BR102012016236A2 - Método, sistema de coordenação de proteção auto organizador em uma rede elétrica e meio legivel de computador não transitório - Google Patents
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Abstract
MÉTODO, SISTEMA DE COORDENAÇÃO DE PROTEÇÃO AUTO-ORGANIZADOR EM UMA REDE ELÉTRICA E MEIO LEGÍVEL DE COMPUTADOR NÃO-TRANSITÓRIO. Trata-se de um sistema de coordenação de proteção auto-organizador dentro de uma rede elétrica. O sistema de coordenação de proteção auto-organizador na rede elétrica inclui uma pluralidade de dispositivos de distribuição comunicativamente acoplados uns aos outros em uma rede elétrica. A rede elétrica também inclui um dispositivo de proteção acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição configurados para transmitir energia na rede de distribuição. A rede elétrica inclui adicionalmente um controlador acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição. O controlador recebe as características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição em uma rede de distribuição em um intervalo de tempo. O controlador também computa um atraso de tempo para receber as características de comunicação. O controlador determina adicionamente uma pluralidade de indicadores de confiabilidade em cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição. O controlador ajusta as características de disparo da pluralidade de dispositivos de distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado
Description
“MÉTODO, SISTEMA DE COORDENAÇÃO DE PROTEÇÃO AUTO- ORGANIZADOR EM UMA REDE ELÉTRICA E MEIO LEGÍVEL DE COMPUTADOR NÃO-TRANSITÓRIO”
Antecedentes
Uma rede inteligente distribui eletricidade aos consumidores
enquanto alavanca a comunicação digital e tecnologias de controle para minimizar o custo financeiro, economizar energia, e aumentar a confiabilidade. Se corretamente desenhada, a rede inteligente terá um impacto significativo sobre o aprimoramento de uma ampla gama de aspectos na geração de 10 energia elétrica e indústria de distribuição. Exemplos incluem auto- regeneração, alta confiabilidade, resistência a ataque cibernético, acomodação de uma ampla variedade de tipos de mecanismos de geração e armazenamento distribuídos, alocação de ativos otimizada, e minimização de custos de operação e manutenção bem como controle de mercado de alta 15 resolução que incorpora medição avançada e resposta à demanda.
Um componente importante na operação de redes inteligentes é a detecção de falhas, isolamento, e restauração da rede inteligente. Hoje, a maioria dos dispositivos de distribuição não se comunica, porém opera e detecta falhas independentemente, inconsciente do estado de outros 20 dispositivos de proteção e da condição da rede além de sua própria localização. Ademais, as configurações de proteção dos dispositivos de distribuição são configuradas manualmente e devem ser precisamente coordenadas. A coordenação manual é proporcionada de modo que se exija que os dispositivos de distribuição mais próximos à subestação esperem mais 25 tempo comparados com os dispositivos de distribuição proporcionados distantes da subestação. Os efeitos físicos de canais de comunicação como sombreamento e propagação por múltiplos caminhos, por exemplo, resultam atraso na detecção de falhas que ocorrem nos dispositivos de distribuição localizados mais próximos à subestação. O atraso na detecção das falhas resulta em isolamento de falhas menos que desejável, estresse de equipamento indevido, e um número maior do que o necessário de consumidores que experimentam interrupções de serviço durante as falhas.
Por esses e outros motivos, há a necessidade de modalidades da
invenção.
Breve Descricão
Proporciona-se um sistema de coordenação de proteção auto- organizador dentro de uma rede elétrica. O sistema de coordenação de proteção auto-organizador dentro da rede elétrica inclui uma pluralidade de dispositivos de distribuição comunicativamente acoplados em uma rede elétrica. O sistema de coordenação de proteção auto-organizador também inclui um dispositivo de proteção acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição configurados para transmitir energia na rede elétrica. A rede elétrica de sistema de coordenação de proteção auto- organizador inclui adicionalmente um controlador acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição. O controlador recebe características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição em uma rede elétrica em um intervalo de tempo. O controlador computa subsequentemente um atraso de tempo com base nas características de canal de comunicação. O controlador determina adicionalmente uma pluralidade de indicadores de confiabilidade em cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição. O controlador ajusta as características de disparo da pluralidade de dispositivos de distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado.
