42839874 improve-reliability-using-phasor-measurement-units-for-smart-grid-sajal-jain


Published on

Published in: Technology, Business
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Total views
On SlideShare
From Embeds
Number of Embeds
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

42839874 improve-reliability-using-phasor-measurement-units-for-smart-grid-sajal-jain

  1. 1. Improve Reliability Using Phasor Measurement  Units for Smart Grid  Sajal Jain, 9028‐65‐4127, USC Viterbi School of Engineering  EE‐444 Power System Technology   AbstractFor  the  transmission  and  distribution  system  to  become  more  affordable,  reliable  and sustainable  the  grid  needs  to  become  smarter.  During  the  past  few  years  a  considerable number  of  activities  have  been  carried  out  in  United  States  to  achieve  a  smart  power  grid. Smart  Grid  is  envisioned  to  use  all  present  technologies  in  transforming  grid  intelligently  in better situational awareness and operation friendliness. At the same time blackouts in past and reliability of grid are major issues for system engineers. This paper describes a system to improve  the  security  of  grid  against  false  faults  and  load  swing.  This  system  called, the Phasor Measurement Unit (PMU) is an important and promising technology in making the future grid smarter.   1. INTRODUCTION  The  society  depends  on  reliable  electricity  as  an  essential  source  for  security,  health  and welfare; communication, finance, transportation, food, water supply, heating, cooling, leisure, computers, entertainment, education, and almost every aspect of life we could think of. People always  expect  that  electricity  will  be  available  when  they  flick  on  the  switch.  But  providing electricity  with  high  reliability  is  a  tough  challenge  with  so  many  components  and  unseen conditions.  After  generation  of  electricity,  it  requires  a  reliable,  efficient  and  affordable transmission system to deliver power from utility to customer.   The electricity is generated at lower voltages of about 10KV to 25KV from various sources of generation and then stepped up to high voltage of 230KV and above for transmission to reduce losses,  transmit  bulk  power  reliably  and  economically  over  long  distances.  The  transmission    Page | 1   
  2. 2. lines  are  a interco onnected  at  various  switchin ng  points  to  form m  a  net twork Fig1 Basic Structure of Electric System of power r carrying lin nes which ar re called as  grid. United d States has  about 157,0 000 miles of f high voltage g grid transmis ssion lines. A After electricity reaches s its destinat tion it is again stepped d down to  lower voltages  depending  on the  source  it  has  to  feed  i.e.  industrial  (12KV  to  115KV or  r  n  V) residential (120V to 2 240V) and distributed to o customers.   Fig2 Transmission System m Investment over time  Though  the  electric  demand in  United  States  has  b d  been  increasing  at  25% since  1990 the  %  0, transmission facility construction n is decreasing at about t 30%. Thus this results into more power  ansmitted  per  line  whic creates  grid  congestion,  less  reliability  and  higher  electbeing  tra ch  tricity cost.  The e consequen nces of these e bottleneck ks become la arge and ma ay cause loss s of grid stab bility,    Pag ge | 2   
  3. 3. lose  of  power,  loss  of  communication,  etc.  This  situation  is  known  as  blackout  or  rolling blackout.    2. BLACKOUTS  The cascading failures in a power system which result in the loss of power over a region for considerable duration of time are referred as blackout. These have a major direct and indirect impact on the economy and national security. Although large cascading blackouts are relatively rare,  their  impact  on  the  system  results  into  such  a  high  risk  that  it  becomes  necessary  to mitigate and avoid them in the best possible way.  There has been number of blackouts in United States over the time which resulted in new transmission  policies  for  reliability  improvement  every  time.  The  major  blackouts  and  their causes and impact were:  2. a.  November 9, 1965  One  of  the  five  230KV  line  operating  from  Beck  plant  in  Ontario  to  the  Toronto  area went down due to operation of a backup protection relay. While distribution of power on the four remaining lines, they started tripping every 2.5 seconds resulting into huge power swing and  cascading  outage.  It  blacked  out  almost  entire  northeast  affecting  around  30  million people’s life. It took about 13 hours to bring back the power for the entire region.  2. b.  July 13, 1977   This blackout though concentrated to the New York City only but has major impact on the economy and security of the people. It triggered from a total collapse of two 345 KV lines on a common tower struck by lighting and tripping off. The utility dispatcher tried to save the system over the next hour, but the system collapsed and resulted into blackout which affected 9 million New York City residents and lasted for about 26hrs.  2. c.  July 2, 1996  In the summer of 1996 in the Western North America a line to ground fault due to a tree resulted into flashover of a 345KV line. The protective systems detected the fault and operated to de‐energize the line, but due to faulty operation of protective relay on a parallel transmission line  it  de‐energized  a  second  line.  The  loss  of  2  lines  from  the  system  reduced  the  ability  of    Page | 3   
