BRPI1104505A2

BRPI1104505A2 - sistema de equilÍbrio de fase para um sistema de distribuiÇço, mÉtodo para equilÍbrio de fase em um sistema de distribuiÇço, processo e mÍdia que pode ser lida por computador

Info

Publication number: BRPI1104505A2
Application number: BRPI1104505-1A
Authority: BR
Inventors: Jason Wayne Black; Harjeet Johal; Kannan Natarajan Tinnium; Ronald Ray Larson; Xiaofeng Wang
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2010-09-29
Filing date: 2011-09-27
Publication date: 2013-01-22
Also published as: CA2752362A1; AU2011226801A1; CA2752362C; JP5814718B2; EP2437369A3; AU2011226801B2; JP2012075309A; EP2437369A2; US9041246B2; NZ595321A; US20120074779A1

Abstract

SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE PARA UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇçO, MÉTODO PARA EQUILÍBRIO DE FASE EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇçO, PROCESSO E MÍDIA QUE PODE SER LIDA POR COMPUTADOR. Trata-se de um sistema de equilíbrio de fase (110) que inclui um módulo de previsão de carga (112), um módulo de identificação de desequilíbrio de fase (114), e um módulo de resposta à demanda (116). O módulo de previsão de carga (112) determina uma previsão de carga para o sistema de distribuição pelo período de interesse, e o módulo de identificação de desequilíbrio de fase (114) determina um desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse. O módulo de resposta à demanda (116) estima uma resposta à demanda disponível no sistema de distribuição pelo período de interesse, e aloca uma resposta à demanda otimizada a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse.

Description

"SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE PARA UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO, MÉTODO PARA EQUILÍBRIO DE FASE EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO, PROCESSO E MÍDIA QUE PODE SER LIDA POR

COMPUTADOR" Antecedentes da Invenção Em um sistema de energia trifásico equilibrado, as quantidades de fases individuais (tensões/correntes) são iguais em magnitude e são deslocadas a 120 graus entre si. Geralmente, os sistemas de transmissão são equilibrados, mas os sistemas de distribuição de energia são altamente desequilibrados. Algumas das fontes de instabilidade incluem impedâncias sinuosas assimétricas na distribuição de transformadores e impedâncias de linhas assimétricas. A principal fonte de instabilidade de tensão na distribuição de pontos é a distribuição irregular de cargas elétricas monofásicas. Outra fonte de instabilidade é um defeito ou outra interrupção (por exemplo, manutenção) ao longo de uma linha monofásica. Isto criaria uma necessidade de balanceamento de curto prazo até que a linha afetada possa ser trazida de volta ao serviço. Além disso, o consumo de energia por essas cargas muda continuamente, o que torna o processo de balanceamento desafiante.

Efeitos de instabilidades de fase incluem perdas e aquecimento de linha elevados, sobrecarga de equipamento, e estabilidade de sistema reduzida. As correntes de fase desequilibrada criam fluxos de corrente neutra (se um percurso neutro existir) que levam a perdas adicionais (perdas de linha neutra) no sistema. Tensões desequilibradas são um problema para a carga trifásica como motores de indução ou conversores de energia elétrica, enquanto as correntes de seqüência zero criam perdas adicionais. Correntes desequilibradas também conduzem a pulsação de torque, vibrações elevadas e esforços mecânicos, perdas elevadas e superaquecimento de motor, deste modo, degradam o desempenho e diminuem a vida dos motores de indução. Em conversores eletrônicos de energia, os efeitos das tensões desequilibradas incluem elevada distorção de corrente de entrada, geração de tensão duas vezes maior que a tensão de freqüência fundamental no enlace DC e um aumento de potência reativa.

