Una unidad de medición fasorial ( PMU ) es un dispositivo utilizado para estimar la magnitud y el ángulo de fase de una cantidad fasorial eléctrica (como voltaje o corriente) en la red eléctrica utilizando una fuente de tiempo común para la sincronización. La sincronización de tiempo generalmente la proporciona GPS o el Protocolo de tiempo de precisión IEEE 1588 , que permite mediciones sincronizadas en tiempo real de múltiples puntos remotos en la red. Las PMU son capaces de capturar muestras de una forma de onda en rápida sucesión y reconstruir la cantidad fasorial, compuesta por una medición de ángulo y una medición de magnitud. La medición resultante se conoce como sincrofasor . Estas mediciones sincronizadas en el tiempo son importantes porque si la oferta y la demanda de la red no coinciden perfectamente, los desequilibrios de frecuencia pueden causar estrés en la red, lo que es una causa potencial de cortes de energía. [1]
Las PMU también se pueden utilizar para medir la frecuencia en la red eléctrica. Una PMU comercial típica puede informar mediciones con una resolución temporal muy alta, hasta 120 mediciones por segundo. Esto ayuda a los ingenieros a analizar eventos dinámicos en la red, algo que no es posible con las mediciones SCADA tradicionales que generan una medición cada 2 o 4 segundos. Por lo tanto, las PMU dotan a las empresas de servicios públicos de capacidades mejoradas de monitoreo y control y se consideran uno de los dispositivos de medición más importantes en el futuro de los sistemas eléctricos. [2] Una PMU puede ser un dispositivo dedicado, o la función de PMU puede incorporarse a un relé de protección u otro dispositivo. [3]
En 1893, Charles Proteus Steinmetz presentó un artículo sobre la descripción matemática simplificada de las formas de onda de la electricidad de corriente alterna. Steinmetz llamó a su representación un fasor . [4] Con la invención de las unidades de medición fasorial (PMU) en 1988 por el Dr. Arun G. Phadke y el Dr. James S. Thorp en Virginia Tech, la técnica de cálculo fasorial de Steinmetz evolucionó hacia el cálculo de mediciones fasoriales en tiempo real que están sincronizadas con una referencia de tiempo absoluta proporcionada por el Sistema de Posicionamiento Global . Por lo tanto, nos referimos a las mediciones fasoriales sincronizadas como sincrofasores . Los primeros prototipos de la PMU se construyeron en Virginia Tech , y Macrodyne [5] construyó la primera PMU (modelo 1690) en 1992. [6] Hoy están disponibles comercialmente.
Con el crecimiento creciente de los recursos energéticos distribuidos en la red eléctrica, se necesitarán más sistemas de control y observación para supervisar con precisión el flujo de energía. Históricamente, la energía se ha suministrado de forma unidireccional a través de componentes pasivos a los clientes, pero ahora que los clientes pueden generar su propia energía con tecnologías como la energía solar fotovoltaica, esto está cambiando a un sistema bidireccional para los sistemas de distribución. Con este cambio, es imperativo que las redes de transmisión y distribución se observen continuamente a través de tecnología de sensores avanzada, como las PMU y las uPMU.
En términos simples, la red eléctrica pública que opera una compañía eléctrica fue diseñada originalmente para tomar energía de una sola fuente: los generadores y plantas de energía de la compañía operadora, y verterla a la red, donde los clientes consumen la energía. Ahora, algunos clientes están operando dispositivos de generación de energía (paneles solares, turbinas eólicas, etc.) y para ahorrar costos (o generar ingresos) también están devolviendo energía a la red. Dependiendo de la región, la devolución de energía a la red puede hacerse a través de la medición neta . Debido a este proceso, el voltaje y la corriente deben medirse y regularse para garantizar que la energía que ingresa a la red sea de la calidad y el estándar que el equipo del cliente espera (como se ve a través de métricas como la frecuencia, la sincronicidad de fase y el voltaje). Si esto no se hace, como dice Rob Landley, "las bombillas de la gente comienzan a explotar". [7] Esta función de medición es lo que hacen estos dispositivos.
