JP5568321B2 - 電力システム構成自動検出システム - Google Patents

Description

発明の詳細な説明

（技術分野）
本発明は一般に電気ネットワークの構成を自動的に検出する方法に関する。

（背景技術）
エネルギー価格の高騰、環境に関する懸念、ならびに、日増しに高まるエネルギー節約の重要性にともなって、電気窃盗の検出と防止に対する関心が高まってきている。高電圧配電線からの直接の窃盗は、電力会社の所有物ではない配電変圧器を配電線に無断で設置することによって行われる。電力会社はこのような変圧器の存在について必ずしも分かっているわけではなく、したがって、この種の電気窃盗は、電力会社が所有する配電変圧器が供給するエネルギーとエンドユーザが消費するエネルギーとを比較しても検出されない。この種の窃盗を検出するためには、配電線のレベルで消費量を測定することが必要である。現在の技術では、配電線メータは配電線が供給したエネルギーを測定する。このためには、電圧と電流を掛けあわせて電力を求め、この電力をある期間について積分してエネルギーを求める必要がある。配電線が供給したエネルギーをその配電線の配電変圧器が供給したエネルギーと比較することによって窃盗が検出できる。この手法の主な欠点は、配電線メータが高電圧でも動作するように設計・製造されていなければならないということである。高電圧デバイスは高価であり、設計によっては設置するのが危険である。さらに、電流の存在と線抵抗に起因して配電線一本ごとに電圧降下が発生し、この電圧降下が比較の際に測定エラーのもとになる。測定エラーが増加するということは、測定エラーと窃盗とを区別できるようにするために、ある任意の台数の配電変圧器に対して余分な配電線メータが必要になるということを意味する。

構成に関する情報は、窃盗検出式に対する入力値として重要なものである。どのエンドユーザがどの配電変圧器に接続されているのかを知り、どの配電変圧器がどの配電線メータとどのように関連付けられているのかを知ることが必要である。構成情報を継続的に保有する従来の方法は、配電システムを構成する機器とその機器がお互いにどう接続されているのかを示す一連の地図を作成することである。この方法は費用と手間がかかるうえに、地図が古くなってしまうことが往々にしてある。

（発明の概要）
本発明の１つの態様によれば、複数の配電線メータを備えた配電線と、そこに連結された複数の配電変圧器メータとを有するネットワークの構成を検出する方法を提供する。上記方法は、上記配電線メータそれぞれから、位相を有する一意に特定可能な信号を上記配電線を介して送信させるステップを備えている。次に各配電変圧器メータが、一意に特定可能な信号それぞれの位相を特定し、その一意に特定可能な信号の位相を配電変圧器メータ固有識別子とともにデータ収集装置に送信する。次に各配電変圧器メータによって記録された位相を比較して、上記配電線メータに対して配電線上のどこに上記配電変圧器が接続されているのかを決定する。

本発明の別の態様によれば、複数の配電変圧器メータを連結した配電線と上記各配電変圧器メータに連結された少なくとも１台の顧客メータとを有するネットワークの構成を検出する方法を提供する。上記方法は、上記配電変圧器メータそれぞれから、その配電変圧器メータに連結された顧客メータ全てに配電変圧器メータ固有識別子を送信させるステップと、次に、顧客メータそれぞれから、上記配電変圧器メータ固有識別子と固有顧客メータ識別子とを別の場所にあるデータ収集装置に送信させるステップとを備えている。そして、上記配電変圧器メータ固有識別子とそれに対応する顧客メータ識別子はデータベースに記憶される。このようにして、各顧客メータがどの配電変圧器に接続されているのかを決定することができる。

本発明の別の態様によれば、複数の配電線メータに連結された配電線と顧客に配置された顧客構成モジュールとを有するネットワークの構成を検出する方法を提供する。上記方法は、まず配電線メータそれぞれから、位相を有する一意に特定可能な信号を上記配電線を介して送信させるステップと、次に上記顧客構成モジュールそれぞれに、一意に特定可能な信号それぞれの位相を特定させるステップとを備えている。次に、上記顧客構成モジュールそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を顧客構成モジュール識別子とともにデータ収集装置に送信し、上記各構成モジュールによって記録された位相を比較して、上記顧客構成モジュールそれぞれが配電線メータに対して供給線上のどこに（配電変圧器を介して間接的に）接続されているのかを決定する。

本発明の別の態様によれば、配電変圧器メータが多相配電線のどの位相に連結されているのかを決定する方法を提供する。上記方法は、上記配電線メータが接続されている位相の電力周波数によって変調される配電線メータ信号を、上記配電線に連結された上記配電線メータから送信させるステップを備えている。次に、上記配電変圧器メータが上記変調された配電線メータ信号を受信し、その信号を復調して上記配電線メータ信号を再生する。上記配電変圧器メータはそれ自体がどの位相に接続されているのかを、復調された配電線メータ信号の位相角度と上記配電変圧器メータが接続された電圧の位相角度との差を算出することによって決定する。

本発明の別の態様によれば、顧客メータが多相配電線のどの位相に連結されているのかを決定する方法を提供する。上記方法は、配電線メータの位相で電力システム周波数によって変調された配電線メータ信号を、配電線メータから送信させるステップを備えている。次に上記顧客メータは上記変調された配電線メータ信号を受信し、これを復調して、上記配電線メータ信号を再生する。次に、上記顧客メータはそれ自体がどの位相に接続されているのかを、復調された配電線メータ信号の位相角度と上記顧客メータが接続されている電圧の位相角度との差を算出することによって決定する。

本発明の別の態様によれば、顧客メータが多相配電線のどの位相に連結されているのかを決定する方法を提供する。上記方法は、配電線の各位相に連結されたデータ収集装置に、各位相について第１の電圧プロファイルをある期間記録させるステップと、顧客メータに第２の電圧プロファイルを同一期間記録させるステップと、次に上記第２の電圧プロファイルを上記顧客メータからデータ収集装置に送信させるステップと、次に各顧客メータの第１の電圧プロファイルを第２の電圧プロファイルと比較することによって、各顧客メータがどの位相に接続されているのかを決定するステップとを備えている。

