JP5442015B2 - 電気グリッドエンドポイントの位相接続性の判定 - Google Patents

Description

例示的な実施形態は、一般に、配電システム内に配置された顧客エンドポイントへの電気的な接続のサービス位相を判定する方法に関する。

電力は、発電所で生成され、高圧線の送電ネットワークを介して送電される。これらの線は、数百マイルの長さであっても良く、「グリッド」と呼ばれた一般的な電力プールに電力を配電する。グリッドは、一般に、３３ｋＶ（又は６６ｋＶの場合もある）線のサブ送電ネットワークを介して負荷中心（例えば、都市）に接続される。

図１は、従来の電力送電及び配電システムを示す図である。この図は、種々の既知のグリッドトポロジのうちの１つの一例であり、例示するために提供される。図１を参照すると、高圧線は３３ｋＶ（又は６６ｋＶ）の変電所において終端する。この場合、電圧は、１１ｋＶ以下の線の配電ネットワークを介してロードポイントに配電するために約１１ｋＶに降圧される。電力ネットワークは、１１ｋＶの配電ネットワーク又は変電所の下流のフィーダである。３３ｋＶの変電所から発出する各１１ｋＶのフィーダは、いくつかの補助的な１１ｋＶのフィーダに更に分岐し、電力をロードポイント（地域、工業地帯、村等）に近接させる。これらのロードポイントにおいて、変圧器は、電圧を１１ｋＶから４１５Ｖに更に降圧し、２４０Ｖ（単相電源として）又は４１５Ｖ（三相電源として）で４１５Ｖのフィーダを介して個々の顧客にラストマイル接続を提供する。フィーダは、架空線又は地下ケーブルであっても良い。

給電（feeder：フィーダ）レベルにおいて、電気グリッドは多相である（すなわち、種々の位相に対して多数の線を有する）。単相を取り入れる顧客エンドポイントにおいて（例えば、住居）、物理回線は顧客エンドポイントにおいて配置された計器に接続する。しかし、顧客エンドポイントが物理的に接続される場合、計器に接続されている顧客エンドポイントにおける線に対応する給電レベルにおける位相は、その時必ずしも認識されなくても良い。これは、ユーティリティがその情報を全く必要としていなかった可能性があるため、あるいは物理グリッドトポロジが一般に経時変動されるためにユーティリティが最新の状態に維持されなかった可能性があるためである。更に、電力異常がある場合又は新しい変圧器が設置されるように電力が遮断される場合、顧客エンドポイント装置における計器が以前と同一の位相上にあるという保証はない。

ユーティリティは、給電レベルにおける使用量と顧客側に集約された使用量とを比較することにより、損失及び盗用を算出する。しかし、実際のグリッドトポロジを認識しなければ、この情報の精度は少なくとも１／３に下がるであろう。フィーダにより供給された顧客の密度が高くなるにつれこの精度が下がる可能性があるため、電力の損失及びユーティリティに対する収入の損失が増加するであろう。

例示的な実施形態は、一般に、配電システム内に配置された顧客エンドポイントへの電気な接続のサービス位相を判定する方法に関する。

本明細書において開示された実施形態は、計器の場所におけるネットワークノード、変電所及び電気グリッドインフラの他の要素を含むアドホック無線ネットワークの存在及び使用を想定している。そして、複数の中継器及びアクセスポイント（ＡＰ）を介してユーティリティサーバに接続される。複数のノードは、ネットワークの無線リンクを介して互いに及び他のネットワーク要素とメッセージを交換する。いくつかの他の実施形態において、ノード間のメッセージは、ネットワーク化されていない直接通信リンクを介して交換されても良い。

例示的な一実施形態において、配電システムにおいて顧客エンドポイント装置のサービス位相を判定する方法は、変電所への給電線の複数の位相のうちの１つの位相上で一時的な停電を発生させるように変電所に要求するメッセージを変電所に送出するステップを含んでも良い。報告は、停電が各顧客エンドポイント装置により検出されたか否かを示す複数の顧客エンドポイント装置のうちの少なくとも１つから受信される。停電の検出を報告した顧客エンドポイント装置は、停電が発生した各位相にマッピングされる。

