questions

• What we plan to do in the future– Multiple options for web access 

(Google/Microsoft/Others)– Additional information on bill

Some Tools:

• www.youtube.com/watch?v=6Dx38hzRWDQ &NR=1

• www.youtube.com/user/MicrosoftHohm#p/u /18/JO2DwoJohp8

• www.youtube.com/user/MicrosoftHohm#p/a /u/2/l_EcDjnzSe8

Let’s Start Now?

• www.theenergydetective.com/ted‐5000‐faq.html

• www.theenergydetective.com/ted‐5000‐live‐ Demo.html

• www.navetas.com/technology/interactive‐ house‐demo.aspx

Impossible?

• "Alice laughed: "There's no use trying," she  said; "one can't believe impossible things."

• "I daresay you haven't had much practice,"  said the Queen. "When I was younger, I 

always did it for half an hour a day. Why,  sometimes I've believed as many as six 

impossible things before breakfast.“

• Alice in Wonderland.

Keys to Success• Company wide technology plan

– Focused on fundamental business issues

• Partnerships– We don’t have internal resources to do everything– We’ve relied upon other cooperatives and technology 

partners

• Communication without overselling– Let members know what your doing– Don’t oversell the impact

Summary• Our Approach to Smart Grid

– Apply today’s technology to today’s business  environment

• Smart Grid Member Impact– What does smart grid provide our members?

• Reliability• Options• Information

In Home Display  (IHD)

Critical Peak Pricing

Time of Use Rates and  Load Control

Home Area Network ( HAN)  Load Control

HAN Architecture, CommunicationsHAN Architecture, Communications

SensusSensus

BackendBackend

FlexServer

RNI

Group Broadcast to Endpoints…

TGB transmits DR commands in 10 sec (7X redundancy)

(future U‐SNAP opt.)Tower Direct 

30 AmpLoad Switch

Thermostat Display

5 AmpLoad Switch

U‐SNAP Radios

HAN DisplaysHAN Displays

Set Daily Alerts (Use/Cost)Set Daily Alerts (Use/Cost)

Water & GasWater & Gas

Monitor Use & Rate TierMonitor Use & Rate Tier

HAN, User ExperienceHAN, User Experience

Web

Web Portal & Mobile Web Portal & Mobile 

‐

HTTPS ‐

DR DR ––

TOU & Load ControlTOU & Load Control

TOU Rates:• Current TOU Rate

HAN devices listen for “their”

meter

100 Colors

In Home Display

• Supports TWACS®

Outbound  Communications

• 2 Line by 16 Character LCD Display• Audible and Visual Alert Indicators• Multi‐Lingual Support• Simple Sealed Design for Easy 

deployment• Will Support

– Prepayment– Regular Billing– Demand Response Notification– General Messaging

Prepayment Displays02-21-06 2:55AMBalance: $81.92

Avg. Daily Usage$2.37

Used Yesterday$2.76

Used This Month$67.93

Used Last Month$139.93

Account BalanceAccount Balance

Less Than 4 DaysRemaining

Demand Response Notification

Pending Peak6-21-06 2:30 PM

Active Peak$0.37692/kWh

Rate PeaksRate Peaks

General Messaging

Tornado WarningUntil 7 PM

Redman CountySchools Closed

General MessagingGeneral Messaging

Have a Happy4TH of July!

Broadcast or Single Point AddressableBroadcast or Single Point Addressable

Cut-off PendingMake Purchase

Demand Response• Direct Load Control

– Unobtrusive Control and Cycling

– No customer over‐ride

• Critical Peak Pricing Notification– TOU Rates with CPP Days

• Advance Alerts with Pricing

– Customer decision to participate

• Programmable Thermostat– Interface to 3rd

party thermostats via 

ZigBee™

HAN solution.

– Customer over‐ride allowed

975 MW of Instantaneous Load 

Relief (FPL, 1995)

Critical Peak Pricing ‐

Notification

FPL Load Control Event

80 MinuteTime-out

Normal Load 

Control

Generation LostSystem SCRAM

RestorationStarted

RestorationSuspended

More Generation LostSystem re‐SCRAM

RestorationStarted

Predicted Demand ProfilePredicted Demand Profile

TIME OF DAYTIME OF DAY

SYSTEM

SYSTEM

LOAD (M

W)

LOAD (M

W)

975 MW of Instantaneous Load 

Relief (FPL, 1995)

DRU Key Features• Intelligent Comfort

– Monitor average on/off times to provide profiles of individual devices 

– Allow load for a percentage of average on time

• Intelligent Outage Recovery– Power Interrupt feature Continues load shed after an outage

• Cold Load Pick‐up– Prevents demand spikes as devices are brought back on‐line.

• Autonomous Load Control– Provides 2 Under Frequency (UF) and 2 Under Voltage (UV) set points.