以上の効果、および、明細書の記載が進むにつれて本発明が関連する技術分野の当業者にとって明らかになる他の効果を踏まえて、以下の記述では、明細書の一部をなす添付の図面を参照しながら本発明を記載する。この記載には本発明の原理の好ましい典型的な実施形態についての記載を含む。

（図面の簡単な説明）
図１は、本発明の方法を実行する電気ネットワークの概略図である。

図２は、本発明の方法を実行する電気ネットワークの概略図であり、エンドユーザ（ｅｎｄ ｕｓｅｒ； ＥＵ）と配電変圧器（ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ； ＤＴ）との関係を示している。

図面中で、類似の参照文字は異なる図の対応部分を示している。

（発明を実施するための最良の形態）
電気窃盗検出方法としてのエネルギー収支勘定は、配電変圧器レベルにおいて、対象となる顧客の数が少ないので非常に効果的である。線路損に起因するエラーはおそらく０．５％〜３％程度であり、顧客数は１０を越えないと考えてよい。この場合、エネルギーの線路損の総量は、顧客一軒が消費する量に比べてもわずかな量にしかならず、想定できるどんな窃盗量と比べてもわずかである。

配電線のレベルでは多数の顧客が対象となるので状況が異なる。ここでは、線路で失われるエネルギーは、顧客一軒が消費する量の何倍もの大きさになると考えられる。したがって窃盗の検出はより困難であり、上記方法の感度と信頼性はエネルギー収支勘定プロセスの精度に大きく左右される。

エネルギー収支勘定プロセスの精度は、線路損を推定してその線路損について補正することによって向上するが、この解決法の利点を制約する深刻な着想における問題がある。問題は、線路損が電流レベルの二乗に比例するので負荷によってばらつきがあることにある。しかも、この問題は、温度とともに変化する線抵抗に起因する一定ではない損失を考慮していない時点ですでに発生している。このような問題によって、充分な精度で損失を知ることは非常に困難なことなのである。

例えば、住宅顧客からなる安定した不変負荷に１００Ａを供給している配電線があるとすると、線路損１％になる。ただし、１回の測定期間の間に、負荷はその期間の半分の時間では２００Ａになり、残りの時間ではゼロになるような変化をする。その結果、測定期間中の線路損は２倍になる。線路損は１％ではなく２％になる。この変化は測定と測定の間に発生するから、メータのデータからは検出不可能である。

１０００軒の顧客につないだ配電線の場合、線路損が１％から２％に変化すると、顧客へのエネルギーの流れが平均的顧客の負荷の１０軒分減少する。

この問題には複数の解決法がある。まず、測定間隔を短くすることによってエラーは削減できる。しかし、この方法では送信して処理しなければいけないデータ量が増加してしまい、問題をすべて解決することにならない。次に、統計的に平均することもできるが、この方法は必ずうまくいくとは限らない。したがって、感度と誤報防止との釣り合いをとるという方法が残る。つまり、閾値を低く設定しすぎると誤報が多くなり、閾値を高く設定しすぎると実際の窃盗が検出されない。この２つのレベルの間に、多数の誤報を引き起こす閾値と実際の窃盗を検出しそこねる閾値の範囲がある。

このように、窃盗検出方法としてのエネルギー収支勘定には、使用した測定機器の精度とは独立した、内在的なエラー原因がある。配電線メータ、配電変圧器メータ、および顧客メータにエラーが全く起きないと仮定しても、この方法には、感度を限定し、したがってその電気窃盗検出能力を制約する大きなエラー原因が依然存在する。

このエラー原因を持たない別の方法は、積算同相電流（Ａｃｃｕｍｕｌａｔｅｄ Ｉｎ−Ｐｈａｓｅ Ｃｕｒｒｅｎｔ； ＡＩＰＣ）を使用する方法である。ＡＩＰＣとは単純にエネルギーの非電圧成分のことであり、これを用いることによって式から電圧項が消去できる。線路損は電流損失よりもむしろ電圧損失によって特徴付けられるから、この方法は線路損の効果にほぼ影響されない。このことは、精度の水準が全体として上げられることを意味している。精度の水準が上がれば感度は向上し、したがって窃盗検出能力が高くなり、窃盗検出能力は主にメータ測定の精度に制約されることになる。このようにＡＩＰＣは、エネルギー消費量（ｋＷｈ）を利用する方法より優れた窃盗検出手段と方法を提供する。

“フィーダメータ”という用語は配電線のレベルで電気を測定するメータを広く指し示す用語である。フィーダ電流メータはフィーダメータの１タイプであり、供給部電流を測定する特異的用途に合わせて設計されたものである。よって、供給部電流メータはＡＩＰＣ測定には理想的に好適であり、他のフィーダメータとちがって電圧を測定する必要がない。

フィーダ電流メータ（ｆｅｅｄｅｒ ｃｕｒｒｅｎｔ ｍｅｔｅｒ； ＦＣＭ）、配電変圧器メータ（ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ｍｅｔｅｒ； ＤＴＭ）、および顧客メータ（ｃｕｓｔｏｍｅｒ ｍｅｔｅｒ； ＣＭ）を含んだシステムにおいて、ＡＩＰＣはばらつきのある線路損とは独立しているから、最良の窃盗検出手段を提供する。この着想の１つの難点は、ＣＭが一般にはＡＩＰＣデータを提供しないこと、ならびに、当然ではあるがＡＩＰＣがｋＷｈとは比較できないことである。ただし、ＤＴＭを使用すれば、ＡＩＰＣとｋＷｈの両方を提供するようにＤＴＭをプログラムすることができる。そしてｋＷｈを使用してＤＴＭとＣＭ（対象となる顧客数が少ない）との間で調整をし、その一方で、ＡＩＰＣを使用してＦＣＭとＤＴＭ（対象となる顧客数が多い）の間で調整をする。