  4. 4. system to carry the power from generating station to load causing shut down of two out of four generating  units  at  the  plant.  This  resulted  into  unbalance  between  load  and  supply  and frequency  begin  to  decline.  The  system  became  unstable,  automatic  protection  systems initiated and outages occurred for few customers to save the entire system. It affected around 2 million customers and took from few minutes to several hours for completely re‐energizing the system.  2. d.  August 10, 1996  In the same summer of 1996 another blackout occurred. This time the system triggered from  random  transmission  line  outages,  resulting  into  system  instability  causing  four  electric islands in western interconnection. It is believed that before the event the lines were heavily loaded  due  to  extreme  demand  caused  by  hot  weather  day  throughout  most  of  the  western region and also because of high electric transfers from Canada into northwest to California as the  hydroelectric  plants  were  working  in  excellent  condition.  Again  due  to  trees  touching  the lines  multiple  short  circuits  occurred  on  500kv  lines  resulting  into  cascading  outages  due  to overloads.  It  was  also  discovered  the  operators  had  done  the  adequate  operating  studies.  It affected around 7.5 million customers and lasted for about 9 hrs.  2. e.  July 25, 1998   The blackout triggered from a lightning striking a 345KV line in Minnesota and initiating system protection to de‐energize the line. This resulted into overloading of the low voltage lines in the region, but the lightning struck another 345KV line and protective system de‐energized it too.  This  resulted  into  extreme  overloading  of  lower  voltage  transmission  lines  and  system protection  began  removing  them  from  service.  The  cascading  removal  of  lines  continued  and entire northern MAPP region formed three islands, resulting into blackout of the northwestern Ontario Hydro system. It affected around 152 thousand people and lasted for about 19 hrs.  2. f.  August 14, 2003  The biggest blackout in the history of Northern America resulted into shutting down of 508 generating units in 265 power plants across the north east. 50 million people not only in US but Canada too were left without electricity. It is believed that due to very high electric demand a generating unit in Eastlake, Ohio went offline putting strain on HV transmission lines. But again    Page | 4   
  5. 5. short  circuits  occurred  due  to  overgrown  trees,  resulting  into  cascading  effects  ultimately forcing  to  shutdown  many  power  plants.  The  various  direct  causes  and  contributing  factors included:  o Failure to maintain adequate reactive power support  o Failure to ensure operation within secure limits  o Inadequate vegetation management  o Inadequate operator training  o Failure  to  identify  emergency  conditions  and  communicate  that  status  to  neighboring  systems  o Inadequate regional‐scale visibility over the bulk power system.    The various reports on blackouts have shown that these blackouts were preventable. Most of  the  instances  due  to  inefficiency  of  the  system  and  operator  to  respond  in  such  a  short period for multiple cascading effects have been the reason. Though after 1965 blackout several regulations and recommendations were made to prevent similar situation to arise in future, still August 2003 blackout has many similarities to the earlier ones.   For improvement of the reliability of the system we require comprehensive monitoring of the system, training and enforcement of standards within the system, so that it could response to critical situation, earliest possible over a larger area in the shortest possible time period with minimum human interference required.   3. SMART GRID  According to “The Smart Grid: An Introduction” publication by US Department of Energy’s Office of Electricity Delivery and Energy reliability, A smarter grid applies technologies, tools and techniques available now to bring knowledge to power‐ knowledge capable of making the grid work far more efficiently   Ensuring its reliability to degree never before possible   Maintaining its affordability   Reinforcing our global competitiveness    Page | 5   