別の例示的な実施形態において、配電システムにおいて顧客エンドポイント装置のサービス位相を判定する方法は、単一のＡＰと直接通信する複数の顧客エンドポイント装置を識別するステップと、複数の顧客エンドポイント装置を一時的にＡＰと同期させるステップとを含んでも良い。最後のゼロ交差は、各顧客エンドポイント装置において所定の時間周期内で交流（ＡＣ）で検出される。複数の顧客エンドポイント装置の相対的な位相差は、検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプに基づいて計測される。各顧客エンドポイント装置のサービス位相は、計測された相対的な位相差に基づいて判定される。

別の例示的な実施形態によると、配電システムにおいて顧客エンドポイント装置のサービス位相を判定する方法は、顧客エンドポイント装置で検出されたゼロ交差デルタデータを要求するホストから顧客エンドポイント装置への要求を送出するステップを含んでも良い。ホストにおいて、応答メッセージは顧客エンドポイント装置から受信される。このメッセージは、最後のゼロ交差が顧客エンドポイント装置で検出された時間と、応答メッセージが顧客エンドポイント装置で作成された時間との差を示す顧客エンドポイント装置で検出されたゼロ交差デルタデータを含む。

方法は、最後のゼロ交差がホストで検出された時間と、応答メッセージがホストで受信された時間との差を示すホストにおいて検出されたゼロ交差デルタデータを算出するステップを更に含む。顧客エンドポイント装置からの位相ずれは、顧客エンドポイント装置で検出されたゼロ交差デルタデータ、ホストで検出された算出されたゼロ交差デルタデータ、メッセージ遅延時間及び顧客エンドポイント装置に電気的に接続された給電線の周波周期に基づいて算出される。顧客エンドポイント装置のサービス位相は、算出された位相ずれに基づいて判定される。

別の例示的な実施形態によると、配電システムにおいて顧客エンドポイント装置のサービス位相を判定する方法は、隣接装置で検出されたゼロ交差デルタデータを要求する第１の顧客エンドポイント装置から隣接エンドポイント装置への要求を送出するステップを含んでも良い。第１の顧客エンドポイント装置において、応答メッセージは、隣接装置で検出されたゼロ交差デルタデータを含む隣接装置から受信される。このメッセージは、最後のゼロ交差が隣接装置で検出された時間と、応答メッセージが隣接装置で作成された時間との差を示す。

従来の電力送電及び配電システムを示す図である。 例示的な実施形態が実現される配電システムの無線通信ネットワークを示す概略図である。 例示的な実施形態が実現される電力送電及び配電ネットワークを示す概略図である。 例示的な一実施形態に従って顧客エンドポイント装置が瞬停を検出する方法を示す状態図である。 例示的な一実施形態に従ってホストシステムと顧客エンドポイント装置との間の「ゼロ交差デルタ取得」メッセージ交換を示す図である。 例示的な一実施形態に従ってホストシステムによる位相検出の一例を示す図である。 例示的な一実施形態に従って顧客エンドポイント装置と直接隣接装置との間の「ゼロ交差デルタ取得」メッセージ交換を示す図である。 例示的な一実施形態に従って直接隣接装置による位相検出の一例を示す図である。

例示的な実施形態は、添付の図面と組み合わせた以下の詳細な説明から更に明確に理解されるであろう。図１〜図８は、本明細書において説明されたような限定しない例示的な実施形態を示す。

簡潔にするため且つ例示するために、主に例示的な実施形態を参照することにより本発明の原理を説明する。

図２は、例示的な実施形態が実現される配電システムの無線通信ネットワークを示す概略図である。通信ネットワークは、ユーティリティ・バックオフィスサーバ１０と、ゲートウェイ・アクセスポイント（ＡＰ）２０と、複数の顧客エンドポイント装置３０とを含んでも良い。バックオフィスサーバ１０は、ユーティリティと顧客エンドポイント装置３０との間の通信を制御し、顧客エンドポイント装置３０から情報（例えば、利用データ、電力損失レポート及び他の同様の情報）を受信する。ＡＰ２０は、ＷＡＮ（ワイドエリアネットワーク）、インターネット、セルラ又は他のあらゆるネットワーク（有線、無線、光等）を介してユーティリティに接続し、顧客エンドポイント装置３０への直接通信ポイントとして動作する。エンドポイント装置３０は、有線、無線又は光ＬＡＮ（ローカルエリアネットワーク）を介してＡＰ２０に接続しても良い。エンドポイント装置３０は、
互いに接続されても良く且つメッシュネットワークトポロジを使用するＡＰに接続されても良い。いくつかの実施形態において他のネットワークトポロジが使用されても良い。