Existe atualmente uma capacidade muito limitada para aliviar as instabilidades nos sistemas de distribuição. Alimentador manual de operações de comutação que transfere circuitos com múltiplos clientes ou cargas de uma fase para outra fase no nível de subestação é uma forma de balanceamento de um sistema de distribuição de eletricidade. Diversos algoritmos foram desenvolvidos para otimizar o alimentador de comutação de posições. No entanto, a comutação é desempenhada em uma maneira discreta e não pode balancear dinamicamente a carga do sistema. Outra forma de balancear o sistema de distribuição de eletricidade é a utilização filtros de energia passiva para balancear as impedâncias de carga. As correntes de carga neste caso são balanceadas pela adição de elementos reativos em paralelo às cargas. Uma forma alternativa de balanceamento de correntes é a utilização de um desvio tiristor conectado a um compensador VAR estático controlado, onde novamente, a corrente de carga é balanceada pela adição de elementos reativos em paralelo com a carga. Estas são soluções dispendiosas, no entanto, uma vez que elas exigem investimentos de capital adicional para acréscimo de equipamentos no sistema. Além disso, elas não são dinâmicas e podem também injetar harmonia no sistema.

Por essas e outras razões, existe uma necessidade para realizações da presente invenção.

Breve Descrição

De acordo com uma realização da presente invenção, é proporcionado um sistema de equilíbrio de fase para um sistema de distribuição. O sistema inclui uma carga de um módulo de previsão para determinar uma previsão de carga para o sistema de distribuição por um período de interesse. O sistema também inclui um módulo de identificação de desequilíbrio de fase para determinar desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse e um módulo de resposta à demanda para estimar uma resposta à demanda disponível no sistema de distribuição por um período de interesse. O módulo de resposta de demanda é ainda configurado para determinar uma resposta de demanda otimizada a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio da tensão no sistema de distribuição por um período de interesse. De acordo com outra realização da presente invenção, um

método para equilíbrio de fase em um sistema de distribuição é proporcionado. O método inclui a determinação de uma previsão de carga pelo sistema de distribuição por um período de interesse e determinação de um desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição por um período de interesse. O método também inclui uma estimativa de uma resposta à demanda disponível no sistema de distribuição pelo período de interesse e alocação de uma resposta à demanda otimizada a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição.

De acordo ainda com outra realização da presente invenção, mídia que pode ser lida por computador compreende instruções que podem ser lidas por computador em um programa de computador que, quando executado por um processador, induz o processador a realizar um método para equilíbrio de fase em um sistema de distribuição fornecido. O método inclui a determinação de uma previsão de carga para o sistema de distribuição pelo período de interesse e a determinação de desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse. O método também inclui a estimativa de uma resposta à demanda no sistema de distribuição pelo período de interesse e determina uma resposta à demanda otimizada a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio da tensão no sistema de distribuição.

Desenhos

Estas e outras características e aspectos de realizações da presente invenção serão entendidas de melhor forma quando a próxima descrição detalhada for lida com referência aos desenhos que as acompanham, em que cada símbolo representa peças ao longo dos desenhos, sendo que:

A figura 1 é uma representação esquematizada de um sistema elétrico global;

A figura 2 é uma representação esquematizada de um sistema de distribuição de energia desequilibrado.

A figura 3 é um fluxograma que representa um método de balanceamento das tensões trifásicas de acordo com uma realização da presente invenção.

A figura 4 é uma representação gráfica da carga MVA de um alimentador trifásico e uma corrente de linha neutra do alimentador trifásico; e

A figura 5 é uma representação esquematizada de um sistema de equilíbrio de fase para um sistema de distribuição de energia de acordo com a realização da presente invenção.

Descrição Detalhada

Ao introduzir elementos de várias realizações da presente invenção, os termos "um", "uma", "o", e "dito" são destinados a significar que existe um ou mais elementos. Os termos "compreender", "incluir" e "ter" são destinados a ser inclusivos e significar a possibilidade de existência de elementos adicionais que não sejam os elementos enumerados.

Como utilizado neste documento, o termo "módulo" se refere a software, hardware ou firmware, ou qualquer outra combinação destes, ou qualquer sistema, processo, ou funcionalidade que realize ou facilite os processos descritos neste documento.