  6. 6.  Fully accommodating renewable and traditional energy sources   Potential reducing our carbon footprint   Introducing advancements and efficiencies yet to be envisioned  It  is  a  technology  that  will  force  the  Utilities  and  suppliers  to  redesign  the  electric  grid  and rethink its operations. It will enable to deliver electricity to the consumer from supplier using the  complete  power  system  with  ability  to  save  energy,  improve  efficiency,  quality  and reliability and reduce consumer cost.  It will enable distributed generation grid connection, grid energy  storage  for  distributed  generation  load  balancing  and  containing  failures  due  to widespread power grid cascading failures by using advanced sensing, information technology, networks, communication techniques, control, transport and distribute electricity.    Fig3 Basic Smart Grid Ingredients       Page | 6   
  7. 7. 4. PHASOR MEASUREMENT UNITS    4.1 INTRODUCTION  A phasor is a complex number used to determine magnitude and relative angle for a voltage and current waveform. A phasor measurement unit (PMU) also known as Synchrophasor, is a device which in addition to voltage and current phasors can also measure simultaneously and synchronize the associated frequency and electric power. The measurements are synchronized through Global Positioning Satellite (GPS) using one pulse per second (1pps) as the reference.   Fig4 Phasor representation of a sinusoidal signal (a) Sinusoidal signal (b) Phasor representation  The sinusoidal waveform is represented as  x(t) = Xm cos(ωt + φ) Then the phasor representation of the signal is given by   X = Xm/sqrt (2)*e‐jφ = Xm/sqrt (2)*(cosφ + j sinφ) It  can  be  noted  that  signal  frequency  ω  is  not  states  in  the  phasor  representation.  Thus  the phasor implies a stationary sinusoidal waveform. PMUs use a data window which is one period of  fundamental  frequency  of  input  signal.  If  the  system  frequency  deviates  PMUs  uses  a frequency tracking and separate the fundamental frequency and its phasor representation.  A synchrophasor infrastructure consists of 3 layers:   1. Measurement Layer, made up of PMUs connected at transmission voltage level    Page | 7   
  8. 8. 2. Data Collection Layer, made up of phasor data concentrators to collect and synchronize  data   3. Application Layer, made of tools of PMU data for grid operators and offline analysis.   Fig5  A Representative Synchrophasors Infrastructure   4.2 APPLICATIONS    a. Power System Monitoring   Presently system is monitored using state estimator software based on models and data from Supervisory  Control  and  Data  Acquisition  (SCADA)  to  find  out  voltage  magnitude  and  angles. These are measured in intervals of several seconds. But with PMUs instead of estimating actual measuring of system state could be done. The real time monitoring and time synchronization will  continuously  analyze  operating  conditions  and  inform  the  operators  about  stressed  grid. Dynamic  system  models  could  be  improved  by  detecting  and  analyzing  inter‐area  oscillation modes and can further be used to fine tune and optimize existing system stabilizers.      Page | 8   
  9. 9. b. Power System State Estimation   Prior to PMUs state could not be measured but just inferred using unsynchronized power flow measurements.  But  now  state  estimation  algorithms  use  measurements  of  line  flows  and injections,  both  real  and  reactive  power,  to  estimate  all  bus  voltages  and  magnitude.  It improves the accuracy and robustness of bad data, faster solutions to linear system problems, and  availability  of  data  on  external  network.    Also  PMU  derived  state  estimation  provides possibility  for  3‐phase  or  3‐sequence  state  estimator  to  monitor  phase  unbalance  due  to grounding or equipment degradation.     c. Power System Event Analysis   PMUs  provide  high  resolution  data  for  dynamic  event  analysis.  Earlier  data  recorders  and loggers didn’t have time synchronization, making the job of understanding and reconstructing a timeline  of  what  happened  very  difficult  and  time  consuming.  But  with  PMUs  and  GPS coordination  troubleshooting  time  can  cut  down  from  few  hours  to  few  seconds.  NERC reported  that  data  recorded  by  PMUs  during  2008  Florida  event  helped  the  event  analysis tremendously.   d. Line Parameter Calculation   PMU data from ends of line can be used to calculate actual line parameters. It helps in verifying design  data  based  on  line  geometry.  Line  parameter  monitoring  and  calculation  continuously can help in modeling the changes line parameter with external factors line is exposed to.   e. Real Time Congestion Management  It is done to maintain real time flow across transmission lines and paths within reliable transfer capabilities.  It  is  an  important  function  to  manage  demand  in  an  economic  manner  without challenging transmission limits. For congestion management actual flow on a line is compared to  nominal  transfer  capability  (NTC)  of  the  line  which  is  pre‐calculated.  This  pre‐calculations have limitation of thermal factors, voltage and stability conditions. The assumptions for NTC are    Page | 9   
  10. 10. conservative  and  can  result  in  excessive  margins  in  congestion  management.  But  with  PMUs highly  accurate  meter  data  in  real  time  conditions,  calculations  for  path  limit  and  path  flow improves  highly.  The  high  speed  real‐time  algorithms  provide  Real  Time  Transfer  Capability (RTC) limits with critical stability and voltage paths.   f. Power System Protection  Distance relays zone 3 or backup protections many time trips due to load encroachment during power system disturbances. This forces protection engineers to remove backup zone, essential for downstream protection in case of failure of protection system to remove a fault. But PMUs avoid  false  failure  by  back  up  zone  supervision.  PMUs  uses  wide  area  measurements  for restraining back up relays to operate in case of power or load swing but coordinating with other PMUs data and discriminating load swing and fault   g. Adaptive Protection  Conventional protection system responds to faults in a predetermined manner irrespective of the  prevailing  system  conditions.  Adaptive  relaying  assumes  that  system  characteristics  and protection  parameters  should  be  coordinated  according  to  prevailing  conditions.  PMUs application  for  adaptive  protection  with  out  of  step  relays  and  line  relays  provide  better security  and  dependability.  PMUs  have  much  accurate  measure  of  line  impedance  for  actual fault location. PMU uses data from both ends of the transmission line for fault calculation.   h. Power system Control  Prior  to  introduction  of  PMUs  the  system  control  was  set  up  locally.  Many  subsystems  like machines  only  had  local  control  signals.  But  with  the  advent  of  Synchrophasors  the  remote control  based  upon  measured  quantities  has  taken  place.  A  time  tag  is  associated  with  the phasor  data  so  that  control  of  the  system  based  on  past  conditions  can  be  calculated.  The frequency of measurements every 15–60Hz i.e. 1‐4 times per second handles the control task efficiently.    Page | 10   
  11. 11. 5. CONCLUSION It  is  believed  that  smart  grid  compared  to  present  transmission  grid  is  something  like supercomputers are to abacus. It is more than just a power grid, with two way communication and  information  technology  being  an  integral  part  of  it.  It  offers  higher  challenges  to  system protection  engineers  for  enhanced  reliability  of  the  grid  with  new  standards  and  regulations. Phasor  measurement  units  have  been  a  state  of  art  tool  that  has  proven  its  worth  in  solving existing  problems  and  better  understanding  of  the  power  system.  For  implementation  of phasor  measurement  technology  by  utilities,  identification  and  selection  of  applications suitable for the benefit of the individual system and the interconnected grid is a must. It is believed PMU technology is likely to be implemented initially for: a) validation of system models, and b) accurate postmortem analysis. Then  with  experience  in  PMU  data  and  real  time  operation,  much  more  complex  state estimation algorithms for energy and system management could be developed. Ultimately, the goal  is  to  improve  protection  and  control  functions  and  eliminate  catastrophic  failures  or reduce severity of such failures from the future of power system.       Page | 11   
  12. 12. 6. REFERENCES   1. “Grid  2030:  A  National Vision  for  Electricity’s   Second  100  Years”,  July 2003  by  United  States Department of Energy office of Transmission and Distribution  2. “The Smart Grid: An Introduction” prepared for the U.S. Department of Energy by Litos  Strategic Communication  3. “National Transmission Grid Study”, May 2002 by U.S. Department of Energy  4. “Examples of major bulk electric system power outages”, NERC website documents  5. "Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada:  Causes  and Recommendations," U.S.‐Canada Power System Outage Task Force, April 5, 2004  6. Farhangi,  H,  “The  path  of  the  smart  grid”  IEEE  Power  and  Energy  Magazine  Volume  8  Issue 1, January‐February 2010  7. De La Ree, J.  Centeno, V.  Thorp, J.S.  Phadke, A.G., “Synchronized Phasor Measurement  Applications in Power Systems” IEEE Transactions on Smart Grid Volume 1 Issue 1 June  2010  8. Bhatt,  N.B.,  “Role  of  Synchrophasors  Technology  in  Development  of  a  Smarter  Transmission  Grid”    IEEE  Power  and  Energy  Society  General  Meeting  2010,  25‐29  July  2010  9. Skok, S.  Ivankovic, I.  Cerina, Z., “Applications Based on PMU Technology for Improved  Power System Utilization” IEEE Power Engineering Society General Meeting 2007, 24‐28  June 2007  10. Tholomier,  D.;  Kang,  H.;  Cvorovic,  B.,  “Phasor  Measurement  Units:  Functionality  and  Applications”, Power Systems Conference, 2009. PSC 09, 10‐13 March 2009    Page | 12