地方などの、各変圧器に対して顧客がわずか１軒しかない状況下ではＤＴＭを設置することは望ましくないと思われることがある。この場合、エネルギー消費量読み取り値と積算同相電流読み取り値の両方を送信できる能力を、顧客メータが備えることも可能である。エネルギー消費量読み取り値は課金のために使用し、その一方でＡＩＰＣ読み取り値はフィーダ電流メータ読み取り値とともに使用して、エネルギー消費量データを使う場合より高い感度と信頼性で窃盗検出を行う。

最も正確で、かつ、窃盗に対して最も感度が高く誤報を招く可能性が最も低い手法は、ＣＭに真のＡＩＰＣ能力を付加することである。この手法の問題点は、この能力を実現するためにはメータ製造業者に多大な開発が求められることである。しかしながら、メータの既存の能力を使うことによって、上記能力に近い機能が実現できる。ＣＭが各１時間の積算ｋＷｈ数を送信するとともに、最大電圧と最小電圧を送信するのである。このデータから、ＡＩＰＣが取りえる最大値と最小値が以下のように求められる。

最大ＡＩＰＣ値＝ｋＷｈ／最小電圧値
最小ＡＩＰＣ値＝ｋＷｈ／最大電圧値
供給部のレベルのＡＩＰＣを変圧器二次側のレベルのＡＩＰＣと比較するためには、変圧器の変圧比（一次側電圧を二次側電圧で割った値）を考慮に入れる必要がある。これは、ＡＩＰＣ値に公称電圧値を掛けることによってＡＩＰＣを正規化アクティブエネルギー（ｎｏｒｍａｌｉｚｅｄ ａｃｔｉｖｅ ｅｎｅｒｇｙ；ＮＡＥ）に変換すれば簡単にできる。つまり次のようになる。

ＮＡＥ＝正規化アクティブエネルギー＝ＡＩＰＣ×公称電圧
フィーダ電流メータのＮＡＥ値からエラーマージンを引いた残りが各ＣＭにおけるＮＡＥ読み取り値の合計より大きければ、窃盗警報装置が始動する。この手法の１時間ごとの感度は、検出に必要な最小窃盗負荷を使って以下のように表わされる。

検出可能最小窃盗負荷＝電圧×（最大ＡＩＰＣ値−最小ＡＩＰＣ値）＋エラーマージン
この手法は、電圧が一定の期間に感度が最も高くなるが、電圧が変化する期間であっても誤報は最少に抑えられる。ターゲットとする窃盗負荷が事実上ベース負荷であるから、窃盗負荷は高感度期間中に容易に検出可能なはずである。さらに、任意の１時間測定期間においてその１時間をさらに５分間の測定期間に単純に分割することによって、感度を大幅に上げることができる。感度はその５分間に発生する電圧変化の大きさによって限定されるが、この電圧変化は通常小さいと考えられるから、この手法では常に高感度を維持することが一般に可能である。

任意の窃盗検出システムの感度は顧客数が増加すると減少するので、配電線１本に対してＦＣＭを複数使用すると、各ＦＣＭ（フィーダ電流メータ）がその配電線の顧客の異なるサブセットをカバーできて有利である。この構成は上記配電線の先が異なるセクションに枝分かれしている場合に限って機能する。この場合、各枝線に別のフィーダメータを設置できる。この構成が可能な場合であっても、依然問題はあり、サブステーションから第１の枝線（または顧客）に至る電線は保護する必要があり、この電線上であっても顧客数をさらに分割することはできない。電線のこのセクションは、ＲＭＳ（ｒｏｏｔ−ｍｅａｎ−ｓｑｕａｒｅｄ；二乗平均平方根）電流を測定する２台のＦＣＭ（サブステーションに１台、第１の顧客の直前に１台）によって保護することができる。ＲＭＳ電流は、測定プロセス中にわずか１つの入力しかないので、ｋＷｈより、さらにＡＩＰＣよりも正確に測定可能である。精度は、２台の同じＦＣＭをともに較正することによって、さらに向上可能であり、こうすることによって窃盗に対する可能な限り最高の保護を電線のこのセクションに施すことができる。

標準的なフィーダ電流メータには高電圧が印加される接続端子がないが、電圧情報はｋＷｈを算出するために必要である。標準的な方法としてはシールド抵抗分圧器またはポテンシャル変圧器を使用してもよいが、どちらの方法も固有の長所と短所がある。各方法ともに優れた精度が提供できるが、精度が要求されると費用がかかりかつ不便である。代わりの方法としては、既存の配電変圧器の二次側の電圧を測定して巻数比を掛ける方法がある。

この方法は、フィーダ電流メータ（ＦＣＭ）の設置場所の近くで配電変圧器に取り付けられるデバイスで実行できる。このデバイスは電圧と電流を測定して組み合わて一次側用の電圧データを生成する。このデータは短距離無線を使ってリアルタイムで連続的にＦＣＭに送信され、ＦＣＭはこれを使ってｋＷｈデータを提供する。

この手法には主なエラー原因が２つある。１つ目は巻数比の精度であり、２つ目は変圧器に負荷がかかったときに生じる電圧出力降下である。

変圧器がＣＳＡ規格に適合していれば、巻数比（銘板に記載の定格高電圧／定格低電圧）は±０．５％以内である。また、銘板に記載された変圧器のインピーダンス（通常１％〜３％）は±５％内の精度である。したがって、負荷電流を測定し、このデータを使用して変圧器の電圧降下が補正できる。電圧測定と電流測定の両方について０．１５％の測定機器エラーを仮定すれば、インピーダンスが３％の変圧器の場合の、全般的に最悪の場合の高電圧測定エラーは、

となる。

このレベルの精度が適しているのは対象となる顧客数が小さいときだけであり、これはｋＷｈに基づいているいかなる窃盗検出システムの場合にもあてはまる。このｋＷｈ窃盗検出システムの場合、皮肉なことに、ｋＷｈ能力を備えたフィーダ電流メータを提供することに伴う余分な費用やその他の短所が原因となって、ＡＩＰＣ（積算同相電流）に基づいた窃盗検出システムより数学的に優れた窃盗検出システムが実現できなくなる。代わりにＡＩＰＣを使用すると窃盗検出能力と誤報削減能力が改善されて、しかも、フィーダ電流メータは高価な電圧測定機器が不要になる。

