JP6951277B2 - 時刻同期装置及びその方法 - Google Patents

Description

本発明は、電源線で接続された複数の管理対象間で時刻の同期を行う時刻同期装置及びその方法に関するものであり、特に電化鉄道の変電所相互、及び変電所と電化車両の間を対象とするものである。

コンピュータを持つ装置が動作や測定を行った時刻を他装置に送る場合、動作や測定の時刻としてコンピュータが持つ時計機能の時刻値を用いることは一般に知られている。この装置が複数存在する場合、それぞれの装置が持つコンピュータの時刻を同期させるか、それぞれの差分時間を把握し補正することが必要となる。

例えば特許文献１には、時刻値としてＧＰＳ（Global Positioning System）衛星から受信した時刻値を用いる方法を示している。ＧＰＳ衛星が発信する時刻値は正確に同期しているので、複数装置の時刻同期を確実に行うことが可能となる。

またＧＰＳ信号を受信し抽出した時刻情報などを基準となる時刻として管理し、有線や無線等の伝送手段を介して他装置に送って時刻の同期をタイムサーバで行うことが知られている。

この他に、基準となるデータ列に対して別のデータ列との間で変化状態に類似性があることを評価する技法として、相関係数を求めて比較することが知られている。

特開２０１５−１９８４８０号公報

時刻の同期あるいは補正の作業を自動で行うには、タイムサーバ等の時刻を管理する装置を用意し、更に動作や測定を行う各装置との間を有線や無線等の伝送手段で接続して同期を行う必要がある。このため時刻管理装置や伝送手段が新たに必要となり、コストが増加する。

これら装置の行う処理や伝送手段で伝送する情報を既存の装置や伝送手段を用いて実施する場合、計算処理量や伝送情報量の増加に対応する必要が生じるため、既存の装置や伝送手段のコストが増加する。

この同期処理の過程で伝送遅延など時間遅れが発生すると、同期に誤差が発生して正確な同期が出来ない。このため伝送手段は遅延が少ない装置で実現する必要があり、コストの低下が困難となる。

特許文献１に示された方式はＧＰＳ情報を用いるため、例えば地下鉄などＧＰＳ信号を直接受信できない環境では時刻の同期を行うことができない。

本発明は、複数の管理対象から得られた電気情報を基に各管理対象間の時刻を同期させることを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明は、電源線で接続された２つの管理対象において、夫々電源線の電圧を一定時間周期で測定したデータ列を作成し、前記データ列の片方に複数の補正時間を加えた状態で２つのデータ列の相関係数を計算し、相関係数が最大となる補正時間を２つの管理対象が持つ時刻情報の補正時間とすることを特徴とする。

本発明によれば、複数の管理対象から得られた電気情報を基に各管理対象間の時刻を同期させることができる。

本発明の実施例１に係る電化鉄道の構成を示す構成図。 本発明の実施例１に係る電化鉄道システムのハードウェア構成を示す構成図。 本発明の実施例１に係る電化鉄道システムのソフトウェア構成を示す構成図。 本発明の実施例１に係る送電情報送信機能の処理を示すフローチャート。 本発明の実施例１に係る受電情報送信機能の処理を示すフローチャート。 本発明の実施例１に係る時刻電圧情報の構成図。 本発明の実施例１に係る時刻同期機能の処理を示すフローチャート。 本発明の実施例１に係る他の時刻電圧情報の構成図。 本発明の実施例１に係る時刻同期装置が管理する管理テーブルの構成図。 本発明の実施例２に係る電化鉄道システムのハードウェア構成を示す構成図。 本発明の実施例２に係る電化鉄道システムのソフトウェア構成を示す構成図。 本発明の実施例２に係る電力不整合判定機能の処理を示すフローチャート。 本発明の実施例２に係る時刻電流電圧情報の構成図。 本発明の実施例２に係る他の時刻電流電圧情報の構成図。

以下、本発明の実施例について図面を用いて説明する。

実施例１では、電化列車が変電所から電力の供給を受けて軌道を走行する場合に、電化列車と変電所の持つ時刻情報の補正時間を求める方法を説明する。

図１は、本発明の実施例１に係る電化鉄道の構成を示す構成図である。電化列車３は、変電所２から架線４と集電装置５を介して電力を受け、軌道６を走行する。ここで架線４を構成する装置は、軌道６に沿って設置された第三軌条でも良い。また集電装置５は、パンタグラフ、トロリーポール、ビューゲル、集電靴などの集電手段でも良い。また軌道６は、鉄軌条、モノレールの桁軌道、新交通システムのガイドウェイなどで良い。

図２に、変電所２と電化列車３が保持する時計の時刻について補正時間を求める時刻同期装置１を含めたハード構成を示す。

変電所２は、演算部２２１、インタフェース部２２２、時計部２２４、電圧測定部２２５、情報伝送部２２６を備えている。変電所２において、電圧測定部２２５は、架線４の電圧を一定時間周期で順次測定し、測定した電圧を、インタフェース部２２２を介して電圧情報として演算部２２１に送る。演算部２２１は、時計部２２４より時刻情報を受け、この時刻情報とインタフェース部２２２から入力した電圧情報との対応づけを実行し、対応づけされた時刻情報と電圧情報を、インタフェース部２２２を介して情報伝送部２２６に送る。情報伝送部２２６は、入力した時刻情報と電圧情報を時刻同期装置１に送信する。

電化列車３は、演算部３２１、インタフェース部３２２、時計部３２４、電圧測定部３２５、情報伝送部３２６を備えている。電化列車３において、電圧測定部３２５は、架線４の電圧を集電装置５を介して一定時間周期で順次測定し、測定した電圧を、インタフェース部３２２を介して電圧情報として演算部３２１に送る。演算部３２１は、時計部３２４より時刻情報を受け、この時刻情報とインタフェース部３２２から入力した電圧情報との対応づけを実行し、対応づけされた時刻情報と電圧情報をインタフェース部３２２を介して情報伝送部３２６に送る。情報伝送部３２６は、入力した時刻情報と電圧情報を時刻同期装置１に送信する。

時刻同期装置１は、演算部１２１、インタフェース部１２２、情報記憶部１２３、情報伝送部１２６、表示部１２７を備え、変電所２と電化列車３をそれぞれ管理対象として管理する。時刻同期装置１において、情報伝送部１２６は、変電所２から、情報伝送部２２６の送信による時刻情報と電圧情報を受信し、電化列車３から、情報伝送部３２６の送信による時刻情報と電圧情報を受信し、各受信した時刻情報と電圧情報をインタフェース部１２２に伝送する。この際、情報伝送部３２６は、架線４（電源線）の電圧を含む電気信号を、変電所２と電化列車３において一定時間周期で順次測定したときの各時刻に関する時刻情報と各時刻における電気信号に関する電気情報、例えば、電圧情報を入力する情報入力手段を構成する。

インタフェース部１２２は、各受信した時刻情報と電圧情報を演算部１２１に送る。演算部１２１は、各受信した時刻情報と電圧情報を情報記憶部１２３に保持する。そして演算部１２１は、情報記憶部１２３に保持する各時刻情報と各電圧情報を用いて、変電所２が持つ時計部２２４の時刻と、電化列車３が持つ時計部３２４の時刻との間の補正時間を計算する。演算部１２１は、計算結果をインタフェース部１２２を介して表示部１２７に出力する。

