หน่วยวัดเฟสเซอร์ ( PMU ) เป็นอุปกรณ์ที่ใช้ในการประมาณค่าขนาดและมุมเฟสของ ปริมาณ เฟสเซอร์ ทางไฟฟ้า (เช่น แรงดันหรือกระแส) ในโครงข่ายไฟฟ้าโดยใช้แหล่งเวลาทั่วไปสำหรับการซิงโครไนซ์ การซิงโครไนซ์เวลามักจะใช้ GPS หรือ IEEE 1588 Precision Time Protocolซึ่งช่วยให้สามารถวัดแบบเรียลไทม์ที่ซิงโครไนซ์กันได้ ณ จุดระยะไกลหลายจุดบนโครงข่าย PMU สามารถจับตัวอย่างจากรูปคลื่นได้อย่างรวดเร็วต่อเนื่องกันและสร้างปริมาณเฟสเซอร์ขึ้นใหม่ ซึ่งประกอบด้วยการวัดมุมและการวัดขนาด การวัดที่ได้เรียกว่าซิงโครเฟสเซอร์การวัดที่ซิงโครไนซ์เวลาเหล่านี้มีความสำคัญ เนื่องจากหากอุปทานและอุปสงค์ของโครงข่ายไม่ตรงกันอย่างสมบูรณ์ ความไม่สมดุลของความถี่อาจทำให้เกิดความเครียดในโครงข่าย ซึ่งเป็นสาเหตุที่อาจทำให้เกิดไฟฟ้าดับได้^{[ 1 ]}

PMU ยังสามารถใช้เพื่อวัดความถี่ในโครงข่ายไฟฟ้าได้อีกด้วย PMU เชิงพาณิชย์ทั่วไปสามารถรายงานการวัดด้วยความละเอียดเชิงเวลาสูงมาก สูงถึง 120 การวัดต่อวินาที ซึ่งช่วยให้วิศวกรสามารถวิเคราะห์เหตุการณ์แบบไดนามิกในโครงข่ายได้ ซึ่งเป็นไปไม่ได้ด้วย การวัด SCADA แบบดั้งเดิม ที่สร้างการวัดเพียงครั้งเดียวทุกๆ 2 หรือ 4 วินาที ดังนั้น PMU จึงช่วยให้บริษัทสาธารณูปโภคมีขีดความสามารถในการตรวจสอบและควบคุมที่ดียิ่งขึ้น และถือเป็นหนึ่งในอุปกรณ์วัดที่สำคัญที่สุดในอนาคตของระบบไฟฟ้า^{[ 2 ]} PMU อาจเป็นอุปกรณ์เฉพาะ หรือฟังก์ชัน PMU อาจถูกรวมเข้ากับรีเลย์ป้องกันหรืออุปกรณ์อื่นๆ^{[ 3 ]}

ในปี พ.ศ. 2436 Charles Proteus Steinmetzได้นำเสนอเอกสารเกี่ยวกับการอธิบายทางคณิตศาสตร์แบบง่ายของรูปคลื่นของไฟฟ้ากระแสสลับ Steinmetz เรียกการแสดงแทนของเขาว่าเฟเซอร์^{[ 4 ]}ด้วยการประดิษฐ์หน่วยวัดเฟเซอร์ (PMU) ในปี พ.ศ. 2531 โดยDr. Arun G. PhadkeและDr. James S. Thorpที่ Virginia Tech เทคนิคการคำนวณเฟเซอร์ของ Steinmetz ได้พัฒนาไปสู่การคำนวณการวัดเฟเซอร์แบบเรียลไทม์ที่ซิงโครไนซ์กับการอ้างอิงเวลาสัมบูรณ์ที่จัดทำโดยระบบระบุตำแหน่งทั่วโลก ( GPS) ดังนั้นเราจึงเรียกการวัดเฟเซอร์ที่ ซิงโค รไนซ์ ว่าซิงโครเฟ เซอร์ ต้นแบบแรกของ PMU ถูกสร้างขึ้นที่Virginia Techและ Macrodyne ^{[ 5 ]}ได้สร้าง PMU เครื่องแรก (รุ่น 1690) ในปี พ.ศ. 2535 ^{[ 6 ]}ปัจจุบันมีจำหน่ายในเชิงพาณิชย์