Desenhos
Essas e outras características e aspectos de modalidades da presente invenção serão mais bem entendidos quando a seguinte descrição detalhada for lida com referência aos desenhos em anexo em que referências numéricas similares representam partes similares ao longo dos desenhos, nos quais:
A Figura 1 é uma representação diagramática de um dispositivo de distribuição usado em uma rede elétrica de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção.
A Figura 2 é um fluxograma que representa as etapas envolvidas em um método para calcular automaticamente o atraso de tempo para receber as características de canal de comunicação dos diferentes dispositivos de distribuição de acordo com uma modalidade da invenção.
A Figura 3 é uma representação esquemática de uma rede elétrica que inclui uma pluralidade de dispositivos de distribuição acoplados uns aos outros de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção.
A Figura 4 é uma representação gráfica exemplificativa de uma curva característica de tempo-corrente inicial para cada dispositivo de distribuição fornecido na Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção.
A Figura 5 é uma representação gráfica exemplificativa da curva característica de tempo-corrente do dispositivo de distribuição da Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção.
A Figura 6 é uma representação gráfica exemplificativa da curva
característica de tempo-corrente do dispositivo de distribuição da Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção.
A Figura 7 é um fluxograma que representa as etapas envolvidas em um método para auto-organizar um sistema de coordenação de proteção dentro de uma rede elétrica de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção.
Descrição Detalhada
As modalidades da presente invenção incluem um sistema e método de sistema de coordenação de proteção auto-organizador dentro de uma rede elétrica. A rede elétrica inclui uma pluralidade de dispositivos de distribuição acoplados uns aos outros de maneira comunicativa para receber características de canal de comunicação de cada dispositivo de distribuição na 5 rede elétrica. Cada dispositivo de distribuição inclui um controlador acoplado aos dispositivos de distribuição que computa um atraso de tempo para receber as características de canal de comunicação da pluralidade de dispositivos de distribuição na rede elétrica. O controlador determina indicadores de confiabilidade para cada dispositivo de distribuição e ajusta as características 10 de disparo dos dispositivos de distribuição com base no atraso para maximizar a confiabilidade e minimizar o tempo de interrupção o impacto de clientes.
Geralmente, as redes elétricas incluem múltiplos dispositivos de distribuição eletricamente acoplados. Cada dispositivo de distribuição inclui um dispositivo de proteção e um controlador para controlar o dispositivo de 15 proteção. O dispositivo de proteção comuta entre um estado aberto e fechado para proporcionar proteção à vida humana e ao equipamento, e minimizar as interrupções de distribuição de energia causadas por falhas temporárias ou permanentes. Cada dispositivo de proteção opera com base em características de disparo fornecidas pelo controlador. As características de disparo incluem 20 uma curva característica de tempo-corrente que proporciona um limite de tempo para um determinado nível de corrente ao fluxo do dispositivo de proteção antes de o dispositivo de proteção comutar do estado fechado para o estado aberto. Todos os dispositivos de proteção na rede elétrica geralmente possuem a mesma curva característica de tempo-corrente que resulta em 25 comutação indesejada dos dispositivos de proteção do estado fechado para o estado aberto. Por exemplo, se ocorrer uma falha em um dispositivo de proteção particular, os dispositivos de proteção a jusante do dispositivo de proteção com falha mencionado acima são indesejavelmente comutados resultando em uma interrupção indesejada. Uma rede elétrica de acordo com as modalidades da invenção é descrita abaixo.
A Figura 1 é uma representação diagramática de um dispositivo de distribuição 10 de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção.