ここで、演算部１２１、２２１、３２１は、例えば、マイクロプロセッサを適用して良い。インタフェース部１２２、２２２、３２２は、例えば、ＵＳＢ（Universal Serial Bus）コネクタを適用して良い。情報記憶部１２３は、例えば、記憶媒体として、ＳＳＤ（Solid State Drive）やＨＤＤ（Hard Disk Drive）、メモリを適用して良い。時計部２２４、３２４は、例えば、パソコンが内蔵する時計機能（水晶発振器による時計機能）を適用して良い。電圧測定部２２５、３２５は、例えば、トランスとＡ／Ｄ（Analog/Digital）コンバータを用いた電圧測定回路を適用して良い。情報伝送部１２６、２２６、３２６は、例えば、無線ＬＡＮ（Local Area Network）やＬＣＸ（漏洩同軸ケーブル）を用いた伝送装置を適して良いし、一部について有線ＬＡＮや光ファイバケーブルを用いても良い。表示部１２７は、例えば、液晶ディスプレイを適用して良い。

また変電所２の演算部２２１が行う処理と、電化列車３の演算部３２１が行う処理と、時刻同期装置１の演算部１２１が行う処理は、共に一定時間間隔で処理を繰り返し開始する周期処理である。周期処理は、本実施例では図示していない周期時間情報と、時刻情報を用いて、処理周期時間の経過毎に定められた処理を実行する方法である。

図３に、時刻同期装置１と変電所２と列車３の行う処理構成（ソフトウェア）の関係を示す。変電所２は、送電電圧測定機能１１、送電情報送信機能１３、時計機能１６を備えている。変電所２において、送電情報送信機能１３は、時計機能１６の時刻情報を基に送電電圧測定機能１１を用いて架線４の電圧を測定し、測定して得られた電圧情報と時計機能１６の時刻情報とを対応付けて、時刻同期装置１に送る。

送電情報送信機能１３の処理手順を図４に示す。送電情報送信機能１３は、処理２００１より開始し、処理２００２で時計機能１６より現在の時刻情報を受け取る。次に、送電情報送信機能１３は、処理２００３で電圧測定時刻か否かを判定する。すなわち、現在の時刻が電圧測定周期、例えば、１秒に合致するかを判定する。現在時刻が電圧測定周期に合致する場合、送電情報送信機能１３は、処理２００４を行う。また合致しない場合、送電情報送信機能１３は、処理２００６で、このルーチンでの処理を終了する。

処理２００３で現在時刻が電圧測定周期に合致する場合、送電情報送信機能１３は、処理２００４で送電電圧測定機能１１より架線４の電圧情報を取得する。次に、送電情報送信機能１３は、処理２００５では、処理２００２で取得した現在の時刻情報と、処理２００４で取得した電圧情報（架線４の電圧情報）を、時刻同期装置１に送信し、その後、処理２００６で、このルーチンでの処理を終了する。

このようにして、送電情報送信機能１３は、変電所２の時計機能１６が持つ時刻情報に従い、現在時刻と電圧情報（架線４の電圧情報）を時刻同期装置１に送る。

電化列車３は、図３に示すように、受電電圧測定機能１２、受電情報送信機能１７、時計機能１９を備えている。電化列車３において、受電情報送信機能１７は、時計機能１９の時刻情報を基に受電電圧測定機能１２を用いて架線４の電圧を測定し、測定して得られて電圧情報と時計機能１９の時刻情報とを対応付けて、時刻同期装置１に送る。

受電情報送信機能１７の処理手順を図５に示す。受電情報送信機能１７は、処理３００１より開始し、処理３００２で時計機能１９より現在の時刻情報を受け取る。次に、受電情報送信機能１７は、処理３００３で電圧測定時刻か否かを判定する。すなわち、現在の時刻が電圧測定周期、例えば、１秒に合致するか否かを判定する。現在時刻が電圧測定周期に合致する場合、受電情報送信機能１７は、処理３００４を行う。また合致しない場合、受電情報送信機能１７は、処理３００６で、このルーチンでの処理を終了する。

処理３００３で現在時刻が電圧測定周期に合致する場合、受電情報送信機能１７は、処理３００４で受電電圧測定機能１２より架線４の電圧情報を取得する。次に、受電情報送信機能１７は、処理３００５では、処理３００２で取得した現在の時刻情報と、処理３００４で取得した電圧情報（架線４の電圧情報）を、時刻同期装置１に送信し、その後、処理３００６で、このルーチンでの処理を終了する。

このようにして、受電情報送信機能１７は、電化列車３の時計機能１９が持つ時刻情報に従い、現在時刻と電圧情報（架線４の電圧情報）を時刻同期装置１に送信する。

時刻同期装置１は、図３に示すように、情報受信機能１４、時刻同期機能１５、結果表示機能１８を備えている。時刻同期装置１において、情報受信機能１４は、変電所２が送信した時刻情報（現在時刻）と電圧情報を受信すると共に、電化列車３が送信した時刻情報（現在時刻）と電圧情報を受信し、各受信した時刻情報（現在時刻）と電圧情報を時刻同期機能１５に送る。時刻同期機能１５は、各時刻情報（現在時刻）と各電圧情報を基に架線４の電圧情報の相関係数を計算し、計算結果を結果表示機能１８に送る。結果表示機能１８は、時刻同期機能１５の計算結果を表示する。

ここでは、変電所２の時計機能１６と電化列車３の時計機能１９が持つ時刻情報が互いに調整されておらず、変電所２の時計機能１６が持つ時刻情報Ｔｓｓに対して、電化列車３の時計機能１９が持つ時刻情報Ｔｔｒｎが３秒遅れている場合について説明する。この場合、時刻同期機能１５が受け取る変電所２と電化列車３の時刻情報（現在時刻）と電圧情報は、図６に示すように、時刻電圧情報４００として時刻同期機能１５で管理される。

時刻電圧情報４００は、変電所２を識別する名称４０１と、電化列車３を識別する名称４０２を備える。名称４０１は、変電所２で測定した現在時刻（測定時刻）を示す時刻Ｔｓｓ４０３と、変電所２で測定した電圧を示す電圧Ｖｓｓ４０４から構成され、名称４０２は、電化列車３で測定した現在時刻（測定時刻）を示す時刻Ｔｔｒｎ４０５と、電化列車３で測定した電圧を示す電圧Ｖｔｒｎ４０６から構成される。

例えば、時刻Ｔｓｓ４０３には、変電所２で測定した現在時刻（測定時刻）として「１２：００：００」〜「１２：００：０９」が記録され、電圧Ｖｓｓ４０４には、変電所２で測定した電圧として、「１５００〜１５００」が記録され、時刻Ｔｔｒｎ４０５には、電化列車３で測定した現在時刻として、「１２：００：００」〜「１２：００：０９」が記録され、電圧Ｖｔｒｎ４０６には、電化列車３で測定した電圧情報（電圧）として、「１４００〜１４０２」が記録される。

