JP2012515521A - メーターデータを使用した配電システム解析 - Google Patents

Abstract

監視システムは、相導体線路に沿った第１の位置に配置された第１のセンサーおよび相導体線路に沿った第２の位置にある第２のセンサーポジションを含む。第１のセンサーは、第１のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されている。第２のセンサーは、第２のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されている。監視システムは、第１および第２のセットの同期フェーザデータを受信するよう構成されたプロセッサを含む。このプロセッサは、相導体線路に電気的に接続された少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、該少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するようさらに構成されている。一次側電圧は、該少なくとも１つの配電変圧器の二次側に電気的に結合された複数の被計測負荷からのメーターデータに基づき決定される。このプロセッサは、少なくとも１つの相導体線路状況を、第１および第２のセットの同期フェーザデータ、ならびに一次側電圧に基づき決定するようさらに構成されている。
【選択図】図５

Description

本願は、電気システム解析に関し、特に、電気配電システム解析に関する。

送電システムなどの電力システムの解析には、フェーザデータが使用され得る。フェーザデータは、同期化することもでき、同期化されたシステムデータを使用して、電力システムの導体線路の様々な解析を完了することができる。しかし、フェーザデータを取得するために使用されるセンサーには、導体線路に沿って大きな間隔が空けられていることもあり、フェーザデータに基づく、導体線路に関する問題の位置特定の精度が落ちることもある。

配電システム内の少なくとも１つの相導体状況を決定するよう構成された監視システムは、相導体線路（ｐｈａｓｅ ｃｏｎｄｕｃｔｏｒ ｌｉｎｅ）に沿った位置に配置された第１のセンサーを含むとよい。第１のセンサーは、第１のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されているとよい。監視システムは、相導体線路に沿った第２の位置に配置された第２のセンサーを含むとよい。第２のセンサーは、第２のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されているとよい。監視システムは、第１のセットの同期フェーザデータおよび第２のセットの同期フェーザデータを受信するよう構成されたプロセッサを含むとよい。このプロセッサは、相導体に電気的に接続された少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、該少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するようさらに構成されているとよい。このプロセッサは、第１のセットの同期フェーザデータ、第２のセットの同期フェーザデータ、および該少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧に基づき、少なくとも１つの相導体状況を決定するようさらに構成されているとよい。

相導体線路の少なくとも１つの状況を決定する方法は、相導体線路に関連する第１のセットの同期フェーザデータを受信するステップを含むとよい。本方法は、相導体線路に関連する第２のセットの同期フェーザデータを受信するステップをさらに含むとよい。本方法は、少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、該少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するステップをさらに含むとよい。本方法は、第１のセットの同期フェーザデータ、第２のセットの同期フェーザデータ、および該少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧に基づき、該少なくとも１つの相導体線路状況を決定するステップをさらに含むとよい。

コンピュータ可読媒体は、プロセッサにより実行可能なコンピュータ実行可能命令によりエンコードされているとよい。コンピュータ可読媒体は、相導体線路に関連する第１のセットの同期フェーザデータを受信するよう実行可能な命令と、相導体線路に関連する第２のセットの同期フェーザデータを受信するよう実行可能な命令とを含むとよい。コンピュータ可読媒体は、少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、該少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するよう実行可能な命令をさらに含むとよい。コンピュータ可読媒体は、第１のセットの同期フェーザデータ、第２のセットの同期フェーザデータ、および該少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧に基づき、少なくとも１つの相導体線路状況を決定するよう実行可能な命令をさらに含むとよい。

同期化されたデータを取得するために配電システム内の複数のセンサーポイント（ｓｅｎｓｏｒ ｐｏｉｎｔ）を決定する方法は、配電システムを表すマップをロードするステップを含むとよい。本方法は、第１の所定の基準に基づき、配電システムの第１のレベルにおいてマップ上の第１のセットのセンサーポイントを決定するステップをさらに含むとよい。本方法は、ユーザ入力基準に基づき、配電システムの第１のレベルにおいてマップ上の第２のセットのセンサーポイントを決定するステップをさらに含むとよい。

配電変圧器の一次側電圧を決定する方法は、複数の時間インスタント（ｔｉｍｅ ｉｎｓｔａｎｔ）における、配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を決定するステップを含むとよい。第１の電流の決定は、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷（ｍｅｔｅｒｅｄ ｌｏａｄ）によって生成される電流メーターデータに基づくとよい。本方法は、複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第２の電流を決定するステップを含むとよい。第２の電流の決定は、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成された電流メーターデータに基づく。

本方法は、複数の時間インスタントにおける第１の電流および複数の時間インスタントにおける第２の電流に基づき、複数の時間インスタントそれぞれに関して、複数の被計測負荷に流れる総電流を決定するステップを含むとよい。本方法は、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信するステップを含むとよい。本方法は、複数の時間インスタントにおける、第１の電流、第２の電流、総電流、および個別のメーター電圧に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するステップを含むとよい。本方法は、複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された二次側電圧に基づき、一次側電圧を決定するステップを含むとよい。

一例では、複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントであるとよい。別の例では、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧は、複数の時間インスタントそれぞれにおける、第１のメーターおよび第２のメーターからの個別のメーター電圧であるとよい。別の例では、本方法は、個別の引き込み線ドロップ損失（ｓｅｒｖｉｃｅ ｌｉｎｅ ｄｒｏｐ ｌｏｓｓ）に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するステップを含むとよい。別の例では、本方法は、共通線路損失（ｃｏｍｍｏｎ ｌｉｎｅ ｌｏｓｓ）に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するステップを含むとよい。

配電変圧器の一次側電圧を決定するシステムは、複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するよう構成されたプロセッサを含むとよい。このプロセッサは、複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第２の電流を、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するよう構成されているとよい。

このプロセッサは、複数の時間インスタントにおける第１の電流および複数の時間インスタントにおける第２の電流に基づき、複数の時間インスタントそれぞれに関して、複数の被計測負荷に流れる総電流を決定するよう構成されているとよい。このプロセッサは、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信するよう構成されているとよい。このプロセッサは、複数の時間インスタントにおける、第１の電流、第２の電流、総電流、および個別のメーター電圧に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するよう構成されているとよい。このプロセッサは、複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された二次側電圧に基づき、一次側電圧を決定するよう構成されているとよい。

一例では、複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントであるとよい。別の例では、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧は、複数の時間インスタントそれぞれにおける、第１のメーターおよび第２のメーターからの個別のメーター電圧であるとよい。別の例では、このプロセッサは、個別の引き込み線ドロップ損失に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するようさらに構成されているとよい。別の例では、このプロセッサは、共通線路損失に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するようさらに構成されているとよい。

プロセッサにより実行可能なコンピュータ実行可能命令によりエンコードされたコンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するよう実行可能な命令を含むとよい。このコンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第２の電流を、配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するよう実行可能な命令を含むとよい。

このコンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントにおける第１の電流および複数の時間インスタントにおける第２の電流に基づき、複数の時間インスタントそれぞれに関して、複数の被計測負荷に流れる総電流を決定するよう実行可能な命令を含むとよい。このコンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信するよう実行可能な命令を含むとよい。このコンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントにおける、第１の電流、第２の電流、総電流、および個別のメーター電圧に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するよう実行可能な命令を含むとよい。コンピュータ可読媒体は、複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された二次側電圧に基づき、配電変圧器の一次側電圧を決定するよう実行可能な命令を含むとよい。

一例では、複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントであるとよい。別の例では、複数の時間インスタントそれぞれにおける、複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧は、複数の時間インスタントそれぞれにおける、第１のメーターおよび第２のメーターからの個別のメーター電圧であるとよい。別の例では、コンピュータ可読媒体は、個別の引き込み線ドロップ損失に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するよう実行可能な命令を含むとよい。別の例では、コンピュータ可読媒体は、共通線路損失に基づき、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するよう実行可能な命令を含むとよい。