O dispositivo de distribuição 10 inclui um dispositivo de proteção 12 e um controlador 14 montado no dispositivo de distribuição 10. Em uma modalidade, o dispositivo de distribuição 10 pode incluir um polo elétrico. Em outra modalidade, o dispositivo de proteção 12 inclui um religador, relé, dispositivos de proteção de distância, dispositivos de proteção diferenciais, dispositivos de 10 proteção baseados em fasor, dispositivos de limitação de corrente e dispositivos eletrônicos de alta potência. O controlador 14 controla as operações de comutação do dispositivo de proteção 12 com base nas características de disparo do dispositivo de proteção 12. As características de disparo incluem uma curva característica de tempo-corrente que determina as 15 operações de comutação do dispositivo de proteção 12. Entretanto, para evitar a interrupção indesejada anteriormente mencionada, a curva característica de tempo-corrente é automaticamente atualizada em intervalos de tempo diferentes para proporcionar um atraso de tempo adequado para a operação de comutação de cada dispositivo de proteção 12. Para superar os efeitos físicos 20 das características de canal de comunicação, como sombreamento e propagação por múltiplos caminhos, os controladores utilizam técnicas que podem incluir processamento e transmissões de sinal de correção de erros, por exemplo. O atraso é calculado com base em uma latência de comunicação de características de canal de comunicação transmitidas a partir dos vários 25 dispositivos de distribuição 10. Cada dispositivo de distribuição 10 computa as latências de comunicação automaticamente através de troca de características de canal de comunicação entre essas.
A Figura 2 é um fluxograma que representa as etapas envolvidas em um método 20 para calcular automaticamente o atraso de tempo para receber as características de canal de comunicação dos diferentes dispositivos de distribuição de acordo com uma modalidade da invenção. O controlador de cada dispositivo de distribuição gera automaticamente as características de 5 canal de comunicação de cada dispositivo de distribuição na etapa 22. As características de canal de comunicação de cada dispositivo de distribuição são transmitidas aos respectivos dispositivos de distribuição restantes na rede elétrica com um tempo de envio embutido nas características de canal de comunicação na etapa 24. Os respectivos dispositivos de distribuição restantes 10 recebem as características de canal de comunicação transmitidas e o controlador dos dispositivos de distribuição restantes registra um tempo de recebimento das características de canal de comunicação na etapa 26. Em uma modalidade, todos os dispositivos de distribuição incluem relógios de sistema de posicionamento global que são sincronizados com um tempo 15 idêntico para proporcionar o tempo de envio e recebimento aos dispositivos de distribuição. O controlador em cada dispositivo de distribuição restante computa o atraso ao calcular a diferença entre o tempo de envio e o tempo de recebimento nos respectivos dispositivos de distribuição restantes na etapa 28. O controlador de cada dispositivo de distribuição compara o atraso recebido 20 com um atraso anteriormente recebido na etapa 30. Entretanto, para a transmissão inicial das características de canal de comunicação, o controlador repete de maneira compulsória as etapas 22 a 28. No caso de o atraso ser idêntico, o controlador interrompe a transmissão das características de canal de comunicação para os dispositivos de distribuição na etapa 32 ou no caso de 25 o atraso não ser idêntico, o controlador repete as etapas 22 a 30. As características de canal de comunicação geradas nas etapas repetidas incluem um novo tempo de envio e os atrasos computados de cada dispositivo de distribuição conforme recebidos das características de comunicação anteriores. A Figura 3 é uma representação exemplificativa de uma rede elétrica 30 que inclui uma pluralidade de dispositivos de distribuição acoplados uns aos outros de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção. A rede elétrica 30 inclui múltiplos dispositivos de distribuição 32, 34, 36, 38, uma 5 chave de conexão 40 e subestações 42, 44. Cada dispositivo de distribuição 32, 34, 36 e 38 inclui um dispositivo de proteção 132, 134, 136, 138 e um controlador 232, 234, 236, 238 respectivamente. Em uma modalidade, a rede elétrica 30 inclui uma rede elétrica sem escala.