ด้วยการเติบโตที่เพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานแบบกระจายบนโครงข่ายไฟฟ้า ระบบการตรวจสอบและควบคุมที่มากขึ้นจึงมีความจำเป็นเพื่อตรวจสอบการไหลของพลังงานอย่างแม่นยำ ในอดีต การส่งพลังงานไปยังลูกค้าเป็นแบบทิศทางเดียวผ่านส่วนประกอบแบบพาสซีฟ แต่ปัจจุบันลูกค้าสามารถผลิตพลังงานเองได้ด้วยเทคโนโลยีต่างๆ เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ ทำให้ระบบการส่งพลังงานเปลี่ยนไปเป็นระบบสองทิศทางสำหรับระบบจำหน่าย ด้วยการเปลี่ยนแปลงนี้ จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่เครือข่ายการส่งและจำหน่ายจะต้องได้รับการตรวจสอบอย่างต่อเนื่องผ่านเทคโนโลยีเซ็นเซอร์ขั้นสูง เช่น PMU และ uPMU

กล่าวโดยง่าย โครงข่ายไฟฟ้าสาธารณะที่บริษัทไฟฟ้าดำเนินการนั้น เดิมทีถูกออกแบบมาเพื่อรับพลังงานจากแหล่งเดียว นั่นคือเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและโรงไฟฟ้าของบริษัทที่ดำเนินการ และส่งพลังงานนั้นเข้าสู่โครงข่าย ซึ่งลูกค้าจะใช้พลังงานนั้น ปัจจุบัน ลูกค้าบางรายกำลังใช้งานอุปกรณ์ผลิตพลังงาน (แผงโซลาร์เซลล์ กังหันลม ฯลฯ) และเพื่อประหยัดค่าใช้จ่าย (หรือเพื่อสร้างรายได้) ก็ได้ส่งพลังงานกลับเข้าสู่โครงข่ายด้วยเช่นกัน การส่งพลังงานกลับเข้าสู่โครงข่ายอาจทำได้ผ่านการวัดสุทธิ (net metering ) ขึ้นอยู่กับภูมิภาค เนื่องจากกระบวนการนี้ แรงดันและกระแสไฟฟ้าจะต้องได้รับการวัดและควบคุมเพื่อให้แน่ใจว่าพลังงานที่เข้าสู่โครงข่ายมีคุณภาพและมาตรฐานตามที่อุปกรณ์ของลูกค้าคาดหวัง (โดยพิจารณาจากตัวชี้วัดต่างๆ เช่น ความถี่ การซิงโครไนซ์เฟส และแรงดัน) หากไม่ทำเช่นนี้ ดังที่ Rob Landley กล่าวไว้ว่า "หลอดไฟของผู้คนจะเริ่มระเบิด" ^{[ 7 ]}ฟังก์ชันการวัดนี้คือสิ่งที่อุปกรณ์เหล่านี้ทำ

PMU สามารถวัด รูปคลื่น AC 50/60 Hz (แรงดันและกระแส) ได้โดยทั่วไปที่อัตรา 48 ตัวอย่างต่อรอบ ทำให้มีประสิทธิภาพในการตรวจจับความผันผวนของแรงดันหรือกระแสที่น้อยกว่าหนึ่งรอบ อย่างไรก็ตาม เมื่อความถี่ไม่แกว่งไปมารอบๆ หรือใกล้ 50/60  Hz PMU จะไม่สามารถสร้างรูปคลื่นเหล่านี้ขึ้นมาใหม่ได้อย่างแม่นยำ การวัดเฟสเซอร์จาก PMU สร้างขึ้นจากคลื่นโคไซน์ ซึ่งมีโครงสร้างดังต่อไปนี้^{[ 8 ]}

${\displaystyle A\cos(\omega t+\theta )}$

A ในฟังก์ชันนี้เป็นค่าสเกลาร์ ซึ่งส่วนใหญ่มักอธิบายว่าเป็นขนาดของแรงดันหรือกระแส (สำหรับการวัด PMU) θ คือค่าชดเชยมุมเฟสจากตำแหน่งเริ่มต้นที่กำหนดไว้ และ ω คือความถี่เชิงมุมของรูปคลื่น (โดยปกติคือ 2π50  เรเดียน/วินาที หรือ 2π60  เรเดียน/วินาที) ในกรณีส่วนใหญ่ PMU จะวัดเฉพาะขนาดของแรงดันและมุมเฟส และถือว่าความถี่เชิงมุมเป็นค่าคงที่ เนื่องจากถือว่าความถี่นี้เป็นค่าคงที่ จึงถูกละเลยในการวัดเฟเซอร์ การวัดของ PMU เป็นปัญหาการปรับให้เข้ากับทางคณิตศาสตร์ โดยที่การวัดจะถูกปรับให้เข้ากับเส้นโค้งไซน์^{[ 8 ]}ดังนั้น เมื่อรูปคลื่นไม่ใช่รูปไซน์ PMU จึงไม่สามารถปรับให้เข้ากับรูปคลื่นได้อย่างแม่นยำ ยิ่งรูปคลื่นไม่เป็นไซน์มากเท่าใด เช่น พฤติกรรมของกริดในช่วงแรงดันตกหรือความผิดพลาด การแสดงเฟเซอร์ก็จะยิ่งแย่ลงเท่านั้น

