Page | 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 

 

Abstract

For  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 

 

lines  a

Fig1 Basic 

of power

voltage g

to  lower

residenti

Fig2 Trans

Thou

transmis

being  tra

cost.  The

are  interco

Structure of E

r carrying lin

grid transmis

r  voltages  d

al (120V to 2

mission System

gh  the elec

sion facility 

ansmitted p

e consequen

onnected 

lectric System

nes which ar

ssion lines. A

epending  on

240V) and d

m Investment 

tric demand

construction

er  line whic

nces of these

at  variou

 

re called as 

After electri

n  the  sourc

istributed to

over time 

d  in United 

n is decreas

ch creates g

e bottleneck

s  switchin

grid. United

city reaches

e  it  has  to 

o customers

States has b

ing at about

rid congesti

ks become la

ng  points 

d States has 

s its destinat

feed  i.e.  in

. 

been  increa

t 30%. Thus 

on,  less  reli

arge and ma

to  form

about 157,0

tion it is aga

dustrial  (12

sing at 25%

this results 

ability and 

ay cause loss

Pag

m  a  net

000 miles of

in stepped d

KV  to  115KV

%  since 1990

into more p

higher elect

s of grid stab

 ge | 2  

twork 

f high 

down 

V)  or 

 

0,  the 

ower 

tricity 

bility, 

 Page | 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 | 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 | 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 | 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 | 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 | 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 | 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 | 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 | 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 | 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