A figura 1 ilustra um diagrama de linha única de um sistema elétrico global 10 de uma geração para utilização. O sistema elétrico 10 inclui uma estação geradora 12, uma subestação de transmissão 14, subestações locais ou subestações de distribuição 16 e cargas 18. Estação geradora 12 pode ser uma estação de geração de energia hidrelétrica, uma estação de geração de energia térmica, uma estação de geração de energia eólica ou uma estação de geração de energia solar, por exemplo. A estação de geração 12 gera eletricidade em uma tensão da estação geradora está na faixa de 4 a 13 kV. A tensão da estação geradora é intensificada para um elevado nível de transmissão tal como 110 kV e acima através do transformador da estação geradora (não mostrada), visto que a eletricidade pode ser transferida de forma mais eficiente em tensões elevadas. A eletricidade no nível da transmissão de tensão é transmitida

para uma subestação de transmissão 14 por linhas de transmissão 20 de extra- alta tensão (EAT). Linhas de transmissão EAT transmitem eletricidade por longas distâncias até uma subestação. Na subestação de transmissão 14, uma redução na tensão ocorre para a distribuição até outros pontos do sistema através de linhas de transmissão 22 de alta tensão (AT). Além disso, reduções de tensão para cargas comerciais e industriais ou residenciais 18 ocorrem na subestação de distribuição 16. A subestação de distribuição 16 pode fornecer eletricidade em tensões na faixa de 4 a 69 kV. As tensões são ainda reduzidas em um ou dois níveis para fornecer a eletricidade para cargas residenciais em tensões menores tais como 120 ou 240 V.

Um centro de controle de utilidade 24 é utilizado no sistema 10 para operação e manutenção da estação geradora 12, subestação de transmissão 14 e subestação de distribuição 16. Centro de controle de utilidade 24 recebe dados de cada um desses componentes e também proporciona sinais de controle para estes componentes. Também deve ser observado aqui, que as cargas 18 se comunicam com suas respectivas subestações locais 16 e assim, o centro de controle de utilidade 24 também recebe e transmite informação para e a partir das cargas 18. Em uma realização, medidores inteligentes (não mostrados) facilitam a comunicação entre cargas 18 e subestações locais 16. Os modos de comunicação entre esses vários componentes podem incluir fibra ótica, sistemas transportadores de linha de energia, e diversas tecnologias sem fio. Componentes do centro de controle de utilidade 24 incluem um sistema de supervisão e aquisição de dados 26 (SCADA), um sistema de gestão de energia 28 (EMS), um sistema de gestão de resposta à demanda 30 (DRMS), e um sistema de gestão de distribuição 32 (DMS). Em uma realização, alguns destes componentes podem ser proporcionados separadamente no sistema 10 e não no centro de controle de utilidade 24. Para facilitar a discussão, apenas um centro de controle de utilidade 24 é mostrado, no entanto, pode existir qualquer número de centro de controle de utilidade como necessário para execução.

Conforme verificado por elementos versados na técnica, SCADA geralmente se refere ao controle básico e monitoramento de dispositivos de campo, inclusive, disjuntores, interruptores, capacitores, religadores e transformadores. O sistema SCADA inclui coleta de dados de computadores no centro de controle 24 e unidades terminais remotas (RTUs) no campo, que pode monitorar e controlar coletivamente em qualquer lugar de centenas a dezenas de milhares de pontos de dados. Isto também inclui uma interface do usuário que é normalmente monitorada continuamente. A interface do usuário, além de um ou mais monitores de computador, normalmente inclui um painel de mapa ou amplo grupo de monitores para proporcionar uma visão geral da situação do sistema. O EMS 28 coordena e otimiza a geração de energia e transmissão. EMS 28 inclui aplicativos tais como, controle de geração automática (AGC), previsão de carga, fluxo de carga de engenharia, despacho econômico, contabilidade de energia, transações de intercâmbio, cálculos de reserva (de rotação ou não-rotação) e VAR/controle de tensão. DRMS 30 controla o pico de demanda e produz outras economias sem maior inconveniência para o cliente. Em algumas realizações, DRMS 30 é adicionado como uma função do EMS 28 por causa de seu uso no controle de pico de demanda global e geração de requisitos. Em outra realização, DRMS 30 está situado no centro de controle de utilidade localizado próximo à subestação de distribuição. Além disso, DMS 32 inclui funções e capacidades que aprimoram a confiança e eficiência do centro de distribuição de energia.