สัญญาณคลื่นกระแสสลับแบบอนาล็อกที่ตรวจจับได้โดย PMU จะถูกแปลงเป็นดิจิทัลโดยตัวแปลงอนาล็อกเป็นดิจิทัลสำหรับแต่ละเฟส ออสซิลเลเตอร์แบบล็อกเฟสพร้อมกับ แหล่งอ้างอิง ระบบระบุตำแหน่งทั่วโลก (GPS) จะให้การสุ่มตัวอย่างแบบซิงโครไนซ์ความเร็วสูงที่จำเป็นด้วยความแม่นยำ 1 ไมโครวินาที อย่างไรก็ตาม PMU สามารถรับแหล่งเวลาได้หลายแหล่ง รวมถึงแหล่งอ้างอิงที่ไม่ใช่ GPS ตราบใดที่แหล่งอ้างอิงเหล่านั้นได้รับการสอบเทียบและทำงานพร้อมกัน สัญญาณเฟสเซอร์ที่มีการประทับเวลาที่ได้สามารถส่งไปยังตัวรับสัญญาณในพื้นที่หรือระยะไกลได้ในอัตราสูงสุด 120 ตัวอย่างต่อวินาที การที่สามารถมองเห็นการวัดแบบซิงโครไนซ์เวลาในพื้นที่ขนาดใหญ่เป็นประโยชน์ในการตรวจสอบการทำงานของโครงข่ายไฟฟ้าโดยรวม และระบุว่าส่วนใดของโครงข่ายไฟฟ้าได้รับผลกระทบจากความปั่นป่วนต่างๆ

ในอดีต มีการใช้ PMU เพียงจำนวนเล็กน้อยเพื่อตรวจสอบสายส่งไฟฟ้า โดยมีข้อผิดพลาดที่ยอมรับได้ประมาณ 1% อุปกรณ์เหล่านี้เป็นเพียงอุปกรณ์หยาบที่ติดตั้งเพื่อป้องกันไฟฟ้าดับครั้งใหญ่ ปัจจุบัน ด้วยการคิดค้นเทคโนโลยีเฟสเซอร์แบบไมโครซิงโครนัส ทำให้ต้องการติดตั้ง PMU จำนวนมากบนเครือข่ายจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งสามารถตรวจสอบพลังงานได้อย่างแม่นยำสูงมาก ความแม่นยำสูงนี้ทำให้สามารถปรับปรุงการมองเห็นระบบและนำกลยุทธ์การควบคุมอัจฉริยะและเชิงป้องกันมาใช้ได้อย่างมีประสิทธิภาพ PMU ไม่จำเป็นต้องติดตั้งเฉพาะที่สถานีไฟฟ้าย่อยอีกต่อไป แต่จำเป็นต้องติดตั้งในหลายจุดของเครือข่าย รวมถึงหม้อแปลงไฟฟ้าแบบเปลี่ยนแท็ป โหลดที่ซับซ้อน และบัสผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์^{[ 9 ]}

แม้ว่าโดยทั่วไปแล้ว PMU จะถูกใช้ในระบบส่งกำลังแต่ก็มีการวิจัยใหม่ๆ เกี่ยวกับประสิทธิภาพของไมโคร PMU สำหรับระบบจำหน่ายระบบส่งกำลังโดยทั่วไปมีแรงดันไฟฟ้าสูงกว่าระบบจำหน่ายอย่างน้อยหนึ่งลำดับ (ระหว่าง 12kV ถึง 500kV ในขณะที่ระบบจำหน่ายทำงานที่ 12kV หรือต่ำกว่า) ซึ่งหมายความว่าระบบส่งกำลังสามารถมีการวัดที่แม่นยำน้อยลงได้โดยไม่กระทบต่อความถูกต้องของการวัด อย่างไรก็ตาม ระบบจำหน่ายต้องการความแม่นยำมากขึ้นเพื่อปรับปรุงความถูกต้อง ซึ่งเป็นข้อดีของ uPMU uPMU ช่วยลดข้อผิดพลาดของการวัดมุมเฟสบนสายจาก ±1° เป็น ±0.05° ทำให้ได้ค่ามุมที่แท้จริงที่แสดงได้ดีขึ้น^{[ 10 ]}คำว่า "ไมโคร" ที่อยู่หน้า PMU หมายถึงการวัดที่แม่นยำยิ่งขึ้น

