미국은 스마트그리드 기술은 다양한 장소에 보급되고 있지만, 플로리다 지역의 새로운 스마트그리드 사업은 미국에서 최초로 전체 규모의 시스템을 갖추고 있다는 특징이 있다. 이 포괄적이고 대규모의 스마트그리드는 현재 운영 중이다.

스마트그리드 운영 전력회사에 따르면, 플로리다에서 8억 달러 규모로 추진된 이 프로젝트는 정전 시간과 빈도를 줄였으며, 일부 고객들이 에너지비용을 줄이도록 도왔다. 스마트그리드는 기존 전력망에 비해 훨씬 많은 탄력성을 가져야 한다. 이는 전력망이 폭풍과 같은 자연재해에 대응할 수 있게 하고, 간헐적 출력의 재생에너지의 전력망 통합을 가능하게 한다.

지난 2009년 경기부양법(Recovery Act of 2009)으로 인해 스마트그리드 기술 개발이 활성화되었고, 플로리다 전력망은 미국 에너지부로부터 2억 달러를 지원받아 전력망 업그레이드 사업이 추진되었다.

현재 여러 전력회사들이 스마트그리드를 구축하고 있지만, 어떤 전력회사도 대규모로 모든 요소의 스마트그리드를 함께 실증하지는 못하고 있다. FPL(Florida Power & Light)의 프로젝트는 전력망을 모니터링하고 제어하는 광범위한 장치들을 통합적으로 다루고 있다는 점에서 차별성이 있다. 많은 전력회사들이 스마트미터 설치에 집중하고 있다.

PG&E(Pacific Gas & Electric)의 경우 캘리포니아에서 설치한 스마트미터 대수가 FPL에 비해 2배 정도 될 것이다. 그러나 스마트미터가 중요한 요소임에는 분명하나 스마트그리드가 만들 수 있는 전력망의 유연성 및 탄력성은 변전소, 변압기, 지역 배전망, 고압송전선과 같은 전력망의 중요 지점에 배치된 수천 개의 센서들을 함께 네트워크로 연계하는 것에 달려 있다.

FPL 시스템에서 상기 모든 중요 지점의 장치들은 상호 네트워크로 연결되어 있고, 정전이 발생하기 전에 문제점을 발견하는 것을 가능하게 한다. 그리고 발생하는 정전의 확산 범위와 지속시간을 줄여주는 역할을 한다. 이 프로젝트에는 450만 대의 스마트미터와 1만대 이상의 기타 장치들이 전력망에 연결되어 있다.

상기 프로젝트는 최근에서야 완료되었기 때문에 프로젝트를 통해 설치된 시스템의 전반적 영향은 아직 파악되지 않은 상황이다. 그러나 스마트그리드 요소는 부분적으로 1년 또는 그 이상 운영되었고, 운영효율성 향상이 보도된 바 있다. 전력소비자들은 그들의 에너지사용을 웹사이트를 통해 시간대별로 확인할 수 있다.

이 웹사이트는 스마트미터의 데이터를 이해하기 쉽게 보여준다. 이 시스템을 통해 전력소비자는 전년도에 비슷한 날씨에서 소비한 전력량보다 현재 소비한 전력량이 많을 경우 어디에서 전력소비가 늘어났는지 확인할 수 있다. 계량기들은 또한 정전 지속시간을 줄였다.

가정에서 정전이 발생했을 때 과거와 같이 인력을 파견하는 대신 원격으로 정전문제를 해결할 수 있었다. 이러한 해결 사례가 2012년에만 4만2천 건 발생했고, 정전시간을 각 사례별로 약 2시간 정도 줄이는 효과를 보였다.

FPL은 또한 계속해서 변압기에서 생산되는 가스를 점검하고 변압기가 정상적인지 아니면 곧 정전을 일으킬 수 있는지를 파악하는 센서를 설치하였다. 보통 전력회사들은 대형 변압기를 6개월에 한 번 정도 점검하였고, 오일 샘플을 연구소로 보내어 변압기 상태를 확인하였다.

 

이번에 설치된 새로운 센서 시스템은 올해 한 차례 문제가 있는 변압기를 제때 확인하고 4만 5천 명이 정전 피해를 입을 일을 사전에 없앴다. 유사한 장비들을 통해 FPL은 400개의 문제성 있는 근처 변압기를 문제가 발생하기 전에 확인하였다.

스마트그리드는 다른 곳에서도 효과를 나타낸다. 허리케인 샌디(Sandy)가 지나간 뒤, 전력회사 전문인력들은 센서를 통해 전력망 복구를 보다 빠르게 할 수 있었다. 스마트그리드가 정전 문제에 기여하는 또 다른 점은 바로 대형 정전에 묻힌 소형 정전 피해 문제를 신속히 확인하는 것이다.

기존 시스템에서 전력회사 인력이 대형 문제를 해결한 뒤에 소형 문제를 확인하는 일은 시간이 걸리는 일이었다. 스마트그리드를 통해 이 인력들은 현장을 떠나기 전에 스마트미터나 전력선의 센서를 통해 그 소형 정전 사례를 확인할 수 있다. 그리고 새로운 전압 모니터를 통해 적절하지 못한 전압을 수정함으로써 가전기기 손상 피해를 줄일 수 있다.

또한 재생에너지가 점점 더 많이 설치되면서 스마트그리드는 전력회사가 재생에너지 전력생산을 모니터링하는데 활용된다. 지역 센서는 전력회사가 태양광 패널의 전력생산량이 얼마인지, 출력이 줄어들거나 중단될 때 백업용 발전소를 어느 정도 가동해야 하는지 등에 관한 정보를 제공한다.

 

 

Smart grid technology has been implemented in many places, but Florida’s new deployment is the first full-scale system.

The first comprehensive and large scale smart grid is now operating. The $800 million project, built in Florida, has made power outages shorter and less frequent, and helped some customers save money, according to the utility that operates it.

 

                 
 

Smart grids should be far more resilient than conventional grids, which is important for surviving storms, and make it easier to install more intermittent sources of energy like solar power (see “China Tests a Small Smart Electric Grid” and “On the Smart Grid, a Watt Saved Is a Watt Earned”). The Recovery Act of 2009 gave a vital boost to the development of smart grid technology, and the Florida grid was built with $200 million from the U.S. Department of Energy made available through the Recovery Act.
 

Dozens of utilities are building smart grids?or at least installing some smart grid components, but no one had put together all of the pieces at a large scale. Florida Power & Light’s project incorporates a wide variety of devices for monitoring and controlling every aspect of the grid, not just, say, smart meters in people’s homes.
 

“What is different is the breadth of what FPL’s done,” says Eric Dresselhuys, executive vice president of global development at Silver Spring Networks, a company that’s setting up smart grids around the world, and installed the network infrastructure for Florida Power & Light (see “Headed into an IPO, Smart Grid Company Struggles for Profit”).
 

Many utilities are installing smart meters?Pacific Gas & Electric in California has installed twice as many as FPL, for example. But while these are important, the flexibility and resilience that the smart grid promises depends on networking those together with thousands of sensors at key points in the grid? substations, transformers, local distribution lines, and high voltage transmission lines. (A project in Houston is similar in scope, but involves half as many customers, and covers somewhat less of the grid.)
 

In FPL’s system, devices at all of these places are networked?data jumps from device to device until it reaches a router that sends it back to the utility?and that makes it possible to sense problems before they cause an outage, and to limit the extent and duration of outages that still occur (see “The Challenges of Big Data on the Smart Grid”). The project involved 4.5 million smart meters and over 10,000 other devices on the grid.
 

The project was completed just last week, so data about the impact of the whole system isn’t available yet. But parts of the smart grid have been operating for a year or more, and there are examples of improved operation. Customers can track their energy usage by the hour using a website that organizes data from smart meters. This helped one customer identify a problem with his air conditioner, says Bryan Olnick, vice president of smart grid solutions at Florida Power & Light, when he saw a jump in electricity consumption compared to the previous year in similar weather.
 

The meters have also cut the duration of power outages. Often power outages are caused by problems within a home, like a tripped circuit breaker. Instead of dispatching a crew to investigate, which could take hours, it is possible to resolve the issue remotely. That happened 42,000 times last year, reducing the duration of outages by about two hours in each case, Olnick says.
 

The utility also installed sensors that can continually monitor gases produced by transformers to “determine whether the transformer is healthy, is becoming sick, or is about to experience an outage,” says Mark Hura, global smart grid commercial leader at GE, which makes the sensor.
 

Ordinarily, utilities only check large transformers once every six months or less, he says. The process involves taking an oil sample and sending it to the lab. In one case this year, the new sensor system identified an ailing transformer in time to prevent a power outage that could have affected 45,000 people. Similar devices allowed the utility to identify 400 ailing neighborhood-level transformers before they failed.
 

Smart grid technology is having an impact elsewhere. After Hurricane Sandy, sensors helped utility workers in some areas restore power faster than in others. One problem smart grids address is nested power outages?when smaller problems are masked by an outage that hits a large area. In a conventional system, after utility workers fix the larger problem, it can take hours for them to realize that a downed line has cut off power to a small area. With the smart grid, utility workers can ping sensors at smart meters or power lines before they leave an area, identifying these smaller outages.
 

And smart grid devices are helping utilities identify problems that could otherwise go misdiagnosed for years. In Chicago, for example, new voltage monitors indicated that a neighborhood was getting the wrong voltage, a problem that could wear out appliances. The fix took a few minutes.
 

As more renewable energy is installed, the smart grid will make it easier for utilities to keep the lights on. Without local sensors, it’s difficult for them to know how much power is coming from solar panels?or how much backup they need to have available in case clouds roll in and that power drops.
 

But whether the nearly $1 billion investment in smart grid infrastructure will pay for itself remains to be seen. The DOE is preparing reports on the impact of the technology to be published this year and next. Smart grid technology is also raising questions about security, since the networks could offer hackers new targets (see “Hacking the Smart Grid”).