通信ネットワークにおいてユーティリティに接続する２つ以上のＡＰ２０が存在する。例えば、顧客エンドポイント装置３０のうちのいくつかは特定のＡＰ２０と直接通信できても良く、他の顧客エンドポイント装置３０は距離のためにその特定のＡＰ２０と直接通信できなくても良い。特定のＡＰ２０から非常に遠く離れたこれらの顧客エンドポイント装置３０は、「ホッピング」の概念によりその特定のＡＰ２０に更に近接した隣接エンドポイント装置３０を介してＡＰ２０と通信しても良い。目的地に到達するまでノードからノードに「ホッピング」することにより、顧客エンドポイント装置３０とＡＰ２０のうちの１つ以上のＡＰとの間で連続して接続し且つ通信できる。同様に、ＡＰ２０は、ＡＰ２０により近接して配置された隣接顧客エンドポイント装置３０を介して遠く離れて配置された顧客エンドポイント装置３０と通信しても良い。いくつかの他の実施形態において、一方のＡＰ２０に接続できない装置３０は、他方のＡＰ２０に接続してユーティリティサーバに到達しても良い。

顧客エンドポイント装置３０（すなわち、ネットワークインタフェースカード（ＮＩＣ：Network Interface Card）を含む電気計器３５）は、瞬停を検出し、ログ記録し且つ報告できる。これは、ＮＩＣ又は計器３５により実行されても良い。

瞬停は、数周期の電力のみが不足している電力線の事象である。従って、電力品質は最小限の影響を受けるのみであり、計器３５又はＮＩＣは再起動されなくても良い。顧客エンドポイント装置は、交流（ＡＣ）の不足したゼロ交差を検出し、ログ記録し且つ報告できる。

交流（ＡＣ）の「ゼロ交差」とは電圧が存在しない瞬間点である。言い換えれば、ＡＣ線の極性が変化する。電子回路及びプロセッサは、ＡＣ電力線の電圧がマイナスからプラス及び／又はプラスからマイナスに極性を変化させる時を検出する。例示的な回路は、コンパレータに後続するアンプを有する減衰器を含んでも良い。この電子回路の出力は、通常、ＡＣ電圧が極性を変化させる度に遮断されるプロセッサの割り込みピンに接続される。この検出器は、ＡＣ電圧の周波数を判定するために使用されても良い。電力線周波数は相対的に高い安定性を有する。ある特定の時間間隔における１つ以上のゼロ交差の不足は、ＡＣ周波数が変化したかもしれないが、電力が遮断された可能性がより高いことを意味する。

図３を参照すると、ゼロ交差情報の監視は、顧客エンドポイント装置３０への引き込み線の位相を判定するために使用されても良い。変電所４０（すなわち、給電レベル）において、システムは、瞬停を引き起こすことにより顧客エンドポイント装置３０において不足したゼロ交差を発生させるようにプログラムされても良い。これらの遮断のパターンは、特に、感知装置に対して顕著な中断が生じるのを回避するように設計及び制御されたパターンであるが、自然発生する可能性が統計的に低いことは非常に稀である。停電は、変電所４０又は変電所４０の下流の場所で引き起こされるとは限らない。停電が変電所４０の上流の場所で更に引き起こされる場合もあることは、当業者には理解されるであろう。

所定の給電線５０上で自然発生する「フリッカ」は、そのフィーダ５０に対して適切な遮断パターンを導出する前に監視されても良い。ユーティリティ・バックオフィスサーバ１０は、あらゆる１つのフィーダ５０又は全てのフィーダ５０に関連する自然なパターンのモデルを導出するように電気グリッドにおいて配電フィーダ５０上の停電を解析するために使用されても良い。その後、バックオフィスサーバ１０は、当該フィーダ５０に対する遮断パターンを作成するようにプログラムされても良い。フィーダ５０に対する遮断パターンは、フィーダ５０に直接挿入されても良く、あるいは上流又は下流のあらゆる同等の線に挿入されても良い。挿入点の規定は、遮断パターンが急激に変化せずにエンドポイント装置３０に到達するという必要条件に準拠すべきである。言い換えれば、挿入された遮断の数及び長さは、挿入点及びエンドポイント装置３０において同一でなければならない。

