Un sincrofasor es una medida sincronizada de una señal que puede ser descrita matemáticamente como un fasor, es decir, un número complejo o una dupla de magnitud y un ángulo. En la práctica, las phasor measurement unit o PMU, son los dispositivos que se encargan de medir las ondas de la red eléctrica y transmitir a través de una red de comunicaciones, formando así lo que se conoce como una red sincrofasorial.
Las redes de sincrofasores son sistemas orientados a la adquisición de datos, supervisión, monitoreo y control en tiempo real de la red eléctrica. Son ampliamente utilizadas en redes eléctricas de área amplia ya que cada medida fasorial tomada de la red viene sincronizada por una estampa de tiempo dada según UTC gracias a la tecnología GPS. Esto permite ver el estado de la red en lugares geográficamente distantes en el mismo instante de tiempo para poder identificar el lugar y momento exacto en el que ocurrió un evento y tomar acciones de control para llevar el sistema a condiciones normales de operación. Algunas de las aplicaciones de la tecnología sincrofasorial incluyen control de área amplia, validación del modelo del sistema, determinación de márgenes de estabilidad, maximización de la carga estable del sistema, registro de perturbaciones, visualización de la respuesta dinámica del sistema, estimación de estados, entre otros.
Las redes sincrofasoriales permiten el análisis en tiempo real a lo largo del sistema de potencia a altas velocidades, mientras un SCADA común entrega datos cada 5 o 10 segundos, la medida con sincrofasores entrega hasta 60 datos en un segundo. Esta información se envía a los operadores de la red quienes pueden ver el estado de la red en tiempo real y prevenir posibles eventos que puedan afectar su funcionamiento. De esta manera los operadores pueden evaluar, diagnosticar, e implementar técnicas que protejan la estabilidad del sistema.
Historia y Futuro de las Redes de Sincrofasores
En [1] se hace referencia a 3 invenciones destacadas que hicieron posible el desarrollo de la tecnología sincrofasorial. En 1893 el matemático e ingeniero Charles Steinmetz publicó el artículo [2], este plantea la representación matemática de una señal de corriente alterna conocida actualmente como fasor. En 1973 se dio la invención del sistema de posicionamiento global, GPS, que permite la sincronización de los datos en una red sincrofasorial. Finalmente, en 1979 A. Phadke de la universidad Virginia Tech, desarrolló el Relé de Distancia basado en Componentes Simétricas (o SCDR, por su nombre en inglés Symmetrical Component Distance Relay). EL SCDR fue base para el desarrollo de las redes sincrofasoriales ya que, con un único algoritmo basado en la medición de las señales trifásicas de voltaje y corriente en secuencia positiva, negativa y cero, podía detectar todo tipo de fallos. Basados en estas invenciones, en 1988 Phadke y Throp desarrollaron el primer prototipo de un equipo que a partir de señales de voltaje y corriente entregaba medidas sincronizadas en tiempo real conocido como Unidad de Medición Fasorial (o PMU, por su nombre en inglés Phsor Measurement Unit). En 1992 Macrodyne construyó la primera PMU comercial.
Para el año 2015 habían 1700 PMU distribuidas a lo largo de la red eléctrica de Estados Unidos y Canadá permitiendo casi el 100% de visibilidad del sistema de potencia en dichos países. En Europa y Asia existen proyectos a gran escala enfocados en el monitoreo de la red eléctrica por medio de sincrofasores. En Colombia, para el año 2014, el proyecto ISAAC de XM contaba con 44 PMU instaladas en 20 subestaciones de todo el país [3].
A futuro se espera poder reducir el costo de los equipos para facilitar la implementación y mantenimiento de las redes, incrementar la seguridad en las comunicaciones, capacitar personal en el área ya que es una tecnología de reciente implementación y no suele tratarse en los cursos de pregrado, y aumentar la inversión en investigación y desarrollo. Se espera que la tecnología sincrofasorial sea ampliamente utilizada en la implementación de redes de potencia inteligentes ya que los sistemas sincrofasoriales recolectan, distribuyen y analizan datos críticos y los convierten en información en tiempo real que puede mejorar en gran medida la operación y automatización inteligente de la red.
Aplicaciones de la Tecnología Sincrofasorial en redes de distribución de energía eléctrica
Como se ha venido mencionando, los sincrofasores son medidas fasoriales de tensión y corriente que se hacen en el mismo instante de tiempo en diferentes puntos de un sistema eléctrico de potencia. Estas lecturas permiten desarrollar diferentes tipos de aplicaciones y tiene como principal objetivo mejorar la estabilidad de la red eléctrica.
