WO2021149192A1 - 電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置 - Google Patents

電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置 Download PDF

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utility poles
natural frequency
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純明 榮
多賀戸　裕樹
和彦 磯山
淳 西岡
佑嗣 小林
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日本電気株式会社
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    • H02G1/00—Methods or apparatus specially adapted for installing, maintaining, repairing or dismantling electric cables or lines
    • H02G1/02—Methods or apparatus specially adapted for installing, maintaining, repairing or dismantling electric cables or lines for overhead lines or cables

Definitions

  • This disclosure relates to a utility pole deterioration detection system, a utility pole deterioration detection method, and a utility pole deterioration detection device.
  • the abnormality detection of the utility pole is often performed manually. For example, the worker judges the abnormality only visually, or judges the abnormality by the sound of hitting the utility pole.
  • the abnormality of the utility pole is detected manually, it takes a lot of cost and time, and the detection and countermeasure of the abnormality may be delayed. Therefore, recently, a system for monitoring an abnormality of a utility pole using an optical fiber has been proposed (for example, Patent Documents 1 and 2).
  • a nesting detection core wire which is an optical fiber for detecting nesting on a utility pole.
  • the nesting detection core wire bends due to nesting on a utility pole, the nesting detection core wire is distorted by bending or pulling, and the strength of the optical signal propagating inside the nesting detection core wire is attenuated. Therefore, by detecting the amount of loss due to this attenuation by OTDR measurement, it is detected that the utility pole has been nested.
  • an object of the present disclosure is to provide a utility pole deterioration detection system, a utility pole deterioration detection method, and a utility pole deterioration detection device capable of solving the above-mentioned problems and detecting the deterioration state of the utility pole with high accuracy.
  • the utility pole deterioration detection system is Optical fibers for sensing laid on multiple utility poles, A receiving unit that receives vibration information detected by the sensing optical fiber, and Based on the vibration information, a specific unit that specifies the natural frequency of each of the plurality of utility poles, and An analysis unit that analyzes the deterioration state of at least one of the plurality of utility poles based on the natural frequency of each of the plurality of utility poles. To be equipped.
  • the utility pole deterioration detection method is It is a utility pole deterioration detection method using a utility pole deterioration detection system.
  • a reception step that receives vibration information detected by sensing optical fibers laid on multiple utility poles, Based on the vibration information, a specific step of specifying the natural frequency of each of the plurality of utility poles, and
  • An analysis step for analyzing the deterioration state of at least one utility pole among the plurality of utility poles based on the natural frequency of each of the plurality of utility poles. including.
  • the utility pole deterioration detection device is A receiver that receives vibration information detected by sensing optical fibers laid on multiple utility poles, Based on the vibration information, a specific unit that specifies the natural frequency of each of the plurality of utility poles, and An analysis unit that analyzes the deterioration state of at least one of the plurality of utility poles based on the natural frequency of each of the plurality of utility poles. To be equipped.
  • an electric pole deterioration detection system capable of detecting a deterioration state of a utility pole with high accuracy, a utility pole deterioration detection method, and a utility pole deterioration detection device.
  • FIG. It is a figure which shows the configuration example of the utility pole deterioration detection system which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure which shows the example of the content of the correspondence table held by the specific part which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a flow chart which shows the example of the flow of the whole operation of the utility pole deterioration detection system which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a block diagram which shows the structural example of the utility pole deterioration detection apparatus which concerns on Embodiment 2.
  • FIG. It is a figure which shows the example of the clustering operation by the clustering part which concerns on Embodiment 2.
  • FIG. 5 is a flow chart showing an example of an operation flow for calculating a feature having a high contribution rate to a natural frequency in the utility pole deterioration detection system according to the second embodiment.
  • FIG. 5 is a flow chart showing an example of an operation flow for calculating a standard natural frequency for each cluster in the utility pole deterioration detection system according to the second embodiment.
  • FIG. 5 is a flow chart showing an example of an operation flow for analyzing a deterioration state of a utility pole to be analyzed in the utility pole deterioration detection system according to the second embodiment.
  • FIG. 1 a configuration example of the utility pole deterioration detection system according to the first embodiment will be described with reference to FIG.
  • three utility poles 30 are shown for the sake of simplification of the description, but the number of utility poles 30 may be two or more. Further, it is assumed that the utility pole numbers of the three utility poles 30 shown in FIG. 1 are A, B, and C, respectively.
