Unidade de medição fasorial - Phasor measurement unit
Uma unidade de medição fasorial (PMU) é um dispositivo usado para estimar a magnitude e o ângulo de fase de uma grandeza fasorial elétrica (como tensão ou corrente) na rede elétrica usando uma fonte de tempo comum para sincronização. A sincronização de tempo geralmente é fornecida por GPS ou IEEE 1588 Precision Time Protocol , que permite medições sincronizadas em tempo real de vários pontos remotos na grade. As PMUs são capazes de capturar amostras de uma forma de onda em rápida sucessão e reconstruir a quantidade fasorial, composta de uma medição de ângulo e uma medição de magnitude. A medição resultante é conhecida como sincrofasor . Essas medições com sincronização de tempo são importantes porque, se a oferta e a demanda da rede não forem perfeitamente combinadas, os desequilíbrios de frequência podem causar estresse na rede, o que é uma causa potencial para interrupções de energia.
PMUs também podem ser usados para medir a frequência na rede elétrica. Uma PMU comercial típica pode relatar medições com resolução temporal muito alta, até 120 medições por segundo. Isso ajuda os engenheiros a analisar eventos dinâmicos na grade, o que não é possível com as medições SCADA tradicionais , que geram uma medição a cada 2 ou 4 segundos. Portanto, as PMUs equipam as concessionárias com recursos aprimorados de monitoramento e controle e são consideradas um dos dispositivos de medição mais importantes no futuro dos sistemas de energia. Uma PMU pode ser um dispositivo dedicado ou a função PMU pode ser incorporada a um relé de proteção ou outro dispositivo.
História
Em 1893, Charles Proteus Steinmetz apresentou um artigo sobre a descrição matemática simplificada das formas de onda da eletricidade em corrente alternada. Steinmetz chamou sua representação de fasor . Com a invenção das unidades de medição fasorial (PMU) em 1988 pelo Dr. Arun G. Phadke e Dr. James S. Thorp na Virginia Tech, a técnica de cálculo fasorial de Steinmetz evoluiu para o cálculo de medições fasoriais em tempo real que são sincronizadas com um valor absoluto referência de tempo fornecida pelo Sistema de Posicionamento Global . Portanto, nos referimos às medições fasoriais sincronizadas como sincrofasores . Os primeiros protótipos da PMU foram construídos na Virginia Tech , e Macrodyne construiu a primeira PMU (modelo 1690) em 1992. Hoje eles estão disponíveis comercialmente.
Com o crescente crescimento dos recursos de energia distribuída na rede elétrica, mais sistemas de observação e controle serão necessários para monitorar com precisão o fluxo de energia. Historicamente, a energia era fornecida de forma unidirecional por meio de componentes passivos aos clientes, mas agora que os clientes podem gerar sua própria energia com tecnologias como a energia solar fotovoltaica, isso está se transformando em um sistema bidirecional para sistemas de distribuição. Com essa mudança, é imperativo que as redes de transmissão e distribuição sejam continuamente observadas por meio de tecnologia de sensor avançada, como ––PMUs e uPMUs.
Em termos simples, a rede elétrica pública operada por uma empresa de energia foi originalmente projetada para receber energia de uma única fonte: os geradores e usinas da empresa operadora, e alimentá-la na rede, onde os clientes consomem a energia. Agora, alguns clientes estão operando dispositivos de geração de energia (painéis solares, turbinas eólicas, etc.) e para economizar custos (ou para gerar receita) também estão alimentando a rede com energia. Dependendo da região, a alimentação de energia na rede pode ser feita por meio de medição líquida . Por causa desse processo, a tensão e a corrente devem ser medidas e reguladas a fim de garantir que a energia que vai para a rede seja da qualidade e do padrão que o equipamento do cliente espera (conforme visto por meio de métricas como frequência, sincronicidade de fase e tensão). Se isso não for feito, como diz Rob Landley, "as lâmpadas das pessoas começam a explodir". Essa função de medição é o que esses dispositivos fazem.