本発明のさらなる目的および利点が、以下の記載から明らかになる。本発明の好適な実施形態が明確に示されている添付の図面を参照する。

この技術革新は、以下の図面および記載を参照することでより深く理解されると考えられる。図面の構成要素は、必ずしも一定の縮尺にはなっておらず、本発明の原理を示すことに重点が置かれている。さらに、図面では、同じ参照番号は、種々の図面にわたって対応する部分を表す。

配電システムの例の線図である。 配電システムのＴ型等価回路の例である。 Ｔ型等価回路を分解する手法の例である。 Ｔ型等価回路を分解する手法の別の例である。 分解された図２のＴ型等価回路の例である。 配電システムの一部分の線図である。 配電変圧器の一次側電圧を決定するために使用される例示の動作のフロー図である。 配電システムの状態変数値を決定するよう構成されたシステムの例である。 線路導線の故障を決定するよう構成されたシステムの例である。 配電システムの相導体線路の故障を決定する例示の動作のフロー図である。 配電システムのセンサーポイントを決定する例示の動作のフロー図である。

図１は、例示の配電システム１００の線図を示す。配電システム１００は、相導体線路１０４に沿って回路終端１０６に電力を供給する変電所１０２を含むとよい。配電システム１００などの配電システムは、３相電気配電システムなど、２つ以上の相導体を含むこともある。図１の線図は、例として単相を示すが、記載される概念は、２相または３相電気配電システムなどにおける複数の相を実装する配電システムにも当てはまると考えられる。

配電システム１００は、複数のフィーダ回路１０８を含むとよい。各フィーダ回路１０８は、図１ではＦＣ_１〜ＦＣ_Ｐとして個別に表されている。各フィーダ回路１０８は、１つ以上の需要家回路に電力を供給するよう構成されているとよい。各フィーダ回路１０８は、対応する配電変圧器１１０の二次側に電気的に接続されるとよい。各配電変圧器１１０は、ＤＴ_１〜ＤＴ_Ｐとして個別に表されている。一例では、各配電変圧器１１０は、変電所１０２から供給された電圧を降圧（例えば電圧を、一次側でのより高い電圧から二次側でのより低い電圧に変圧）し、降圧された電圧を対応するフィーダ回路に提供するよう構成されているとよい。

センサー１１２が、相導体線路１０４に沿って設置されて、相導体線路１０４に沿ったポイントにおける電圧および電流など、相導体線路１０４に関連する様々な値を測定するとよい。一例では、センサー１１２は、同期フェーザデータを生成するよう構成されているとよく、同期フェーザデータは、関連する配電システム内の他の場所で生じる同時測定と同期化される、電圧フェーザ測定および電流フェーザ測定を含むとよい。図１では、センサー１１２は、Ｓ１およびＳ２として個別に表されており、これらがそれぞれ、相導体線路１０４に沿った接続ポイントにおけるフェーザ電圧および電流を測定するとよい。各センサーＳ１およびＳ２によって収集されたデータは、同期化されて、単一時点におけるシステムの様々な部分の監視を可能にするとよい。図１では、センサー１１２は、相導体線路１０４の両端に位置するものとして示されている。別の例では、センサー１１２は、相導体線路１０４に沿った任意の位置に設置されるとよく、３つ以上のセンサーが相導体線路１０４に沿って配置されてもよい。配電システム１００はさらに、フィーダ回路１０８の下に他の回路レベルを含んでもよい。

図１に示された構成では、各フィーダ回路１０８に関連する電圧および電流が測定されて、対応する各配電変圧器１１０の二次側変圧器の電圧および電流が決定されるとよい。これらの二次側変圧器電圧それぞれが、各配電変圧器１１０の対応する一次側電圧を決定するために使用されるとよい。各一次側電圧は、センサー１１２から取得された同期フェーザデータとともに使用され、相導体線路１０４の線路状況についての決定が下されてもよい。

図２は、相導体線路１０４のセクション２０２に沿って配置されるとよい、同期フェーザデータを生成するよう構成されたセンサー２００の線図を示す。一例では、セクション２０２は、図１に示された相導体線路１０４全体であってもよい。図２は、Ｔ型等価回路としてモデル化された、センサー２００間のセクション２０２を示す。相導体線路１０４は、図２で

ブロックとして表され得る１つ以上の等価インピーダンスと、ブロック

として表されている任意の負荷インピーダンスとを含むとよい。

ブロックを通る矢印は、負荷インピーダンスが時間とともに変化すると考えられる挙動を示す。一例では、負荷インピーダンス

は、線路セクション２０２に電気的に接続された１つ以上のフィーダ回路を表し得る。

センサー１１２と似て、センサー２００は、配電システム内の、同期化される電圧および電流フェーザを測定するために使用されるとよい。これらの測定は、Ｔ型等価モデルに関する状態変数の測定または計算のいずれかを可能にし、これは、新たな入力に対するシステム応答を決定するために使用される関連情報を提供するとよい。システムが現在の状態に至る形は、将来の状態に何の影響も持たない。所与の状態および許容入力に関して、システムの将来の状態が一意的に決定される。例えば、センサーＳ１は、線路セクション２０２の接続ポイントにおける電圧フェーザ

および電流フェーザ

を測定するとよい。同様に、センサーＳ２は、線路セクション２０２の接続ポイントにおける電圧フェーザ

および電流フェーザ

を測定するとよい。これらの値が決定されて、同期化され、Ｔ型等価回路に関連する、

など、他の状態変数を計算するために使用されるとよい。これらの値は、測定されたフェーザ電圧および電流を使用し、以下に記載する一連の状態変数方程式を使用して決定されるとよい。

センサー２００の測定が、衛星航法システム（ＧＰＳ：ｇｌｏｂａｌ ｐｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇ ｓｙｓｔｅｍ）などによって時間的に同期される場合、センサー２００による測定に基づき取得された同期フェーザデータを使用することで、任意の時間的瞬間における状態変数の決定が可能になる。状態変数の測定は、電力散逸に基づき決定され得る線路温度など、線路セクション２０２に沿った様々な相導体線路状況の決定を可能にする。線路セクション２０２に沿ったさらなる測定が、線路セクション２０２に沿った電力散逸の決定のさらなる分解能を可能にしてもよい。一例では、Ｔ型等価回路２０４は、より小さなＴ型セクション（Ｔ−ｓｅｃｔｉｏｎ）へと分解されることもできる。

Ｔ型等価回路は、

値を次式のように

値に関連付けるＴ行列をもたらす。

式中、Ｔ行列は、Ｔ型等価回路の入力電圧および電流と、出力電圧および電流との間の関係を規定する伝達関数である。

一例では、Ｔ行列は、Ｐ個の異なるＴ型セクションに分解され得る。図３は、Ｔ型等価回路の、Ｐ個のＴ型セクションへの例示の分解手法３００のフロー図を示す。図３では、固有ベクトル解析によって固有ベクトルが決定されるとよい。図３に示されているように、固有ベクトルは、最終的にＰ個の異なるＴ型セクションの決定を可能にする。図３の固有ベクトル手法は、行列の次の２つの性質を使用する：行列の固有ベクトルが、形式が対角である等価行列を計算するために使用され得ること；および、対角行列のＰ乗根が、対角エントリそれぞれのＰ乗根を独立して計算することによって求められ得ること。この手法を使用することで、Ｔ行列を、任意の数のＴ型セクションに分解でき、再び合わせてもとのＴ行列を得ることもできる。