Durante a operação normal, quando a rede elétrica 30 for primeiramente instalada e autorizada, os dispositivos de proteção 132, 134, 136, 138 estabelecem uma comunicação através de um meio de comunicação preferido. Em uma modalidade, o meio de comunicação preferido inclui sistemas com fio e sem fio privados e públicos, e qualquer combinação desses. Exemplos dessas redes incluem, porém sem caráter limitativo, portadora em , linha de potência, telefonia fixa, rádio de utilidade elétrica, WiFi, WiMAX, e telefonia celular, por exemplo. Cada dispositivo de distribuição 32, 34, 36, 38 troca informações automaticamente referentes à localização de GPS. Essas comunicações via rádio também são usadas para caracterizar o canal de comunicação entre os dispositivos. Os dispositivos armazenam os dados em seu respectivo controlador 232, 234, 236, 238. Os dispositivos de distribuição 32, 34, 36, 38 também se comunicam com as subestações 42, 44 para determinar a capacidade de cada subestação. Inicialmente, com base na localização do dispositivo de distribuição em relação à subestação, o controlador atualiza automaticamente as características de disparo do dispositivo de proteção no dispositivo de distribuição. Ademais, os controladores 232, 234, 236 e 238 geram automaticamente as características de canal de comunicação para cada dispositivo de distribuição 32, 34, 36 e 38 respectivamente e trocam as características de canal de comunicação entre esses em um meio de comunicação preferido. Em uma modalidade particular, cada controlador 232, 234, 236, 238 inclui um protocolo de controle de acesso à mídia (MAC) baseado em um sistema de posicionamento global (GPS) e um sistema de informações geográficas (GIS). O GPS proporciona informações 5 sobre a localização do dispositivo de distribuição e o GIS proporciona informações de ambiente, terreno, folhagem, e informações de densidade no dispositivo de distribuição. Os controladores 232, 234, 236, 238 agregam todas as informações fornecidas pelo GPS, GIS e o dispositivo de proteção e distribuem as características de canal de comunicação entre esses dentro da 10 rede elétrica 30. Em uma modalidade, o GPS pode ser usado para programar as transmissões de modo a evitar colisões e estimar o atraso quando fornecido com uma densidade do dispositivo de distribuição.
Cada controlador 232, 234, 236, 238 recebe as características de canal de comunicação de outros e determina um atraso de tempo para receber 15 as características de canal de comunicação de cada controlador 232, 234, 236, 238. O atraso de tempo é computado ao calcular uma diferença entre o tempo de envio e o tempo recebido nos dispositivos de distribuição 32, 34, 36, 38 uns em relação aos outros por seus respectivos controladores como descrito acima em detalhes. Consequentemente, os controladores 232, 234, 236, 238 20 calculam os indicadores de confiabilidade em cada dispositivo de distribuição 32, 34, 36, 38. Em uma modalidade, os indicadores de confiabilidade incluem, porém sem caráter limitativo, duração média de interrupções do sistema (SAIDI), frequência média de interrupções do sistema (SAIFI), duração média de interrupções de curta duração (MAIFI), duração média de interrupções por 25 consumidor (CAIDI) e frequência média de interrupções por consumidor (CAIFI). Os controladores 232, 234, 236, 238 calculam os indicadores de confiabilidade com base nas características de canal de comunicação recebidas dos dispositivos de distribuição. Cada controlador 232, 234, 236, 238 se comunica com outros controladores e troca os indicadores de confiabilidade de cada respectivo dispositivo de distribuição 32, 34, 36, 38 através do meio preferido de comunicação. Ademais, os controladores 232, 234, 236, 238 ajustam automaticamente as características de disparo dos respectivos 5 dispositivos de proteção 132, 134, 136, 138 com base no atraso computado de modo que os dispositivos de proteção dos dispositivos de distribuição 32, 34, 36, 38 continuem a operar e evitar o disparo em caso de flutuações nos níveis de correntes que fluem através da rede elétrica 30 para maximizar a confiabilidade da rede elétrica e minimizar os valores dos indicadores de 10 confiabilidade.