A figura 2 mostra um sistema 50 de distribuição de energia desequilibrado. Como na figura 1, o sistema de distribuição de energia 50 inclui uma subestação de transmissão 52 que abastece a energia para a subestação local 56, 156, 256 através das linhas de distribuição 54, 154, e 254. Subestações locais 56, 156, 256 então abastecem energia para cargas 58 através de linhas de alimentação de fase 60, 160, 260 para linha de alimentação da fase A, 62, 162, 262 para linha de alimentação da fase B1 e 64, 164, 264 para linhas de alimentação da fase C, respectivamente. Pode ser observado na figura que a distribuição da carga em cada subestação local 56, 156 e 256 é desequilibrada. Por exemplo, subestação 56 tem 20 MVA de carga na fase A, 16 MVA de carga na fase B e 22 MVA de carga na fase C. Semelhantemente, distribuição de carga nas subestações locais 156 e 256 é desequilibrada. Além disso, a variação natural do tempo das cargas está limitada ao problema de desequilíbrio de fase. Como um resultado da distribuição de carga desequilibrada nas subestações locais 56, 156 e 256, a distribuição de carga na subestação 52 é também desequilibrada. A carga total da fase A na subestação de transmissão 52 inclui todas as cargas da fase A nas subestações locais 56, 156, 256. Semelhantemente, cargas totais das fases B e fase C na subestação de transmissão 52 são a soma das cargas das respectivas fases nas subestações locais 56, 156, 256. Assim, a subestação de transmissão 52 possui carga de 170 MVA na fase A, carga de 152 MVA na fase B e carga de 174 MVA na fase C que tem distribuição de carga desequilibrada na subestação de transmissão 52. No entanto, caso a subestação de transmissão seja ampla, então a diversidade geográfica pode compensar a distribuição de carga nas fases individuais. Em contrapartida, as subestações de distribuição 56, 156 e 256 sempre verão uma distribuição de carga desequilibrada.

A distribuição de carga desequilibrada nas linhas trifásicas causa correntes desequilibradas naquelas linhas e assim, causam desequilibradas quedas de tensão através daquelas linhas. Por exemplo, é suposto que um circuito CC para cálculos simples e é suposto que a impedância de cada linha de alimentação da fase 60, 62 e 64 é igual a 2 ohms, para a subestação local com tensão de 20 kV em todas as três fases, cada carga de fase verá uma tensão diferente. A fase A irá observar a tensão de 11.84 kV, a carga da fase B irá observar tensão de 11.68 kV e a carga da fase C irá observar tensão de 11.92 kV. Para um circuito CA, os cálculos serão complexos por causa dos termos de fasor. Também deve ser observado aqui que as tensões calculadas acima são fases para tensões neutras e tensões fase a fase vão variar dependendo da conexão estrela ou delta. Pode ser observado a partir dos cálculos acima que as tensões trifásicas são desequilibradas quando as cargas trifásicas são desequilibradas. As cargas desequilibradas também causam uma certa quantidade de corrente para passar pelos fios neutros e resultar em perdas de linha elevadas. Se as cargas forem balanceadas, por exemplo, em MVA em cada fase, então as tensões também serão balanceadas e nenhuma perda irá ocorrer em um fio neutro. 0 desequilíbrio de tensão (VU) em porcentagem como definida pela Associação Nacional de Fabricantes de Produtos Elétricos (NEMA), é dado como:

% VU = 100*(desvio máximo da tensão média / tensão média (1)

onde a tensão média é a média de tensão de todas as três tensões. Deve ser observado aqui que as tensões de linha são utilizadas no padrão NEMA em oposição à fase de tensões. Quando tensões de fase são utilizadas, o ângulo de desequilibrado de fase não é refletido na porcentagem desequilibrada e então tensões da fase são raramente utilizadas para calcular o desequilíbrio da tensão. Por exemplo, com leitura de tensão de linha de 230 kV, 232 kV, e 225 kV, a média é 4 kV. O percentual instável é 100 * 4/229 = 1,7%.

Outro processo empregado no padrão europeu para indicar o grau de desequilíbrio é o fator de desequilíbrio de tensão (VUF) que é a proporção de tensão de seqüência negativa para a tensão de seqüência positiva representada como:

%VUF=(V2/V1)*100 (2)

onde V1 e V2 são as tensões de seqüência positiva e negativa, respectivamente. Desta forma, se existir nenhuma tensão de seqüência no sistema de tensões, então isto significa que os sistemas de tensão estão equilibrados.

A figura 3 mostra um método 80 de balanceamento de tensão trifásico de acordo com uma realização da presente invenção. Como descrito anteriormente, se as cargas são balanceadas em todas as três fases, então as tensões de linha balanceadas podem ser alcançadas. Desta forma, o método 80 proporciona passos para balancear a carga no sistema de distribuição. No processo 82, uma previsão de carga para o sistema de distribuição é determinado para período de interesse. A previsão de carga é determinada em termos de carregamentos MVA que indica cargas ativas e também reativas. Em outra realização, o período de interesse pode ser de uma hora, um dia ou uma semana ou qualquer outro tempo conveniente determinado pelo usuário ou operador. Em outra realização, a previsão de carga é determinada por η etapas de tempo, onde η é novamente determinado pelo operador.

A previsão de carga é importante para determinar a quantia de carga que cada fase pode possuir em qualquer tempo determinado de um período de interesse. Consequentemente, previsões de carga ajudam no planejamento das etapas de balanceamento de carga. Técnicas de previsão de carga utilizam vários fatores tais como tempo, condições atmosféricas, tipos de cliente, condições do sistema de distribuição, e histórico de carga e dados atmosféricos para proporcionar uma previsão de carga. O fator de tempo inclui a época do ano, o dia da semana, e a hora do dia. Por exemplo, existem diferenças importantes na carga entre dias de semana e fins de semana. Fatores atmosféricos incluem temperatura e umidade. Na realidade, o índice de temperatura e umidade (THI) e o índice de resfriamento do vento (WCI) são dois fatores importantes na determinação de previsão de carga. THI é uma medida de desconforto de aquecimento de verão, e semelhantemente, WCI é a tensão de resfriamento no inverno. Semelhantemente, tipos de clientes ajudam na determinação da carga prévia através da identificação de diferentes classes de cargas para consumidores residenciais, comerciais e industriais. Conforme verificado por elementos versados na técnica, processos de previsão de carga podem incluir abordagem de dia semelhante, diversos modelos de regressão, seqüências temporais, redes neurais, sistemas especialistas, lógica difusa, e algoritmos de aprendizagem estatística. As condições do sistema de distribuição incluem a topologia da rede, localização dos clientes ao longo da rede, e dispositivos de informação e controle, tais como reguladores de tensão, bancos de capacitores, etc. Esta informação é útil na execução de um fluxo de carga no sistema de distribuição para estimar em diferentes pontos o estado em termos de tensões.