  • the utility pole deterioration detection system includes a sensing optical fiber 10 and a utility pole deterioration detection device 20. Further, the utility pole deterioration detection device 20 includes a receiving unit 201, a specific unit 202, and an analysis unit 203.
  • the sensing optical fiber 10 is laid on a plurality of utility poles 30 (three utility poles 30 in FIG. 1).
  • the sensing optical fiber 10 may be laid on the utility pole 30 in the form of a cable formed by covering one or more sensing optical fibers 10. Further, the sensing optical fiber 10 may be an existing communication optical fiber or a newly installed optical fiber.
  • the receiving unit 201 incidents pulsed light on the sensing optical fiber 10 and transmits the reflected light or scattered light generated by the pulsed light being transmitted through the sensing optical fiber 10 via the sensing optical fiber 10. , Received as return light (optical signal).
  • the utility pole 30 is vibrating not a little due to the influence of natural vibration of the ground, automobiles running in the vicinity, wind, and the like.
  • the vibration of the utility pole 30 is transmitted to the sensing optical fiber 10, and the characteristics (for example, wavelength) of the return light transmitted through the sensing optical fiber 10 are changed. Therefore, the sensing optical fiber 10 can detect vibration information indicating vibration generated on the utility pole 30. Further, since the characteristics of the return light transmitted through the sensing optical fiber 10 change according to the vibration information of the utility pole 30 detected by the sensing optical fiber 10, the vibration of the utility pole 30 detected by the sensing optical fiber 10 Contains information.
  • the vibration information of the utility pole 30 is a pattern that dynamically fluctuates, and shows a unique vibration pattern in which the strength of vibration, the vibration position, the transition of fluctuation of the frequency, and the like are different. Therefore, the specifying unit 202 can specify the natural frequency of the utility pole 30 by analyzing the dynamic change of the vibration pattern of the utility pole 30 indicated by the vibration information.
  • the specific unit 202 holds in advance a corresponding table in which the utility pole number of the utility pole 30 and the position information (position information indicating the distance from the utility pole deterioration detection device 20) are associated with each of the plurality of utility poles 30. ..
  • FIG. 2 shows an example of the contents of the corresponding table.
  • the specific unit 202 is based on, for example, the time difference between the reception unit 201 transmitting the pulsed light to the sensing optical fiber 10 and the reception of the return light, the intensity of the return light received by the reception unit 201, and the like. It is possible to specify at which position (distance from the utility pole deterioration detection device 20) the return light is generated on the sensing optical fiber 10.
  • the identification unit 202 collates the position on the sensing optical fiber 10 in which the return light is generated with the corresponding table shown in FIG. 2, and determines which electric pole 30 the return light is generated in. It is possible to identify.
  • the identification unit 202 identifies the return light generated by each of the plurality of utility poles 30 from the return light received by the reception unit 201, and based on the vibration information included in the specified return light, the plurality of utility poles.
  • Each of the 30 natural frequencies is specified.
  • the analysis unit 203 can analyze the deterioration state of at least one utility pole 30 among the plurality of utility poles 30 based on the natural frequencies of the plurality of utility poles 30.
  • the analysis unit 203 may analyze the deterioration state of at least one utility pole 30 among the plurality of utility poles 30 based on the distribution information showing the distribution of the natural frequencies of the plurality of utility poles 30. For example, the analysis unit 203 can analyze that if there is a utility pole 30 whose natural frequency is lower than that of the other utility pole 30, the utility pole 30 is deteriorated.
  • each of the plurality of utility poles 30 has unique characteristics (for example, the type of the installation road surface on which the utility pole 30 is installed, the material, density, thickness, length, and overburden depth of the utility pole 30, and the utility pole 30. It has the type, thickness, and number of supporting wires). Therefore, it is considered that the natural frequency of the utility pole 30 also differs depending on the characteristics of the utility pole 30.
  • the analysis unit 203 clusters the plurality of utility poles 30 into clusters based on the characteristics of the plurality of utility poles 30, and based on the distribution information of the natural frequencies of one or more utility poles 30 belonging to the same cluster.
  • the deterioration state of at least one utility pole 30 belonging to the cluster may be analyzed.