時刻同期機能１５は、図６に示す時刻と電圧の関係について、片方の時刻に補正時間を加えた際の電圧の相関係数を計算し、相関係数が最大となる補正時間を加えた時刻値を、変電所２が持つ時計機能１６と電化列車３が持つ時計機能１９との間で時刻同期した状態と判定し、補正時間を結果表示機能１８に送って表示する。

時刻同期機能１５の処理手順を図７に示す。

時刻同期機能１５は、処理１００１より開始し、処理１００２で変電所２及び電化列車３からの情報受信を行う。次に、時刻同期機能１５は、処理１００３では処理１００２で受信した情報に対して、新しい受信情報ありか否かを判定する。時刻同期機能１５は、処理１００３で新しい受信情報ありと判定した場合、処理１００４を行い、新たしい受信情報なしと判定した場合、処理１０１１で、このルーチンでの処理を終了する。

時刻同期機能１５は、処理１００３で新しい受信情報ありと判定した場合、処理１００４で新しい受信情報を前回までに受けた受信情報に追加する。例えば、変電所２及び電化列車３から新しい受信情報として、式（１）及び式（２）に示す情報を受けた場合について説明する。

変電所２の時刻＝１２：００：０９、電圧＝１５００ ・・・式（１）
電化列車３の時刻＝１２：００：０９、電圧＝１４０２ ・・・式（２）
これらが新しい受信情報として追加された時刻電圧情報４００は、図６に示す内容となる。すなわち、時刻＝１２：００：００〜時刻＝１２：００：０８までに受信した電圧（変電所２の電圧＝１５００〜１５００、電化列車３の電圧＝１４００〜１４００）が前回までに受けた受信情報であり、これらの受信情報に、式（１）及び式（２）の受信情報が追加される。

次に、時刻同期機能１５は、処理１００５で、受信情報の電圧の相関係数を計算（補正時間＝０）し、最大の相関係数として保持する。ここでは、時刻情報は受信情報と同じ、つまり補正時間が０秒の場合に対する相関係数となる。

電圧の相関係数を計算するに際しては、例えば、図６に示す変電所２の電圧Ｖｓｓ４０４に属する電圧と電化列車３の電圧Ｖｔｒｎ４０６に属する電圧を、時刻ｔの引数で表したデータ列（電圧データ列）Ｖｓｓ（ｔ）とデータ列（電圧データ列）Ｖｔｒ（ｔ）の相関係数として、式（３）で計算することができる。

相関係数＝Σ｛（Ｖｓｓ（ｔ）−Ｖｓｓ平均）×（Ｖｔｒ（ｔ）−Ｖｔｒ平均）｝／｛
Σ｛（Ｖｓｓ（ｔ）−Ｖｓｓ平均）｝＾２×Σ｛（Ｖｔｒ（ｔ）−Ｖｔｒ平均）｝＾２
｝＾０．５ ・・・式（３）

式（３）と図６の時刻電圧情報４００に記録された値（電圧）より、処理１００５では補正時間０秒の相関係数を、次の式（４）で計算する。

相関係数（補正時間＝０秒）
＝｛（１５００−１４９９．１）×（１４００−１３９９．２）＋・・・｝／｛｛（１５００−１４９９．１）＋・・・｝＾２×｛（１４００−１３９９．２）＋・・・｝＾２
｝＾０．５＝−０．０７５６１ ・・・式（４）

Ｖｓｓ平均＝（１５００＋１４９０＋・・・＋１５００）／１０＝１４９９．１・・・式（５）
Ｖｔｒ平均＝（１４００＋１４００＋・・・＋１４０２））／１０＝１３９９．２・・・式（６）

時刻同期機能１５は、処理１００５では、補正時間＝０秒の相関係数＝−０．０７５６１を、最大の相関係数として保持する。

次に、時刻同期機能１５は、処理１００６では、補正時間の仮値を設定し、設定した仮値を電化列車３の時刻に加えて電圧の相関係数を計算する。ここでは図示していない補正時間の仮値の設定幅条件を式（７）とする。

補正時間の仮値：−４〜＋４秒、１秒刻み ・・・式（７）

まず、時刻同期機能１５は、補正時間の仮値＝−４秒について計算する。補正時間の仮値＝−４秒を図６の値に反映した場合の時刻と電圧の関係が記録された時刻電圧情報５００を、図８に示す。

時刻電圧情報５００は、変電所２を識別する名称５０１と、電化列車３を識別する名称５０２を備えている。名称５０１は、変電所２で測定した現在時刻（測定時刻）を示す時刻Ｔｓｓ５０３と、変電所２で測定した電圧を示す電圧Ｖｓｓ５０４から構成され、名称５０２は、電化列車３で測定した現在時刻（測定時刻）を補正した現在時刻を示す時刻Ｔｔｒｎ（補正時間−４秒）５０５と、電化列車３で測定した電圧を示す電圧Ｖｔｒｎ５０６から構成される。

例えば、時刻Ｔｓｓ５０３には、変電所２で測定した現在時刻として「１２：００：００」〜「１２：００：０５」が記録され、電圧Ｖｓｓ５０４には、変電所２で測定した電圧として、「１５００〜１５００」が記録され、時刻Ｔｔｒｎ（補正時間−４秒）５０５には、電化列車３における現在時刻を「−４秒」補正した時刻として、「１２：００：００」〜「１２：００：０５」が記録され、電圧Ｖｔｒｎ５０６には、補正された時刻における電圧として、「１３９０〜１４０２」が記録される。すなわち、図６の時刻電圧情報４００に記録された電化列車３の情報が「−４秒」ずらされ、図６における時刻「１２：００：０４」の電圧が、図８では時刻「１２：００：００」の電圧として記録され、図６における時刻「１２：００：０９」の電圧が、図８では時刻「１２：００：０５」の電圧として記録される。

図８の電圧について、式（３）を用いて相関係数を計算した結果は、式（８）となる。

相関係数（補正時間＝−４秒）＝−０．１５１１９ ・・・式（８）

次に、時刻同期機能１５は、処理１００７では、計算した相関係数が最大であるか否かを判定する。時刻同期機能１５は、処理１００７で、計算した相関係数が最大であると判定した場合、処理１００８を行い、一方、計算した相関係数が最大でないと判定した場合、処理１００９を行う。ここでは、処理１００５にて最大の相関係数として補正時間０秒と相関係数＝−０．０７５６１が設定されており、これと処理１００６で計算した式（８）の値を比較すると、最大の相関係数である処理１００５で作成した補正時間０秒の相関係数＝−０．０７５６１の方が大きいことが分かる。このため、次に処理１００９を行う。

次に、時刻同期機能１５は、処理１００８では、計算した相関係数と補正時間の仮値を最大値として保持する。「仮値＝−４」の場合、補正時間の仮値の最大値を「−４」として保持し、相関係数の最大値として、相関係数＝−０．０７５６１を保持する。

次に、時刻同期機能１５は、処理１００９では、全ての補正時間の仮値は計算済であるかを判定する。時刻同期機能１５は、処理１００９で計算済みと判定した場合、処理１０１０を行い、計算済みでないと判定した場合、処理１００６に戻る。ここで、式（７）の仮値の範囲について、「仮値＝−４」の場合のみ計算を終えている場合、処理１００６に戻り、他の仮値（−３、−２、・・・＋４）について計算を行う。