Las aplicaciones de protección y control basadas en sincrofasores se caracterizan por aumentar la eficacia de las protecciones y la simplificación de la matemática utilizada para la estimación de estado del sistema, permitiendo optimizar los esquemas de control y disminuir su incertidumbre [4].
Estimación de Estados
Los datos fasoriales de ciertos nodos de un sistema de potencia son llevados a un centro de control, donde por medio de técnicas matemáticas se puede estimar los fasores de tensión y corrientes (estados) de todos los nodos del sistema, es decir, se estima el estado de todas las barras a partir de las medidas sincronizadas de ciertos puntos del sistema de potencia. Esto permite monitorear en línea el estado de una red eléctrica y tomar acciones para prevenir colapsos por pérdida de estabilidad.
Control de Sobretensiones
En líneas de alta tensión es común encontrarse con problemas de sobretensión por el efecto capacitivo de los circuitos, que se hace más crítico en condiciones de mínima demanda de potencia. Una medida sincronizada de las tensiones permite establecer un perfil de tensión de un sistema eléctrico de potencia y tomar acciones de control como sacar circuitos o conectar bancos de compensación reactiva, para controlar las sobretensiones y llevar al sistema a un estado óptimo de operación.
Deslastre de Carga
Con las medidas sincronizadas de tensión, se pueden detectar colapsos lentos y rápidos de tensión. Según la magnitud del evento se toman acciones automáticas para deslastrar la cantidad de carga suficiente para garantizar un restablecimiento de la tensión.
Estabilidad Angular
En esta aplicación se monitorea la diferencia angular entre diversas barras del sistema de potencia. Si se encuentran ángulos excesivos que puedan afectar la estabilidad se toman acciones como disparar circuitos o aislar el sistema bajo falla.
Monitoreo térmico de líneas de transmisión
La carga que puede llegar a manejar una línea de transmisión está restringida por sus límites térmicos incluso más que por la estabilidad de voltaje, ya que la resistencia eléctrica varía con la temperatura. Con los datos de magnitud y ángulo de la tensión en los nodos de conexión de la línea de transmisión, y el ángulo de la corriente que fluye a través de la misma, se puede determinar su impedancia serie y por ende su temperatura. De esta manera se pueden generar alarmas ante sobrecargas o ejercer control dinámico de la capacidad de la línea.
Inestabilidad de voltaje
El crecimiento de la demanda en las redes eléctricas aumenta el riesgo de que se violen los límites de estabilidad de la red. Para poder prevenir un colapso se debe conocer la configuración de la red, los flujos de potencia y las tensiones en sus nodos. Los sincrofasores pueden brindar esta información clave y además facilitar el cálculo de algunos índices usados para la predicción de inestabilidad. Adicionalmente, con la tecnología sincrofasorial aumenta la velocidad de reacción ante contingencias ya que las PMU presentan el estado del sistema sin involucrar pesados procesamientos de datos y las estampas de tiempo garantizan que las medidas pertenezcan a un mismo estado del sistema.
Esquemas de control avanzado
Los sincrofasores permitirían llevar directamente al controlador de red las mediciones del vector de estado del sistema, eliminando así en el bucle de control la incertidumbre propia del modelo matemático. De esta manera el controlador se basa principalmente en la realimentación y menos en los modelos [5].
Control de Generación Distribuida
Según IEEE la generación distribuida es aquella energía eléctrica producida por instalaciones de menor tamaño que las actuales grandes centrales de generación, de manera que se puedan conectar en cualquier punto del sistema eléctrico. En este contexto, La condición de isla es un fenómeno eléctrico que se produce cuando la energía suministrada por la red eléctrica se interrumpe y los generadores distribuidos siguen energizando una parte o toda la carga [6].
La Figura 1 muestra una configuración de una red típica para GD en la cual la apertura del interruptor B1 da como resultado una condición de isla. Durante esta condición de isla, las máquinas de corriente alterna son vulnerables a los cierres fuera de fase, que pueden causarles un daño permanente. La falla en el disparo de los generadores aislados puede representar un riesgo de seguridad para el personal en las instalaciones y también puede dar lugar a problemas de calidad de energía con las cargas conectadas. Por estas razones, las empresas suministradoras de energía eléctrica requieren que los generadores distribuidos aislados se desconecten tan rápido como sea posible para minimizar las condiciones operativas peligrosas [7].
