Una unidad de medición fasorial ( PMU ) es un dispositivo que se utiliza 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 horaria 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 tensión 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, lo que no es posible con las mediciones SCADA tradicionales que generan una medición cada 2 o 4 segundos. Por lo tanto, las PMU equipan a las empresas de servicios públicos con 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 la 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 fasor a su representación . [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. a una referencia de tiempo absoluta proporcionada por el Sistema de Posicionamiento Global . Por lo tanto, nos referimos a las mediciones de fasores sincronizados como sincrofasores . Los primeros prototipos de PMU se construyeron en Virginia Tech , y Macrodyne [5] construyó la primera PMU (modelo 1690) en 1992. [6] Hoy en día están disponibles comercialmente.
Con el creciente crecimiento de los recursos energéticos distribuidos en la red eléctrica, se necesitarán más sistemas de control y observabilidad para monitorear con precisión el flujo de energía. Históricamente, la energía se ha entregado 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 se está convirtiendo en un sistema bidireccional para los sistemas de distribución. Con este cambio, es imperativo que las redes de transmisión y distribución sean observadas continuamente a través de tecnología de sensores avanzada, como ––PMU y 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 las plantas de energía de la compañía operadora, y alimentarla 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 reintroduciendo energía a la red. Dependiendo de la región, la devolución de energía a la red se puede realizar mediante 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 espera el equipo del cliente (como se ve a través de métricas como frecuencia, sincronicidad de fase y voltaje). Si no se hace esto, como dice Rob Landley, "las bombillas de la gente empezarán a explotar". [7] Esta función de medición es la que hacen estos dispositivos.
Una 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 las hace efectivas 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, las PMU no pueden reconstruir con precisión estas formas de onda. Las mediciones fasoriales de las PMU se construyen a partir de ondas coseno que siguen la estructura siguiente. [8]
La A en esta función es un valor escalar, que a menudo se describe como magnitud de voltaje o corriente (para mediciones de PMU). θ es el ángulo de fase desplazado desde alguna posición inicial definida, y ω es la frecuencia angular de la forma de onda (generalmente 2π50 radianes/segundo o 2π60 radianes/segundo). En la mayoría de los casos, las PMU solo miden la magnitud del voltaje y el ángulo de fase, y asumen que la frecuencia angular es constante. Debido a que esta frecuencia se supone constante, no se tiene en cuenta 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, la PMU no puede ajustarla exactamente. Cuanto menos sinusoidal sea la forma de onda, como el comportamiento de la red durante una caída o falla de voltaje, peor será 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 en 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 sincrónicamente. Los fasores resultantes con marca de tiempo se pueden transmitir a un receptor local o remoto a velocidades de hasta 120 muestras por segundo. Ser capaz de 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 ha utilizado una pequeña cantidad de PMU para monitorear líneas de transmisión con errores aceptables de alrededor del 1%. Se trataba simplemente de dispositivos más toscos instalados para evitar apagones catastróficos. Ahora, con la invención de la tecnología de fasores microsíncronos, se desea instalar muchos más de ellos en redes de distribución donde la energía se puede monitorear con un grado muy alto 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. Las PMU ya no se necesitan solo en las 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 mayor que el de los sistemas de distribución (entre 12 kV y 500 kV, mientras que la distribución funciona a 12 kV o 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 exactitud, lo cual es el beneficio de las uPMU. Las uPMU reducen el error de las mediciones del ángulo de fase en la línea de ±1° a ±0,05°, lo que brinda una mejor representación del valor del ángulo real. [10] El término “micro” delante de 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 ocurren 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 de fasores se muestrean desde ubicaciones ampliamente dispersas en la red del sistema de energía y se sincronizan desde la fuente de tiempo común de un radio reloj del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) . La tecnología de sincrofasor 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 .
Las 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 por ejemplo; cambios de frecuencia, MW, MVAR, kVolts, etc. [ se necesita aclaración ] 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 in situ o en ubicaciones centralizadas utilizando tecnologías Phasor Data Concentrator. Luego, los datos se transmiten a un sistema de monitoreo regional mantenido por el Operador de Sistema Independiente (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 del sincrofasor podrían usarse para permitir que la energía fluya hasta el límite dinámico de una línea en lugar de su límite en el peor de los casos. [ se necesita aclaración ] La tecnología sincrofasor 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 las secciones de líneas de transmisión individuales a gran escala (de múltiples estados) como a las de las subestaciones que se cruzan. Por lo tanto, la congestión (sobrecarga), la protección y el control de las líneas de transmisión se mejorarán a escala de múltiples regiones (EE.UU., Canadá, México) mediante la interconexión de 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 supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) en la instalación de control central. Una red de este tipo se utiliza en los sistemas de medición de área amplia (WAMS), el primero de los cuales comenzó en 2000 por la Bonneville Power Administration . [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 mediciones de sincrofasor". [12] Para sistemas de 60 Hz, las PMU deben entregar entre 10 y 30 informes sincrónicos por segundo, dependiendo de 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 suelen utilizar líneas telefónicas para conectarse a los PDC, que luego envían datos al SCADA o al servidor del 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 y despliegue, a expensas de una mayor latencia de notificación 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 adhiriéndose a sus propias especificaciones y estándares para que no hubiera fuentes de conflictos, estándares, protocolos o características de desempeño de múltiples proveedores. [18]
La instalación de una PMU típica de 10 fasores es un proceso sencillo. Un fasor será un voltaje trifásico o una corriente trifásica. Por lo tanto, cada fasor requerirá 3 conexiones eléctricas separadas (una para cada fase). Normalmente, 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 otros equipos de soporte se montarán en el bastidor del equipo. 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 (CT) que se van a medir. La PMU también requerirá una conexión al circuito de comunicación ( módem si se utiliza una conexión de 4 cables o Ethernet para la conexión de red). [9]
El estándar IEEE 1344 para sincrofasores se completó en 1995 y se reafirmó en 2001. En 2005, fue reemplazado por 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 los estándares para la medición, el método de cuantificación de las mediciones, los requisitos de prueba y certificación para verificar la precisión y el formato y protocolo de transmisión de datos 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 del estándar, que dividió el estándar IEEE C37.118-2005 en dos partes: C37.118-1 que trata de 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 cercanos a los del estándar original de 2005, principalmente para medición de 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. IEEE C37.118.1a-2014 modificó los requisitos de rendimiento de la 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 eléctricos. Sin embargo, se percibe que los costos y los enlaces de comunicación afectarán la cantidad de PMU que se instalarán en cualquier sistema eléctrico.
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