フィーダ５０から発生する多数の位相があるため、遮断はフィーダ５０の各位相上で連続的に引き起こされても良い。例えば、シミュレートされたフリッカは、１日目の位相１上及び２日目の位相２上等で引き起こされても良い。この検査は、必要な検査パターンをユーティリティ職員に提供することにより手動で実現されても良く、あるいはＤＡ／ＳＣＡＤＡ（配電自動化／監視制御データ収集）システムを「ティックリング（ｔｉｃｋｌｉｎｇ）」することにより更に自動化された方法で実現されても良い。自動化された検査は、ネットワークがネットワークを介して検査を実行できるようにするフィーダ制御に接続されたｅブリッジを有する場合にユーティリティ・バックオフィスサーバ１０により制御されても良く、あるいは特に検査パターンを引き起こすように設計されたグリッド素子（例えば、変電所、高圧変圧器、配電変圧器等）のうちのいずれかにおいて電気グリッドに接続されても良い検査システムに適切にフォーマットされたメッセージを給電することにより制御されても良い。

検査期間中、特定のフィーダ５０上の顧客エンドポイント装置３０は、フリッカをログ記録し且つその情報をバックオフィスサーバ１０に報告するようにプログラムされる。バックオフィスサーバ１０は、どの位相上でどのフリッカパターンが検査されたかに関連する情報を有する。顧客エンドポイント装置３０から受信した報告に基づいて、バックオフィスサーバ１０は、１日目の特定のフリッカパターンを通知し且つ報告する装置３０を特定の位相（例えば、位相１）にリンクできるようになるであろう。この処理は、フィーダ５０上の全ての装置３０が位相マッピングされるまで各検査日に受信した報告に対して繰り返される。それらを２つ以上の位相とリンクさせるか又は特定の位相と全くリンクさせないある特定の装置３０からの報告データから不規則性又は誤差が存在する場合、不確実性が解消されるまで検査が繰り返されても良い。更に再検査は、元の結果を確認するのに役立つ。検査は、完璧な位相マッピングを取得する必要性がある度に各フィーダ５０上で繰り返されても良い。

検査は、連続的（serially）に又は並行（parallel）に全てのフィーダ５０にわたり実施されても良く、設置された全ての顧客エンドポイント装置３０を範囲に含む全てのネットワークに対して定期的に繰り返されても良い。これらの検査から、完全な位相接続性モデルは、ネットワーク内の全てのグリッドに対して展開される。

図４は、例示的な一実施形態に従って顧客エンドポイント装置が瞬停を検出する方法を示す状態図である。停電検出処理１００において、装置はまず通常の電力状態１０１で動作しているであろう。バックオフィスサーバが停電処理を開始すると、顧客エンドポイント装置は、この遮断の「瞬間的な」周期に対するゼロ交差を計測する。「瞬間的」は、最長、すなわち、瞬間＿長さ＿最長（例えば、１００ｍｓ）より短いが、ある最短、すなわち、瞬間＿長さ＿最短（例えば、３０ｍｓ）より長い持続時間に対する単一の停電を意味する。瞬間最短持続時間（瞬間＿長さ＿最短）は、停電がログ記録される最短経過時間である。顧客エンドポイント装置における計器が、瞬間＿長さ＿最短より長い単一の停電を検出する場合、装置は電力の瞬間的な状態１０２において動作する。この状態の間、装置は、この状態にある時間中に検出された各ゼロ交差間の間隔を記録する等ゼロ交差データを計測し、計測データをバックオフィスサーバ１０に報告する。

瞬間最長持続時間（瞬間＿長さ＿最長）は、停電がログ記録される最長経過時間である。顧客エンドポイント装置における計器が、瞬間＿長さ＿最長より長い単一の停電を検出する場合、装置はこれを電力損失状態１０３として認識する。瞬間＿長さ＿最長を越える停電によりＮＩＣは停止し、顧客エンドポイント装置における計器は電力が回復すると再起動しようとするであろう。

表１は、瞬間最短持続時間及び瞬間最長持続時間の例示的な時間周期を一覧で示す。これらの時間周期は、瞬停が装置を電力の瞬間的な状態にエンタさせるほど十分に長いが、装置に停電を電力の損失として処理させ且つそれに応じて対処させるほど長くはないように決められる。