Operação
Uma PMU pode medir formas de onda CA de 50/60 Hz (tensões e correntes) normalmente a uma taxa de 48 amostras por ciclo, tornando-as eficazes na detecção de flutuações de tensão ou corrente em menos de um ciclo. No entanto, quando a frequência não oscila em torno ou perto de 50/60 Hz, as PMUs não são capazes de reconstruir com precisão essas formas de onda. As medições fasoriais de PMU são construídas a partir de ondas de cosseno, que seguem a estrutura abaixo.
O A nesta função é um valor escalar, que é mais frequentemente descrito como magnitude de tensão ou corrente (para medições PMU). O θ é o deslocamento do ângulo de fase de alguma posição inicial definida e o ω é a frequência angular da forma de onda (geralmente 2π50 radianos / segundo ou 2π60 radianos / segundo). Na maioria dos casos, as PMUs medem apenas a magnitude da tensão e o ângulo de fase e assumem que a frequência angular é uma constante. Como essa frequência é considerada constante, ela é desconsiderada na medição fasorial. As medições da PMU são um problema de ajuste matemático, onde as medições estão sendo ajustadas a uma curva senoidal. Portanto, quando a forma de onda não é senoidal, a PMU não consegue ajustá-la exatamente. Quanto menos senoidal for a forma de onda, como o comportamento da grade durante uma queda de tensão ou falha, pior se torna a representação do fasor.
As formas de onda CA analógicas detectadas pela PMU são digitalizadas por um conversor analógico-digital para cada fase. Um oscilador de fase bloqueada junto com uma fonte de referência do Sistema de Posicionamento Global (GPS) fornece a amostragem sincronizada de alta velocidade necessária com precisão de 1 microssegundo. No entanto, as PMUs podem receber várias fontes de tempo, incluindo referências não GPS, desde que todas estejam calibradas e funcionando de forma síncrona. Os fasores com registro de tempo resultantes podem ser transmitidos a um receptor local ou remoto em taxas de até 120 amostras por segundo. Ser capaz de ver as medições sincronizadas com o tempo em uma grande área é útil para examinar como a grade opera em geral e determinar quais partes da grade são afetadas por diferentes distúrbios.
Historicamente, apenas um pequeno número de PMUs foi usado para monitorar linhas de transmissão com erros aceitáveis de cerca de 1%. Esses eram dispositivos simplesmente mais grosseiros instalados para evitar apagões catastróficos. Agora, com a invenção da tecnologia de fasores micro-síncronos, muitos mais deles são desejados para serem instalados em redes de distribuição onde a energia pode ser monitorada em um alto grau de precisão. Este alto grau de precisão cria a capacidade de melhorar drasticamente a visibilidade do sistema e implementar estratégias de controle preventivas e inteligentes. As PMUs não são mais necessárias apenas nas subestações, mas em vários locais da rede, incluindo transformadores de comutação, cargas complexas e barramentos de geração fotovoltaica.
Embora as PMUs sejam geralmente usadas em sistemas de transmissão , novas pesquisas estão sendo feitas sobre a eficácia das micro-PMUs para sistemas de distribuição. Os sistemas de transmissão geralmente têm tensão que é pelo menos uma ordem de magnitude maior do que os sistemas de distribuição (entre 12kV e 500kV enquanto a distribuição funciona a 12kV e menos). Isso significa que os sistemas de transmissão podem ter medições menos precisas sem comprometer a precisão da medição. No entanto, os sistemas de distribuição precisam de mais precisão para melhorar a precisão, o que é o benefício dos uPMUs. Os uPMUs diminuem o erro das medições do ângulo de fase na linha de ± 1 ° para ± 0,05 °, dando uma melhor representação do valor verdadeiro do ângulo. O termo “micro” na frente da PMU significa simplesmente que é uma medição mais precisa.