  • the deterioration state of the utility pole 30 belonging to the cluster can be analyzed based on the distribution of the natural frequency of the utility pole 30 after eliminating the influence of the characteristics of the utility pole 30, so that the analysis accuracy of the deterioration state of the utility pole 30 is improved. Can be planned.
  • each feature of the utility pole 30 includes a feature having a high contribution rate to the natural frequency and a feature having a low contribution rate. Therefore, by performing clustering so that the utility poles 30 having similar characteristics having a high contribution rate to the natural frequency belong to the same cluster, it is possible to further improve the analysis accuracy of the deterioration state of the utility pole 30. it is conceivable that.
  • the analysis unit 203 identifies a feature having a high contribution rate to the natural frequency from each feature of the utility pole 30, and clusters a plurality of utility poles 30 into a cluster based on the specified feature of each of the plurality of utility poles 30. You may. As a result, the accuracy of analysis of the deteriorated state of the utility pole 30 can be further improved.
  • a method of identifying a feature having a high contribution rate to the natural frequency from each feature of the utility pole 30, for example a multiple regression analysis is performed to calculate the contribution rate of each feature of the utility pole 30 to the natural frequency. Methods and the like can be considered, but the method is not limited to this.
  • the analysis unit 203 may hold soundness information indicating the soundness of each of the plurality of utility poles 30. Then, the analysis unit 203 may analyze the deterioration state of at least one utility pole 30 belonging to the cluster based on the distribution information of the natural frequencies of each of the sound one or more utility poles 30 belonging to the same cluster. .. More specifically, the analysis unit 203 bases on the distribution information of the natural frequencies of one or more healthy electric columns 30 belonging to the same cluster, and the standard natural vibration of the healthy electric columns 30 belonging to the cluster.
  • the standard natural frequency which is a number, is calculated, and the deterioration state of the electric column 30 to be analyzed is analyzed based on the standard natural frequency of the cluster and the natural frequency of the electric column 30 to be analyzed belonging to the cluster. Is also good. As a result, the accuracy of analysis of the deteriorated state of the utility pole 30 can be further improved.
  • the receiving unit 201 receives the return light including the vibration information detected by the sensing optical fiber 10 from the sensing optical fiber 10 (step S101).
  • the specifying unit 202 specifies the natural frequencies of the plurality of utility poles 30 based on the vibration information included in the return light received by the receiving unit 201 (step S102).
  • the analysis unit 203 analyzes the deterioration state of at least one utility pole 30 among the plurality of utility poles 30 based on the natural frequencies of the plurality of utility poles 30 specified by the specific unit 202 (step S103).
  • the receiving unit 201 receives the vibration information detected by the sensing optical fiber 10, and the specific unit 202 is unique to each of the plurality of utility poles 30 based on the vibration information.
  • the frequency is specified, and the analysis unit 203 analyzes the deterioration state of at least one utility pole 30 among the plurality of utility poles 30 based on the natural frequencies of the plurality of utility poles 30. Therefore, the deteriorated state of the utility pole 30 can be detected with high accuracy.
  • the deterioration state of a plurality of utility poles 30 can be analyzed simultaneously and remotely by using the sensing optical fiber 10, it becomes easy to grasp the deterioration state of the utility pole 30. At the same time, the cost for grasping the deteriorated state of the utility pole 30 can be reduced.
  • an existing communication optical fiber can be used as the sensing optical fiber 10.
  • an existing optical fiber for communication may be used, and as in Patent Document 1, the optical fiber may be laid linearly or spirally in the vertical direction of the utility pole. Unlike Patent Document 2, it is not necessary to lay a core wire for detecting nesting. Therefore, since a dedicated structure for detecting the deterioration state of the utility pole 30 is not required, the utility pole deterioration detection system can be constructed at low cost.
  • the optical fiber sensing technology using the sensing optical fiber 10 as a sensor is used. Therefore, advantages such as being unaffected by electromagnetic noise, eliminating the need for power supply to the sensor, being excellent in environmental resistance, and facilitating maintenance can be obtained.
  • the utility pole deterioration detection system according to the second embodiment is a more specific version of the utility pole deterioration detection system according to the first embodiment described above. Specifically, the utility pole deterioration detection system according to the second embodiment replaces the utility pole deterioration detection device 20 of the first embodiment described above with the utility pole deterioration detection device 20A, and has an external system configuration. , The same as the above-described first embodiment.