เฟเซอร์ (Phasor)คือจำนวนเชิงซ้อนที่แสดงทั้งขนาดและมุมเฟสของคลื่นไซน์ที่พบในไฟฟ้า การวัดเฟเซอร์ที่เกิดขึ้นพร้อมกันในระยะทางใดๆ เรียกว่า "ซิงโครเฟเซอร์" (Synchrophasor) แม้ว่าโดยทั่วไปแล้วคำว่า "PMU" และ "ซิงโครเฟเซอร์" จะถูกใช้สลับกัน แต่จริงๆ แล้วมีความหมายทางเทคนิคที่แตกต่างกัน ซิงโครเฟเซอร์คือค่าที่วัดได้ ในขณะที่ PMU คืออุปกรณ์วัด ในการใช้งานทั่วไป หน่วยวัดเฟเซอร์จะถูกสุ่มตัวอย่างจากตำแหน่งที่กระจายอยู่ทั่วเครือข่ายระบบไฟฟ้า และซิงโครไนซ์จากแหล่งเวลาทั่วไปของนาฬิกาคลื่นวิทยุระบบระบุตำแหน่งทั่วโลก (GPS) เทคโนโลยีซิงโครเฟเซอร์เป็นเครื่องมือสำหรับผู้ปฏิบัติงานและนักวางแผนระบบในการวัดสถานะของระบบไฟฟ้า (ในหลายจุด) และจัดการคุณภาพพลังงาน

หน่วยวัดเฟส (PMU) วัดแรงดันและกระแสไฟฟ้า ณ จุดตัดหลัก (สถานีไฟฟ้าย่อยที่สำคัญ) บนโครงข่ายไฟฟ้า และสามารถส่งออกค่าเฟสเซอร์ของแรงดันและกระแสไฟฟ้าที่มีการประทับเวลาอย่างแม่นยำ เนื่องจากเฟสเซอร์เหล่านี้มีการซิงโครไนซ์อย่างแท้จริง จึงสามารถเปรียบเทียบค่าสองค่าแบบเรียลไทม์ได้ การเปรียบเทียบเหล่านี้สามารถใช้เพื่อประเมินสภาวะของระบบ เช่น การเปลี่ยนแปลงความถี่ กำลังไฟฟ้า (MW) กำลังไฟฟ้าเสมือน (MVAR) แรงดันไฟฟ้า (kV) เป็นต้น จุดที่ตรวจสอบจะถูกเลือกไว้ล่วงหน้าผ่านการศึกษาต่างๆ เพื่อให้ได้การวัดมุมเฟสที่แม่นยำอย่างยิ่ง เพื่อบ่งชี้การเปลี่ยนแปลงในเสถียรภาพของระบบ (โครงข่าย) ข้อมูลเฟสเซอร์จะถูกรวบรวมทั้งในสถานที่หรือที่ส่วนกลางโดยใช้เทคโนโลยีตัวรวมข้อมูลเฟสเซอร์ จากนั้นข้อมูลจะถูกส่งไปยังระบบตรวจสอบระดับภูมิภาคซึ่งดูแลโดยผู้ดำเนินการระบบอิสระในท้องถิ่น (ISO) ISO เหล่านี้จะตรวจสอบข้อมูลเฟสเซอร์จาก PMU แต่ละตัวหรือจาก PMU มากถึง 150 ตัว การตรวจสอบนี้เป็นวิธีการที่แม่นยำในการกำหนดการควบคุมการไหลของพลังงานจากแหล่งผลิตพลังงานหลายแหล่ง (นิวเคลียร์ ถ่านหิน ลม ฯลฯ)