例えば、「仮値＝−３」の場合について、相関係数を計算する。処理１００５で計算した最大の相関係数が補正時間０秒の相関係数＝−０．０７５６１、処理１００６で計算した式（８）の値が、補正時間＝−３秒と相関係数＝＋０．９９５７８の場合、時刻同期機能１５は、処理１００８で、最大の相関係数として相関係数＝＋０．９９５７８を保持し、補正時間の仮値として補正時間＝−３秒を保持する。

時刻同期機能１５は、処理１００６で全ての仮値について計算を終えると、処理１００９から処理１０１０を実行する。処理１００６で式（７）に示す補正時間の仮値について、式（３）を計算した結果が記録された管理テーブル６００を図９に示す。

管理テーブル６００は、時刻補正仮値６０１と、相関係数６０２を備える。例えば、時刻補正仮値６０１には、「−４」〜「＋４」の数字が、時刻補正の仮値を示す情報として記録され、相関係数６０２には、「−０．１５１１９」〜「＋０．２００００」の数字が、各仮値に対応した相関係数を示す情報として記録される。

図９に示す相関係数の計算結果について、時刻同期機能１５が処理１００７で最大値を求めると、補正時間＝−３秒の相関係数＝＋０．９９５７８が最大となる。このため、図７の処理１０１０を実行する段階での相関係数の最大値は、式（９）となる。

補正時間＝−３秒を適用した相関係数の最大値＝＋０．９９５７８ ・・・式（９）

時刻同期機能１５は、処理１０１０では、時刻補正値として、式（９）で計算した相関係数の最大値を、結果表示機能１８に出力し、次の処理１０１１で、このルーチンでの処理を終了する。結果表示機能１８を見ることで、相関係数最大となる補正時間は−３秒であることが分かる。

以上説明した手順により、時刻同期装置１は、変電所２が持つ時計機能１６と電化列車３が持つ時計機能１９との間について、補正時間＝−３秒つまり電化列車３の時計機能１９の時刻値Ｔｔｒｎに−３秒を加算した時刻が、変電所２の時計機能１６が持つ時刻Ｔｓｓと合致することが分かる。つまり変電所２が持つ時計機能１６と電化列車３が持つ時計機能１９が互いに調整されていなくても、架線４の電圧情報の相関係数を求めることで、一方の時刻と他方の時刻の差分を取得することが可能となる。これにより変電所相互及び変電所２と電化列車３との間で動作や測定の正確な時刻関係を得ることが可能となる。

以上の説明は、ひとつの変電所２とひとつの電化列車３について行ったが、同じ手順を変電所２と図示していない変電所２Ａについて行っても良いし、異なる電化列車３と図示していない電化列車３Ａについて行っても良い。ひとつの変電所２とひとつの電化列車３について行い、次に同じ手順を変電所２と変電所２Ａについて行うことにより、変電所２Ａと電化列車３の間で時刻値を同期することが可能となる。同様の計算を全ての変電所と全ての電化列車について行うことで、全ての変電所と全ての電化列車の時刻値を同期することが可能となる。

変電所２及び電化列車３から時刻同期装置１に送る情報は電圧測定時刻を含んでいるため、例えば当該情報が測定時間毎に伝送されず１０秒毎に１０個の測定時刻と電圧値をまとめて伝送しても、更にはまとめて伝送する時間間隔が毎回異なっても、上記処理は変わらない。このため伝送装置は指定時間毎に確実伝送を行う高性能かつ高コストである装置でなく、低性能かつ低コストである装置で良い。また全ての制御周期のうち、変電所２が電力の送出を開始した一定時間範囲、電化列車３が架線４より受電を開始した一定時間範囲について上記処理を行い、それ以降は一旦作成した補正時間値を適用しても良い。これにより、管理対象とする電化列車３を特定しやすくなる。

なお、此処までの説明は時刻同期装置１と変電所２と電化列車３が独立した装置である場合について行ったが、時刻同期装置１は変電所２のひとつに含まれても良いし、電化列車３に含まれても良い。また時刻や電化列車３の位置や数に応じて、ふたつ以上の変電所２と電化列車３のひとつが時刻同期装置１の処理を受け持つ状態を入れ替えても良い。

以上の手順で作成した補正時間値が図示していない指定値から外れた場合、例えば、補正時間が指定値よりも大きい場合、変電所２の持つ時計機能１６あるいは電化列車３の持つ時計機能１９の補正を行うよう結果表示機能１８に、注意を促す情報として、メッセージを表示しても良い。メッセージは、例えば次の式（１０）の内容である。

「注意：変電所２と電化列車３の時刻差が指定値を超過 現在の時刻差＝（計算した補正時間値）」 ・・・式（１０）

結果表示機能１８と式（１０)のメッセージに代えて、図示していないランプの点灯や点滅、式（１０)のメッセージを図示していない音声作成装置とスピーカを介して出力することでも良い。

この際、注意を促す情報を管理する情報管理手段として、例えば、注意を促す情報をメッセージで画面上に表示する表示手段、注意を促す情報をランプ点灯で表示する点灯手段、或いは、注意を促す情報を警告音で出力する警告手段のうち少なくとも一つを用いることになる。

本実施例において、情報伝送部１２６は、架線４（電源線）で接続された複数の管理対象（変電所２、電化列車３）から、各管理対象で電源線（架線４）の電圧を含む電気信号を一定時間周期で順次測定したときの各時刻に関する時刻情報と各時刻における電気信号に関する電気情報を入力する情報入力手段として構成される。

また、演算部１２１は、情報伝送部１２７（情報入力手段）で入力した各管理対象の時刻情報と電気情報に属する電圧情報とから、複数の管理対象のうち一方の管理対象（変電所２）で各時刻に測定した電源線の電圧と、他方の管理対象（電化列車３）で各時刻に測定した電源線（架線４）の電圧とを対応づけて記録した時刻電圧情報を生成する時刻電圧情報生成手段と、時刻電圧情報生成手段の生成による時刻電圧情報を基に一方の管理対象（変電所２）で各時刻に測定した電源線の電圧と、他方の管理対象（電化列車３）で各時刻に測定した電源線（架線４）の電圧のうち、各時刻に複数の補正時間（−４〜＋４）を加えた補正後の各時刻における電源線の電圧との複数の組み合わせを示す複数の電圧データ列を生成する電圧データ列生成手段と、電圧データ列生成手段の生成による複数の電圧データ列の各々について相関係数を算出する相関係数算出手段と、相関係数算出手段の算出による各電圧データ列の相関係数のうち最大となる相関係数が属する電圧データ列の生成に用いた補正時間を、一方の管理対象（変電所２）で管理する一方の時刻情報と他方の管理対象（電化列車３）で管理する他方の時刻情報の補正時間として、一方の時刻情報と他方の時刻情報とを同期させる時刻情報同期手段として構成される。