Entretanto, as condições locais, densidade e condições ambientais são dinâmicas em natureza e podem causar atrasos inesperados no recebimento da mensagem de falha durante uma falha resultando em computações falsas e ineficiência. Portanto, os controladores 232, 234, 236, 15 238 trocam características de canal de comunicação em intervalos de tempo predefinidos e continuam a repetir a geração e troca de características de canal de comunicação até o atraso computador ser idêntico ao atraso anterior.
Para uma melhor compreensão da invenção, supondo que cada dispositivo de distribuição 32, 34, 36, 38 serve uma carga igual e ocorre uma 20 falha no dispositivo de distribuição 34, o atraso computado poderia ser maior para a mensagem de falha recebida no dispositivo de distribuição 36 comparado com o atraso no dispositivo de distribuição 32. Ademais, o atraso de tempo é somado às características de disparo dos dispositivos de proteção 136 e 132 e isso aumenta o tempo antes do qual os dispositivos de proteção 25 136, 132 comutam do estado fechado para o estado aberto no caso de um aumento nos níveis de corrente. Consequentemente, a curva característica de tempo-corrente do dispositivo de proteção 136 do dispositivo de distribuição 36 é ajustada para maior comparado com o dispositivo de proteção 132 do dispositivo de distribuição 32. Ademais, a curva característica de tempo- corrente é automaticamente ajustada em caso de quaisquer alterações nas características de comunicação, por exemplo, adição de novo dispositivo de distribuição ou mudança na topologia da rede elétrica.
A Figura 4 é uma representação gráfica exemplificativa 50 de uma
curva característica de tempo-corrente inicial 52 para cada dispositivo de distribuição fornecido na Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção. O eixo geométrico X 54 representa a corrente em amperes. O eixo geométrico Y 56 representa o tempo em segundos. Como descrito acima, cada dispositivo de proteção na rede elétrica inclui uma curva característica de tempo-corrente que é inicialmente baseada em um perfil de carga de consumidor que pode ser calculado a partir das informações de resposta à demanda naquele dispositivo de distribuição particular. A curva característica de tempo-corrente 52 representa o nível de corrente que flui através do dispositivo de proteção em um determinado tempo. Em uma ilustração exemplificativa, o ponto 58 representa um limite de 10 segundos para uma corrente de 400 amperes que flui através do dispositivo de proteção. Conforme entendido, o dispositivo de proteção com comutação do estado fechado para o estado aberto se a corrente de 400 amperes fluir do dispositivo de proteção durante mais de 10 segundos. A Figura 5 é uma representação gráfica exemplificativa 60 da
curva característica de tempo-corrente 62 do dispositivo de distribuição 32 da Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção. O eixo geométrico X 64 representa a corrente em amperes. O eixo geométrico Y 66 representa o tempo em segundos. Como ilustrado, a curva característica de tempo-corrente é 25 deslocada para cima em relação à curva característica de tempo-corrente 52 do dispositivo de distribuição 34 com base no atraso computado no recebimento das características de comunicação. Supondo que o atraso computado seja 10 segundos, o ponto 68 representa um limite de 400 amperes que flui através do dispositivo de proteção 132 durante um tempo de 20 segundos. Conforme entendido, o dispositivo de proteção 132 poderia atrasar suas operações de comutação no caso de uma falha em 10 segundos, podendo proporcionar um tempo adicional para a mensagem de falha chegar 5 ao dispositivo de distribuição 32 no caso de uma falha resultando em interrupções reduzidas.
A Figura 6 é uma representação gráfica exemplificativa 70 da curva característica de tempo-corrente 72 do dispositivo de distribuição 36 da Figura 3 de acordo com uma modalidade da invenção. O eixo geométrico X 74 10 representa a corrente em amperes. O eixo geométrico Y 76 representa o tempo em segundos. Como representado, o ponto 78 mostra uma corrente de 400 amperes que flui através do dispositivo de proteção 136 durante um tempo de 30 segundos. Como ilustrado, supondo que o atraso computado do dispositivo de distribuição 36 seja 20 segundos, a curva característica de tempo-corrente 15 72 do dispositivo de distribuição 36 é deslocada ainda mais para cima em relação à curva característica de tempo-corrente 62 do dispositivo de distribuição 32 visto que o atraso no recebimento das características de canal de comunicação é 10 segundos a mais comparado com o atraso computado do dispositivo de distribuição 32.