Visão geral técnica
Um fasor é um número complexo que representa a magnitude e o ângulo de fase das ondas senoidais encontradas na eletricidade. As medições de fasores que ocorrem ao mesmo tempo em qualquer distância são chamadas de "sincrofasores". Embora seja comum que os termos "PMU" e "sincrofasor" sejam usados indistintamente, na verdade representam dois significados técnicos distintos. Um sincrofasor é o valor medido, enquanto a PMU é o dispositivo de medição. Em aplicações típicas, unidades de medição fasorial são amostradas de locais amplamente dispersos na rede do sistema de energia e sincronizadas a partir da fonte de tempo comum de um rádio-relógio do Sistema de Posicionamento Global (GPS) . A tecnologia de sincrofasores fornece uma ferramenta para os operadores e planejadores do sistema medir o estado do sistema elétrico (em muitos pontos) e gerenciar a qualidade da energia .
As PMUs medem tensões e correntes nos principais locais de interseção (subestações críticas) em uma rede elétrica e podem produzir com precisão os fasores de tensão e corrente com registro de data e hora. Como esses fasores são realmente sincronizados, a comparação sincronizada de duas grandezas é possível em tempo real. Essas comparações podem ser usadas para avaliar as condições do sistema, como; mudanças de frequência, MW, MVARs, kVolts, etc. Os pontos monitorados são pré-selecionados por meio de vários estudos para fazer medições de ângulo de fase extremamente precisas para indicar mudanças na estabilidade do sistema (grade). Os dados dos fasores são coletados no local ou em locais centralizados usando tecnologias de concentrador de dados fasoriais. Os dados são então transmitidos para um sistema de monitoramento regional que é mantido pelo Operador de Sistema Independente (ISO) local. Esses ISOs irão monitorar os dados do fasor de PMUs individuais ou de até 150 PMUs - esse monitoramento fornece um meio preciso de estabelecer controles para o fluxo de energia de várias fontes de geração de energia (nuclear, carvão, vento, etc.).
A tecnologia tem o potencial de mudar a economia do fornecimento de energia, permitindo um maior fluxo de energia nas linhas existentes. Os dados do sincrofasor podem ser usados para permitir o fluxo de energia até o limite dinâmico de uma linha, em vez de seu limite de pior caso. A tecnologia de sincrofasores dará início a um novo processo para estabelecer controles centralizados e seletivos para o fluxo de energia elétrica na rede. Esses controles afetarão tanto as seções de grande escala (estados múltiplos) quanto as seções individuais da linha de transmissão nas subestações de interseção. Congestionamento da linha de transmissão (sobrecarga), proteção e controle serão, portanto, aprimorados em uma escala de várias regiões (EUA, Canadá, México) por meio de ISOs de interconexão.
Redes fasoriais
Uma rede fasorial consiste em unidades de medição fasorial (PMUs) dispersas por todo o sistema elétrico, concentradores de dados fasoriais (PDC) para coletar as informações e um sistema de controle de supervisão e aquisição de dados (SCADA) na instalação de controle central. Essa rede é usada em Wide Area Measurement Systems (WAMS), o primeiro dos quais começou em 2000 pela Bonneville Power Administration . A rede completa requer transferência rápida de dados dentro da frequência de amostragem dos dados fasoriais. A marcação de tempo do GPS pode fornecer uma precisão teórica de sincronização melhor do que 1 microssegundo . "Os relógios precisam ter precisão de ± 500 nanossegundos para fornecer o padrão de tempo de um microssegundo necessário para cada dispositivo que executa a medição do sincrofasor." Para sistemas de 60 Hz, as PMUs devem entregar entre 10 e 30 relatórios síncronos por segundo, dependendo da aplicação. O PDC correlaciona os dados e controla e monitora as PMUs (de uma dúzia a 60). Na instalação de controle central, o sistema SCADA apresenta dados de todo o sistema em todos os geradores e subestações do sistema a cada 2 a 10 segundos.
PMUs geralmente usam linhas telefônicas para se conectar a PDCs, que então enviam dados para o servidor SCADA ou Wide Area Measurement System (WAMS). Além disso, as PMUs podem usar redes móveis (celulares) onipresentes para transferência de dados ( GPRS , UMTS ), o que permite economias potenciais em custos de infraestrutura e implantação, às custas de uma latência de relatório de dados maior . No entanto, a latência de dados introduzida torna esses sistemas mais adequados para campanhas de medição de P&D e monitoramento quase em tempo real, e limita seu uso em sistemas de proteção em tempo real.
PMUs de vários fornecedores podem gerar leituras imprecisas. Em um teste, as leituras diferiram em 47 microssegundos - ou uma diferença de 1 grau de 60 Hz - uma variação inaceitável. A solução da China para o problema foi construir todas as suas PMUs seguindo suas próprias especificações e padrões, de forma que não houvesse uma fonte de conflitos, padrões, protocolos ou características de desempenho de vários fornecedores.
Instalação
A instalação de uma PMU de 10 fases típica é um processo simples. Um fasor será uma tensão trifásica ou uma corrente trifásica. Cada fasor, portanto, requer 3 conexões elétricas separadas (uma para cada fase). Normalmente, um engenheiro elétrico projeta a instalação e interconexão de uma PMU em uma subestação ou em uma usina de geração. O pessoal da subestação aparafusará um rack de equipamentos ao chão da subestação seguindo os requisitos de montagem sísmica estabelecidos. Em seguida, a PMU junto com um modem e outros equipamentos de suporte serão montados no rack de equipamentos. Eles também instalarão a antena do Satélite de Posicionamento Global (GPS) no telhado da subestação de acordo com as instruções do fabricante. O pessoal da subestação também instalará "shunts" em todos os circuitos secundários do transformador de corrente (TC) que serão medidos. A PMU também exigirá conexão do circuito de comunicação ( Modem se estiver usando conexão de 4 fios ou Ethernet para conexão de rede).
Implementações
- A Bonneville Power Administration (BPA) foi o primeiro utilitário a implementar a adoção abrangente de sincrofasores em seu sistema de monitoramento de área ampla. Isso foi em 2000 e hoje existem várias implementações em andamento.
- O projeto FNET operado pela Virginia Tech e pela University of Tennessee utiliza uma rede de aproximadamente 80 gravadores de distúrbios de frequência de baixo custo e alta precisão para coletar dados de sincrofasores da rede elétrica dos Estados Unidos. [1]
- O New York Independent System Operator instalou 48 PMUs em todo o estado de Nova York, em parte em resposta a um apagão devastador em 2003 que se originou em Ohio e em regiões afetadas tanto nos Estados Unidos quanto no Canadá .
- Em 2006, os WAMS (Wide Area Monitoring Systems) da China para suas 6 redes tinham 300 PMUs instaladas principalmente em subestações e usinas de 500 kV e 330 kV. Em 2012, a China planeja ter PMUs em todas as subestações de 500kV e todas as usinas de 300 MW e acima. Desde 2002, a China construiu suas próprias PMUs de acordo com seu próprio padrão nacional. Um tipo tem taxas de amostragem mais altas do que o típico e é usado em usinas de energia para medir o ângulo do rotor do gerador, relatando a tensão de excitação, a corrente de excitação, a posição da válvula e a saída do estabilizador do sistema de energia (PSS). Todas as PMUs são conectadas via rede privada e as amostras são recebidas dentro de 40 ms em média.
- A North American Synchrophasor Initiative (NASPI), anteriormente conhecida como The Eastern Interconnect Phasor Project (EIPP), tem mais de 120 unidades de medição fasorial conectadas coletando dados em um sistema "Super Phasor Data Concentrator" centralizado na Tennessee Valley Authority (TVA). Este sistema de concentração de dados é agora um projeto de código aberto conhecido como openPDC .
- O DOE patrocinou vários projetos de pesquisa relacionados, incluindo GridStat [2] na Washington State University .
- ARPA-E patrocinou um projeto de pesquisa relacionado em Micro-Sincrofasores para Sistemas de Distribuição, na Universidade da Califórnia, Berkeley .
- O maior sistema de monitoramento de área ampla do mundo está localizado na Índia. O sistema de Medição de Estado Dinâmico em Tempo Real Unificado (URTDSM) é composto por 1.950 PMUs instaladas em 351 subestações, alimentando dados de sincrofasores para 29 Centros de Controle Estaduais, 5 Centros de Controle Regionais e 2 Centros de Controle Nacionais.
Formulários
- Automação do sistema de energia , como em redes inteligentes
- Descarte de carga e outras técnicas de controle de carga , como mecanismos de resposta à demanda para gerenciar um sistema de energia. (ou seja, direcionando energia onde é necessário em tempo real)
- Aumente a confiabilidade da rede elétrica detectando falhas antecipadamente, permitindo o isolamento do sistema operacional e a prevenção de quedas de energia .
- Aumente a qualidade da energia por meio de análises precisas e correção automatizada de fontes de degradação do sistema.
- Medição de área ampla e controle por estimativa de estado, em super-redes de área muito ampla , redes de transmissão regionais e redes de distribuição locais .
- A tecnologia de medição fasorial e a marcação de tempo sincronizada podem ser usadas para melhoria da segurança por meio de criptografias sincronizadas como base de detecção confiável. Reconhecimento de ataque cibernético por meio da verificação de dados entre o sistema SCADA e os dados da PMU.
- Estimativa do estado de distribuição e verificação do modelo. Capacidade de calcular impedâncias de cargas, linhas de distribuição, verificar a magnitude da tensão e ângulos delta com base em modelos matemáticos de estado.
- Detecção e classificação de eventos. Eventos como vários tipos de falhas, mudanças de tap, eventos de comutação, dispositivos de proteção de circuito. Métodos de aprendizado de máquina e classificação de sinal podem ser usados para desenvolver algoritmos para identificar esses eventos significativos.
- Aplicações de microrrede: ilhamento ou decisão de onde separar da rede, correspondência de carga e geração e ressincronização com a rede principal.
Padrões
O padrão IEEE 1344 para sincrofasores foi concluído em 1995 e reafirmado em 2001. Em 2005, foi substituído pelo IEEE C37.118-2005 , que era uma revisão completa e tratava de questões relacionadas ao uso de PMUs em sistemas de energia elétrica. A especificação descreve os padrões de medição, o método de quantificação das medições, requisitos de teste e certificação para verificar a precisão e formato e protocolo de transmissão de dados para comunicação de dados em tempo real. Este padrão não era abrangente - ele não tentava abordar todos os fatores que as PMUs podem detectar na atividade dinâmica do sistema de potência. Uma nova versão do padrão foi lançada em dezembro de 2011, que dividiu o padrão IEEE C37.118-2005 em duas partes: C37.118-1 que trata da estimativa fasorial e C37.118-2 o protocolo de comunicações. Ele também introduziu duas classificações de PMU, medição M e proteção P. A classe M está próxima em requisitos de desempenho do padrão original de 2005, principalmente para medição de estado estacionário. A classe P relaxou alguns requisitos de desempenho e tem como objetivo capturar o comportamento dinâmico do sistema. Uma emenda ao C37.118.1 foi lançada em 2014. IEEE C37.118.1a-2014 modificou os requisitos de desempenho da PMU que não foram considerados alcançáveis.
Outros padrões usados com interface PMU:
- OPC-DA / OPC-HDA - Um protocolo de interface baseado em Microsoft Windows que está sendo generalizado para usar XML e executado em computadores não Windows.
- IEC 61850 um padrão para automação de subestação elétrica
- BPA PDCStream - uma variante do IEEE 1344 usado pelos PDCs Bonneville Power Administration (BPA) e software de interface do usuário.