เทคโนโลยีนี้มีศักยภาพที่จะเปลี่ยนแปลงเศรษฐศาสตร์ของการส่งพลังงานโดยอนุญาตให้มีการไหลของพลังงานเพิ่มขึ้นผ่านสายส่งที่มีอยู่ ข้อมูลจากซิงโครเฟเซอร์สามารถนำมาใช้เพื่ออนุญาตให้มีการไหลของพลังงานได้ถึงขีดจำกัดไดนามิกของสายส่งแทนที่จะเป็นขีดจำกัดในกรณีที่เลวร้ายที่สุด เทคโนโลยีซิงโครเฟเซอร์จะนำไปสู่กระบวนการใหม่ในการสร้างการควบคุมแบบรวมศูนย์และเลือกสรรสำหรับการไหลของพลังงานไฟฟ้าผ่านโครงข่าย การควบคุมเหล่านี้จะส่งผลกระทบต่อทั้งระดับขนาดใหญ่ (หลายรัฐ) และส่วนของสายส่งแต่ละส่วนที่สถานีย่อยที่ตัดกัน ดังนั้น การแออัดของสายส่ง (การโอเวอร์โหลด) การป้องกัน และการควบคุมจะได้รับการปรับปรุงในระดับหลายภูมิภาค (สหรัฐอเมริกา แคนาดา เม็กซิโก) ผ่านการเชื่อมต่อ ISO ต่างๆ

เครือข่ายเฟสเซอร์ประกอบด้วยหน่วยวัดเฟสเซอร์ (PMU) ที่กระจายอยู่ทั่วระบบไฟฟ้าตัวรวมข้อมูลเฟสเซอร์ (PDC)เพื่อรวบรวมข้อมูล และ ระบบ ควบคุมและเก็บข้อมูลแบบรวมศูนย์ (SCADA) ที่ศูนย์ควบคุมส่วนกลาง เครือข่ายดังกล่าวใช้ในระบบวัดพื้นที่กว้าง (WAMS) ซึ่งระบบแรกเริ่มขึ้นในปี 2000 โดยBonneville Power Administration [ ^{11 ]} เครือข่ายทั้งหมดต้องการการถ่ายโอนข้อมูลอย่างรวดเร็วภายในความถี่ของการสุ่มตัวอย่างข้อมูลเฟสเซอร์ การประทับเวลา GPS สามารถให้ความแม่นยำในการซิงโครไนซ์ตามทฤษฎีได้ดีกว่า 1 ไมโครวินาที “นาฬิกาต้องมีความแม่นยำ ^± 500 นาโนวินาที เพื่อให้ได้มาตรฐานเวลา 1 ไมโครวินาทีที่อุปกรณ์แต่ละเครื่องต้องการสำหรับการวัดซิงโครเฟสเซอร์” ^{[ 12 ]} สำหรับระบบ 60 Hz นั้น PMU ต้องส่งรายงานซิงโครไนซ์ระหว่าง 10 ถึง 30 รายงานต่อวินาที ขึ้นอยู่กับการใช้งาน PDC จะเชื่อมโยงข้อมูล ควบคุมและตรวจสอบ PMU (ตั้งแต่ 12 ตัวถึง 60 ตัว) ^{[ 13 ]} ที่ศูนย์ควบคุมส่วนกลาง ระบบ SCADA จะนำเสนอข้อมูลทั่วทั้งระบบเกี่ยวกับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและสถานีย่อย ทั้งหมด ในระบบทุกๆ 2 ถึง 10 วินาที 

PMU มักใช้สายโทรศัพท์เพื่อเชื่อมต่อกับ PDC ซึ่งจะส่งข้อมูลไปยังเซิร์ฟเวอร์ SCADA หรือ Wide Area Measurement System (WAMS) ^{[ 14 ]} นอกจากนี้ PMU ยังสามารถใช้เครือข่ายมือถือ (เซลลูลาร์) ที่แพร่หลาย สำหรับการถ่ายโอนข้อมูล ( GPRS , UMTS ) ซึ่งอาจช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายด้านโครงสร้างพื้นฐานและการติดตั้งได้ แต่ต้องแลกมาด้วยความล่าช้าในการรายงานข้อมูล ที่มากขึ้น ^{[ 15 ] [ 16 ]} อย่างไรก็ตาม ความล่าช้าของข้อมูลที่เกิดขึ้นทำให้ระบบดังกล่าวเหมาะสมกว่าสำหรับการรณรงค์การวัดเพื่อการวิจัยและพัฒนา และการตรวจสอบ แบบเรียลไทม์และจำกัดการใช้งานในระบบป้องกันแบบเรียลไทม์

PMU จากผู้จำหน่ายหลายรายอาจให้ค่าการอ่านที่ไม่แม่นยำ ในการทดสอบครั้งหนึ่ง ค่าการอ่านแตกต่างกันถึง 47 ไมโครวินาที หรือความแตกต่าง 1 องศาที่ 60  เฮิรตซ์ ซึ่งเป็นความแปรปรวนที่ไม่สามารถยอมรับได้^{[ 17 ]} วิธีแก้ปัญหาของจีนคือการสร้าง PMU ของตนเองทั้งหมดโดยยึดตามข้อกำหนดและมาตรฐานของตนเอง เพื่อไม่ให้เกิดความขัดแย้ง มาตรฐาน โปรโตคอล หรือลักษณะการทำงานจากผู้จำหน่ายหลายราย^{[ 18 ]}

การติดตั้ง PMU แบบ 10 เฟสเซอร์ทั่วไปเป็นกระบวนการที่ไม่ซับซ้อน เฟสเซอร์จะเป็นแรงดันไฟฟ้า 3 เฟสหรือกระแสไฟฟ้า 3 เฟส ดังนั้นแต่ละเฟสเซอร์จึงต้องการการเชื่อมต่อทางไฟฟ้าแยกกัน 3 จุด (จุดละหนึ่งเฟส) โดยทั่วไปวิศวกรไฟฟ้าจะเป็นผู้ออกแบบการติดตั้งและการเชื่อมต่อ PMU ที่สถานีไฟฟ้าย่อยหรือโรงไฟฟ้า เจ้าหน้าที่สถานีไฟฟ้าย่อยจะยึดแร็คอุปกรณ์เข้ากับพื้นของสถานีไฟฟ้าย่อยตามข้อกำหนดการติดตั้งเพื่อป้องกันแผ่นดินไหวที่กำหนดไว้ จากนั้น PMU พร้อมกับโมเด็มและอุปกรณ์สนับสนุนอื่นๆ จะถูกติดตั้งบนแร็คอุปกรณ์ พวกเขายังจะติดตั้งเสาอากาศดาวเทียมระบุตำแหน่งทั่วโลก (GPS) บนหลังคาของสถานีไฟฟ้าย่อยตามคำแนะนำของผู้ผลิต เจ้าหน้าที่สถานีไฟฟ้าย่อยจะติดตั้ง "shunt" ใน วงจรทุติยภูมิ ของหม้อแปลงกระแส (CT) ทั้งหมดที่จะทำการวัด PMU ยังต้องการการเชื่อมต่อวงจรการสื่อสาร ( โมเด็มหากใช้การเชื่อมต่อแบบ 4 สายหรืออีเธอร์เน็ตสำหรับการเชื่อมต่อเครือข่าย) ^{[ 9 ]}

• องค์การบริหารพลังงานบอนเนวิลล์ (BPA) เป็นหน่วยงานด้านพลังงานแห่งแรกที่นำระบบซิงโครเฟเซอร์มาใช้ในระบบตรวจสอบพื้นที่กว้างอย่างครอบคลุม ซึ่งเริ่มในปี 2000 และปัจจุบันมีการดำเนินการติดตั้งระบบดังกล่าวอยู่หลายแห่ง
• โครงการFNETซึ่งดำเนินการโดย Virginia Tech และมหาวิทยาลัยเทนเนสซี ใช้เครือข่ายเครื่องบันทึกการรบกวนความถี่ที่มีต้นทุนต่ำและความแม่นยำสูงประมาณ 80 เครื่อง เพื่อรวบรวมข้อมูลซิงโครเฟเซอร์จากโครงข่ายไฟฟ้าของสหรัฐอเมริกา
• ผู้ให้บริการระบบอิสระแห่งนิวยอร์กได้ติดตั้ง PMU จำนวน 48 เครื่องทั่วรัฐนิวยอร์ก ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นการตอบสนองต่อ^{เหตุการณ์}ไฟฟ้าดับครั้งใหญ่ในปี 2546ที่มีต้นกำเนิดมาจากรัฐโอไฮโอและส่งผลกระทบต่อภูมิภาคต่างๆ ทั้งในสหรัฐอเมริกาและแคนาดา [ ^{19 ]}
• ในปี พ.ศ. 2549 ระบบตรวจสอบพื้นที่กว้าง (WAMS) ของจีนสำหรับโครงข่ายไฟฟ้า 6 แห่ง มีการติดตั้ง PMU จำนวน 300 เครื่อง ส่วนใหญ่อยู่ที่สถานีไฟฟ้าย่อย 500 kV และ 330 kV และโรงไฟฟ้า ภายในปี พ.ศ. 2555 จีนวางแผนที่จะติดตั้ง PMU ในสถานีไฟฟ้าย่อย 500 kV ทั้งหมด และโรงไฟฟ้าขนาด 300 MW ขึ้นไปทั้งหมด ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2545 จีนได้สร้าง PMU ของตนเองตามมาตรฐานแห่งชาติ PMU ประเภทหนึ่งมีอัตราการสุ่มตัวอย่างสูงกว่าปกติ และใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อวัดมุมโรเตอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า รายงานแรงดันกระตุ้น กระแสกระตุ้น ตำแหน่งวาล์ว และเอาต์พุตของตัวรักษาเสถียรภาพระบบไฟฟ้า (PSS) PMU ทั้งหมดเชื่อมต่อผ่านเครือข่ายส่วนตัว และรับตัวอย่างภายใน 40 มิลลิวินาทีโดยเฉลี่ย^{[ 18 ]}
• โครงการ North American Synchrophasor Initiative (NASPI) ซึ่งเดิมรู้จักกันในชื่อ The Eastern Interconnect Phasor Project (EIPP) มีหน่วยวัดเฟสเซอร์ที่เชื่อมต่อกันมากกว่า 120 หน่วย รวบรวมข้อมูลเข้าสู่ระบบ "Super Phasor Data Concentrator" ซึ่งตั้งอยู่ที่Tennessee Valley Authority (TVA) ระบบรวบรวมข้อมูลนี้ปัจจุบันเป็นโครงการโอเพนซอร์สที่รู้จักกันในชื่อopenPDC
• DOE ได้ให้การสนับสนุนโครงการวิจัยที่เกี่ยวข้องหลายโครงการ รวมถึง GridStat ที่มหาวิทยาลัย^แห่งรัฐวอชิงตัน [ ^{20 ]}
• ARPA-Eได้ให้การสนับสนุนโครงการวิจัยที่เกี่ยวข้องกับไมโครซิงโครเฟเซอร์สำหรับระบบจำหน่ายไฟฟ้า ที่มหาวิทยาลัยแคลิฟอร์เนีย เบิร์กลีย์
• ระบบตรวจสอบพื้นที่กว้างที่ใหญ่ที่สุดในโลกอยู่ในประเทศอินเดีย ระบบวัดสถานะแบบไดนามิกแบบเรียลไทม์รวม (URTDSM) ประกอบด้วย PMU จำนวน 1,950 เครื่องที่ติดตั้งในสถานีย่อย 351 แห่ง ซึ่งส่งข้อมูลซิงโครเฟเซอร์ไปยังศูนย์ควบคุมของรัฐ 29 แห่ง ศูนย์ควบคุมระดับภูมิภาค 5 แห่ง และศูนย์ควบคุมระดับชาติ 2 แห่ง^{[ 21 ]}

1. ระบบอัตโนมัติของระบบไฟฟ้าเช่นสมาร์ทกริด
2. การตัดกระแสไฟฟ้าและการควบคุมการใช้ไฟฟ้า อื่นๆ เช่น กลไก การตอบสนองต่อความต้องการเพื่อจัดการระบบไฟฟ้า (เช่น การจ่ายไฟฟ้าไปยังจุดที่ต้องการแบบเรียลไทม์)
3. เพิ่มความน่าเชื่อถือของระบบส่งไฟฟ้าโดยการตรวจจับความผิดพลาดตั้งแต่เนิ่นๆ เพื่อให้สามารถแยกส่วนระบบที่กำลังทำงานอยู่ และป้องกันไฟฟ้าดับ
4. เพิ่มคุณภาพพลังงานด้วยการวิเคราะห์อย่างแม่นยำและการแก้ไขอัตโนมัติสำหรับสาเหตุของการเสื่อมสภาพของระบบ
5. การวัดและการควบคุมพื้นที่กว้างผ่านการประมาณสถานะ^{[ 22 ]}ในโครงข่ายไฟฟ้า ขนาดใหญ่มาก เครือข่ายส่งไฟฟ้าระดับภูมิภาคและโครงข่ายกระจายไฟฟ้าในท้องถิ่น
6. เทคโนโลยีการวัดเฟสเซอร์และการประทับเวลาแบบซิงโครไนซ์สามารถใช้เพื่อปรับปรุงความปลอดภัยผ่านการเข้ารหัสแบบซิงโครไนซ์ เช่น ฐานการตรวจจับที่เชื่อถือได้ การตรวจจับการโจมตีทางไซเบอร์โดยการตรวจสอบข้อมูลระหว่างระบบ SCADA และข้อมูล PMU ^{[ 23 ]}
7. การประมาณสถานะการกระจายและการตรวจสอบแบบจำลอง ความสามารถในการคำนวณอิมพีแดนซ์ของโหลด สายส่ง ตรวจสอบขนาดแรงดันไฟฟ้าและมุมเดลต้าโดยอาศัยแบบจำลองสถานะทางคณิตศาสตร์
8. การตรวจจับและการจำแนกเหตุการณ์ เหตุการณ์ต่างๆ เช่น ความผิดพลาดประเภทต่างๆ การเปลี่ยนแปลงแท็ป เหตุการณ์การสลับ อุปกรณ์ป้องกันวงจร สามารถใช้วิธีการเรียนรู้ของเครื่องและการจำแนกสัญญาณเพื่อพัฒนาอัลกอริธึมในการระบุเหตุการณ์สำคัญเหล่านี้ได้
9. แอปพลิเคชันไมโครกริด—การแยกตัวหรือการตัดสินใจว่าจะแยกตัวออกจากกริดที่ใด การจับคู่โหลดและการผลิต และการซิงโครไนซ์ใหม่กับกริดหลัก^{[ 24 ]}