A Figura 7 é um fluxograma que representa as etapas envolvidas
em um método 80 para auto-organizar um sistema de coordenação de proteção em uma rede elétrica de acordo com uma modalidade exemplificativa da invenção. O método 80 inclui receber as características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição em uma rede 25 elétrica em um intervalo de tempo na etapa 82. Em uma modalidade, as características de canal de comunicação são recebidas através de um modo de comunicação preferido. Em uma modalidade exemplificativa, o modo de comunicação preferido inclui sistemas com fio, sem fio, WIFI, WIMAX, portadora em linha de potência, telefonia fixa, rádio de utilidade elétrica, ou telefonia celular. Em outra modalidade, as características de canal de comunicação são recebidas de um sistema de posicionamento global e um sistema de informações globais. Ademais, um atraso de tempo é computado no 5 recebimento das características de canal de comunicação na etapa 84. O atraso é computado ao computar uma distância entre a pluralidade dos dispositivos de distribuição fornecidos pelo sistema de posicionamento global que proporciona uma localização do dispositivo de distribuição e o sistema de informações globais que fornece as condições ambientais locais, terreno 10 folhagem e densidade. O método 80 inclui adicionalmente determinar os indicadores de confiabilidade em cada pluralidade de dispositivos de distribuição na etapa 86. Em uma modalidade, a determinação dos indicadores de confiabilidade inclui determinar SAIDI, SAIFI, CAIFI, CAIDI e MAIFI em cada dispositivo de distribuição. Em outra modalidade, os indicadores de 15 confiabilidade são determinados ao trocar mensagens de conectividade de rede entre a pluralidade de dispositivos de distribuição na rede de distribuição. Em uma modalidade exemplificativa, os indicadores de confiabilidade são determinados através de tabelas de roteamento de rede. O método 80 também inclui ajustar as características de disparo da pluralidade de dispositivos de 20 distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado na etapa 88. Em uma modalidade exemplificativa, as características de disparo são ajustadas ao ajustar a sensibilidade de corrente da pluralidade de dispositivos de distribuição em relação ao tempo. Em uma modalidade particular, cada um entre a pluralidade de dispositivos de 25 distribuição determina as características de comunicação, computa o atraso, determina os indicadores de confiabilidade e ajusta as características de disparo independentemente.
As várias modalidades do método descrito acima proporcionam uma maneira mais eficiente de minimizar os indicadores de confiabilidade. Convencionalmente, as características de disparo dos dispositivos de proteção foram manualmente fixadas resultando em menos eficiência. O método descrito acima ajusta automaticamente as características de disparo dos dispositivos de 5 proteção durante a operação no caso de uma falha permanente resultando na minimização de indicadores de confiabilidade. Isso aumenta significativamente a eficiência das redes inteligentes e reduz o número de clientes que são afetados pela falha.
Será entendido que um elemento versado na técnica irá 10 reconhecer a intercambialidade de várias características de diferentes modalidades e que as várias características descritas, bem como outros equivalentes conhecidos de cada característica, podem ser misturados e combinados por um elemento versado na técnica para construir sistemas e técnicas adicionais de acordo com os princípios dessa descrição. Portanto, 15 será entendido que as reivindicações em anexo pretendem abranger todas essas modificações e alterações dentro do espírito real da invenção.
Embora apenas algumas características da invenção sejam ilustradas e descritas aqui, muitas modificações e alterações podem se feitas pelos elementos versados na técnica. Portanto, será entendido que as reivindicações em anexo pretendem abranger todas essas modificações e alterações dentro do espírito real da invenção.