Uma vez que a previsão de carga é determinada para cada etapa temporal, um algoritmo de fluxo de carga é empregado nos dados previstos na etapa 84. O algoritmo de fluxo de carga adquire o ângulo de tensão completa e informação de magnitude para cada barramento ou cada nó do sistema de distribuição para uma previsão de cargas ativa e reativa. Visto que a determinação de informação de tensão baseada na informação de uma carga ativa e reativa é um problema não-linear, processos numéricos são empregados para obter uma solução dentro de uma tolerância aceitável. Processos numéricos para o algoritmo de fluxo de carga de distribuição podem incluir algoritmo de varredura retrógrado/progressivo de William Kersting. Uma vez que as tensões são determinadas, a equação (1) ou (2) descrita acima pode ser utilizada para identificar tensão desequilibrada ou fase desequilibrada durante cada etapa temporal pelo período de interesse.

Na etapa 86, os recursos/eventos de resposta à demanda (DR) disponíveis para cada etapa temporal do período de interesse é estimado. Resposta a demanda é referida a mecanismos utilizados para encorajar/induzir consumidores utilitários a abreviar ou alterar suas demandas para reduzir a demanda de utilidade agregada durante um período temporal específico. Por exemplo, na presente realização, utilidades elétricas empregam programas de resposta à demanda para balancear as cargas e, consequentemente, as tensões em todas as três fases. Programas de resposta à demanda normalmente oferecem a consumidores estímulos para a concordância da redução de suas demandas durante determinados períodos de tempo.

Programas de resposta à demanda tais como valorização de pico crítico (CPP), valorização de pico variável (VPP), controle de carregamento direto (DLC) e outros vários programas de incentivo são exemplos de programas em que uma utilidade especifica obrigações contratuais de tempo e freqüência, e a duração do evento de resposta à demanda para um cliente participante. Por exemplo, um contrato pode especificar que a utilidade pode causar até 15 eventos por ano, onde cada evento irá ocorrer entre os horários de 12h e 18h com o máximo total de 60 horas por ano. De acordo com realizações desta invenção, a utilidade pode escolher utilizar 10 eventos de 6 horas cada, ou 15 eventos de 4 horas cada para balancear a carga ou qualquer outra combinação de eventos e horas para permanecer dentro das limitações de 15 eventos, 60 horas para cada cliente.

Neste exemplo, é considerado que, com base na previsão de carga da etapa 82, foi determinado que para o horário das 15h às 17h do dia, a carga na fase A do sistema de distribuição será de 275 MVA, a carga da fase B será de 300 MVA e a carga da fase C será de 325 MVA. Além disso, no passo 86, os eventos DR disponíveis foram providos para ter capacidade de carga de 100 MVA em cada fase das 15h às 17h. Desta forma, em uma realização no passo 90, 25 MVA da carga pertencente à capacidade de carga disponível para eventos DR na fase B será utilizada e 50 MVA da carga da fase C serão utilizadas. Este tipo de DR assegura então que, em cada fase, a carga é balanceada em valor igual a 275 MVA e então, as tensões da fase 3 são também balanceadas. Porém, em diversos casos, podem não existir suficientes eventos DR disponíveis que atinjam 100% de balanceamento de tensão. Então, na etapa 88, um evento DR otimizado é identificado a partir dos eventos DR para minimizar o desequilíbrio de tensão determinado na etapa 84. Os cálculos de otimização de eventos DR são realizados para todas as etapas de tempo pelo período de interesse. Exemplos de técnicas de cálculos de otimização incluem uma programação dinâmica, uma programação evolutiva, rede neutra e sistemas difusos, uma técnica heurística, um algoritmo genético e processos de ponto interior. Consequentemente, na etapa 90, os eventos DR otimizados são distribuídos para cada etapa de tempo durante o período de interesse. Na etapa 92, o histórico de eventos DR é documentado. Passo 92 ajuda na garantia de que o mesmo evento DR não é utilizado repetidamente. De tempos em tempos, variações atmosféricas e outros fatores de parâmetros do sistema de distribuição alterarão também o evento DR otimizado. Assim, as etapas 82 e 92 são repetidas por um período de tempo. O período pode ser de 10 minutos, meia hora ou qualquer outro tempo determinado pelo operador.