La Figura 1 muestra un sistema con un relé, que cuenta con módulos funcionales de PMU, en la ubicación del generador aislado y otro relé en una subestación de transmisión. Ambos relés adquieren las mediciones del fasor de voltaje de ambas ubicaciones. Estos relés envían mensajes de sincrofasores al procesador de vectores de sincrofasores (SVP), un dispositivo que combina la funcionalidad de un PDC con las prestaciones de un PLC permitiendo implementar esquemas de control, a intervalos de tiempo específicos (sesenta mensajes por segundo, por ejemplo). El SVP usa los sincrofasores de voltaje de secuencia positiva que obtiene de los relés para detectar la condición de isla.
Detección de Eventos
La figura 2 muestra una señal que contiene la respuesta del sistema eléctrico de potencia a eventos típicos, cada dinámica a una escala de tiempo diferente. Algunos de los fenómenos dinámicos típicos de un sistema eléctrico que pueden ser identificados a partir de diferentes componentes de las señales entregadas por una PMU son:
- Eventos discretos como conmutación de líneas de transmisión. Milisegundos.
- Estabilidad de pequeña señal. Segundos.
- Operación de cambio de Tap en Transformadores. Estabilidad de Voltaje.
Identificar estos eventos permite al operador del sistema tomar las acciones apropiadas a tiempo. Dependiendo de la naturaleza de estos eventos, las acciones pueden ser preventivas, correctivas o restaurativas. Por lo tanto, es muy importante que a las aplicaciones sincrofasoriales que detectan estos eventos se les proporcione información limpia para que no se tomen acciones en falso.
Componentes de una Red de Sincrofasores
Dentro de una red de sincrofasores, como la de la figura 3, podemos identificar dos componentes principales, las unidades de medición fasorial (o PMU, por su nombre en inglés Phasor Measurement Unit) y los concentradores de datos de fasores (o PDC, por su nombre en inglés Phasor Data Concentrator). Las PMU son dispositivos que miden y entregan sincrofasores de voltaje y corriente, frecuencia del sistema, tasa de cambio de frecuencia (o ROCOF, por su nombre en inglés Rate Of Change Of Frequency), una estampa de tiempo y los metadatos necesarios para la interpretación de la información. Los PDC actúan como nodos en la red de comunicaciones donde se procesan los datos de sincrofasores de diferentes PMU u otros PDC y se envían como un flujo de datos a un PDC de más alto nivel. Algunas funciones de los PDC pueden ser: realizar chequeos de calidad de los datos, almacenamiento de datos para análisis posterior y visualización de datos, entre otros.
El estándar IEEE define dos clases de desempeño de PMU, la clase P que ofrece una respuesta rápida y menos filtrado, generalmente utilizada para las aplicaciones de Protección, y la clase M cuya respuesta es más lenta, pero ofrece una mayor precisión gracias a su estricto filtrado, generalmente utilizada para análisis de datos.
Se puede hablar de una estructura jerárquica de PDCs que sigue la jerarquía de los sistemas de potencia: subestaciones, empresas de energía, áreas de control regional y nivel de interconexión. Los PDC también pueden trabajar uno a uno (peer to peer), cuando se encuentran al mismo nivel.
Mensajes en una Red de sincrofasores
El estándar IEEE Std C37.118.2, Standard for Synchrophasor Data Transfer for Power Systems [8], define cuatro tipos de mensaje en una red de sincrofasores.
- Mensaje de Datos: Son las medidas tomadas por las PMU: sincrofasores, frecuencia, ROCOF, palabras analógicas y digitales.
- Mensaje de Configuración: Datos de configuración de los dispositivos, cantidad de PMU incluidas en la trama de datos, formato de los datos, cantidad de señales y sus nombres, factores de escala y demás metadatos necesarios para la interpretación de la información.
- Mensaje de Cabecera: Información descriptiva enviada por los dispositivos, pero proporcionada por el usuario. Se envía como caracteres ASCII.
- Mensaje de Comando: Enviados por los dispositivos para controlar la comunicación. Con este tipo de mensaje se inicia o termina la transmisión de datos y se solicitan las tramas de configuración y cabecera.
Los cuatro tipos de mensaje tienen la misma estructura base:
SYNC: Palabra de sincronización, dos bytes que identifican el inicio de una trama y el tipo de mensaje.
FRAMESIZE: Cantidad de bytes del mensaje, máximo 65.535 bytes.