本実施例によれば、変電所２と電化列車３（管理対象）から得られた電気情報を基に変電所２と電化列車３間の時刻を同期させることができる。結果として、高コストな装置の追加を行わずに、且つＧＰＳ信号を用いずに、変電所２と電化列車３間の時刻を同期させることができる。また、ＧＰＳ情報を受信できない環境においても、複数管理対象の間で差分時刻の正確な補正値を得ることが可能となるので、地下鉄などの変電所相互及び変電所２と電化車両３との間で動作や測定の正確な時刻関係を得る環境を実現することができる。

実施例２は、変電所２と電化列車３は直流電化である場合について、実施例１で求めた時刻の補正値を用いて、電化列車３と変電所２との間で直流電力エネルギーの授受関係を計算し、授受関係に不整合がある場合には、変電所２あるいは電化列車３あるいは架線４に障害があることを判定する方法を説明する。

実施例２の処理は、実施例１で求めた変電所２の時刻情報Ｔｓｓと電化列車３の時刻情報Ｔｔｒｎを時刻の補正値を用いて同期した状態において、変電所２の送出電力と電化列車３の消費電力を比較することで実施する。

図１０に変電所２と電化列車３が保持する時計の時刻について補正時間を求める時刻同期装置１と、電力不整合判定装置７を含めたハード構成を示す。

変電所２は、演算部２２１、インタフェース部２２２、時計部２２４、情報伝送部２２６、電圧電流測定部２２８を備える。変電所２において、電圧電流測定部２２８は、架線４に送出した電流と電圧を測定し、測定した電流と電圧を、インタフェース部２２２を介して、電流電圧情報として演算部２２１に送る。演算部２２１は、時計部２２４より時刻情報を受け、時刻情報とインタフェース部２２２から受信した電流電圧情報との対応づけを行い、対応づけられた時刻情報と電流電圧情報を、インタフェース部２２２を介して情報伝送部２２６に送る。情報伝送部２２６は、受信した時刻情報と電流電圧情報を時刻同期装置１に送信する。

電化列車３は、演算部３２１、インタフェース部３２２、時計部３２４、情報伝送部３２６、電圧電流測定部３２８を備えている。電化列車３において、電圧電流測定部３２８は、架線４から受けた電流と電圧を測定し、測定した電流と電圧を、インタフェース部３２２を介して、電流電圧情報（電気情報）として演算部３２１に送る。演算部３２１は、時計部３２４より時刻情報を受け、時刻情報とインタフェース部３２２から受信した電流電圧情報との対応づけを行い、対応づけられた時刻情報と電流電圧情報を、インタフェース部３２２を介して情報伝送部３２６に送る。情報伝送部３２６は、受信した時刻情報と電流電圧情報を時刻同期装置１に送信する。

時刻同期装置１は、演算部１２１、インタフェース部１２２、情報記憶部１２３、情報伝送部１２６を備えている。時刻同期装置１において、情報伝送部１２６は、変電所２から、変電所２の電流電圧情報と時刻情報を受信し、電化列車３から、電化列車３の電流電圧情報と時刻情報を受信し、各受信した情報をインタフェース部１２２に送る。

インタフェース部１２２は、受け取った各電流電圧情報と各時刻情報を演算部１２１に送る。演算部１２１は各電流電圧情報と各時刻情報を情報記憶部１２３に保持する。そして演算部１２１は、情報記憶部１２３に保持する各電流電圧情報と各時刻情報を用いて、変電所２が持つ時計部２２４の時刻と、電化列車３が持つ時計部３２４の時刻との間の補正時間を計算する。補正時間の計算手順は実施例１と同じであるため、説明は省略する。そして、演算部１２１は、補正時間の計算結果を、インタフェース部１２２を介して電力不整合判定装置７に送る。

電力不整合判定装置７は、演算部７２１、インタフェース部７２２、情報記憶部７２３、表示部７２７を備えている。電力不整合判定装置７において、インタフェース部７２２は、時刻同期装置１が計算した補正時間と、変電所２の電流電圧情報と時刻情報と、電化列車３の電流電圧情報と時刻情報を時刻同期装置１から受け取る。インタフェース部７２２は受けた各情報を演算部７２１に送る。演算部７２１は、受けた各情報を情報記憶部７２３に保持し、併せて電力不整合判定を行い、判定結果をインタフェース部７２２を介して表示部７２７に表示する。

また電力不整合判定装置７の演算部７２１が行う処理は、一定時間間隔で処理を繰り返し開始する周期処理である。

図１１に時刻同期装置１と変電所２と列車３と電力不整合判定装置７の行う処理構成（ソフトウェア）の関係を示す。

変電所２は、送電情報送信機能１３、時計機能１６、送電電流電圧測定機能２２を備えている。変電所２において、送電情報送信機能１３は、時計機能１６の時刻情報を基に送電電流電圧測定機能２２を用いて架線４に送出した電流電圧を測定し、時計機能１６の時刻情報と測定した電流電圧を示す電流電圧情報とを対応付けて、時刻同期装置１に送信する。送電情報送信機能１３の行う処理手順は、図４に示す内容について電圧を電流と電圧に変更したものとなる。これ以外の手順は実施例１と同じであるため、説明は省略する。

電化列車３は、受電情報送信機能１７、時計機能１９、受電電流電圧測定機能２３を備えている。電化列車３において、受電情報送信機能１７は、時計機能１９の時刻情報を基に受電電流電圧測定機能２３を用いて架線４から受けた電流と電圧を測定し、時計機能１９の時刻情報と測定した電流電圧を示す電流電圧情報とを対応付けて、時刻同期装置１に送信する。受電情報送信機能１７の行う処理手順は、図５に示す内容について電圧を電流と電圧に変更したものとなる。これ以外の手順は実施例１と同じであるため、説明は省略する。

時刻同期装置１は、情報受信機能１４、時刻同期機能１５を備えている。時刻同期装置１において、情報受信機能１４は、変電所２が送信した時刻情報（現在時刻）と電流電圧情報と、電化列車３が送信した時刻情報（現在時刻）と電流電圧情報を受信し、受信した各情報を時刻同期機能１５に送る。

時刻同期機能１５の処理手順は実施例１と同じであるため、説明は省略する。時刻同期機能１５の処理結果と、変電所２が送信した時刻情報（現在時刻）と電流電圧情報と、電化列車３が送信した時刻情報（現在時刻）と電流電圧情報は、時刻同期機能１５により、電力不整合判定装置７の電力不整合判定機能２０に送られる。

電力不整合判定装置７は、電力不整合判定機能２０、判定結果表示機能２１を備えている。電力不整合判定装置７において、電力不整合判定機能２０は、時刻同期装置１より時刻の補正結果（補正値）と、変電所２及び電化列車３の各時刻の電流電圧情報（時刻情報と電流電圧情報）を受信し、受信した情報を基に、電力不整合の判定を実行し、判定結果を判定結果表示機能２１に表示させる。

電力不整合判定機能２０の行う処理手順を図１２に示す。電力不整合判定機能２０は、処理４００１より開始し、次の処理４００２で時刻同期装置１より時刻の補正結果と変電所２と電化列車３の各時刻の電流電圧情報の受信を行う。次に、電力不整合判定機能２０は、処理４００３で受信した情報が新しい受信情報ありか否かを判定し、処理４００３で、新しい受信情報ありと判定した場合、処理４００４を行い、新しい受信情報なしと判定した場合、処理４００８で、このルーチンでの処理を終了とする。