A figura 4 mostra dois gráficos 180 e 182 do carregamento MVA de um sistema de utilidade verdadeiro que compreende três fases e uma linha neutra. O gráfico 180 representa três planos MVA desequilibrados, plano 184 para fase A, plano 186 para fase B e plano 188 para fase C. Gráfico 182 representa plano corrente de linha neutra 194 para carregamento de desequilíbrio trifásico. Gráfico 180 também representa a fase C de plano de carregamento MVA 190 mostrado pela linha pontilhada quando o alimentador trifásico é equilibrado de acordo com uma realização da presente invenção. O evento DR é executado duas vezes (um para cada período consecutivo de 2 horas) para alteração de 10% do carregamento do presente horário até o próximo. O evento DR ajuda a reduzir o consumo de energia instantâneo nesta fase de carga intensa e então reduz o desequilíbrio/diferença entre as fases. A corrente de linha neutra correspondente 196 é mostrada no gráfico 182. Isto pode ser visto a partir de dois planos de corrente de linha neutra 194 e 196, em que a diminuição no quadro de corrente (I2) em um caso equilibrado 196 é de cerca de 1.1% de um caso de desequilíbrio 194. Visto que as perdas de energia na linha neutra são mostradas por l2*R, onde R é a resistência da linha neutra, as perdas de energia na linha neutra também reduzem em 1.1% em caso de situação balanceada quando comparada à situação desequilibrada. Em uma realização, como discutido anteriormente, esta redução de perda é obtida pela mudança porcentagem de uma única carga de fase a partir da duração de um dia até a duração de outro dia.

A figura 5 mostra um sistema de equilíbrio de fase 110 para um sistema de distribuição de energia de acordo com uma realização exemplar da presente invenção. O sistema de equilíbrio de fase 110 inclui um módulo de previsão de carga 112, um módulo identificação de desequilíbrio de fase 114, e um módulo de resposta à demanda 116. Como descrito anteriormente, o módulo de previsão de carga 116 determina uma previsão de carga para o sistema de distribuição por um período de interesse do operador e assim, ajuda no planejamento de etapas de balanceamento de carga. O módulo de previsão de carga 116 pode incluir diversos algoritmos tais como modelos de regressão, seqüenciais de tempo, redes neurais, sistemas especialistas, lógica difusa e algoritmos de aprendizado estatístico, por exemplo.

Com base na previsão de carga identificada no módulo de previsão de carga 112, o módulo de identificação de desequilíbrio de fase 114 determina um desequilíbrio de fase no sistema de distribuição pelo período de interesse. Módulo de identificação de desequilíbrio de fase 114 aplica um algoritmo de fluxo de carga nos dados de previsão de carga, identifica tensões em diversos nós no sistema de distribuição e assim, determina desequilíbrio de tensão. Os algoritmos de fluxo de carga podem incluir algoritmo de varredura retrógrado/progressivo de William Kersting. Módulo de resposta à demanda 116 estima recursos/eventos de resposta à demanda disponível no sistema de distribuição para cada passo de tempo do período de interesse e assim, utiliza eventos de resposta à demanda disponíveis para minimizar o desequilíbrio de tensão. Módulo de resposta à demanda 116 inclui programas de resposta à demanda tais como valorização de pico crítico (CPP), valorização de pico variável (VPP), controle de carga direta (DLC) e outros diversos programas de incentivo. Conforme será verificado por elementos versados na técnica e como descritos anteriormente, o exemplo anterior ou parte de exemplo anterior e etapas do processo podem ser implementados por código de programa de computador adequado em um sistema baseado em processador, tais como um computador de propósito geral ou de propósito especial. Pode ser observado que diferentes aplicações da presente invenção podem desempenhar algumas ou todas as etapas descritas neste documento em diferentes ordens ou substancialmente ao mesmo tempo, ou seja, em paralelo. O código de programa de computador, como será apreciado por elementos versados na técnica, pode ser armazenado ou adaptado para armazenamento em uma ou mais mídias tangíveis que podem ser lidas por máquinas, tais como, chips de memória, discos rígidos locais ou removíveis, discos óticos (ou seja, CDs ou DVDs) ou outra mídia que pode ser acessada por um sistema baseado em processador para executar o código armazenado. É observado que a mídia tangível pode compreender papel ou outro meio adequado em que as instruções são impressas. Por exemplo, as instruções podem ser capturadas eletronicamente por escaneamento ótico do papel ou outro meio, e então, compilado, interpretado ou processado de outra forma adequada, se necessário, e então armazenada em uma memória de computador. Embora apenas determinadas características da invenção tenham