Claims (21)
1. MÉTODO, que compreende: receber as características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição em uma rede elétrica dentro de um intervalo de tempo; computar um atraso de tempo para receber as características de comunicação; determinar uma pluralidade de indicadores de confiabilidade em cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição; e ajustar as características de disparo da pluralidade de dispositivos de distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado.
2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que receber as características de canal de comunicação compreende receber as características de canal de comunicação através de um modo de comunicação preferido.
3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, em que o modo de comunicação preferido compreende um sistema com fio, sem fio, WIFI, WIMAX, portadora em linha de potência, telefonia fixa, rádio de utilidade elétrica, ou telefonia celular.
4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que receber as características de canal de comunicação compreende receber dados de um sistema de posicionamento global (GPS) e um sistema de informações globais (GIS).
5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 4, em que receber dados de GPS compreende receber uma localização do dispositivo de distribuição.
6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 4, em que receber dados de GIS compreende receber informações ambientais, terreno, folhagem, e informações de densidade de cada dispositivo de distribuição.
7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que ajustar as características de disparo compreende ajustar a sensibilidade de corrente da pluralidade de dispositivos de distribuição em relação ao tempo.
8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que os indicadores de confiabilidade são determinados através de tabela de roteamento de rede, sistema de posicionamento global.
9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição recebe as características de comunicação, computa o atraso, determina os indicadores de confiabilidade e ajusta as características de disparo independentemente.
10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, em que determinar os indicadores de confiabilidade compreende determinar a duração média de interrupções do sistema, frequência média de interrupções do sistema, duração média de interrupções de curta duração, duração média de interrupções por consumidor e frequência média de interrupções por consumidor.
11. SISTEMA DE COORDENAÇÃO DE PROTEÇÃO AUTO- ORGANIZADOR EM UMA REDE ELÉTRICA, que compreende: uma pluralidade de dispositivos de distribuição comunicativamente acoplados uns aos outros em uma rede elétrica; um dispositivo de proteção acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição configurados para transmitir energia na rede elétrica; e um controlador acoplado a cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição configurados para: receber as características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição na rede elétrica em um intervalo de tempo; computar um atraso de tempo para receber as características de comunicação; determinar uma pluralidade de indicadores de confiabilidade em cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição; e ajustar as características de disparo da pluralidade de dispositivos de distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado.
12. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que o dispositivo de distribuição compreende um polo elétrico.
13. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que a rede elétrica compreende uma rede elétrica sem escala.
14. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 13, em que a rede elétrica compreende uma rede de transmissão ou uma rede de distribuição.
15. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que a pluralidade de dispositivos de distribuição são comunicativamente acoplados uns aos outros em um modo de comunicação preferido.
16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 15, em que o modo de comunicação preferido compreende sistema com fio, sem fio, WIFI, WIMAX, portadora em linha de potência, telefonia fixa, rádio de utilidade elétrica, ou comunicação por telefonia celular.
17. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que o controlador compreende um protocolo de controle de acesso à mídia (MAC) baseado em um Sistema de Posicionamento Global (GPS) e Sistema de informações geográficas (GIS).
18. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 17, em que o GPS proporciona a localização do dispositivo de distribuição e o GIS proporciona informações sobre o ambiente, terreno, folhagem, e informações de densidade no dispositivo de distribuição.
19. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que o dispositivo de proteção compreende um sensor de tempo-corrente.
20. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, em que o intervalo de tempo compreende uma duração de tempo predefinida.
21. MEIO LEGÍVEL DE COMPUTADOR NÃO-TRANSITÓRIO, que compreende instruções legíveis de computador de um programa de computador que, quando executado por um processador, faz com que o processador realize um método, sendo que o método compreende: receber as características de canal de comunicação de uma pluralidade de dispositivos de distribuição em uma rede elétrica em um intervalo de tempo; computar um atraso de tempo para receber as características de comunicação; determinar os indicadores de confiabilidade em cada um entre a pluralidade de dispositivos de distribuição; e ajustar as características de disparo da pluralidade de dispositivos de distribuição para minimizar os indicadores de confiabilidade com base no atraso computado.
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