長所はこれ以外にもある。フィーダ電流メータが電圧を測定する必要がないので、該メータは大幅に小型化・軽量化でき、また、安全性が高くなる。上記フィーダ電流メータは高電圧が印加される接続をする必要がないので、高電圧ヒューズが不要であり、したがってフィーダ電流メータのサイズと重量が削減できる。重さが軽いということは配電線に直接、他の重量支持手段を使わずに取り付け可能であることを意味している。こうすることによって上記メータは素早く設置することができ、また、設置場所が柔軟に選択できる。最後に、上記メータはその構造上安全である。つまり、高電圧が印加される接続をするデバイスとは違い、本メータからは、機器内部でヒューズ封入部の周囲においてアーク放電が発生するリスクが完全に取り除かれており、したがって、設置中に爆発する危険性が取り除かれている。

ＡＩＰＣ（積算同相電流）
ＡＩＰＣは単純にエネルギーの非電圧成分のことである。

ここで、Ｉ＝有効電流＝非リアクティブ電流＝同相電流であり、エネルギーはｋＷｈ（キロワット時）を単位として測定し、ＡＩＰＣはＡｈ（アンペア時）を単位として測定する。

安定した不変負荷に１００Ａを供給している７．２ｋＶの配電線（相−接地間）があり、サブステーションから顧客までの供給線が０．７２Ωを有するとすると、この配電線全体で発生する電圧降下は７２Ｖである。サブステーションでの電圧が７２００Ｖであれば、顧客での電圧は７２００−７２＝７１２８Ｖである。サブステーションで１時間に記録されるエネルギー量は７．２×１００＝７２０ｋＷｈである。負荷では、測定されたエネルギー量は７．１２８×１００＝７１２．８ｋＷｈである。この場合、エネルギーの（（７２０−７１２．８）／７２０）×１００％＝１％が線路損によって失われる。

次の１時間の間隔の間、サブステーションは最初の３０分間は２００Ａを供給し、残りの時間は電流を供給しない。最初の３０分間は２００×７．２×３０／６０＝７２０ｋＷｈがサブステーションで記録され、したがって上記１時間全体でも７２０ｋＷｈがサブステーションで記録される。ただし負荷では、電圧降下が電流に比例し、また、顧客電圧が最初の３０分間は７２００−（２００×０．７２）＝７０５６Ｖ、続く３０分間は７２００Ｖなので、電圧降下が２倍になる。このとき顧客で測定したエネルギー量は最初の３０分間が７０５６×２００×３０／６０＝７０５．６ｋＷｈ、したがって上記１時間全体でも同様である。この場合、エネルギーの（（７２０−７０５．６）／７２０）×１００％＝２％が線路損によって失われる。

どちらの場合もサブステーションでは同じ量のエネルギー（７２０ｋＷｈ）が記録されているから、この測定値は電線で失われたエネルギー量の予測には使用できない。顧客でのボルト時も同様の理由で使えない。顧客側ではどちらの場合でも上記１時間に７１２８ボルト時が記録されるが、二つ目の場合にはｋＷｈが７．２少ない。このように、１時間に対するワット時を同じ１時間に対するボルト時で割ることによってＡＩＰＣを推定しようとしても、負荷が誘導する線路損のバラツキが引き起こすのと同じ数学的エラーが発生してしまう。

真のＡＩＰＣを使用すれば、どちらの場合にも（窃盗がない限り）サブステーションと顧客側の両方で１００Ａｈが記録される。ＡＩＰＣが使えなければ、最大電圧と最小電圧を使って最小ＡＩＰＣ値と最大ＡＩＰＣ値を算出するのが次の最良策である。

本発明のシステムを構成１０として図１に模式的に示す。上記システム１０は、ＡＩＰＣの測定と記録ができる配電変圧器メータ２２とそれぞれ連結された複数の配電変圧器２０からなる。同時係属中の米国出願番号６０／９４９，６０６に開示されている配電変圧器メータは本発明での使用に適している。配電変圧器２０はそれぞれ負荷１８（例えば、複数の住宅電力消費者）と高電圧配電線１２に連結されている。高電圧配電線１２はサブステーション１４内のサブステーション変圧器１７に連結されている。配電変圧器３４も配電線１２に連結され、データ収集装置１６は配電変圧器３４に連結されている。各配電変圧器メータ２２が、対応する負荷１８がある任意の期間に消費するＡＩＰＣを記録して、この情報をデータ収集装置１６に送る。サブステーション変圧器１７はフィーダ電流メータ２４に連結されている。フィーダ電流メータ２４は、配電変圧器メータ２２と同様、ある任意の期間のＡＩＰＣを算出・記録するように構成されている。フィーダ電流メータ２４は、さらに、ＡＩＰＣ測定値をデータ収集装置１６へ好ましくは電力線通信信号を使って送信するように構成されている。配電変圧器メータ２２も、ＡＩＰＣ測定値をデータ収集装置１６へ好ましくは電力線通信によって送信するように構成されている。次に、データ収集装置１６はこれらのＡＩＰＣ測定値をセントラルコンピュータ３２に送る。セントラルコンピュータ３２はデータ収集装置１６の近くに位置している必要はなく、また、他のデータ収集装置に接続されていてもよい。各配電変圧器メータ２２はＡＩＰＣ測定値とともに固有識別子コードを送る。こうして、セントラルコンピュータ３２は各配電変圧器メータ２２が受信した上記ＡＩＰＣ測定値を比較することができ、また、これらのＡＩＰＣ測定値をフィーダ電流メータ２４からえられる同一期間のＡＩＰＣ測定値と比較することができる。