Un PMU puede medir formas de onda de CA de 50/60 Hz (voltajes y corrientes) normalmente a una velocidad de 48 muestras por ciclo, lo que los hace eficaces para detectar fluctuaciones de voltaje o corriente en menos de un ciclo. Sin embargo, cuando la frecuencia no oscila alrededor o cerca de 50/60 Hz, los PMU no pueden reconstruir con precisión estas formas de onda. Las mediciones fasoriales de los PMU se construyen a partir de ondas cosenoidales, que siguen la estructura que se muestra a continuación. [8]
La A en esta función es un valor escalar, que se describe con mayor frecuencia como magnitud de voltaje o corriente (para mediciones PMU). El θ es el desplazamiento del ángulo de fase desde alguna posición de inicio definida, y el ω es la frecuencia angular de la forma de onda (generalmente 2π50 radianes/segundo o 2π60 radianes/segundo). En la mayoría de los casos, los PMU solo miden la magnitud del voltaje y el ángulo de fase, y suponen que la frecuencia angular es constante. Debido a que esta frecuencia se supone constante, se ignora en la medición fasorial. Las mediciones de PMU son un problema de ajuste matemático, donde las mediciones se ajustan a una curva sinusoidal. [8] Por lo tanto, cuando la forma de onda no es sinusoidal, el PMU no puede ajustarla exactamente. Cuanto menos sinusoidal sea la forma de onda, como el comportamiento de la red durante una caída de voltaje o una falla, peor se vuelve la representación fasorial.
Las formas de onda de CA analógicas detectadas por la PMU se digitalizan mediante un convertidor analógico a digital para cada fase. Un oscilador bloqueado por fase junto con una fuente de referencia del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) proporciona el muestreo sincronizado de alta velocidad necesario con una precisión de 1 microsegundo. Sin embargo, las PMU pueden aceptar múltiples fuentes de tiempo, incluidas referencias que no sean GPS, siempre que todas estén calibradas y funcionen de manera sincronizada. Los fasores resultantes con marca de tiempo se pueden transmitir a un receptor local o remoto a velocidades de hasta 120 muestras por segundo. Poder ver mediciones sincronizadas en el tiempo en un área grande es útil para examinar cómo funciona la red en general y determinar qué partes de la red se ven afectadas por diferentes perturbaciones.
Históricamente, sólo se han utilizado pequeñas cantidades de PMU para monitorear líneas de transmisión con errores aceptables de alrededor del 1%. Estos eran simplemente dispositivos más burdos instalados para prevenir apagones catastróficos. Ahora, con la invención de la tecnología fasorial microsincrónica, se desea instalar muchos más de ellos en redes de distribución donde se puede monitorear la energía con un alto grado de precisión. Este alto grado de precisión crea la capacidad de mejorar drásticamente la visibilidad del sistema e implementar estrategias de control inteligentes y preventivas. Los PMU ya no sólo se requieren en subestaciones, sino que se requieren en varios lugares de la red, incluidos transformadores de cambio de tomas, cargas complejas y buses de generación fotovoltaica. [9]
Si bien las PMU se utilizan generalmente en sistemas de transmisión , se están realizando nuevas investigaciones sobre la eficacia de las micro-PMU para sistemas de distribución. Los sistemas de transmisión generalmente tienen un voltaje que es al menos un orden de magnitud más alto que los sistemas de distribución (entre 12 kV y 500 kV mientras que la distribución funciona a 12 kV y menos). Esto significa que los sistemas de transmisión pueden tener mediciones menos precisas sin comprometer la precisión de la medición. Sin embargo, los sistemas de distribución necesitan más precisión para mejorar la precisión, que es el beneficio de las uPMU. Las uPMU disminuyen el error de las mediciones del ángulo de fase en la línea de ±1° a ±0,05°, dando una mejor representación del valor del ángulo real. [10] El término "micro" delante de la PMU simplemente significa que es una medición más precisa.