• Each UV/UF set point contains trip and clear thresholds

• Utility can control set points per substation

• DRU’s

can be programmed to react as needed ‐> e.g. shut‐off devices, simply 

monitor 

• System Diagnostics– Tamper Detection

– Hardware & Firmware Diagnostics

Demand Response – Strategy  Definitions

• Define your strategies and delivery points• Examples:

– SCRAM• 100% Everything until stop command

– Water Heaters• 20% Water heaters

– LC Level 1• 20% A/C• 50% Water heaters• 100% Irrigation

– LC Level 2• 50% A/C• 80% Water heaters• 100% Irrigation

• As a “front end”

to existing Outage Management Systems

• To get a fast data response

from specific TWACS transponders.– Specific TWACS transponders can be:

• Individual meter(s).

• Random selections below specific protective devices

• Entire Feeders 

• Quickly identify the extent of an outage– 30‐40% of individual calls have power at meter (Internal Trouble)

– Targeted “Pings”

can “traverse”

the distribution network to identify which devices 

are without power

• Verify

that all meters

affected by an outage have been restored– Especially beneficial in large storm restorations.

– Crews complete an area before they move on.• Clear “nested outages”

while crew is still on site.

Meter Outage info.

New AMI Module Info. 

Outage Info Momentary Sustained

Frequency Count Count

Duration Time Time

• Demand Data– Billing (monthly) and daily demand– Variable length and type

• 15, 30 or 60 minute• Block or rolling

– Time and Date stamp– Remotely reset

• Power Quality– Voltage snapshots– PQ data via user‐defined registers– Power outage counts (blink count)– Momentary and sustained outage 

counts and cumulative duration

• Threshold configurable: 1‐7 minutes• Default: 5 minutes

– Outage time/date stamp and 

duration information for 12 most 

recent Sustained outages

30 and 60 Minute Rolling Demand

3:00       3:15         3:30         3:45          4:00        4:15         4:30         4:45         5:00

3

0

6

0

Distribution Asset Analysis

•

Reduce device overloads and failures 

•

Improve timing and precision of 

capital investments 

•

Improve phase balancing and circuit 

utilization 

•

Improve voltage regulation and 

capacitor placement

•

Improve asset sizing and consistency

•

Identify high line losses

•

Target customers for load control

Provides hourly view of loading conditions – historical and forecasted – at any point 

on a distribution network

Reclosers

200+ Recloser

controls

DNP‐RTM

Cooper Form 4C, Form 6 & ABB  PCD 2000

SCADA‐Xchange

Benefits•

Reduced SAIDI/MAIFI/CAIDI•

Provides valuable data for planning 

and asset management

•

Reduced O&M cost•

Support DNP & 2179 protocols

Scada‐Mate®

Switch – PEPCO

Reduced SAIDI and CAIDIObtain valuable load data for 

planning and asset  management

Rapid and easy to deployFast, reliable two‐way 

communication PowerVista

browser tools to 

create alarms/status via e‐ mail, pager, text message

Faulted Circuit Indicator Solutions

Dispatch Crews Directly to Faults

Improved Customer Satisfaction

Significantly Reduced Outage Time

Reduce O&M costs

UndergroundOverhead

Capacitor Banks

Capacitor Automation Project

Improve reliability & efficiency

DNP 3.0 controls

Two‐way communications

Central control with fallback to local

Reduce capital and O&M costs

More than 2200 banks

QEI eCAP‐9040

Telemetric DNP‐RTM

Capacitor Banks

Improved reliability

Central control when required

Reduced O&M expenses

Deferred capital expenditures

Eliminated manual switching of seasonal banks

Better asset management

Power Reliability

Installed on 700+ feeders

Single phase voltage monitors

Reliability Reporting S/W- Pinpoints outages

- Creates PUC Reports

- SAIDI/MAIFI

Reports by:

- Feeder

- Substaion

- Area/state

Voltage Regulators –

Substation and Line

Benefits

DR (conservation voltage reduction)

Optimize system for peak load periods

Obtain better planning information

Receive immediate notification of regulator 

issues

Distributed Generation

Monitor and control

Reduced peak demand

Reduced time needed to get all generators 

“online”

DSCADA/DMS/SCADA/EMS support

Demand Response

Rolling Hills

Irrigation load shedding

Reduced coincidental peak

Two‐way communications

Significant improvement over 

time/temperature systems

Benefits:

Reduced peak demand

Lower energy costs

Fast ROI

Rolling HillsMankato, KS

Voltage/Outage Monitoring

330+ Delivery Points

Monitor momentary and permanent 

outages

Instant notification of OV/UV events

Benefits

Improved response time

Better communication with 

member coops

Questions?

Thank you!

Joe