別の例では、式５のＴ行列は、解析のためにより小さなＴ型セクションへと分解されることもできる。一例では、Ｔ行列は、図４に示されているように、２つの平方根要素４００へと因数分解され得る。この分解手法は、Ｎの因数分解が生じることを可能にし、２ＮのＴ型セクションをもたらす。

図３の分解手法を図２のＴ型等価回路２０４に適用すると、図５に示されているものなどの、Ｐ個の連結Ｔ型等価回路がもたらされ得る。各Ｔ型セクションは、個別の

ブロックによって表された線路インピーダンスおよび個別の負荷インピーダンス

を含むとよい。一例では、線路セクション２０２は、各同期フェーザＳ１およびＳ２の間に、図１に示されているフィーダ回路１０８など、Ｐ個のフィーダ回路を含むとよい。これにより、図５の各Ｔ型セクションは、フィーダ回路に関連する配電変圧器の表現を含むことができる。

配電変圧器の表現を各Ｔ型セクションに含めることで、各配電変圧器の一次側電圧が、解析の間、各Ｔ型セクションに関連する各ノード電圧

１〜Ｐの振幅の推定を表すことが可能になるとよい。各ノード電圧

が定められると、隣接したノード電圧

間、ならびに各センサーＳ１およびＳ２と、隣接したノード電圧

との間の電圧降下が、システム測定に基づき決定され得る。電圧降下は、線路セクションの散逸した電力に基づく線路温度など、様々な線路状況の決定を可能にする。例えば、線路セクション２０２の長さは通常、既知であるか、または推定可能なため、図２のＴ型等価回路の

が決定されると、距離当たりのインピーダンスが求められ得る。したがって、図５のより小さなＴ型セクションの各インピーダンス

が、センサーＳ１およびＳ２と、隣接した配電変圧器との間か、または隣接した配電変圧器間いずれかの線路長に基づき決定され得る。

一例では、散逸した電力は、Ｐ＝Ｖ^２／Ｒの関係によって決定されてもよく、式中、Ｖは隣接した電圧ノード

間、またはセンサー２００と電圧ノード

との間の電圧降下である。Ｒは、配電変圧器またはセンサーのいずれかからの、電圧値間の線路インピーダンスの実部である。散逸した電力は、線路セクション２０２のセンサーポイント（例えばセンサーおよび配電変圧器の一次側）間のセグメントの温度を決定するために使用されてもよく、これが故障解析に使用されてもよい。

一例では、配電変圧器６００の一次側電圧は、個別の二次側電圧に基づき決定され得る。図６は、一次側配電変圧器電圧を決定するために使用されるとよいフィーダ回路構成の例を示す。図６は、相導体線路６０２を示す。配電変圧器６００の一次巻線６０４は、相導体線路６０２に電気的に接続され、一次側電圧Ｖ_Ｐを有するとよい。配電変圧器６００の二次巻線６０６は、変圧器６００の二次側に対する負荷を形成する１つ以上の需要家に電気的に接続されているとよい。図６の例では、２つの需要家回路６０８、６１０が示されているが、より多くの需要家回路が配電変圧器６０２に接続されてもよい。各需要家回路６０８、６１０は、分相構成で二次巻線６０６に接続されるように示されている。分相接続は、需要家回路が二次巻線６０６の両端に接続されることを可能にし、中心タップ６１２は接地されるように示されている。分相構成によって、需要家回路６０８、６１０による二次側電圧Ｖ_Ｓの受け取りが可能になる。他の例では、需要家回路は、他の任意の構成で二次巻線６０６に接続されるとよい。

各需要家回路６０８、６１０に配電される電力は、それぞれメーター６１４、６１６を用いて測定および記録されるとよい。各メーター６１４、６１６は、それぞれプロセッサ６１８、６２０を含むとよく、さらにそれぞれメモリ６２２、６２４を含むとよい。メーター６１４、６１６は、電力消費を処理するために個別のプロセッサおよびメモリを使用するとよい。各メーター６１４、６１６は、アナログ−デジタル変換器（図示せず）を含み、メーター６１４、６１６はデジタル電力利用データを処理できるとよい。図６において、各メーター６１４、６１６は、実質的に同じ形で動作するとよい。したがって、需要家回路６０８について記載する例は、需要家回路６１０にも、さらには図６に示されているフィーダ回路に接続され得る他の需要家回路にも当てはまると考えられる。

一例では、需要家回路６０８は、相導体線路６００から供給された電力を消費するとよい。図６に示されている分相構成では、電流Ｉ_１が、二次巻線６０６を介し、導体線路６１１を流れるとよく、電流Ｉ_２は、導体線路６１３を流れるとよい。導体線路６１１、６１３は、それぞれ共通線路損失Ｒ_ｓ１およびＲ_ｓ２を含むと考えられ、これは、接続された需要家回路それぞれによって共有される共通線路損失を表す。電流Ｉ_１およびＩ_２それぞれの少なくとも一部分は、それぞれ需要家回路６０８の分岐６２６、６２８を流れるとよく、図６では分岐電流Ｉ_Ａ１およびＩ_Ｂ１によって表されている。

各分岐６２６、６２８は、それぞれ引き込み線（ｓｅｒｖｉｃｅ ｄｒｏｐ ｌｉｎｅ）損失Ｒ_ｄ１、Ｒ_ｄ２をそれぞれ含むとよい。分岐電流Ｉ_Ａ１およびＩ_Ｂ１は、それぞれメーター６１４を流れる。メーター６１４は、分岐電流Ｉ_Ａ１およびＩ_Ｂ１を測定する、内部電流メーター６３０、６３２を含むとよい。メーター６１４はさらに、内部電圧メーター６３４を含むとよく、これは、分岐電流Ｉ_Ａ１とＩ_Ｂ１との間の電流差に基づきメーター電圧Ｖ_Ｍ１を決定するとよい。需要家回路６０８はさらに、図６でＲ_ｌ１およびＲ_ｌ２として表されている負荷を含むとよい。

同様に、需要家回路６１０は、分岐電流Ｉ_Ａ２およびＩ_Ｂ２を受け取るとよく、これらはそれぞれ、電流Ｉ_１およびＩ_２それぞれの一部分のみであるとよい。各分岐電流Ｉ_Ａ２およびＩ_Ｂ２は、個別の分岐６３６、６３８を流れるとよく、引き込み線損失Ｒ_ｄ１およびＲ_ｄ２を有する。分岐電流Ｉ_Ａ２およびＩ_Ｂ２は、メーター６１６によって測定されるとよく、需要家回路６１０のメーター電圧Ｖ_Ｍ２が決定されるとよい。需要家回路６１０は、図６でＲ_ｌ３およびＲ_ｌ４として表されている負荷を含むとよい。

一例では、メーター電圧Ｖ_Ｍ１およびＶ_Ｍ２と、二次電圧Ｖ_Ｓとの間の関係が、二次電圧Ｖ_Ｓを決定するために使用されるとよい。この関係は、次式のように表され得る。

式６中、「［１］」は、第１の時間インスタントにおける個別の変数の値を表すとよく、「［２］」は、第２の時間インスタントにおける個別の変数の値を表すとよく、「［３］」は、第３の時間インスタントにおける個別の変数の値を表すとよい。式６中、Ｒ_ｓ１＝Ｒ_ｓ２＝Ｒ_ｓ／２およびＲ_ｄ１＝Ｒ_ｄ２など、様々な仮定をすることができる。他の例では、さらなる時間インスタントが使用されてもよい。

式６中、Ｉ_Ｔ＝Ｉ_１＋Ｉ_２であり、需要家回路を流れる総電流を表す。電流Ｉ_１およびＩ_２は、各需要家回路の対応する分岐の電流を合計することにより求められ得る。これは、各メーターによって決定された電流値を使用して測定電流を合計することによって、電流Ｉ_Ｔを決定することを可能にする。式６中、電流値を含む行列の逆行列を求め、選択された３つの時間インスタントのメーター電圧Ｖ_Ｍ１およびＶ_Ｍ２を含む行列を掛けるとよい。これによって、３つの選択された時間インスタントの二次電圧Ｖ_Ｓを含む行列を決定できる。したがって、決定された二次電圧Ｖ_Ｓ［１］、Ｖ_Ｓ［２］、およびＶ_Ｓ［３］それぞれが、それぞれ個別の時間インスタントに使用されるとよい。３つの値はそれぞれ、変圧器６０２の巻数比に基づき、個別の時間インスタントにおける一次電圧Ｖ_Ｐを求めるために使用されるとよい。

図６の構成は、配電システムの需要家回路に関連する被計測負荷が、電力をこの負荷に届ける、接続された変圧器の一次側電圧を決定するために使用されるとよい例を示す。他の例では、被計測負荷は、被計測負荷に電力を提供している変圧器の一次側電圧を、被計測負荷と変圧器との間に配置された装置を用いて決定するために使用されてもよい。例えば、図６に示されている構成では、継電器または開閉器などの様々な装置が、需要家回路６０８、６１０と、変圧器６００との間に接続されていてもよい。他の例では、他の変圧器が、変圧器６００と、需要家回路６０８、６１０との間に配置されてもよい。これら代わりの例では、需要家回路６０８、６１０に関連する被計測負荷が、相導体線路に接続された変圧器６００に関連する一次側電圧を決定するために使用されるとよい。

配電変圧器６００などの配電変圧器の一次側電圧は、他の形で決定されてもよい。一例では、配電システムは、送電線に基づく通信システムを含んでもよい。送電線に基づく通信システムは、図１の配電システム１００などの配電システム上で動作するよう構成されてもよい。送電線に基づく通信システムは、配電変圧器ＤＴ_１〜ＤＴ_Ｐなどの配電変圧器それぞれに位置するブリッジ要素（ｂｒｉｄｇｅ ｅｌｅｍｅｎｔ）を含んでもよい。ブリッジ要素によって、二次側変圧器電圧が測定され、送電線に基づく通信システムに沿って送られることが可能になるとよい。各二次側変圧器電圧は、巻数比に基づき対応する一次側電圧を決定するために使用されるとよい。

図７は、配電変圧器の一次側電圧を決定するための例示の動作のフロー図を示す。ステップ７００は、複数の時間インスタントに関して、配電変圧器の二次側に接続された各需要家回路の各分岐を流れる測定電流を決定することを含むとよい。一例では、ステップ７００は、図６でメーター６１４、６１６に関して示された形で接続されたメーターを使用して実行されるとよい。この構成は、各メーターが、３つの時間インスタントなどのいくつかの時間インスタントに関して、個別の分岐を流れる電流を測定できるようにする。これらの電流が、各分岐の各時間インスタントにおいて合計されて、対応する分岐を流れる総電流が提供されるとよい。

この動作はさらに、複数の時間インスタントに関して、各需要家回路を流れる総電流を決定するステップ７０２を含んでもよい。一例では、複数の時間インスタントそれぞれにおける総電流は、複数の時間インスタントそれぞれにおいて各メーターによって測定された電流を合計することによって求められるとよい。一例では、ステップ７０２は、図６に示されているメーター６１４、６１６などのメーターを使用して実行されるとよい。この動作はさらに、複数の時間インスタントにおける第１のメーター電圧および第２のメーター電圧を決定するステップ７０４を含むとよい。一例では、ステップ７０４は、メーター６１４、６１６を使用して図６に関して記載した形で実行されるとよい。この動作はさらに、複数の時間インスタントそれぞれにおける、配電変圧器の二次側電圧を決定するステップ７０６を含むとよい。一例では、ステップ７０６は、図６に関して記載した形で実行されるとよく、式６を使用して３つの時間インスタントそれぞれにおける、二次側電圧を決定するとよい。この動作はさらに、配電変圧器の一次側電圧を決定するステップ７０８を含むとよい。一例では、これは、配電変圧器の巻数比および二次側電圧を使用して一次側電圧を決定することによって実行されるとよい。

図６に示されている関連するＴ型セクションそれぞれに関して、一次側変圧器電圧、すなわちノード電圧

を決定することによって、前述のようにノード電圧を使用して相導体のセクションに沿った電力損失を決定することができる。一例では、相導体線路の状況を決定するための解析は、図８および９に示されている例示の構成を使用して決定されてもよい。図８は、一対のセンサーから取得されたフェーザデータを使用して状態変数を生成するよう構成された例示のシステムを示し、これは、図１に示されているものなどの一対のセンサーの間の相導体線路セクションに関する同期フェーザデータを生成するために使用され得る。関連する状態変数は、電力散逸に基づく温度など、相導体線路の状況を決定するために使用されてもよい。メーターデータに基づき決定されるものなどの一次側電圧は、例えば、フィーダ電圧調整、配電変圧器検出および分類、停電検出および位置推定、ならびに電力復旧追跡など、様々な他の用途に使用され得る。

図８のシステムは、相Ａ、ＢおよびＣを有する３相システムの電圧および電流測定を受信するように示されている。電圧Ｖ_Ａ〜Ｖ_Ｃおよび電流Ｉ_Ａ〜Ｉ_Ｃは、ラインセンサー（ｌｉｎｅ ｓｅｎｓｏｒ）（図示せず）によって決定されるとよい。感知された電圧Ｖ_Ａ〜Ｖ_Ｃおよび感知された電流Ｉ_Ａ〜Ｉ_Ｃは、個別のＡ／Ｄ変換器８０２〜８１２によって受信されるとよい。デジタル化された電圧および電流データは、データリングバッファ８１４〜８２４などの個別のデジタル記憶デバイスにおいて受信され、記憶されるとよい。デジタル化されたデータは、特定の時間の各相の状態変数値を決定するために使用されるとよい。デジタル化されたデータは、プロセッサ８２８およびメモリ８３０を有するコンピュータデバイス８２６によって受信されるとよい。コンピュータデバイス８２６は、各相のデジタル化されたデータを使用して、各相に関連する状態変数を生成するとよい。

デジタル化された相データは、フーリエ変換モジュール８３２を介してコンピュータデバイス８２６によって周波数領域に変換されるとよい。コンピュータデバイス８２６は、モジュール８３４によって、実効値（ＲＭＳ：ｒｏｏｔ ｍｅａｎ ｓｑｕａｒｅ）情報を各相の電圧（Ｖ_ＲＭＳ）および電流（Ｉ_ＲＭＳ）に関して決定し、さらに有効電力（Ｐ）および無効電力（Ｑ）を決定するために、この周波数領域データを処理するとよい。デジタル化された相データはさらに、線路周波数を決定するために、コンピュータデバイス８２６によって３相周波数追跡モジュール８３６において使用されてもよい。

各相のＲＭＳ電圧および電流、各相の有効および無効電力、ならびに線路周波数は、コンピュータデバイス８２６によってモジュール８３８において使用されるとよく、モジュール８３８は、力率決定、電圧フェーザ周波数補償、ならびに各相の対応する電圧フェーザ、電流強度、および力率からの各相に関する電流フェーザの決定を含むとよい。モジュール８３８は、各相に関して電圧フェーザ

および電流フェーザ

を生成するとよい。コンピュータデバイス８２６は、位相補正モジュール８４０を含むとよく、これは、ＧＰＳ信号をＧＰＳ信号源８４２から、さらにＡＣ電圧システム周波数をシステム周波数源８４３から受信し、この結果、ラインセンサーの同期フェーザデータが生成される。各相の同期フェーザデータ