受信した情報が新しい受信情報である場合は、電力不整合判定機能２０は、処理４００４で、新しい受信情報の時刻情報（時刻値）に受信した補正値を加算し、前回までの受信情報に追加する。ここで、時刻同期装置１の情報受信機能１４が受けた変電所２と電化列車３の各時刻の電流電圧である時刻電流電圧情報８００を図１３に示す。電力不整合判定装置７は、図１３に示す時刻電流電圧情報８００に加えて、時刻同期装置１が計算した時刻の補正値＝−３秒の情報を受け取る。

時刻電流電圧情報８００は、変電所２を識別する名称８０１と、電化列車３を識別する名称８０２を備えている。名称８０１は、変電所２で測定した現在時刻を示す時刻Ｔｓｓ８０３と、変電所２で測定した電流を示す電流Ｉｓｓ８０４と、変電所２で測定した電圧を示す電圧Ｖｓｓ８０５から構成され、名称８０２は、電化列車３で測定した現在時刻を示す時刻Ｔｔｒｎ８０６と、電化列車３で測定した電流を示す電流Ｉｔｒｎ８０７と、電化列車３で測定した電圧を示す電圧Ｖｔｒｎ８０８から構成される。

例えば、時刻Ｔｓｓ８０３には、変電所２で測定した現在時刻として「１２：００：００」〜「１２：００：０９」が記録され、電流Ｉｓｓ８０４には、変電所２で測定した電流として、「１００」〜「１１００」が記録され、電圧Ｖｓｓ８０５には、変電所２で測定した電圧として、「１５００〜１５００」が記録され、時刻Ｔｔｒｎ８０６には、電化列車３で測定した現在時刻として、「１２：００：００」〜「１２：００：０９」が記録され、電流Ｉｔｒｎ８０７には、電化列車３で測定した電流として、「５０」〜「９００」が記録され、電圧Ｖｔｒｎ８０８には、電化列車３で測定した電圧として、「１４００〜１４０２」が記録される。

新しい受信情報が、図１３に示す時刻電流電圧情報８００のうち、時刻１２：００：０９における変電所２と電化列車３の電流電圧情報と補正時間＝−３秒であって、前回までの受信情報が、図１３に示す時刻電流電圧情報８００のうち、時刻１２：００：０８以前の変電所２と電化列車３の各時刻の電流電圧情報とすると、処理４００４で前回までの受信情報に保持する内容は、図１４に示す時刻電流電圧情報９００となる。すなわち、図１３の時刻電流電圧情報８００に記録された電化列車３の情報が「−３秒」ずらされ、図１３における時刻「１２：００：０３」の電流と電圧が、図１４では時刻「１２：００：００」の電流と電圧として記録され、図１３における時刻「１２：００：０９」の電流と電圧が、図１４では時刻「１２：００：０６」の電流と電圧として記録される。

時刻電流電圧情報９００は、時刻９０１と、変電所２を識別する名称９０２と、電化列車３を識別する名称９０３を備えている。名称９０２は、変電所２で測定した電流を示す電流Ｉｓｓ９０４と、変電所２で測定した電圧を示す電圧Ｖｓｓ９０５から構成され、名称９０２は、電化列車３で測定した電流を示す電流Ｉｔｒｎ９０６と、電化列車３で測定した電圧を示す電圧Ｖｔｒｎ９０７から構成される。

時刻９０１には、例えば、「１２：００：００」〜「１２：００：０９」が記録され、電流Ｉｓｓ９０４には、変電所２で測定した電流として、「１００」〜「１１００」が記録され、電圧Ｖｓｓ９０５には、変電所２で測定した電圧として、「１５００〜１５００」が記録され、電流Ｉｔｒｎ９０６には、電化列車３で測定した電流として、「５０」〜「９００」が記録され、電圧Ｖｔｒｎ８０８には、電化列車３で測定した電圧として、「１４００〜１４０２」が記録される。

新しい受信情報の時刻「１２：００：０９」と時刻の補正値＝−３秒より、変電所２の新しい受信情報の時刻は「１２：００：０９」に、電化列車３の新しい受信情報の時刻は「１２：００：０６」となる。

次に、電力不整合判定機能２０は、処理４００５で、変電所２が送出した電力Ｐｓｓ２と、電化列車３が消費した電力Ｐｔｒｎ３を計算する。ここで処理４００３より変電所２の新しい受信情報の時刻は「１２：００：０９」に、電化列車３の新しい受信情報の時刻は「１２：００：０６」となるので、計算は時刻「１２：００：０６」について行う。変電所２と電化列車３は直流電化であるため、夫々の電力は次の式（２０）と式（２１）となる。

Ｐｓｓ２＝電圧×電流＝１５０１×１４００＝２１０．１４ｋＷ ・・・式（２０）
Ｐｔｒｎ３＝電圧×電流＝１４０２×９００＝１２６．１８ｋＷ ・・・式（２１）

次に、電力不整合判定機能２０は、処理４００６で、処理４００５で求めた電力の比率Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２が指定値より小さいか否かを判定する。電力不整合判定機能２０は、電力の比率が指定値より小さいと判定した場合、処理４００７を行い、電力の比率が指定値より小さくないと判定した場合、処理４００８でこのルーチンでの処理を終了とする。ここでは、図示していない指定値は、式（２２）となり、また電力の比率は式（２０）（２１）より式（２３）となる。

指定値＝７５．０％ ・・・式（２２）
Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２＝１２６．１８／２１０．１４＝６０．０％ ・・・式（２３）

ここでは、式（２２）と式（２３）より、処理４００６の判定は条件成立となる。よって次に行う処理は４００７となる。

次に、電力不整合判定機能２０は、処理４００７では、電力不整合発生を判定結果表示機能２１に送る。すなわち、処理４００７では、電力の比率Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２が指定値より小さい場合、つまり変電所２が送出した電力に対して、変電所２あるいは架線４あるいは電化車両３のひとつ以上に閾値を超える電力の漏洩が発生している可能性があるので、判定結果表示機能２１に電力不整合発生可能性のメッセージを表示する。表示する情報は、例えば式（２４）のテキストである。

「注意：変電所２、架線４、電化列車３に故障の可能性。電力比＝６０％」 ・・・式（２４）

以上の手順を行うことにより、直流電化の場合に変電所２と電化列車３の間で時刻情報を互いに調整していない場合においても、それぞれの時刻情報を同期させる補正値を計算して、電力の不整合が発生していること検知することが可能となる。

なお、此処までの説明は時刻同期装置１と電力不整合判定装置７が独立した装置である場合について行ったが、時刻同期装置１と電力不整合判定装置７は片方の装置に他方が入っても良い。また電力不整合判定装置７は変電所２や電化列車３のひとつに含まれても良い。電力不整合判定装置７は時刻や電化列車３の位置や数に応じて、ふたつ以上の変電所２と電化列車３のひとつが時刻同期装置１の処理を受け持つ状態を入れ替えても良い。