別の例示的な実施形態によると、顧客エンドポイント装置への電気的な接続のサービス位相を判定する方法は、フィーダ上の全ての計器の相対的な位相を算出できるようにメッシュネットワークにおける同期精度に依存しても良い。

方法は、同一のアクセスポイント（ＡＰ）と直接通信するエンドポイント装置のグループを識別するステップと、これらのエンドポイント装置を一時的に（例えば、約１０分）ＡＰと迅速に同期させるステップとを含む。その後、最後のゼロ交差が所定の時間周期内で各エンドポイント装置において検出されても良い。タイムスタンプは、各エンドポイント装置において最後に検出されたゼロ交差と関連付けられる。エンドポイント装置の相対的な位相差は、エンドポイント装置において検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプ間の差を算出することにより判定されても良い。

タイムスタンプ間で算出された差がゼロに近接する場合、顧客エンドポイント装置は同一のサービス位相上にある。タイムスタンプ間で算出された差が６０Ｈｚ線の場合に５．５ｍｓに近接するか又は５０Ｈｚ線の場合に６．６ｍｓに近接する場合、顧客エンドポイント装置間の相対的な位相差は１２０°である。タイムスタンプ間で算出された差が６０Ｈｚ線の場合に１１ｍｓに近接するか又は５０Ｈｚ線の場合に１３．２ｍｓに近接する場合、顧客エンドポイント装置間の相対的な位相差は２４０°である。

この手順は、計器の種々のグループに対して繰り返される。計器の重なり合うプールが識別され且つ選択されている場合、全てのフィーダ上の計器の相対的な位相が判定される。

顧客エンドポイント装置の「絶対」位相を取得するために、ＡＰ自体は短期間に正確に同期されなければならない。これは、イーサネット（登録商標）、セルラ又はＧＰＳ（Global Positioning System）を介して実行されても良い。絶対位相は、ある計器上の位相を判定するためにＧＰＳ等の外部ソースと同期されているＡＰ又は副次的なＦＳＵ（Field Service Unit）により更に取得されても良い。他方の計器の位相は、一方の計器の位相に基づいて算出されても良い。

クロック同期処理は、グリッド全体に対する完全な位相接続性モデルを展開するようにネットワークにおいて全ての計器に対して繰り返される。計測は、グリッドネットワーク装置の位相マップを更新するために定期的に（例えば、ユーザが規定した時間間隔で）繰り返されても良い。

別の例示的な実施形態によると、ネットワークにおける顧客エンドポイント装置のサービス位相は、ホストシステムに対する位相ずれに基づいて判定されても良い。ホストシステムは、エンドポイント装置と通信できるあらゆる装置であっても良い。例示的な実施形態において、ホストシステムは、バックオフィスサーバ又はＡＰであっても良い。顧客エンドポイント装置及びホストシステムの双方は、別の装置に送出されるメッセージを発信する時間又は別の装置からメッセージを受信する時間に対するあらゆる電圧プラス／マイナスゼロの遷移の時間差（「デルタ時間（Δ）」を判定できる。

図５を参照すると、ホストシステムは、「ゼロ交差デルタ取得」要求を顧客エンドポイント装置のＮＩＣに送出する。クエリされているＮＩＣは、要求されたデータを取得し、応答を送出する。

図６を参照すると、ＮＩＣは、ホストシステムから「ゼロ交差デルタ取得」要求を受信する場合、顧客エンドポイント装置において検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプと現在時刻との差を算出する。差（Δ１）が算出されると、ＮＩＣは応答メッセージをホストシステムに送出する。応答メッセージは送信遅延に関するフィールドを含む。パスに沿う各転送ノードは、規定されたフィールドにおいて自身の遅延時間を送出ノードの遅延時間数に追加することにより遅延時間を調整する（図５を参照）。送出ノードは、応答メッセージのタイムスタンプ（応答メッセージが送出ノードにおいて作成された時を示す）とともに応答メッセージを送出する。パス遅延時間の合計は、受信ノードにおいて現在時刻（すなわち、応答メッセージが受信ノードにおいて受信される時間）と応答メッセージのタイムスタンプとの差として算出される。ホストシステムは、メッセージ集約遅延時間（ＭＬ：Message Aggregated Latency）を含む応答メッセージを受信するであろう。