この比較はまずＡＩＰＣを正規化アクティブエネルギー（つまりＮＡＥ）に変換することによって行う。ＮＡＥは単純にＡＩＰＣに公称電圧を掛けたものである。配電変圧器メータ２２の場合、公称電圧は通常２４０Ｖである。フィーダ電流メータの場合、例えば変圧器の変圧比が３０であれば公称電圧は７２００Ｖである。複数の配電変圧器メータ２２からえられるＮＡＥの合計値は、適当な測定エラーマージン内で、同一期間にフィーダ電流メータ２４が記録した測定値からえられるＮＡＥと等しいはずである。この二つのＮＡＥの合計値の間で大きな違いがあれば、これは、配電線に取り付けられた未知の負荷があることを意味していると考えられる。この場合、セントラルコンピュータ３２を運転している電力会社はその余分な負荷を調べればよい。

この電流収支勘定システムは線路損の影響を受けず、したがって、エネルギーをメータ測定するより正確である。また、フィーダ電流メータ２４でＡＩＰＣだけを測定するデバイスは高電圧動作が不要である。この理由によって、配電線１２のＡＩＰＣメータ測定はエネルギーのメータ測定よりずっと安全で費用がかからない。

接続状況情報
本発明のシステムは異なる２種類の電気窃盗の検出に使用可能である。第１の種類の窃盗は電力会社が所有する配電変圧器から電気を盗むものである。第２の種類の窃盗は配電線から直接電気を盗むもので、配電変圧器を高電圧配電線に許可をえずに直接連結することによって発生する。上記配電変圧器メータは、エンドユーザに設置された電気メータと協働して第１の種類の窃盗を検出する。配電変圧器での電気の消費量はエンドユーザの電気消費量の合計とほぼ等しいはずである。ただし、この比較をするためには、電力会社はどのエンドユーザがどの配電変圧器に接続されているのか分かっていなければならない。接続状況情報は第２の種類の窃盗を検出するためには必要である。この情報は地図を作成することによって収集することができる。この地図の作成では、上記配電線、配電変圧器、エンドユーザ、およびその間の相互接続を記号で示した二次元画像または図を生成する（紙に印刷しても、電子形成でコンピュータモニタに表示してもよい）。これらの地図を作成するには、最初の作成時だけでなく、電力システムに変更が加えられる度に最新の状態に維持していくためにも相当多くの作業が必要である。これらの地図を一端作成・維持しても、未許可の電気使用が起きていないかどうかをチェックするために使用する等式を生成するためには、さらに地図を解釈する作業が必要である。

本発明のシステムでは地図を作成し解釈する必要がない。代わりに、接続状況行列を自動的に生成して、どの顧客メータ（ＣＭ）がどの配電変圧器メータ（ＤＴＭ）に接続され、各配電変圧器がフィーダメータ（ＦＭ）に対して相対的に配電線のどこに位置しているのかを示す。基本的な手法は次のようである。すなわち、電力線搬送波信号をいろいろな地点でグリッドに送り、この信号を別の地点にある機器が受信する。この受信信号は処理されて行列の形成で必要な接続状況情報を提供する。次にソフトウェアがこの行列を使って、未許可の電気使用が起きていないかどうかをチェックするために使用する等式を自動的に生成する。

接続状況情報の要件は、１．ＤＴＭから顧客メータまで、２．ＦＣＭからＤＴＭまで、および、３．ＦＣＭからＣＣＭ（Ｃｕｓｔｏｍｅｒ Ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ Ｍｏｄｕｌｅ；顧客構成モジュール）まで、の３つのカテゴリに分けられる。以下において、本発明の方法を使用して接続状況行列の３つの部分全てをどう定義するのかを説明する
１．ＤＴＭから顧客メータまで
どの顧客メータがどの配電変圧器に接続されているのかを知る必要がある。１つの手法は、データ収集装置が全てのＤＴＭに配電線の位相で命令信号を送ることによって、電力線通信（ｐｏｗｅｒ ｌｉｎｅ ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ； ＰＬＣ）で配電変圧器メータ固有識別子（例えばＤＴＭの番号）を顧客メータに同時に送信する。ＤＴＭはこれに応答して、ＰＬＣでシリアル番号を同時に送る。顧客メータはこのシリアル番号を対応するＤＴＭ（つまり、該顧客メータに電力を供給する配電変圧器につながれたＤＴＭ）から受信して、受信したシリアル番号を顧客メータの固有識別子とともに、別の位置にある対応するデータ収集装置へ送信する。この接続状況情報は好ましくは別の場所にあるデータ収集装置と連結したデータベースに記憶されている。

ある変圧器の二次側で送信されたＰＬＣ信号は他の変圧器の二次側で低レベルで受信されるが、実際上、これらの信号の信号強度は十分に低く、所望の信号（つまり、同じ二次側で送受信される信号）に埋もれてしまう程度であって、正しいシリアル番号だけが受信されるはずである。受信信号の信号強度測定は、ＤＴＭ送信器が送信に失敗したかどうかを知るために依然必要である。
２．ＦＣＭからＤＴＭまで
配電線のどのセクションに配電変圧器が接続されているのかを知る必要がある。配電線のセクションの境界面はＦＣＭが設置されている配電線上の地点に対応している。これは１時間を一連の時間ウインドウに分割することによって実現できる。各ＦＣＭは、それ自体の指定された時間ウインドウで一意に特定可能な信号を送信する。実際に、一本の配電線上の２台のＦＣＭが同じ時間ウインドウ内で同じ周波数で送信することはないから、特定の時間ウインドウがＦＣＭからの信号の一意に特定可能な部分の一部をなしている。ＦＣＭは、同じ時間ウインドウ内で同じ周波数で送信するのではなく、ある順番で送信する。各ＦＣＭから上流へ向かって進む信号は正の信号（位相が＋ｖｅ）であり、ＦＣＭから下流へ進む信号は負の信号（位相が−ｖｅ）である。ＤＴＭのＰＬＣ受信器は信号の存在が検出できるだけではなく、どのＦＣＭが信号を送信したのか、および、信号の位相（つまり信号が正の位相を有するのか負の位相を有するのか）を時間ウインドウから決定することもできる。このデータは各ＤＴＭによって別の場所にあるデータ収集装置へ、各ＤＴＭの固有ＤＴＭ識別子（例えばＤＴＭのシリアル番号）とともに送信される。このデータから、配電線のどのセクションに各ＤＴＭが接続されているのかを決定することが可能である。例えば、ＤＴＭが以下のＦＣＭデータを受信したと仮定する。
ＦＭ１−
ＦＭ２−
ＦＭ３＋
ＦＭ４＋
この場合、そのＤＴＭがＦＭ２とＦＭ３の間の配電線のセクションに接続されていたことが分かる。

この決定法では各ＤＴＭが複数のフィーダメータと関連しており、この様子を図１に示す。プロセスは、データ収集装置１６が搬送波複製命令を電力線搬送波通信によって配電線上の全てのフィーダメータに送ることによって始まる。この命令に続いて、純粋な搬送波がデータ収集装置によって一定期間送信される。そして、フィーダメータは周波数と位相について実質同一の複製搬送波を、配電線への誘導結合を用いて順に送信する。フィーダメータ電力線搬送波送信器が使用する誘導結合の結果、上記信号は、下流へ進む信号とは位相が１８０度ずれた状態でフィーダメータから上流へ進む。こうすることによって、これらの信号は正の信号または負の信号に分類することができる。配電線上の全てのＤＴＭが、正の信号を受信したのか負の信号を受信したのかを各フィーダメータごとに記録する。この情報はリクエストに応じてデータ収集装置に中継される。したがって、上記データ収集装置はＡＩＰＣ（またはエネルギー、あるいはその両方）の測定値を全てのフィーダメータとＤＴＭから受け取るだけでなく、上記比較を行って窃盗を検出するために必要な情報全てを受け取る。こうすることによって、いかなる地図作成も不必要になる。

次に、図２に図示するように、フィーダメータＦＭ２とフィーダメータＦＭ３の間の配電線の部分に接続された全てのＤＴＭが、フィーダメータＦＭ２からは負の信号をとフィーダメータＦＭ３からは正の信号を受信する。フィーダメータＦＭ３のもう一つの側ではどのＤＴＭも上記フィーダメータの両方から負の信号を受信する。また、フィーダメータＦＭ２のもう一つの側ではどのＤＴＭも上記フィーダメータの両方から正の信号を受信する。したがって、フィーダメータＦＭ２から負の信号を受信しフィーダメータＦＭ３から正の信号を受信する全てのＤＴＭのＮＡＥ（またはエネルギー）測定値の合計は、フィーダメータＦＭ２のＮＡＥ（またはエネルギー）の測定値からフィーダメータＦＭ３のＮＡＥ（またはエネルギー）の測定値を引いたものに実質的に等しいはずである。

上記信号を１つの配電線位相から他の２つの配電線位相に転送する三相コンデンサバンクが存在する場合、潜在的な問題が起こりえる。この場合、各ＦＣＭがどの位相に設定されているのかだけではなく、各ＤＴＭがどの位相に設定されているのかも決定できることが必要がある。しかし、コンデンサバンクがなければ、これは容易に決定できる。なぜならば１つの配電線位相で送信された信号は他の２つの配電線位相では受信されることがないからである。

コンデンサバンクなどの、１つの配電線位相からの信号を他の２つの位相と結合させるいかなる部材もこの課題を困難なものにする。この課題の１つの解決法は、配電線位相上で６０Ｈｚの電力信号で変調した信号をＦＣＭから送信させることである。この場合、ＤＴＭの受信器はこの信号を復調してもとの６０Ｈｚの信号を再生し、この信号とそれ自体が接続されている電圧との間の位相角度を測定する。位相角度の差が０°または１８０°に近ければ、この信号が同一配電線位相上のＦＣＭから来たものであることが分かる。位相角度の差が１２０°または６０°に近ければ、上記信号は他の２つの配電線位相のうちの一つに由来するものであることが分かる。さらに、１２０°または６０°の位相差が進んでいるのか遅れているのかを決定することによって、上記他の２つの配電線位相のうちのどちらに上記ＦＣＭが配置されているのかを決定する。
３．ＦＣＭから顧客構成モジュールまで
人口がまばらな地方部では、各配電変圧器にわずか１軒の顧客しかいないことが普通である。費用を考慮して、これらの変圧器にＤＴＭを設置することは避けるべきである。したがって、別のデバイス、つまり顧客構成モジュール（ＣＣＭ）が、上記セクション２に記載したの機能を果たす必要がある。このユニットは、電流を感知または測定しない点を除けば、配電変圧器に設置するＤＴＭと同様である。あるいは、顧客の家屋のどこかのコンセントに差し込むことのできるモジュールであってもかまわない。

信号処理要件
１．正確な時間ベース（低ドリフト）
ＣＣＭがＦＣＭからの信号を検出して処理でき、また、メータがＤＴＭからの信号を検出して処理できるためには、正確な時間ベースをもった復調アルゴリズムが必要である。適当な時間ベースアルゴリズムの一例が米国特許第６，５４９，１２０号に記載されている。
２．信号と位相検出
ＤＴＭまたはＣＣＭが配電線のどの位相に連結されているのかを決定する必要がある。これは、フィーダメータ信号を搬送波に載せて配電線からＤＴＭまたはＣＣＭに送ることによって行われる。この参照信号はある期間送信されるが、この期間は、上記搬送波の位相角度を見つける機会をＤＴＭまたはＣＣＭに与えるためには、最大１０分間の長さが必要かもしれない。フィーダメータ信号は、上記信号が送信される位相上で電力システム周波数によって変調する必要がある。ＤＴＭまたはＣＣＭはこの変調したフィーダメータ信号を受信して復調する。復調はＤＴＭまたはＣＣＭによって行うことができ、正常搬送波周波数からの周波数オフセットが小さい復調周波数が生成される。このとき復調出力は遅い正弦波となり、ゼロ交差は決定可能である。１つの方法は、このようなゼロ交差を待ち、次に周波数オフセットを除去することである。そして９０°の位相オフセットを復調信号に加えて、復調信号を受信信号に揃えることもできる。復調信号のフィルタリングの際に発生する遅延を補正するためには、付加的な位相オフセットを加える必要があるかもしれない。この位相合わせが一旦済めば、時間ベースの精度が高いので構成検出プロセスの期間全体を通じて、復調信号にドリフトが発生しない。