sido ilustradas e descritas neste documento, muitas modificações e alterações ocorrerão aos elementos versados na técnica. Ou seja, dessa forma, deve-se compreender que as reivindicações em anexo se destinam a cobrir todas essas modificações e alterações que estão incluídas no verdadeiro espírito da invenção.

Claims

1. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE (110) PARA UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO, que compreende: um módulo de previsão de carga (112) para determinar uma previsão de carga para o sistema de distribuição por um período de interesse; um módulo de identificação de desequilíbrio de fase (114) para determinar um desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse; módulo de resposta à demanda (116) para estimar uma resposta à demanda disponível no sistema de distribuição pelo período de interesse; sendo que o módulo de resposta à demanda (116) é configurado, ainda, para alocar uma resposta à demanda otimizada a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição pelo período de interesse.

2. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que o módulo de previsão de carga (112) compreende pelo menos um dentre um algoritmo de regressão, um algoritmo de seqüências de tempo, um algoritmo de rede neutra, um algoritmo de lógica difusa ou um algoritmo de aprendizagem estatística.

3. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 2, em que a previsão de carga é determinada com base no tempo, condições atmosféricas, tipos de cliente, condições de sistema de distribuição e dados históricos.

4. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que o módulo de identificação de desequilíbrio de fase (114) compreende um algoritmo de fluxo de carga para determinar informação de tensão em diversos nós em sistema de distribuição.

5. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 4, em que o algoritmo de fluxo de carga compreende os métodos numéricos tais como o algoritmo de varredura retrógrado/progressivo de William Kersting.

6. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que o módulo de resposta à demanda (116) compreende um programa de tarifa de pico crítico (CPP), um programa de tarifa de pico variável (VPP), ou um programa de controle de carga direta (DLC).

7. SISTEMA DE EQUILÍBRIO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que a alocação de uma resposta à demanda otimizada compreende a utilização de uma programação dinâmica, uma programação evolutiva, uma rede neutra e um sistema difuso, uma técnica heurística, um algoritmo genético, ou um método de ponto interior para identificar a resposta à demanda otimizada.

8. MÉTODO PARA EQUILÍBRIO DE FASE (80) EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO, que compreende: determinar uma previsão de carga (82) para o sistema de distribuição por um período de interesse; determinar um desequilíbrio de tensão (84) no sistema de distribuição pelo período de interesse. estimar uma resposta à demanda disponível (86) no sistema de distribuição pelo período de interesse; e alocar uma resposta à demanda otimizada (90) a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição.

9. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 8, em que determinar a resposta à demanda disponível compreende utilizar pelo menos um dentre o programa de tarifa de pico crítico (CPP), um programa de tarifa de pico variável (VPP), ou um programa de controle de carga direta (DLC).

10. MÍDIA QUE PODE SER LIDA POR COMPUTADOR, que compreende instruções legíveis por computador de um programa de computador que, quando executada por um processador, faz com que o processador desempenhe um processo para o equilíbrio de fase em um sistema de distribuição, que compreende: determinar uma previsão de carga (82) para o sistema de distribuição por um período de interesse; determinar um desequilíbrio de tensão (84) no sistema de distribuição pelo período de interesse; estimar uma resposta à demanda disponível (86) no sistema de distribuição pelo período de interesse; e alocar uma resposta à demanda otimizada (90) a partir da resposta à demanda disponível para minimizar o desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição.