La red eléctrica es la máquina más grande jamás construida, una red de esguince y dinámica que conecta la generación de energía a miles de millones de dispositivos. Su estabilidad es primordial para la sociedad moderna, sin embargo las herramientas tradicionales utilizadas para monitorear que fueron diseñadas para una era más lenta y predecible. Durante décadas, los operadores se volvieron a activar en Unidades de Terminales Remotos (RTUs) y Control de Espejos y Sistemas de Adquisición de Datos (SCADA).

La solución a esta brecha crítica es la Unidad de Medición de los Frasores (PMU). También conocida como un sincrofasor, un PMU proporciona mediciones de tensión y corriente de alta resolución en múltiples puntos a través de la red. Al ofrecer una visión sincronizada y dinámica del sistema de energía, los PMUs han transformado el monitoreo de la red de una disciplina reactiva y forense en una operación proactiva y en tiempo real.

Comprender la tecnología básica: ¿Qué es un Synchrophasor?

Un phasor es una representación matemática de una onda sinusoidal, como tensión o corriente. Se define por su magnitud] (la amplitud de la onda) y su ángulo de fase ]] (el desplazamiento de la onda desde un punto de referencia).El ángulo de fase es el problema clave de un bus esencialmente.

Un PMU es un dispositivo especializado que toma hasta 60 mediciones por segundo (o 30, 50 o 120 dependiendo de la frecuencia y configuración del sistema de potencia). Cada medición es una instantánea digital precisa del voltaje y la forma de onda actual. La innovación crítica es el uso del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) a la hora alineada cada medición con una resolución de un microsegundo. Esta sincronización significa que las mediciones tomadas de PMU en Florida, Oregon

El flujo de datos de una UPM se rige por el estándar C37.118 del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE). Este estándar define los requisitos de sincronización, formatos de datos y protocolos de comunicación, asegurando que las UPM de diferentes fabricantes puedan trabajar juntas sin problemas dentro de un Sistema de Vigilancia de Áreas Amplias (WAMS). El estándar especifica que el Error Total Vector (TVE) de una medición debe ser inferior al 1%, garantiza una precisión muy alta.

El equipo de hardware de PMU

  • Receptor de GPS: Proporciona la señal precisa 1 Pulse-Per-Second (1PPS) necesaria para el muestreo de tiempo.
  • Filtros anti-Aliasing: Pre-condición de la tensión analógica y las señales actuales de los transformadores potenciales (PTs) y transformadores actuales (TC) en las líneas de potencia.
  • Conversor análog-to-Digital (ADC):] Convierte la señal analógica condicionada en un bitstream digital a una tasa de muestreo muy alta (a menudo 4,800 a 14.400 muestras por segundo).
  • Phasor Microprocessor (DSP):] Un Procesador de Señal Digital (DSP) que realiza una Transformación de Fourier en la secuencia de datos digitales para extraer el fasor de frecuencia fundamental (madura y ángulo de fase) para cada ciclo del sistema de energía.
  • Módulo de comunicación: Envasa los marcos de datos del sincrofasor y los transmite a través de una red a un concentrador central de datos del Phasor (PDC).

Beneficios operacionales: El valor de la visibilidad de alta resolución

El impacto de las UPM en las operaciones de rejilla es profundo. Proporcionan una capa completamente nueva de visibilidad que permite a los operadores ver el comportamiento dinámico de la red como sucede. Los siguientes son los casos de uso primario que han impulsado la adopción de la tecnología PMU en todo el mundo.

Amplia conciencia de la situación

En lugar de mirar una sola lectura de bus, un operador de sala de control puede ver ahora un mapa en tiempo real de las diferencias de ángulo de fase en toda la interconexión. Una creciente diferencia de ángulo de fase entre dos regiones indica el estrés del sistema y un mayor riesgo de inestabilidad. Los datos de PMU permiten a los operadores visualizar la “estabilidad del triángulo” de la red y tomar acciones correctivas, como la generación de redispatching o la carga de remaquillación, mucho antes de una alarma tradicional que desencadenaría.

Estimación dinámica del Estado

Este proceso matemático usado por Energy Management Systems (EMS) para estimar el estado de la red basada en mediciones SCADA. Debido a que los datos SCADA no están sincronizados y lentos, la SE tradicional es una estimación compleja y no lineal que debe ser resuelta iterativamente. Produce una “snapshot” estática del sistema. Con datos de PMULT, la ecuación se convierte en lineal.

Detección de Oscilación y Daño

Los sistemas de frecuencias de HLT pueden ajustarse a la frecuencia de frecuencias bajas (normalmente 0,2 a 3 Hz). Estos son los “swings” naturales en el flujo de energía entre los generadores. Si estas oscilaciones no están correctamente amortiguadas, pueden crecer en magnitud y conducir a la ruptura del sistema.

Análisis de post-desturronamiento (Forenses)

Cuando ocurre una falla o perturbación, la secuencia de eventos (SOE) es crítica para entender lo que sucedió y cómo prevenirlo en el futuro. Los grabadores de falla digital tradicionales (DFRs) capturan datos de alta velocidad pero se limitan a una sola subestación y no se sincronizan. Los datos de PMU proporcionan una grabación de alta resolución a nivel de todo el sistema.

Validación modelo

Los modelos de sistema de energía son la base de la planificación y las operaciones. Sin embargo, estos modelos son a menudo inexactos porque contienen supuestos sobre el rendimiento del generador, las características de carga y los parámetros de línea. Los datos de PMU proporcionan un punto de referencia ideal para validar estos modelos. Comparando la respuesta simulada de un modelo a una perturbación con los datos de PMU medidos, los ingenieros pueden identificar errores de modelo y hacer correcciones.

PMUs e integración de fuentes de energía renovable

El impulso global para la descarbonización está dando lugar a una afluencia masiva de fuentes de energía renovables variables (VRES) como energía solar y eólica. Estas fuentes son fundamentalmente diferentes de los generadores sincronizados tradicionales (coal, gas, nuclear). Se conectan a la red a través de la electrónica de energía, principalmente invertidores. Los recursos basados en inversores (IBR) tienen características dinámicas muy diferentes que las máquinas sincronizadas.

Los datos sincronizados de alta velocidad son esenciales para observar el comportamiento de los IBR. Por ejemplo, el Loop de Fase-Locked (PLL) en un inversor, que sincroniza su salida a la frecuencia de la red, puede ser inestable si el voltaje de la red o el ángulo cambia demasiado rápidamente. Los datos de PMU pueden proporcionar la referencia de ángulo de amplio alcance necesaria para mantener estos PLL estables.

Además, las UPM se utilizan para supervisar la disponibilidad de generación renovable. Una sombra que cubre una gran granja solar puede causar una caída precipitada en la producción de energía (un “evento de la lámpara”). Los datos de PMU pueden detectar este evento casi instantáneamente, permitiendo a los operadores del sistema enviar reservas de extracción rápida o carga de reducción de la cola para mantener el equilibrio de la demanda de suministro. Sin la visibilidad de alta resolución proporcionada por UPM, gestionar una red renovable con una alta penetración sería mucho más difícil

Desafíos en el despliegue y la gestión de datos de las UPM

A pesar de su inmenso valor, el despliegue de UPM no se encuentra sin problemas importantes. Las utilidades deben superar obstáculos relacionados con la infraestructura, las finanzas y la ciencia de datos.

El tsunami de datos del Synchrophasor

Un solo PMU que emite 60 muestras por segundo genera aproximadamente 2,5 GB de datos por año. Una utilidad con 500 PMU creará más de 1.2 TB de datos brutos anualmente. Este despilfarro de datos, a menudo llamado “martaño de datos”, presenta un desafío masivo para el ancho de banda de comunicaciones, almacenamiento y análisis. Un central Phasor Data Concentrator (PDC) debe recopilar, alinear, reducir el tiempo y almacenar datos de docenas

Capacidades de seguridad cibernética

Al agregar miles de sensores inteligentes y conectados a la red, las UPM aumentan dramáticamente la superficie de ataque para amenazas cibernéticas. Un exitoso ciberataque en una red de UPM podría implicar la inyección de datos falsos (un ataque de “golpe de virutas”), desactivando el sistema de monitoreo, o incluso enviando señales de control maliciosos.

Costos de infraestructura elevados

El costo de un dispositivo PMU es relativamente modesto (miles de dólares), pero el costo total de la propiedad (TCO) es mucho mayor. Cada PMU requiere una red de comunicación fiable de alta velocidad (a menudo fibra óptica), una antena GPS e integración con un PDC y el EMS. El costo de instalar la infraestructura de comunicación a subestaciones remotas puede ser prohibitivo. Además, los sistemas de software necesarios para visualizar y analizar la situación de los datos.

Calidad y validación de datos

Como con cualquier sensor, los datos de PMU pueden ser dañados por fallos de hardware, desplegaciones de comunicaciones o errores de calibración. Los datos incorrectos que entran en un EMS pueden llevar a estimaciones incorrectas de estado y decisiones de operadores deficientes. La secuencia de datos debe ser validada continuamente para la calidad. Esto incluye la comprobación de paquetes de datos perdidos, sellos de mal tiempo, valores fuera de UDA y saltos de fase.

El futuro de la vigilancia de la araña con las UPM

El papel de las UPM se establece para expandirse drásticamente a medida que la red se vuelve más compleja y se utiliza con datos.

Inteligencia Artificial y aprendizaje automático

Los datos de alta resolución alineados con el tiempo de las UPM son ideales para algoritmos de aprendizaje automático (ML). Los modelos ML pueden ser entrenados para reconocer las “signaturas” de inestabilidad inminente, fallas incipientes o comportamiento de equipo anormal antes de causar un problema. Al combinar datos de UPM con pronósticos meteorológicos y datos de salida histórica, los servicios pueden construir sistemas de mantenimiento predictivos que reducen el tiempo de inactividad.

Micro-Synchrophasors

El éxito de las UPM en la red de transmisión (alta tensión) ha llevado al desarrollo de micro-PMUs (μPMUs) para la red de distribución (bajo voltaje). Las redes de distribución están cada vez más activas con recursos energéticos distribuidos (DER) como energía solar, vehículos eléctricos y almacenamiento de baterías. μPMUs proporciona la misma visibilidad de alta resolución para el sistema de implementación,

Sistemas de control de área amplia

El objetivo final de la tecnología PMU es pasar más allá de la vigilancia y al control completamente automatizado y cerrado. En lugar de que un operador vea una oscilación y emita manualmente un comando, un Sistema de Control de la Tierra (WACS) utilizaría los datos de PMU para ajustar directamente los generadores, convertidores de HVDC, o FACTS en tiempo real para amortiguar el problema

Conclusión

Las Unidades de Medición de Phasor han pasado de los laboratorios de investigación para convertirse en una tecnología operativa indispensable para la gestión moderna de la red. Proporcionan la velocidad, precisión y sincronización necesarias para mantener la estabilidad en un sistema de potencia cada vez más dinámico y complejo. Mientras persisten los desafíos relacionados con el coste, la gestión de datos y la ciberseguridad, los beneficios de la seguridad mejorada, la integración renovable eficiente y el modelado avanzado del sistema son demasiado grandes para ignorar.