は、コンピュータデバイス８２６によって状態変数決定モジュール８４５において使用されるとよく、状態変数決定モジュール８４５はさらに、別の隣接するセンサーからの、同期フェーザデータモジュールの同期フェーザデータ８４４を実装して、線路導体のセクションの各相に関する状態変数を決定する。図９には、３相それぞれの状態変数値を表すことができる一連の状態変数８４６が示されている。

コンピュータデバイス８２６は、遠隔端末ユニット（ＲＴＵ：ｒｅｍｏｔｅ ｔｅｒｍｉｎａｌ ｕｎｉｔ）内など、配電システムに接続されたコンピュータデバイスであればよい。一例では、コンピュータデバイス８２６は、状態変数を生成して、その状態変数を、別のコンピュータデバイスにより使用されるよう集中地点に送るとよい。別の例では、コンピュータデバイス８２６は、同期フェーザデータ

を、隣接するラインセンサーの同期フェーザデータも受信するとよい集中地点に送るとよく、これによって、集中地点における状態変数の決定が可能になる。

各相の状態変数が決定されると、状態変数は、対応する相の配電変圧器の一次電圧とともに使用され、相導体線路セクションの状況が決定されるとよい。図９は、相Ａの線路セクションの状況を決定するよう構成されているとよいシステム９００を示す。なお、その他任意の相ＢまたはＣの線路セクションを、実質的に同じ形で解析できる。

一例では、システム９００は、コンピュータデバイス９０２を含むとよい。コンピュータデバイス９０２は、単一のコンピュータデバイスであっても、またはいくつかのコンピュータデバイスであってもよい。図９の例では、コンピュータデバイス９０２は、プロセッサ９０４およびメモリ９０６を含む。プロセッサ９０４およびメモリ９０６は、状態変数値および需要家回路メーターデータを処理するために使用されるとよい。一例では、コンピュータデバイス９０２は、集中地点に位置するとよく、被計測配電システム（ｍｅｔｅｒｅｄ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ）全体にわたって位置するＲＴＵなどのデータ収集デバイスから状態変数データを受信する。システムデータの獲得および決定のために、電圧および電流センサー、またはその他、配電システム関係のデータを獲得して状態変数値を計算できる任意のデバイスもしくはメカニズムなど、他のデバイスが使用されてもよい。別の例では、コンピュータデバイス９０２は、状態変数値を決定するために、同期フェーザデータ測定を受信するとよい。図８のコンピュータデバイス８２６も、コンピュータデバイス９０２に関連する動作およびモジュールを実行するために使用されてもよい。

図９において、コンピュータデバイス９０２は、コンピュータデバイス９０２によって解析される線路セグメントに接続されている配電変圧器に関する状態変数および需要家回路メーターデータを受信するとよい。一例では、コンピュータデバイス９０２は、モジュール９０８を実装して、需要家回路メーターデータを図６に関して記載した形で処理し、解析される線路セクションに沿った様々なポイントに配置されている個別の配電変圧器に関連する一次側電圧を生成するとよい。一例では、コンピュータデバイス９０２は、ＲＴＵ、監視制御データ収集システム（ＳＣＡＤＡ：ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ ｃｏｎｔｒｏｌ ａｎｄ ｄａｔａ ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ）、メーターシステム、またはその他任意のデータ獲得デバイスもしくはシステムなど、配電システム内の需要家回路に関連するメーターデータを取得することを担当するデータクエリデバイスに問い合わせを行うとよい。

一次側電圧は、コンピュータデバイス９０２によって、モジュール９１０において状態変数とともに使用されて、同期フェーザデータを生成するセンサーを含むとよいセンサーポイント間、ならびに配電変圧器の一次側のノード電圧間の、相導体線路セグメントに沿った電圧降下が決定されるとよい。一例では、モジュール９１０は、上記のＴ型セクション解析を実装するとよい。コンピュータデバイス９０２は、モジュール９１２において、各セグメントの電力散逸決定を実行するとよい。各セグメントに関して決定された電力散逸は、コンピュータデバイス９０２によってモジュール９１４において、各セグメントの線路セグメント温度を決定して、異常温度を有する任意のセグメントを示す出力信号を生成するために使用されるとよく、この異常温度は、当該セグメントに沿った故障を示すこともある。

別の例では、送電線に基づく通信システムのブリッジ要素を使用して、二次側変圧器電圧ＤＴ_１〜ＤＴ_Ｐが決定されるとよい。二次側電圧は、送電線に基づく通信システムによってコンピュータデバイス９０２へ送られて、モジュール９１２において一次側変圧器電圧に変換されるとよい。別の例では、コンピュータデバイス９０２によって受信される二次側電圧は、メーターまたは送電線に基づく通信システムのブリッジ要素からの二次側電圧の組み合わせであるとよい。

図１０は、相導体線路の状況を決定する例示の動作のフロー図を示す。ステップ１０００は、第１および第２のセンサーからの出力に基づき同期フェーザデータを決定することを含むとよい。一例では、ステップ１０００は、センサーＳ１およびＳ２が、線路セクション２０２に沿って配置され、同期フェーザデータを決定するために使用され得るデータを生成するよう構成されている、図２において示されたものなどの構成を使用して実行されるとよい。

この動作は、第１および第２のセンサー間の線路セクションに関連する状態変数値を決定するステップ１００２を含むとよい。一例では、ステップ１００２は、同期フェーザデータと、式１〜４とを使用して実行されるとよい。この動作はさらに、第１および第２のセンサー間の線路セクションのＴ型等価回路を決定するステップ１００４を含むとよい。一例では、これは、ステップ１００２で決定された状態変数を使用して実行されるとよい。

この動作はさらに、Ｔ型等価回路を、より小さなＴ型セクションへと分解するステップ１００６を含むとよい。一例では、ステップ１００６は、図３または４に関して記載した形で実行されるとよい。この動作はさらに、第１および第２のセンサー間の線路セグメントに接続されているとよい、配電変圧器の二次側に接続された電力メーターからのメーターデータを決定するステップ１００８を含むとよい。この動作はさらに、第１および第２のセンサー間の線路セグメントに電気的に接続されている各配電変圧器の一次側電圧を決定するステップ１０１０を含むとよい。一例では、ステップ１０１０は、得られたメーターデータを使用して、図６に関して記載した形で実行されるとよい。

図１０の動作はさらに、第１および第２のセンサー間の複数の線路セグメントにおける電力散逸を決定するステップ１０１２を含むとよい。一例では、ステップ１０１２は、Ｔ型等価回路解析において、状態変数値と、第１および第２のセンサー間の配電変圧器の一次側電圧とを使用して実行されるとよい。上記の通り、Ｔ型セクション解析において決定された状態変数値に基づき、距離毎のインピーダンスが、第１および第２のセンサー間の線路セグメントに関して決定されるとよい。この距離毎のインピーダンスは、決定された一次側変圧器電圧とともに使用されて、隣接する配電変圧器、ならびに第１および第２のセンサー間の各線路セグメントの決定が行われるとよい。

この動作は、線路セグメントのいずれかに沿って過度温度が存在するかどうかを決定するステップ１０１４を含むとよい。過度温度が検出されると、ステップ１０１６が実行されて、過度温度に関連するフィーダセグメントが決定されるとよい。故障温度が検出されなければ、この動作が継続的に実行されて、第１および第２のセンサー間の相導体線路セクションを監視するとよい。図１０の動作は、相間、相地絡、３相故障（短絡）、および欠相故障（下流側で回路が開放し、その結果故障電流が流れない）など、故障状況に関連する他の相導体線路の状況を決定するために使用されてもよい。

配電システムは、電圧電力が配電され、様々なセクションへフィーダが分岐するのに従い、様々な構造またはトポロジーレベルを含むと考えられる。これらの様々なレベルがすべてＴ型セクションに分解されて、システムを、上記の通りの形で継続的に解析することが可能になるとよい。Ｔ型セクション解析を実装するシステムを解析するためのデータが受信されるもとのセンサーポイントが、配電システム全体にわたって決定されるとよい。これらのセンサーポイントは、図１に示されたセンサーＳ１およびＳ２など、システム値を測定するセンサーを配置する、配電システムレベル内の位置、ならびに、図６に関して説明されたシステム解析のためにポイントの計測を行う選択された位置であればよい。

図１１は、配電システム全体にわたってセンサーポイントを決定する例示の動作のフロー図を示す。ステップ１１００は、配電システムの形態マップ（ｔｏｐｏｇｒａｐｈｉｃａｌ ｍａｐ）をロードすることを含むとよい。一例では、このマップは、図９のコンピュータデバイス９０２などのコンピュータデバイス上にロードされるとよい。コンピュータデバイス９０２などの単数または複数のコンピュータデバイスは、図１１の動作全体を実行するとよい。形態マップは、システムデータを取得するために使用され得る様々な配電システム装置を含む配電システムモデルであるとよい。

ステップ１１０２は、第１の所定の基準および入力基準に基づき、配電システムの第１のレベルにおけるセンサーポイントを決定することを含むとよい。形態マップは、決定される任意のセンサーポイントの位置の決定に使用されるとよい。一例では、配電システムの第１のレベルを、フィーダ回路レベルとしてもよい。フィーダ回路レベルは、変電所から回路の終端までの回路を含むとよい。一例では、解析用の同期化されたフェーザデータを取得するよう構成されたセンサーを配置するセンサーポイントが選択されるとよい。第１のレベルはさらに、フィーダ回路セクションを含むとよく、これは、回路継電器またはヒューズなどの相互接続装置によって定義される、フィーダ回路のセクションであるとよい。第１のレベルはさらに、フィーダセグメントを含むとよく、これは、配電システムの他のエリアと比較してより確かな解析が望まれ得る配電システム内の選択されたエリアなど、解析に関する様々な要因によって定義されるとよい。

一例では、第１の所定の基準は、一般化したシステム構成を表すとよく、これによって、様々な所定の従来のセンサー位置におけるセンサーポイントが決定されるとよい。別の例では、第１の所定の基準は、契約上の義務であるとよい。配電システムに接続されている需要家は、停電が発生した場合に金銭的な代償を受け取る契約を電力供給者と結んでいることもある。この基準は、この種の需要家を、他の需要家と比べてより綿密に監視するために使用されてもよく、これには、配電システムの他のエリアよりも多くのセンサーポイントが必要とされ得る。

別の例では、入力基準は、負荷分散（ｌｏａｄ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ）など、解析される配電システムの特定の構成に基づき選択されるとよい。システム内では、配電システム内の特定のエリアにおいて、特定の回路に負荷の不安定さが生じる傾向があるということもある。入力基準は、特定の配電システムの負荷分散に関する考慮に基づきセンサーポイントが決定されることを可能にする。

図１１の動作は、センサーポイントが、配電システムの第２のレベルに配置されるかどうかを決定するステップ１１０４を含むとよい。一例では、ステップ１１０４でのこの決定は、第１の基準に基づくとよい。センサーポイントが配置される場合、ステップ１１０６は、第１の所定の基準およびユーザ入力基準に基づき、第２のレベルにおいてマップ上のセンサーポイントを決定することを含むとよい。一例では、配電システムの第２のレベルは、フィーダ分岐レベルを含んでもよい。フィーダ分岐レベルは、フィーダ回路から分岐する１つ以上の回路としてもよい。一例では、フィーダ分岐レベルは、変圧器にて電圧を降圧された回路であっても、またはフィーダ回路と同じ電圧であってもよい。第２のレベルはさらに、１つ以上の分岐セグメントレベルを含むとよく、これは、負荷の考慮、または特定の回路構成などの他のシステム上の考慮によって決定される、フィーダ分岐レベルのセグメントであってもよい。

この動作は、センサーポイントが、配電システムの第３のレベルに配置されるかどうかを決定するステップ１１０８をさらに含むとよい。一例では、ステップ１１０８でのこの決定は、第１の所定の基準および入力基準に基づくとよい。センサーポイントが配置される場合、ステップ１１１０は、第１の基準に基づき、第３のレベルにおいてマップ上のセンサーポイントを決定することを含むとよい。一例では、配電システムの第３のレベルは、ラテラルレベルを含んでもよい。ラテラルレベルは、フィーダ回路またはフィーダ分岐から分岐する１つ以上の回路であればよく、したがって、第１および第２のレベルから分岐するとよい。一例では、ラテラルレベルは、図６に示されている回路構成など、需要家に直接接続された配電システム回路であってもよい。第３のレベルはさらに、１つ以上のラテラルセグメントレベルを含むとよく、これは、負荷の考慮、または特定の回路構成などの他のシステムの考慮によって決定される、フィーダ分岐レベルのセグメントであってもよい。第３のレベルのセンサーポイントは、同期フェーザ解析に使用されるデータを取得するセンサーを配置するために決定されてもよく、またはセンサーポイントは、図６に関して記載されたものなどの需要家のメーターであってもよい。需要家のメーターデータは、前述の形でなど、センサーデータとともにシステム解析に使用されるとよい。

この動作は、追加のセンサーポイントが配置されるかどうかを、第１の所定の基準および入力基準に基づき決定するステップ１１１２を含むとよい。追加のセンサーポイントが配置される場合、ステップ１１１４は、第２の所定の基準に基づき、配電システムの第１、第２、および第３のレベルにおいてマップ上のセンサーポイントを決定することを含むとよい。一例では、追加のセンサーポイントは、少なくとも１つの故障位置レベルに配置されるよう決定されてもよい。配電システムは、環境、負荷、回路構成など、様々な理由で、故障の影響をより受けやすいエリアを含むと考えられる。これらの理由が、故障位置レベルの場所、および追加のセンサーポイントが使用されるかどうかの決定における、第２の所定の基準に相当してもよい。追加のセンサーポイントはさらに、ステップ１１１４にて、システムコンデンサバンク、または例えばガスタービンもしくは燃料電池などの分散発電システムの位置など、所定の基準に基づき決定されてもよい。ステップ１１１４にて決定されるセンサーポイントは、同期化されたフェーザ解析用のデータを取得するよう構成されているセンサーか、またはメーター有効性に基づくメーターデータのいずれかであるとよい。

図１１の動作は、相導体線路状況を決定するための配電システムの解析を可能にするとよい。一例では、図１１の動作によってセンサーポイントが決定されると、センサーが、設置されるか、または既に設置されていれば使用されるとよく、データが集められ、解析のためにＴ型等価回路を使用して配電システム内の相導体の様々なセクションにおける状態変数を決定することが可能になる。センサーポイントとして選択されたメーターからのデータはさらに、配電システム解析のために使用されてもよく、これによって、図９に関して記載された形などで、相導体線路の様々な状況の決定が可能になる。

技術革新の特定の構成要素について記載したが、この技術革新に沿う方法、システム、および製品は、追加の、または異なる構成要素を含んでもよい。例えば、プロセッサ８２８および９０２は、マイクロプロセッサ、マイクロコントローラ、特定用途向け集積回路（ＡＳＩＣ：ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｓｐｅｃｉｆｉｃ ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｃｉｒｃｕｉｔ）、個別論理、または他のタイプの回路もしくは論理の組み合わせとして実装されてもよい。同様に、メモリ８３０および９０６は、ＤＲＡＭ、ＳＲＡＭ、フラッシュ、またはその他任意のタイプのメモリであればよい。フラグ、データ、データベース、テーブル、エンティティ、およびその他のデータ構造は、別々に記憶および管理されてもよく、単一のメモリもしくはデータベースに組み込まれてもよく、分散していてもよく、または多数の異なる方法で論理的および物理的に編成されてもよい。プログラムは、単一のプログラムの一部であっても、別々のプログラムであっても、またはいくつかのメモリおよびプロセッサにわたって分散していてもよい。さらに、モジュール８３２、８３４、８３６、８３８、８４０、８４５、９０８、９１０、９１２、および９１４は、関連するプロセッサおよびメモリ上のソフトウェアまたはハードウェア実装であるとよい。

この技術革新の様々な実施形態について記載してきたが、当業者には当然のことながら、さらに多くの実施形態および実装が、この技術革新の範囲内で考えられる。したがって、この技術革新は、添付の特許請求の範囲およびその等価物に照らして以外には、制限されないものとする。

Claims (51)

1. 配電システム内の少なくとも１つの相導体状況を決定するよう構成された監視システムであって、
   相導体線路に沿った第１の位置に配置され、第１のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されている、第１のセンサーと、
   前記相導体線路に沿った第２の位置に配置され、第２のセットの同期フェーザデータを生成するよう構成されている、第２のセンサーと、
   前記第１のセットの同期フェーザデータおよび前記第２のセットの同期フェーザデータを受信し、前記相導体に電気的に接続された少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、前記少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するよう構成されているプロセッサであって、前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、少なくとも１つの相導体状況を決定するようさらに構成されている、前記プロセッサと、
   を含む、前記監視システム。
2. 前記プロセッサは、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に電気的に接続された複数のメーターによって生成されるデータに基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するようさらに構成されている、請求項１に記載の監視システム。
3. 前記複数のメーターによって生成される前記データは、第１のメーターによって測定された第１のセットのメーター電圧および第１のセットのメーター電流、ならびに第２のメーターによって測定された第２のセットのメーター電圧および第２のセットのメーター電流である、請求項２に記載の監視システム。
4. 前記少なくとも１つの配電変圧器は、第１の配電変圧器および第２の配電変圧器を含み、
   前記プロセッサは、前記第１の配電変圧器の前記二次側に電気的に接続された複数のメーターによって生成される前記データに基づき、前記第１の配電変圧器の二次側電圧を決定するようさらに構成されており、
   前記プロセッサは、前記第２の配電変圧器の前記二次側に電気的に接続された前記複数のメーターによって生成される前記データに基づき、前記第２の配電変圧器の二次側電圧を決定するようさらに構成されている、請求項２に記載の監視システム。
5. 前記相導体線路は、複数のセグメントを含み、
   前記プロセッサは、前記複数のセグメントそれぞれの線路状況を決定するようさらに構成されている、請求項１に記載の監視システム。
6. 前記プロセッサは、前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記複数のセグメントそれぞれにおいて散逸した前記電力を決定するよう構成されている、請求項５に記載の監視システム。
7. 前記プロセッサは、前記複数のセグメントそれぞれにおける前記決定された散逸した電力に基づき、前記複数のセグメントそれぞれの前記少なくとも１つの線路状況を決定するようさらに構成されている、請求項６に記載の監視システム。
8. 前記少なくとも１つの線路状況は、線路温度分布である、請求項１に記載の監視システム。
9. 前記プロセッサは、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧に電気的に接続された、通信システムのブリッジ要素による測定に基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するようさらに構成されている、請求項１に記載の監視システム。
10. 相導体線路の少なくとも１つの状況を決定する方法であって、
    前記相導体線路に関連する第１のセットの同期フェーザデータを受信するステップと、
    前記相導体線路に関連する第２のセットの同期フェーザデータを受信するステップと、
    少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、前記少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するステップと、
    前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するステップと、
    を含む方法。
11. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に接続された複数のメーターからのメーターデータに基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップをさらに含む、請求項１０に記載の方法。
12. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に接続された複数のメーターから受信されたメーターデータに基づき前記二次側電圧を決定するステップは、第２のメーターから受信された第１のセットのメーター電圧データおよび第２のセットのメーター電流データに基づき前記二次側電圧を決定するステップを含む、請求項１１に記載の方法。
13. 前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するステップは、前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記相導体線路の複数のセグメントの個別の相導体線路状況を少なくとも１つ決定するステップを含む、請求項１０に記載の方法。
14. 前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するステップは、前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記相導体線路における電力散逸を決定するステップを含む、請求項１０に記載の方法。
15. 前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するステップは、前記決定された電力散逸に基づき、前記少なくとも１つの相導体線路の温度を決定するステップを含む、請求項１４に記載の方法。
16. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に電気的に接続された、通信システムのブリッジ要素からのデータに基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップをさらに含む、請求項１０に記載の方法。
17. コンピュータ実行可能命令によりエンコードされたコンピュータ可読媒体であって、前記コンピュータ実行可能命令は、プロセッサにより実行可能であり、前記コンピュータ可読媒体は、
    相導体線路に関連する第１のセットの同期フェーザデータを受信するよう実行可能な命令と、
    前記相導体線路に関連する第２のセットのセットの同期フェーザデータを受信するよう実行可能な命令と、
    少なくとも１つの配電変圧器の一次側電圧を、前記少なくとも１つの配電変圧器の二次側電圧に基づき決定するよう実行可能な命令と、
    前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、少なくとも１つの相導体線路状況を決定するよう実行可能な命令と、
    を含む、コンピュータ可読媒体。
18. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に接続された複数のメーターからのメーターデータに基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するよう実行可能な命令をさらに含む、請求項１７に記載のコンピュータ可読媒体。
19. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するよう実行可能な前記命令は、第２のメーターから受信された第１のセットのメーター電圧データおよび第２のセットのメーター電流データに基づき決定するよう実行可能な命令を含む、請求項１８に記載のコンピュータ可読媒体。
20. 前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記相導体線路の複数のセグメントの個別の相導体線路状況を少なくとも１つ決定するべく、前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するよう実行可能な命令をさらに含む、請求項１７に記載のコンピュータ可読媒体。
21. 前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するよう実行可能な前記命令は、前記第１のセットの同期フェーザデータ、前記第２のセットの同期フェーザデータ、および前記少なくとも１つの配電変圧器の前記一次側電圧に基づき、前記相導体線路における電力散逸を決定するよう実行可能な命令を含む、請求項１７に記載のコンピュータ可読媒体。
22. 前記少なくとも１つの相導体線路状況を決定するよう実行可能な前記命令は、前記決定された電力散逸に基づき、前記少なくとも１つの相導体線路の前記温度を決定するよう実行可能な命令を含む、請求項２１に記載のコンピュータ可読媒体。
23. 前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側に電気的に接続された、通信システムのブリッジ要素からのデータに基づき、前記少なくとも１つの配電変圧器の前記二次側電圧を決定するよう実行可能な命令をさらに含む、請求項１７に記載のコンピュータ可読媒体。
24. 同期化されたデータを取得するために配電システム内の複数のセンサーポイントを決定する方法であって、
    配電システムを表すマップをロードするステップと、
    第１の所定の基準に基づき、前記配電システムの第１のレベルにおいて前記マップ上の第１のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    ユーザ入力基準に基づき、前記配電システムの前記第１のレベルにおいて前記マップ上の第２のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    を含む、前記方法。
25. 前記第１の所定の基準に基づき、前記配電システムの第３のレベルにおいて前記マップ上の第３のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    前記ユーザ入力基準に基づき、前記配電システムの前記第３のレベルにおいて前記マップ上の第４のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    をさらに含む、請求項２４に記載の方法。
26. 前記第１の所定の基準に基づき、前記配電システムの第３のレベルにおいて前記マップ上の第３のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    前記ユーザ入力基準に基づき、前記配電システムの前記第３のレベルにおいて前記マップ上の第４のセットのセンサーポイントを決定するステップと、
    をさらに含む、請求項２４に記載の方法。
27. 第２の所定の基準に基づき、前記マップ上の第５のセットのセンサーポイント、前記配電システムの前記第１、第２、および第３のレベルのうちの少なくとも１つを決定するステップをさらに含む、請求項２６に記載の方法。
28. 前記第１の所定の基準は、契約上の義務、または配電システムの構成である、請求項２３に記載の方法。
29. 前記入力基準は、負荷分散である、請求項２３に記載の方法。
30. 前記第２の基準は、前記配電システム内のコンデンサーバンクの位置である、請求項２３に記載の方法。
31. 配電変圧器の一次側電圧を決定する方法であって、
    複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を、前記配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するステップと、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる第２の電流を、前記配電変圧器の前記二次側に接続された前記複数の被計測負荷によって生成される前記電流メーターデータに基づき決定するステップと、