Un fasor es un número complejo que representa tanto la magnitud como el ángulo de fase de las ondas sinusoidales que se encuentran en la electricidad. Las mediciones fasoriales que se producen al mismo tiempo a cualquier distancia se denominan "sincrofasores". Si bien es común que los términos "PMU" y "sincrofasor" se utilicen indistintamente, en realidad representan dos significados técnicos separados. Un sincrofasor es el valor medido, mientras que la PMU es el dispositivo de medición. En aplicaciones típicas, las unidades de medición fasorial se muestrean desde ubicaciones ampliamente dispersas en la red del sistema eléctrico y se sincronizan desde la fuente de tiempo común de un reloj de radio del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) . La tecnología de sincrofasores proporciona una herramienta para que los operadores y planificadores del sistema midan el estado del sistema eléctrico (en muchos puntos) y gestionen la calidad de la energía .
Los PMU miden voltajes y corrientes en las principales ubicaciones de intersección (subestaciones críticas) en una red eléctrica y pueden generar fasores de voltaje y corriente con marca de tiempo precisa. Debido a que estos fasores están verdaderamente sincronizados, es posible la comparación sincronizada de dos cantidades en tiempo real. Estas comparaciones se pueden utilizar para evaluar las condiciones del sistema, como; cambios de frecuencia, MW, MVAR, kVolts, etc. [ aclaración necesaria ] Los puntos monitoreados se preseleccionan a través de varios estudios para realizar mediciones de ángulo de fase extremadamente precisas para indicar cambios en la estabilidad del sistema (red). Los datos fasoriales se recopilan en el sitio o en ubicaciones centralizadas utilizando tecnologías de Concentrador de datos fasoriales. Luego, los datos se transmiten a un sistema de monitoreo regional que es mantenido por el Operador independiente del sistema (ISO) local. Estos ISO monitorearán los datos fasoriales de PMU individuales o de hasta 150 PMU; este monitoreo proporciona un medio preciso para establecer controles para el flujo de energía de múltiples fuentes de generación de energía (nuclear, carbón, eólica, etc.).
La tecnología tiene el potencial de cambiar la economía del suministro de energía al permitir un mayor flujo de energía a través de las líneas existentes. Los datos de sincrofasores podrían usarse para permitir el flujo de energía hasta el límite dinámico de una línea en lugar de hasta su límite en el peor de los casos. [ aclaración necesaria ] La tecnología de sincrofasores marcará el comienzo de un nuevo proceso para establecer controles centralizados y selectivos para el flujo de energía eléctrica a través de la red. Estos controles afectarán tanto a gran escala (varios estados) como a secciones de líneas de transmisión individuales en subestaciones que se cruzan. Por lo tanto, se mejorará la congestión de las líneas de transmisión (sobrecarga), la protección y el control a escala de múltiples regiones (EE. UU., Canadá, México) mediante la interconexión de las ISO.
Una red fasorial consta de unidades de medición fasorial (PMU) dispersas por todo el sistema eléctrico, concentradores de datos fasoriales (PDC) para recopilar la información y un sistema de control supervisor y adquisición de datos (SCADA) en la instalación de control central. Dicha red se utiliza en los sistemas de medición de área amplia (WAMS), el primero de los cuales comenzó en 2000 por la Administración de energía de Bonneville . [11] La red completa requiere una transferencia rápida de datos dentro de la frecuencia de muestreo de los datos fasoriales. La marca de tiempo GPS puede proporcionar una precisión teórica de sincronización mejor que 1 microsegundo . "Los relojes deben tener una precisión de ± 500 nanosegundos para proporcionar el estándar de tiempo de un microsegundo que necesita cada dispositivo que realiza la medición de sincrofasores". [12] Para sistemas de 60 Hz, las PMU deben entregar entre 10 y 30 informes sincrónicos por segundo según la aplicación. El PDC correlaciona los datos y controla y monitorea las PMU (desde una docena hasta 60). [13] En la instalación de control central, el sistema SCADA presenta datos de todo el sistema sobre todos los generadores y subestaciones del sistema cada 2 a 10 segundos.