IDCODE: Identifica el destino de la trama si es un mensaje de comando y el origen si es otro tipo de mensaje.
SOC: Estampa de tiempo, inició el primero de enero de 1970 y se reinició en 2016.
FRACSEC: Fracción de segundo y calidad de tiempo. Instante de la medida para mensajes de datos e instante de la transmisión para otro tipo de mensaje.
CHK: Chequeo de redundancia cíclica. Sirve para determinar la integridad de la trama.
Consideraciones de Ancho de Banda y Almacenamiento
El protocolo IEEE C37.118 es eficiente en cuanto al formato de los datos, sin embargo, deben hacerse ciertas consideraciones respecto a la transmisión y almacenamiento de datos. A una tasa de transmisión de 60 tramas por segundo, los fasores de voltaje y corriente, frecuencia, ROCOF, palabras analógicas y digitales, y estampas de tiempo, representan una gran cantidad de información. Por ejemplo, una PMU que transmita 8 fasores, 2 datos analógicos y 2 digitales, todo en punto flotante a 60 mensajes por segundo requiere 61.2 kbps en puerto serial, 84.375 kbps en TCP y 78.75 kbps en UDP. Esto es un problema en el caso de la comunicación serial ya que un puerto serial típico de PMU soporta un ancho de banda de 57.6 kbps [9].
Idealmente debería haber un PDC en cada subestación y en cada puesto de control. Esto permitiría reducir el ancho de banda necesario del canal de comunicación para enviar la información de las PMU fuera de la subestación ya que el PDC concentra los datos de todas las PMU antes de enviarlos. Además, mejoraría la seguridad ya que solo habría que manejar un flujo de datos en un punto de la subestación.
Las tablas 1 y 2 muestran los requerimientos de ancho de banda y almacenamiento, útil en aplicaciones como análisis post falla o predicción de eventos, para 10 PMU como las del ejemplo mencionado anteriormente.
El formato de los datos, la tasa de reporte y la cantidad de fasores deben ser determinados por la aplicación. Si una aplicación puede funcionar correctamente a una tasa de 20 mensajes por segundo y formato en enteros, enviar 60 mensajes por segundo en punto flotante representaría un desperdicio innecesario de ancho de banda y capacidad de almacenamiento de un 600%.
Tabla 1. Efecto de un PDC sobre el ancho de banda.
| Flujo de Datos | Ancho de Banda (kbps) | |
| TCP | UDP | |
| Individual por PMU | 650 | 600 |
| Unido en un PDC | 260 | 254 |
Tabla 2. Efecto del formato sobre el espacio de almacenamiento.
| Formato de Datos | Almacenamiento | |||
| Hora | Día | Mes | Año | |
| Punto Flotante | 177 MB | 4.3 GB | 124 GB | 1.5 TB |
| Entero de 16 Bits | 94 MB | 2.3 GB | 67 GB | 810 GB |
Actualmente muchos operadores están mejorando sus redes de comunicación para permitir la implementación de redes sincrofasoriales, sin embargo, utilizando el ancho de banda ofrecido por una red conmutada se puede configurar un sistema que permita el uso de esta tecnología [10].
Referencias Bibliográficas
[1] Justin Beau, C. Blalock, E. Frye, F. Harley, C. Odom, H. Lu and J. Zhao,” An Introduction to Synchrophasors”.
[2] Charles Steinmetz, “Complex Quantities and Their Use in Electrical Engineering”.
[3] XM: Planeación y operación del SIN, “Proyectos para la planeación y operación confiable y segura del SIN”, 2015.
[4] Andrés Pérez, “Sincrofasores y su aplicación en control de área amplia en sistemas de potencia”, Universisad Autónoma de Occidente, 2012.
[5] XM: Cesar Augusto Giraldo García, “Unidad de Medición Fasorial Sincronizada PMUs”, 2009.
[6] David Velasco, César Trujillo, Johann Hernández, “Algoritmo de detección en modo isla de un inversor, basado en la medición del segundo armónico”, Universidad Distrital Francisco José de Caldas, 2012.
[7] Armando Guzman, Venkat Mynam, “Detección de condición de isla para la generación distribuida”, SEL, 2016.
[8] IEEE: “IEEE Standard for Synchrophasor Data Transfer for Power Systems”, 2011.
[9] Greg Hataway, Bill Flerchinger, Roy Moxley,” Synchrophasors for Distribution Applications”.
[10] SEL: “Synchrophasors FAQs”, 2012.