ホストシステムは、応答メッセージを受信すると、ホストシステムにおいて検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプと現在時刻との差（Δ２）を算出する。その後、位相ずれ（ΦＳ）は、以下の式を使用して算出されても良い。
ΦＳ＝（Δ１＋ＭＬ−Δ２＋Ｐ）ｍｏｄＰ ［式１］
式中、Ｐは線周波周期（Line Frequency Period）であり（６０Ｈｚの場合に１６．６ｍＳ、５０Ｈｚの場合に２０ｍＳ）、ｍｏｄは除算演算の剰余を返す演算である（例えば、２５ｍｏｄ２０＝５）。

ΦＳがゼロに近接する場合、ホストシステム及びＮＩＣの双方は同一の位相上にある。ΦＳが６０Ｈｚ線の場合に５．５ｍＳ又は５０Ｈｚ線の場合に６．６ｍＳに近接する場合、ホストシステムとＮＩＣとの位相ずれは１２０°である。ΦＳが６０Ｈｚ線の場合に１１ｍＳ又は５０Ｈｚ線の場合に１３．２ｍＳに近接する場合、ホストシステムとＮＩＣとの位相ずれは２４０°である。

顧客エンドポイント装置の「絶対」位相を取得するために、ホストシステムは、自身の位相を認識すべきである（例えば、ホストシステムゼロ交差回路は既知の位相上で電力を受電しているべきである）。

上述の処理がネットワークにおいて全ての計器（ＮＩＣ）に対して繰り返されることにより、各計器の位相が確立される。ホストシステムの位相が既知であるため、この処理により、ホストシステムにより到達されたネットワークにおける全ての計器の位相をマッピングできる。この処理の結果、ネットワークにおいてグリッドに対する完全な位相接続性モデルが得られるであろう。ネットワークの一部ではないあらゆる装置に対して、位相を判定するために手動検査が実施されなければならないであろう。

この処理は、位相マップ情報を更新するために定期的に（例えば、ユーザが規定した時間間隔で）繰り返されても良い。

別の例示的な実施形態に従って、ネットワークにおける顧客エンドポイント装置のサービス位相は、直接隣接装置（すなわち、隣接顧客エンドポイント装置）の各々に対する位相ずれに基づいて判定されても良い。あらゆる２つのエンドポイント装置は、メッセージの発信／受信時間に対するあらゆる電圧プラス／マイナスゼロの遷移に対して時間差（「デルタ時間（Δ）」）を取得できる。

図７を参照すると、エンドポイント装置は、「ゼロ交差デルタ取得」要求を直接隣接装置に送出し、隣接装置から応答を受信する。「ゼロ交差デルタ取得」要求は、別個の交換又は通常のメッセージ交換であっても良い。

図８を参照すると、隣接装置は、「ゼロ交差デルタ取得」要求を受信する場合、その隣接装置において検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプと現在時刻との差（Δ１）を算出する。差（Δ１）が算出されると、隣接装置のＮＩＣは応答メッセージを発信エンドポイント装置に送出する。応答メッセージは、装置のネットワーク通信インタフェースのＰＨＹ層又はＭＡＣ層により送出されても良いメッセージ遅延時間（ＭＬ：Message Latency）に対するフィールドを有しても良い。あるいは、メッセージ遅延時間は、例えば、ネットワークノード間のクロック同期の期間中に直接隣接装置間で判定されることが可能であっても良いため、定数値に送出されても良い。

発信エンドポイント装置は、応答メッセージを受信すると、発信エンドポイント装置において検出された最後のゼロ交差のタイムスタンプと現在時刻との差（Δ２）を算出する。位相ずれ（ΦＳ）は、上記の式１を使用して算出されても良い。

上述の例示的な実施形態において、ネットワークにおける各装置は、直接隣接装置の各々に対する相対的な位相ずれ情報を維持しても良い。この情報は、ノードキュー等の各ノードと通信する他のノードを一覧で示す各ノードにおいて保持されたテーブルに類似したテーブル形式であっても良く、あるいはノードキューのテーブル自体のフィールドに保持されても良い。この情報がバックオフィスサーバに報告されることにより、グリッドにおける各エンドポイント装置のサービス位相マップを展開できるようになる。

「ゼロ交差デルタ取得」交換は直接隣接装置間で発生する。「ゼロ交差デルタ取得」交換は、この交換が発生する場合に不可欠ではないが、ノードの後の全てのノードが電源を投入されており且つ／あるいは再起動されている場合に少なくとも１回発生する可能性が最も高い。各ノードが相対的な位相ずれ情報を有すると、ネットワークにおけるあらゆる２つのノード間の位相ずれが容易に取得されても良い。例えば、ノード２はノード１に対して１２０°の位相ずれを有しても良く、ノード３はノード２に対して２４０°の位相ずれを有しても良い。任意のノードＮとノード３との位相ずれは０°であっても良い。ノード１とノード３との位相ずれは３６０°であり、これは０°に等しい。従って、ノード１、３及びＮは同一の位相に属し、ノード２はそれらに対して１２０°の位相ずれを有する。あらゆるノードの「絶対」位相を認識することにより、全てのノードの「絶対」位相は更に容易に取得されても良い。基準ノードが選択され、自身の絶対位相を確立しても良い。

この例示的な実施形態は、位相判定の非侵襲的な方法（例えば、瞬時電圧低下、停電及び電力の不足した期間がない）を提供する。従って、グリッドにあらゆる特殊な機器を追加する必要がない。更に、全体のグリッドの位相トポロジは、小さなオーバヘッド（例えば、各隣接装置への電源投入に対する１つのショートメッセージ又は既存の電源投入メッセージに追加された数バイト）を用いて相対的に短時間で判定されても良い。また、この方法は、計器クロックをホストクロックに同期させることを必要としない。

本発明がその趣旨又は重要な特徴から逸脱せずに他の特定の形態で実施されても良いことは、当業者には理解されるであろう。従って、本明細書において開示された実施形態は、全ての点において限定するものではなく例示するものであると考えられる。

Claims (21)

1. 配電システムにおいてエンドポイント装置のサービス位相を判定する方法であって、
   顧客側への給電線の複数の位相のうちの１つの位相上で一時的な停電を発生させるように要求するメッセージを前記配電システムのポイントに送出するステップと、
   前記停電が前記エンドポイント装置により検出されたか否かを示す、顧客側の各々における複数のエンドポイント装置の少なくとも１つから報告を受信するステップと、
   前記停電の検出を報告したエンドポイント装置を当該停電が発生した各位相にマッピングするステップと
   を具備することを特徴とする方法。
2. 前記メッセージが送出された前記配電システムの前記ポイントは、変電所である
   ことを特徴とする請求項１記載の方法。
3. 前記複数のエンドポイント装置は、停電を検出し、ログ及び報告を行なうようにプログラムされている
   ことを特徴とする請求項１記載の方法。
4. 前記複数のエンドポイント装置は、
   所定の時間周期内で交流電力が不足しているゼロ交差を監視することにより前記停電を検出する
   ことを特徴とする請求項１記載の方法。
5. 前記停電は、所定周期の時間に対して予め決められた時間において、前記給電線の各位相上で連続的に引き起こされる
   ことを特徴とする請求項１記載の方法。
6. 前記エンドポイント装置をマッピングするステップは、
   特定の位相上で引き起こされる前記停電に関連する情報を有するバックオフィスサーバで実行され、
   前記バックオフィスサーバは、
   前記エンドポイント装置から受信した前記報告に基づいて、前記予め決められた時間において前記停電を報告する前記エンドポイント装置を前記特定の位相にリンク付ける
   ことを特徴とする請求項５記載の方法。
7. 所定の最長時間周期よりも短く、所定の最短時間周期よりも長い周期時間に関するゼロ交差を前記エンドポイント装置が計測した場合に単一の停電が検出される
   ことを特徴とする請求項１記載の方法。
8. 前記所定の最長時間周期は、
   電力が供給される装置が電力の損失として前記停電に反応を示すことを回避するように決められる
   ことを特徴とする請求項７記載の方法。
9. 前記所定の最短時間周期に関する停電の持続時間において、前記エンドポイント装置にゼロ交差データを計測させ、当該計測データを含む報告を送出させる
   ことを特徴とする請求項７記載の方法。
10. 前記エンドポイント装置で検出されたゼロ交差デルタデータを要求するホストから前記エンドポイント装置への要求を前記ホストから送出するステップと、
    最後のゼロ交差が前記エンドポイント装置で検出された時間と応答メッセージが前記エンドポイント装置で作成された時間との差を示す、前記エンドポイント装置で検出されたゼロ交差デルタデータを含む前記エンドポイント装置からの前記応答メッセージを前記ホストで受信するステップと、
    最後のゼロ交差が前記ホストで検出された時間と、前記応答メッセージが前記ホストで受信された時間との差を示す、前記ホストにおいて検出されたゼロ交差デルタデータを算出するステップと、
    前記エンドポイント装置で検出された前記ゼロ交差デルタデータ、前記ホストで検出及び算出された前記ゼロ交差デルタデータ、メッセージ遅延時間及び前記エンドポイント装置に電気的に接続された給電線の周波周期に基づいて、前記エンドポイント装置からの位相ずれを算出するステップと、
    前記算出された位相ずれに基づいて、前記エンドポイント装置の前記サービス位相を判定するステップと
    を更に有することを特徴とする請求項１に記載の方法。
11. 前記ホストは、前記エンドポイント装置の隣接ノードである
    ことを特徴とする請求項１０記載の方法。
12. 前記ホストは、前記エンドポイントが通信するアクセスポイントである
    ことを特徴とする請求項１０記載の方法。
13. 前記メッセージ遅延時間は、前記応答メッセージが前記エンドポイント装置で作成されてから前記応答メッセージが前記ホストで受信されるまでの時間周期である
    ことを特徴とする請求項１０記載の方法。
14. 前記メッセージ遅延時間は、集約されたメッセージ遅延時間であり、
    複数のエンドポイント装置を含む経路に沿った各エンドポイント装置が、自身の遅延時間を前記メッセージ遅延時間に追加することにより前記メッセージ遅延時間を調整する
    ことを特徴とする請求項１３記載の方法。
15. 前記エンドポイント装置の前記サービス位相を判定するステップは、
    前記ホストのサービス位相を判定するステップと、
    前記算出された位相ずれと前記ホストの前記サービス位相とに基づいて、前記エンドポイント装置の前記サービス位相を判定するステップと
    を含むことを特徴とする請求項１０記載の方法。
16. 前記ホストは、自身のサービス位相を認識している
    ことを特徴とする請求項１５記載の方法。
17. 前記ホストは、自身のサービス位相を認識しておらず、前記ホストのサービス位相を認識しているバックオフィスサーバに自身のサービス位相を要求する
    ことを特徴とする請求項１５記載の方法。
18. 隣接装置で検出されたゼロ交差デルタデータを要求する第１のエンドポイント装置から隣接装置への要求を前記第１のエンドポイント装置から送出するステップと、
    最後のゼロ交差が前記隣接装置で検出された時間と、応答メッセージが前記隣接装置で作成された時間との差を示す、前記隣接装置において検出されたゼロ交差デルタデータを含む前記隣接装置からの前記応答メッセージを前記第１のエンドポイント装置で受信するステップと、
    最後のゼロ交差が前記第１のエンドポイント装置で検出された時間と、前記応答メッセージが前記第１のエンドポイント装置で受信された時間との差を示す、前記第１のエンドポイント装置において検出されたゼロ交差デルタデータを前記第１のエンドポイント装置で算出するステップと、
    前記隣接装置で検出された前記ゼロ交差デルタデータ、前記第１のエンドポイント装置で検出及び算出された前記ゼロ交差デルタデータ、メッセージ遅延時間及び前記隣接装置に電気的に接続された給電線の周波周期に基づいて、前記隣接装置からの位相ずれを算出するステップと、
    前記算出された位相ずれに基づいて、前記隣接装置の前記サービス位相を判定するステップと
    を更に有することを特徴とする請求項１に記載の方法。
19. 前記算出された位相ずれは、上流ノードに報告され、
    前記判定するステップは、前記上流ノードで実行される
    ことを特徴とする請求項１８記載の方法。
20. 前記隣接装置の前記サービス位相を判定するステップは、
    前記第１のエンドポイント装置のサービス位相を判定するステップと、
    前記算出された位相ずれと前記隣接装置の前記サービス位相とに基づいて、前記隣接装置の前記サービス位相を判定するステップと
    を含むことを特徴とする請求項１９記載の方法。
21. 各エンドポイント装置は、自身が隣接するエンドポイント装置全てに関する位相ずれ情報を格納する
    ことを特徴とする請求項１８記載の方法。

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