    前記複数の被計測負荷に流れる総電流を、前記複数の時間インスタントそれぞれに関して、前記複数の時間インスタントにおける前記第１の電流および前記複数の時間インスタントにおける前記第２の電流に基づき決定するステップと、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信するステップと、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記第１の電流、前記第２の電流、前記総電流、および前記個別のメーター電圧に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の二次側電圧を決定するステップと、
    前記複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された前記二次側電圧に基づき、前記一次側電圧を決定するステップと、
    を含む方法。
32. 前記複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントである、請求項３１に記載の方法。
33. 前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる前記第１の電流を決定するステップは、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第１の対応する分岐を流れる前記電流を測定するステップと、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第１の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計するステップと、
    を含む、請求項３１に記載の方法。
34. 前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる前記第２の電流を決定するステップは、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第２の対応する分岐を流れる前記電流を測定するステップと、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第２の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計するステップと、
    を含む、請求項３３に記載の方法。
35. 前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷それぞれからの前記個別のメーター電圧を受信するステップは、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、第１のメーターおよび第２のメーターからの前記個別のメーター電圧を受信するステップを含む、請求項３１に記載の方法。
36. 前記方法は、前記第１のメーターおよび前記第２のメーターに関連する個別の引き込み線ドロップ損失を決定するステップをさらに含み、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップは、前記個別の引き込み線ドロップ損失に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップをさらに含む、請求項３５に記載の方法。
37. 前記方法は、前記配電変圧器の二次巻線に関連する第１の共通線路損失および第２の共通線路損失を決定するステップをさらに含み、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップは、前記第１の共通線路損失および前記第２の共通線路損失に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するステップをさらに含む、請求項３１に記載の方法。
38. 配電変圧器の一次側電圧を決定するシステムであって、
    複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を、前記配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定し、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる第２の電流を、前記配電変圧器の前記二次側に接続された前記複数の被計測負荷によって生成される前記電流メーターデータに基づき決定し、
    前記複数の被計測負荷に流れる総電流を、前記複数の時間インスタントそれぞれに関して、前記複数の時間インスタントにおける前記第１の電流および前記複数の時間インスタントにおける前記第２の電流に基づき決定し、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信し、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記第１の電流、前記第２の電流、前記総電流、および前記個別のメーター電圧に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の二次側電圧を決定し、
    前記複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された前記二次側電圧に基づき、前記一次側電圧を決定するよう構成されたプロセッサ
    を含むシステム。
39. 前記複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントである、請求項３８に記載のシステム。
40. 前記プロセッサは、前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる前記第１の電流の決定が、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第１の対応する分岐を流れる前記電流を測定すること、および
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第１の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計して、前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる前記第１の電流を決定すること
    を含むようさらに構成されている、請求項３８に記載のシステム。
41. 前記プロセッサは、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第２の対応する分岐を流れる前記電流を測定し、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第２の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計して、前記複数の時間インスタントにおける、前記配電変圧器の前記二次巻線を流れる前記第２の電流を決定するようさらに構成されている、請求項４０に記載のシステム。
42. 前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷それぞれからの前記個別のメーター電圧は、第１のメーターからの第１のメーター電圧および第２のメーターからの第２のメーター電圧である、請求項３８に記載のシステム。
43. 前記プロセッサは、
    前記第１のメーターおよび前記第２のメーターに関連する個別の引き込み線ドロップ損失を受信し、
    前記個別の引き込み線ドロップ損失に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するようさらに構成されている、請求項４２に記載のシステム。
44. 前記プロセッサは、
    前記配電変圧器の二次巻線に関連する第１の共通線路損失および第２の共通線路損失を受信し、
    前記第１の共通線路損失および前記第２の共通線路損失にさらに基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するようさらに構成されている、請求項３８に記載のシステム。
45. コンピュータ実行可能命令によりエンコードされたコンピュータ可読媒体であって、前記コンピュータ実行可能命令は、プロセッサにより実行可能であり、前記コンピュータ可読媒体は、
    複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の二次巻線を流れる第１の電流を、前記配電変圧器の二次側に接続された複数の被計測負荷によって生成される電流メーターデータに基づき決定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントにおける、配電変圧器の前記二次巻線を流れる第２の電流を、前記配電変圧器の前記二次側に接続された前記複数の被計測負荷によって生成される前記電流メーターデータに基づき決定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の被計測負荷に流れる総電流を、前記複数の時間インスタントそれぞれに関して、前記複数の時間インスタントにおける前記第１の電流および前記複数の時間インスタントにおける前記第２の電流に基づき決定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷それぞれからの個別のメーター電圧を受信するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントにおける、前記第１の電流、前記第２の電流、前記総電流、および前記個別のメーター電圧に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の二次側電圧を決定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントのうちの１つにおける、決定された前記二次側電圧に基づき、前記配電変圧器の一次側電圧を決定するよう実行可能な命令と、
    を含むコンピュータ可読媒体。
46. 前記複数の時間インスタントは、第１の時間インスタント、第２の時間インスタント、および第３の時間インスタントである、請求項４５に記載のコンピュータ可読媒体。
47. 前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第１の対応する分岐を流れる前記電流を測定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第１の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計して、前記複数の時間インスタントにおける、前記二次巻線を流れる前記第１の電流を決定するよう実行可能な命令と、
    をさらに含む、請求項４５に記載のコンピュータ可読媒体。
48. 前記複数の時間インスタントにおける、前記複数の被計測負荷それぞれの第２の対応する分岐を流れる前記電流を測定するよう実行可能な命令と、
    前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記複数の被計測負荷の前記第２の対応する分岐それぞれを流れる前記測定された電流を合計して、前記複数の時間インスタントにおける、前記二次巻線を流れる前記第２の電流を決定するよう実行可能な命令と、
    をさらに含む、請求項４７に記載のコンピュータ可読媒体。
49. 前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、第１のメーターおよび第２のメーターからの個別のメーター電圧を受信するよう実行可能な命令をさらに含む、請求項４５に記載のコンピュータ可読媒体。
50. 前記第１のメーターおよび前記第２のメーターに関連する個別の引き込み線ドロップ損失を決定するよう実行可能な命令と、
    前記個別の引き込み線ドロップ損失に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するよう実行可能な命令と、
    をさらに含む、請求項４９に記載のコンピュータ可読媒体。
51. 前記配電変圧器の二次巻線に関連する第１の共通線路損失および第２の共通線路損失を決定するよう実行可能な命令と、
    前記第１の共通線路損失および前記第２の共通線路損失に基づき、前記複数の時間インスタントそれぞれにおける、前記配電変圧器の前記二次側電圧を決定するよう実行可能な命令と、
    をさらに含む、請求項４５に記載のコンピュータ可読媒体。

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