มาตรฐานIEEE 1344สำหรับซิงโครเฟเซอร์เสร็จสมบูรณ์ในปี 1995 และได้รับการยืนยันอีกครั้งในปี 2001 ในปี 2005 ได้ถูกแทนที่ด้วยIEEE C37.118-2005ซึ่งเป็นการแก้ไขอย่างสมบูรณ์และเกี่ยวข้องกับประเด็นต่างๆ เกี่ยวกับการใช้ PMU ในระบบไฟฟ้ากำลัง ข้อกำหนดนี้อธิบายถึงมาตรฐานสำหรับการวัด วิธีการหาปริมาณการวัด ข้อกำหนดการทดสอบและการรับรองสำหรับการตรวจสอบความถูกต้อง และรูปแบบการส่งข้อมูลและโปรโตคอลสำหรับการสื่อสารข้อมูล แบบเรียลไท ม์^{[ 14 ]}มาตรฐานนี้ไม่ครอบคลุมทั้งหมด - ไม่ได้พยายามที่จะกล่าวถึงปัจจัยทั้งหมดที่ PMU สามารถตรวจจับได้ในกิจกรรมไดนามิกของระบบไฟฟ้ากำลัง^{[ 13 ]} เวอร์ชันใหม่ของมาตรฐานนี้ได้รับการเผยแพร่ในเดือนธันวาคม 2011 ซึ่งแบ่งมาตรฐาน IEEE C37.118-2005 ออกเป็นสองส่วน: C37.118-1 ที่เกี่ยวข้องกับการประมาณค่าเฟเซอร์ และ C37.118-2 โปรโตคอลการสื่อสาร นอกจากนี้ยังได้แนะนำการจำแนกประเภท PMU สองประเภท คือ M — การวัด และ P — การป้องกัน คลาส M มีข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพใกล้เคียงกับมาตรฐานเดิมปี 2005 โดยส่วนใหญ่ใช้สำหรับการวัดในสภาวะคงที่ คลาส P ได้ผ่อนปรนข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพบางประการและมีจุดประสงค์เพื่อจับพฤติกรรมของระบบแบบไดนามิก มีการแก้ไข C37.118.1 ออกมาในปี 2014 IEEE C37.118.1a-2014 ได้แก้ไขข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพของ PMU ที่ไม่ถือว่าสามารถทำได้^{[ 25 ]}

มาตรฐานอื่นๆ ที่ใช้ร่วมกับการเชื่อมต่อ PMU:

• OPC-DA / OPC-HDA — โปรโตคอลอินเทอร์เฟซที่ใช้ระบบปฏิบัติการ Microsoft Windowsซึ่งปัจจุบันกำลังได้รับการพัฒนาให้สามารถใช้XMLและทำงานบนคอมพิวเตอร์ที่ไม่ใช่ Windows ได้
• IEC 61850มาตรฐานสำหรับระบบอัตโนมัติของสถานีไฟฟ้าย่อย
• BPA PDCStream — รูปแบบหนึ่งของ IEEE 1344 ที่ใช้โดย PDC ของ Bonneville Power Administration (BPA) และซอฟต์แวร์ส่วนติดต่อผู้ใช้^{[ 13 ]}

• ความถี่การใช้งาน
• ระบบอัตโนมัติของระบบไฟฟ้า
• การส่งกำลังไฟฟ้า
• สมาร์ทกริด

• ระบบวัดความถี่พื้นที่กว้างแบบง่ายและราคาประหยัด
• โปรแกรมจำลอง Phasor Data Concentrator (iPDC) และ PMU แบบโอเพนซอร์สและใช้งานได้ฟรี สำหรับ Linux
• เก็บถาวรเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2017 ที่Wayback Machineผู้ดำเนินการระบบอิสระแห่งนิวยอร์ก
• ระบบ WAM เฉพาะกิจที่มุ่งเน้น GPRS