Las PMU a menudo utilizan líneas telefónicas para conectarse a los PDC, que luego envían datos al servidor SCADA o al sistema de medición de área amplia (WAMS). [14] Además, las PMU pueden utilizar redes móviles (celulares) ubicuas para la transferencia de datos ( GPRS , UMTS ), lo que permite ahorros potenciales en costos de infraestructura e implementación, a expensas de una mayor latencia de informe de datos . [15] [16] Sin embargo, la latencia de datos introducida hace que dichos sistemas sean más adecuados para campañas de medición de I+D y monitoreo casi en tiempo real , y limita su uso en sistemas de protección en tiempo real.
Las PMU de varios proveedores pueden generar lecturas inexactas. En una prueba, las lecturas diferían en 47 microsegundos (o una diferencia de 1 grado de 60 Hz), una variación inaceptable. [17] La solución de China al problema fue construir todas sus propias PMU de acuerdo con sus propias especificaciones y estándares, de modo que no hubiera fuentes de conflictos, estándares, protocolos o características de rendimiento de varios proveedores. [18]
La instalación de una PMU típica de 10 fasores es un proceso simple. Un fasor será un voltaje trifásico o una corriente trifásica. Por lo tanto, cada fasor requerirá 3 conexiones eléctricas separadas (una para cada fase). Por lo general, un ingeniero eléctrico diseña la instalación e interconexión de una PMU en una subestación o en una planta de generación. El personal de la subestación atornillará un bastidor de equipos al piso de la subestación siguiendo los requisitos de montaje sísmico establecidos. Luego, la PMU junto con un módem y otro equipo de soporte se montará en el bastidor de equipos. También instalarán la antena del satélite de posicionamiento global (GPS) en el techo de la subestación según las instrucciones del fabricante. El personal de la subestación también instalará "derivaciones" en todos los circuitos secundarios del transformador de corriente (TC) que se van a medir. La PMU también requerirá una conexión de circuito de comunicación ( módem si se utiliza una conexión de 4 cables o Ethernet para la conexión de red). [9]
La norma IEEE 1344 para sincrofasores se completó en 1995 y se reafirmó en 2001. En 2005, fue reemplazada por la IEEE C37.118-2005, que fue una revisión completa y abordó cuestiones relacionadas con el uso de PMU en sistemas de energía eléctrica. La especificación describe estándares para medición, el método de cuantificación de las mediciones, requisitos de prueba y certificación para verificar la precisión, y el formato de transmisión de datos y el protocolo para la comunicación de datos en tiempo real. [14] Esta norma no era exhaustiva: no intentaba abordar todos los factores que las PMU pueden detectar en la actividad dinámica del sistema de energía. [13] En diciembre de 2011 se publicó una nueva versión de la norma, que dividió la norma IEEE C37.118-2005 en dos partes: C37.118-1 que trata sobre la estimación de fasores y C37.118-2 el protocolo de comunicaciones. También introdujo dos clasificaciones de PMU, M (medición) y P (protección). La clase M tiene requisitos de rendimiento similares a los de la norma original de 2005, principalmente para la medición en estado estable. La clase P ha relajado algunos requisitos de rendimiento y está destinada a capturar el comportamiento dinámico del sistema. En 2014 se publicó una enmienda a C37.118.1. La IEEE C37.118.1a-2014 modificó los requisitos de rendimiento de PMU que no se consideraban alcanzables. [24]
Otros estándares utilizados con la interfaz PMU:
Las simulaciones y las experiencias de campo sugieren que las PMU pueden revolucionar la forma en que se monitorean y controlan los sistemas de energía. Sin embargo, se percibe que los costos y los enlaces de comunicación afectarán la cantidad de PMU que se instalarán en cualquier sistema de energía.
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