参照周波数送信が完了すると、受信信号は構成を決定するために復調される。単相配電線位相接続状況の検出のためには、ＤＴＭまたはＣＣＭが正の信号と負の信号（位相角度０°または１８０°）を区別できることが必要であり、他の配電線からの信号を拒絶するためには他の位相角度の信号を区別できることも必要である。
３．時間ウインドウ検出
ＤＴＭまたはＣＣＭが、信号を受信する時間ウインドウを決定できることが必要である。これを実現するためには、エラーが時間ウインドウ長の半分未満のクロックをＤＴＭまたはＣＣＭが有することが要求される。エラーに対するこの要求は最低条件であり、良好な性能を実現するために理想的には時間ウインドウ長の１６分の１未満であることが必要である。長い時間ウインドウが必要になりその結果構成検出プロセスが非常に遅くなることを避けるために、場合によってはクロックの再同期が必要なこともある。
４．データの復号化
ＤＴＭからメータへの通信をするためには、シリアル番号の形式のデータを顧客メータが復号化できることが必要である。
５．信号レベル
顧客メータとしての同一配電変圧器上のＤＴＭが送信に失敗したときに他の配電変圧器中のＤＴＭからの信号を拒絶できるためには、顧客メータが信号強度を決定できることが必要である。
６．三相クロストークの拒絶
信号が結合されている三相回路では、他の２つの位相のいずれかに由来する信号を拒絶する方法が必要である。このためには、データ収集装置または他のデバイスが、ＦＣＭの送信信号に対する上記の６０Ｈｚ周波数変調を復号化して、復調した信号の位相が顧客メータ（または配電変圧器メータ）に接続した６０Ｈｚの電力信号の位相と一致するかどうか決定できることが要求される。バックグラウンドノイズから信号をピックアップするためには、復調フィルタリングをゆっくりと進める必要があるので、上記６０Ｈｚの波形をピースごとに復調する必要があるかもしれない。この復調を実行する際に可能な解像度はサンプリング周波数によって限定される。

上記クロストークの拒絶は必ずしも他の構成プロセスと同時に行わなくてもよく、独立した機能としてもよい。しかしながら、上記システムは、顧客メータがどの位相に接続されているのか、または、どの顧客メータがどのＦＣＭと組み合わせられているのかのいずれかを知っていなければならない。他の位相のＦＣＭを含めた全てのＦＣＭがそれぞれ異なる時間ウインドウを有しているから、異なる位相のＦＣＭ間の干渉はないはずである。

メータが三相のうちのどの相と接続されているのかを決定するもう一つの方法は、電圧プロファイリングを使用することである。配電線にかかる負荷が日中に増減すると、電圧は影響をうける。この電圧は顧客メータでプロファイリングすることができる。配電線の三相は全く同一の負荷を見るわけではないので各位相は固有の電圧署名を有していて、この署名は顧客メータまたはＣＣＭで記録してセントラルコンピュータへ送信することができる。次にセントラルコンピュータは顧客メータまたはＣＣＭで記録された署名を三相の電圧署名と比較して、どれが最もよく一致するかを決定する。セントラルコンピュータはさらにどの程度良好に一致するかも決定する。メータがどの配電線位相に接続されているのかについて充分な確信を持てるほど良好に一致しなければ、セントラルコンピュータは要求されている確実性のレベルが実現するまで、上記プロセスをさらに別のデータを使って継続する。

複数のフィーダメータ（ＦＭ１、ＦＭ２、ＦＭ３、ＦＭ４）、配電変圧器（ＤＴ）、およびエンドユーザ（ＥＵ）を図２に図示する。どのエンドユーザがどの配電変圧器に接続されているかを知ることが必要であるのとちょうど同じように、どの配電変圧器がどのフィーダメータとどう関連付けられているのかを知る必要がある。接続状況検出の場合、状況は配電線のレベルにおいてより複雑である。最も単純なフィーダメータのトポロジーは、フィーダメータ一台が配電線を全て監視して、そのＮＡＥ（またはエネルギー）値を、配電変圧器全てのＮＡＥ（またはエネルギー）値と比較するトポロジーである。ただし、精度が制約される結果、測定エラーの合計が窃盗量より大きくなることがあり、その場合には窃盗が検出されない。したがって配電線とその枝線にそってフィーダメータを２台以上設ける必要がある。この場合、上記配電変圧器はどのフィーダメータとも関連付けないで、代わりに２台のフィーダメータに挟まれた配電線の一部に関連付ける。２台のフィーダメータのＮＡＥ（またはエネルギー）測定値の差は、その２台のフィーダメータ間の配電線の一部に位置している、電力会社が所有する全ての配電変圧器のＤＴＭ ＮＡＥ（またはエネルギー）測定値の合計にほぼ等しい。

本発明の具体的な実施形態を開示したが、この開示した実施形態の変形例もこの発明の権利範囲内にあるものとする。本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能である。

図１は、本発明の方法を実行する電気ネットワークの概略図である。 図２は、本発明の方法を実行する電気ネットワークの概略図であり、エンドユーザ（ｅｎｄ ｕｓｅｒ； ＥＵ）と配電変圧器（ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ； ＤＴ）との関係を示している。

Claims (10)