また、変電所２及び電化列車３が送信する電流電圧情報に代わり、電力情報を用いても良い。また、判定結果表示機能２１と式（２４)のメッセージに代えて、図示していないランプの点灯や点滅、式（２４)のメッセージを図示していない音声作成装置とスピーカを介して出力することでも良い。

本実施例において、演算部７２１は、時刻情報同期手段（時刻同期装置１）により一方の時刻情報（変電所２の時刻情報）と他方の時刻情報（電化列車３の時刻情報）とが同期した時刻情報に属する時刻における電気情報のうち直流の電源線（架線４）の電流・電圧を示す電流電圧情報から一方の管理対象（変電所２）で送出した一方の直流電力と他方の管理対象（電化列車３）で消費した他方の直流電力を算出する直流電力算出手段と、直流電力算出手段の算出による他方の直流電力と一方の直流電力とを比較し、他方の直流電力と一方の直流電力との比率が指定値より小さい場合に、電力不整合と判定する直流電力不整合判定手段を構成する。

本実施例によれば、直流の電源線（架線４）に接続された電化列車３と変電所２との間で直流電力エネルギーの授受関係を計算し、授受関係に不整合がある場合には、変電所２あるいは電化列車３あるいは架線４に障害があることを判定することができる。また、本実施例における時刻同期装置１と電力不整合判定装置７を用いて地絡検知装置を構成することで、地絡の発生時間を正確に把握することができる。

実施例３は、変電所２と電化列車３は交流電化である場合について、実施例１で求めた時刻の補正値を用いて、電化列車３と変電所２の間で交流電力エネルギーの授受関係を計算し、授受関係に不整合がある場合には、変電所２あるいは電化列車３あるいは架線４に障害があることを判定する方法を説明する。

交流電化の場合では、電流と電圧の間の位相θを考慮して有効電力を計算すれば良い。
実施例３の装置構成、処理構成、時刻同期装置１の行う処理内容は、実施例２と同じで良いため、説明を省略する。

まず、変電所２において、送電電流電圧測定機能２２は、架線４の電流と電圧を測定すると共に電流と電圧の位相θｓｓ２を測定する。送電情報送信機能１３は、各時刻の電流電圧と位相θｓｓ２に関する情報を電気情報（電流電圧情報と位相情報）として時刻同期装置１に送る。同様に、電化列車３において、受電電流電圧測定機能２３は、架線４の電流と電圧を測定すると共に電流と電圧の位相θｔｒｎ３を測定する。受電情報送信機能１７は、各時刻の電流電圧と位相θｔｒｎ３に関する情報を電気情報（電流電圧情報と位相情報）として時刻同期装置１に送る。

変電所２と電化列車３が位相θｓｓ２と位相θｔｒｎ３に関する情報を時刻同期装置１に送ることから、時刻同期装置１が受け取る時刻電流電圧情報は、図１３の時刻電流電圧情報８００の内容に、位相θｓｓ２と位相θｔｒｎ３に関する情報を加えた情報となる。

時刻同期装置１は、実施例１に示した手順に従い、時刻と電圧の情報を用いて時刻の補正結果（補正時間）を作成する。ここで、変電所２と電化列車３でそれぞれ測定された電流と電圧の位相は、例えば、式（３０）とする。
位相θｓｓ２＝位相θｔｒｎ３＝60度 ・・・式（３０）

電力不整合判定装置７は、時刻同期装置１が作成した時刻の補正結果と、図１３に示す時刻電流電圧情報８００と、変電所２と電化列車３でそれぞれ測定された位相θｓｓ２と位相θｔｒｎ３に関する情報を受ける。電力不整合判定装置７は、受け取った情報を基に、図１２に示す処理を行い、処理４００５にて変電所２が送出した電力Ｐｓｓ２と、電化列車３が消費した電力Ｐｔｒｎ３を計算する際に、交流における電力を計算する。図１４に示す時刻電流電圧情報９００のうち、時刻１２：００：０６の電流と電圧について電力を計算する場合、変電所２と電化列車３は交流電化であるため、変電所２と電化列車３の夫々の電力は、式（３０）を用いて、次の式（３１）と式（３２）となる。

Ｐｓｓ２＝電圧×電流×ＣＯＳ（θｓｓ２）
＝１５０１×１４００×０．５＝１０５．０７ｋＷ ・・・式（３１）
Ｐｔｒｎ３＝電圧×電流×ＣＯＳ（θｔｒｎ３）
＝１４０２×９００×０．５＝６６．０９ｋＷ ・・・式（３２）

この後、電力不整合判定装置７は、Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２が指定値よりも小さいか否かを判定する。

指定値＝７５．０％ ・・・式（２２）
Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２＝６６．０９／１０５．０７＝６２．９％ ・・・式（３３）

ここでは式（２２）と式（３３）より、処理４００６の判定は条件成立となる。

よって、電力不整合判定装置７は、処理４００７では、電力不整合発生を判定結果表示機能２１に送る。すなわち、処理４００７では、電力の比率Ｐｔｒｎ３／Ｐｓｓ２が指定値より小さい場合、つまり変電所２が送出した電力に対して、変電所２あるいは架線４あるいは電化車両３のひとつ以上に閾値を超える電力の漏洩が発生している可能性があるので、判定結果表示機能２１に電力不整合発生可能性のメッセージを表示する。上記以外の処理は、実施例２と同じで良いため、説明を省略する。

この処理を行うことにより、交流電化の場合についても、電力の不整合が発生していること検知することが可能となる。

本実施例において、演算部７２１は、時刻情報同期手段（時刻同期装置１）により一方の時刻情報（変電所２の時刻情報）と他方の時刻情報（電化列車３の時刻情報）とが同期した時刻情報に属する時刻における電気情報のうち交流の電源線の電流・電圧を示す電流電圧情報と、交流の電源線（架線４）の電流と電圧の位相を示す位相情報とから一方の管理対象（変電所２）で送出した一方の交流電力と他方の管理対象（電化列車３）で消費した他方の交流電力を算出する交流電力算出手段と、交流電力算出手段の算出による他方の交流電力と一方の交流電力とを比較し、他方の交流電力と一方の交流電力との比率が指定値より小さい場合に、電力不整合と判定する交流電力不整合判定手段を構成する。

本実施例によれば、交流の電源線に接続された電化列車３と変電所２との間で交流電力エネルギーの授受関係を計算し、授受関係に不整合がある場合には、変電所２あるいは電化列車３あるいは架線４に障害があることを判定することができる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、時刻同期装置１と電力不整合判定装置７とを一体化し、時刻同期装置１に電力不整合判定装置７の機能を付加した時刻同期装置を構成することができる。また、情報入力手段は、直流又は交流の電源線で接続された複数の管理対象から、各管理対象で電源線の電圧又は電流の少なくとも一方を含む電気信号を一定時間周期で順次測定したときの各時刻に関する時刻情報と各時刻における電気信号に関する電気情報を入力する情報入力手段として構成することができる。また、データ列の相関係数を計算するに際して、時刻補正値の一時的な変動を除くローパスフィルタ処理をデータ列Ｖｓｓ（ｔ）とデータ列Ｖｔｒ（ｔ）に適用することができる。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１ 時刻同期装置、２ 変電所、３ 電化列車、４ 架線、５ 集電装置、６ 軌道、７ 電力不整合判定装置、１１ 送電電圧測定機能、１２ 受電電圧測定機能、１３ 送電情報送信機能、１４ 情報受信機能、１５ 時刻同期機能、１６ 時計機能、１７ 受電情報送信機能、１８ 結果表示機能、１９ 時計機能、２０ 電力不整合判定機能、２１ 判定結果表示機能、２２ 送電電流電圧測定機能、２３ 受電電流電圧測定機能、１２１、２２１、３２１、７２１ 演算部、１２２、２２２、３２２、７２２ インタフェース部、１２３、７２３ 情報記憶部、２２４、３２４ 時計部、２２５、３２５ 電圧測定部、１２６、２２６、３２６ 情報伝送部、１２７、７２７ 表示部、２２８、３２８ 電圧電流測定部、１００１〜１０１１、２００１〜２００６、３００１〜３００６、４００１〜４００８ 処理

Claims (5)

1. 直流又は交流の電源線で接続された変電所及び電化列車から、前記変電所及び前記電化列車の各々で前記電源線の電圧又は電流の少なくとも一方を含む電気信号を一定時間周期で順次測定したときの各時刻に関する時刻情報と前記各時刻における前記電気信号に関する電気情報を入力する情報入力手段と、
   前記情報入力手段で入力した前記変電所及び前記電化列車の前記時刻情報と前記電気情報に属する電圧情報とから、前記変電所で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧と、前記電化列車で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧とを対応づけて記録した時刻電圧情報を生成する時刻電圧情報生成手段と、
   前記時刻電圧情報生成手段の生成による前記時刻電圧情報を基に前記変電所で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧と、前記電化列車で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧のうち、前記各時刻に複数の補正時間を加えた補正後の各時刻における前記電源線の電圧との複数の組み合わせを示す複数の電圧データ列を生成する電圧データ列生成手段と、
   前記電圧データ列生成手段の生成による前記複数の電圧データ列の各々について相関係数を算出する相関係数算出手段と、
   前記相関係数算出手段の算出による各電圧データ列の相関係数のうち最大となる相関係数が属する電圧データ列の生成に用いた補正時間を、前記変電所で管理する一方の時刻情報と前記電化列車で管理する他方の時刻情報の補正時間として、前記一方の時刻情報と前記他方の時刻情報とを同期させる時刻情報同期手段と、
   前記時刻情報同期手段により前記一方の時刻情報と前記他方の時刻情報とが同期した時刻情報に属する時刻における前記電気情報のうち前記直流の電源線の電流・電圧を示す電流電圧情報を基に前記変電所で送出した一方の直流電力と前記電化列車で消費した他方の直流電力を算出する直流電力算出手段と、
   前記直流電力算出手段の算出による前記他方の直流電力と前記一方の直流電力とを比較し、前記他方の直流電力と前記一方の直流電力との比率が指定値より小さい場合に、電力不整合と判定する直流電力不整合判定手段と、を備え、
   前記情報入力手段と、前記時刻電圧情報生成手段と、前記電圧データ列生成手段と、前記相関係数算出手段及び前記時刻情報同期手段は、
   前記電化列車が前記電源線より受電を開始した一定時間範囲において各処理を実行することを特徴とする時刻同期装置。
2. 請求項１に記載の時刻同期装置において、
   前記時刻情報同期手段は、
   前記最大となる相関係数が属する電圧データ列の生成に用いた補正時間と指定値とを比較し、前記補正時間が前記指定値から外れた場合に注意を促す情報を出力することを特徴とする時刻同期装置。
3. 請求項１に記載の時刻同期装置において、
   前記時刻情報同期手段により前記一方の時刻情報と前記他方の時刻情報とが同期した時刻情報に属する時刻における前記電気情報のうち前記交流の電源線の電流・電圧を示す電流電圧情報と、前記交流の電源線の電流と電圧の位相を示す位相情報とから前記変電所で送出した一方の交流電力と前記電化列車で消費した他方の交流電力を算出する交流電力算出手段と、
   前記交流電力算出手段の算出による前記他方の交流電力と前記一方の交流電力とを比較し、前記他方の交流電力と前記一方の交流電力との比率が指定値より小さい場合に、電力不整合と判定する交流電力不整合判定手段と、を更に備えることを特徴とする時刻同期装置。
4. 請求項２に記載の時刻同期装置において、
   前記注意を促す情報を管理する情報管理手段を更に備え、
   前記情報管理手段は、
   前記注意を促す情報をメッセージで画面上に表示する表示手段、前記注意を促す情報をランプ点灯で表示する点灯手段、或いは、前記注意を促す情報を警告音で出力する警告手段のうち少なくとも一つで構成されることを特徴とする時刻同期装置。
5. 直流又は交流の電源線で接続された変電所及び電化列車から、前記変電所及び前記電化列車の各々で前記電源線の電圧又は電流の少なくとも一方を含む電気信号を一定時間周期で順次測定したときの各時刻に関する時刻情報と前記各時刻における前記電気信号に関する電気情報を入力する情報入力ステップと、
   前記情報入力ステップで入力した前記変電所及び前記電化列車の前記時刻情報と前記電気情報に属する電圧情報とから、前記変電所で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧と、前記電化列車で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧とを対応づけて記録した時刻電圧情報を生成する時刻電圧情報生成ステップと、
   前記時刻電圧情報生成ステップでの生成による前記時刻電圧情報を基に前記変電所で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧と、前記電化列車で前記各時刻に測定した前記電源線の電圧のうち、前記各時刻に複数の補正時間を加えた補正後の各時刻における前記電源線の電圧との複数の組み合わせを示す複数の電圧データ列を生成する電圧データ列生成ステップと、
   前記電圧データ列生成ステップでの生成による前記複数の電圧データ列の各々について相関係数を算出する相関係数算出ステップと、
   前記相関係数算出ステップでの算出による各電圧データ列の相関係数のうち最大となる相関係数が属する電圧データ列の生成に用いた補正時間を、前記変電所で管理する一方の時刻情報と前記電化列車で管理する他方の時刻情報の補正時間として、前記一方の時刻情報と前記他方の時刻情報とを同期させる時刻情報同期ステップと、
   前記時刻情報同期ステップにより前記一方の時刻情報と前記他方の時刻情報とが同期した時刻情報に属する時刻における前記電気情報のうち前記直流の電源線の電流・電圧を示す電流電圧情報を基に前記変電所で送出した一方の直流電力と前記電化列車で消費した他方の直流電力を算出する直流電力算出ステップと、
   前記直流電力算出ステップでの算出による前記他方の直流電力と前記一方の直流電力とを比較し、前記他方の直流電力と前記一方の直流電力との比率が指定値より小さい場合に、電力不整合と判定する直流電力不整合判定ステップと、を備え、
   前記情報入力ステップと、前記時刻電圧情報生成ステップと、前記電圧データ列生成ステップと、前記相関係数算出ステップ及び前記時刻情報同期ステップでは、
   前記電化列車が前記電源線より受電を開始した一定時間範囲において各処理を実行することを特徴とする時刻同期方法。

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