1. 複数のフィーダメータを備えた配電線と、上記配電線に連結された複数の配電変圧器メータとを有するネットワークの構成を検出する方法であり、
   （ａ）上記フィーダメータそれぞれが、位相を有する一意に特定可能な信号を上記配電線を介して送信するステップと、
   （ｂ）上記配電変圧器メータそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を特定するステップと、
   （ｃ）上記配電変圧器メータそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を、配電変圧器メータ固有識別子とともにデータ収集装置に送信するステップと、
   （ｄ）上記各配電変圧器メータによって記録された位相を比較して、上記フィーダメータに対して配電線上のどこに１個以上の配電変圧器が接続されているのかを決定するステップとを備えた方法。
2. 上記フィーダメータが上記一意に特定可能な信号を固有の時間間隔で送信する、請求項１に記載の方法。
3. 複数のフィーダメータを備えた配電線と、上記配電線に連結された複数の配電変圧器メータと、上記複数の配電変圧器メータそれぞれに連結された少なくとも１台の顧客メータとを有するネットワークの構成を検出する方法であり、
   （ａ）上記配電変圧器メータそれぞれが、その配電変圧器メータに連結された顧客メータ全てに配電変圧器メータ固有識別子を送信するステップと、
   （ｂ）上記顧客メータそれぞれが、上記配電変圧器メータ固有識別子と各顧客メータを識別する固有顧客メータ識別子とを遠隔にあるデータ収集装置に送信するステップと、
   （ｃ）上記配電変圧器メータ固有識別子とそれに対応する顧客メータ識別子とをデータベースに記憶するステップとを備えた方法。
4. 複数のフィーダメータを備えた配電線と、上記配電線に連結された複数の顧客構成モジュールとを有するネットワークの構成を検出する方法であり、
   （ａ）上記フィーダメータそれぞれが、位相を有する一意に特定可能な信号を上記配電線を介して送信するステップと、
   （ｂ）上記顧客構成モジュールそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を特定するステップと、
   （ｃ）上記顧客構成モジュールそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を、顧客構成モジュール識別子とともにデータ収集装置に送信するステップと、
   （ｄ）上記各顧客構成モジュールによって記録された位相を比較して、上記フィーダメータに対して配電線上のどこに上記顧客構成モジュールが接続されているのかを決定するステップとを備えた方法。
5. 特定の位相を有する信号を送信する複数の配電線を備えたネットワークにおいて、上記配電線はフィーダメータと前記配電線に連結された複数の配電変圧器メータとを有しており、上記配電変圧器メータは配電変圧器に連結されていて、上記配電変圧器がそれぞれどの位相に接続されているのかを決定する方法であり、
   （ａ）上記フィーダメータが、その位相上で電力システム周波数によって変調されたフィーダメータ信号を送信するステップと、
   （ｂ）上記配電変圧器メータが、上記変調されたフィーダメータ信号を受信して復調し、フィーダメータ信号を再生するステップと、
   （ｃ）復調されたフィーダメータ信号の位相角度と上記配電変圧器メータが接続されている電圧の位相角度との差を算出することによって、上記配電変圧器メータそれ自体がどの位相に接続されているのかを決定するステップとを備えた方法。
6. 特定の位相を示す信号を送信する複数の配電線を備えたネットワークにおいて、上記配電線はフィーダメータと、複数の顧客メータとに連結されていて、上記顧客メータがそれぞれどの位相に接続されているのかを決定する方法であり、
   （ａ）上記フィーダメータが、その位相上で電力システム周波数によって変調されたフィーダメータ信号を送信するステップと、
   （ｂ）上記顧客メータが、上記変調されたフィーダメータ信号を受信して復調し、フィーダメータ信号を再生するステップと、
   （ｃ）復調されたフィーダメータ信号の位相角度と顧客メータが接続されている電圧の位相角度との差を算出することによって、上記顧客メータそれ自体がどの位相に接続されているのかを決定するステップとを備えた方法。
7. 特定の位相を示す信号を送信する複数の配電線を備えたネットワークにおいて、上記配電線は少なくとも１つの配電変圧器メータに連結されており、上記配電変圧器メータは少なくとも１つの配電変圧器に連結されていて、上記配電変圧器がそれぞれどの位相に接続されているのかを決定する方法であり、
   （ａ）上記配電線の各位相に連結されたデータ収集装置が、各位相について第１の積算同相電流を記録するステップと、
   （ｂ）上記配電変圧器メータが第２の積算同相電流を記録するステップと、
   （ｃ）上記配電変圧器メータが上記第２の積算同相電流を上記データ収集装置に送信するステップと、
   （ｄ）第１の積算同相電流と第２の積算同相電流とを比較することによって、上記配電変圧器がどの位相で接続されているのかを、上記データ収集装置が決定するステップとを備えた方法。
8. 特定の位相で信号を送信する複数の配電線を備えたネットワークにおいて、上記配電線は複数の顧客メータに連結されており、上記顧客メータがそれぞれどの位相に接続されているのかを決定する方法であり、
   （ａ）上記配電線の各位相に連結されたデータ収集装置が、各位相について第１の電圧プロファイルをある期間記録するステップと、
   （ｂ）上記顧客メータが第２の電圧プロファイルを上記期間記録するステップと、
   （ｃ）上記顧客メータが第２の電圧プロファイルを上記データ収集装置に送信するステップと、
   （ｄ）第１の電圧プロファイルと第２の電圧プロファイルとを比較することによって、上記顧客メータがどの位相で接続されているのかを、上記データ収集装置が決定するステップとを備えた方法。
9. 複数のフィーダメータに結合された配電線と、複数の配電変圧器にそれぞれ連結された複数の配電変圧器メータとを有するネットワークの構成を検出する方法であり、
   （ａ）上記フィーダメータそれぞれが、位相を有する一意に特定可能な信号を上記配電線を介して送信するステップと、
   （ｂ）上記配電変圧器メータそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を特定するステップと、
   （ｃ）上記配電変圧器メータそれぞれが、上記一意に特定可能な信号それぞれの上記位相を、配電変圧器メータ固有識別子とともにデータ収集装置に送信するステップと、
   （ｄ）上記各配電変圧器メータによって記録された位相を比較して、上記フィーダメータに対して配電線上のどこに上記配電変圧器が接続されているのかを決定するステップとを備えた方法。
10. 上記フィーダメータが上記一意に特定可能な信号を固有の時間間隔で送信する、請求項９に記載の方法。

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