  • the utility pole deterioration detection device 20A includes a receiving unit 211, a collecting unit 212, a natural frequency calculation unit 213, a contribution rate analysis unit 214, and a utility pole DB (Database) 215. It includes a clustering unit 216, a standard natural frequency calculation unit 217, a standard natural frequency DB 218, and a deterioration degree calculation unit 219.
  • the receiving unit 211 corresponds to the receiving unit 201 of FIG.
  • the combination of the collecting unit 212 and the natural frequency calculation unit 213 corresponds to the specific unit 202 of FIG.
  • the combination of the contribution rate analysis unit 214, the utility pole DB 215, the clustering unit 216, the standard natural frequency calculation unit 217, the standard natural frequency DB 218, and the deterioration degree calculation unit 219 corresponds to the analysis unit 203 of FIG.
  • the receiving unit 211 incidents pulsed light on the sensing optical fiber 10 and transmits the reflected light or scattered light generated by the pulsed light being transmitted through the sensing optical fiber 10 via the sensing optical fiber 10. , Received as return light.
  • the return light received by the receiving unit 211 includes the return light generated in each of the plurality of utility poles 30.
  • each return light includes vibration information indicating vibration generated in the corresponding utility pole 30.
  • the utility pole DB 215 has, for each of the plurality of utility poles 30 on which the sensing optical fiber 10 is laid, the utility pole number of the utility pole 30, the soundness information indicating the soundness of the utility pole 30, and the position information of the utility pole 30 (the utility pole deterioration detection device). Position information indicating the distance from 20A) and the characteristics of the utility pole 30 (for example, the type of the installation road surface on which the utility pole 30 is installed, the material, density, thickness, length, and overburden depth of the utility pole 30). , The type, thickness, number, etc. of the electric wires supported by the utility pole 30) are registered in this database.
  • FIG. 5 shows an example of the contents of the utility pole DB 215.
  • the collecting unit 212 collects vibration information included in the return light received by the receiving unit 211.
  • the collection unit 212 returns, for example, based on the time difference between the reception unit 211 transmitting the pulsed light to the sensing optical fiber 10 and the reception of the return light, the intensity of the return light received by the reception unit 211, and the like. It is possible to specify at which position (distance from the utility pole deterioration detection device 20A) the light is generated on the sensing optical fiber 10. Further, in the utility pole DB 215, as described above, the utility pole number and the position information of the utility pole 30 are registered for each of the plurality of utility poles 30.
  • the collecting unit 212 can identify which utility pole 30 the return light is generated by by collating the position on the sensing optical fiber 10 where the return light is generated with the utility pole DB 215. Is. Therefore, the collecting unit 212 can collect the vibration information of the specific utility pole 30.
  • the collecting unit 212 is not limited to using the utility pole DB 215.
  • the collecting unit 212 holds a corresponding table as shown in FIG. 2 according to the first embodiment described above, and uses the corresponding table to specify which utility pole 30 the return light is generated from. You may.
  • the natural frequency calculation unit 213 calculates the natural frequency of the utility pole 30 based on the vibration information of the utility pole 30 collected by the collection unit 212.
  • the vibration information of the utility pole 30 collected by the collecting unit 212 is a vibration pattern peculiar to the utility pole 30, and shows a dynamically fluctuating vibration pattern. Therefore, the natural frequency calculation unit 213 can calculate the natural frequency of the utility pole 30 by analyzing the dynamic change of the vibration pattern of the utility pole 30.
  • the contribution rate analysis unit 214 calculates a feature Top K having a high contribution rate to the natural frequency from each feature of the utility pole 30 registered in the utility pole DB 215, and holds the calculated feature Top K.
  • Feature Top K may include only one feature or may include a plurality of features.
  • a method of calculating the feature Top K in the contribution rate analysis unit 214 for example, a method of performing multiple regression analysis to calculate the contribution rate of each feature of the utility pole 30 to the natural frequency can be considered.
  • the calculation method of the feature Top K is not limited to this.
  • the clustering unit 216 clusters one or more sound utility poles 30 out of a plurality of utility poles 30 on which the sensing optical fiber 10 is laid into a cluster.
  • the concept of this clustering operation is shown in FIG.
  • the clustering unit 216 first clusters one or more healthy utility poles 30 into a cluster based on the natural frequency calculated by the natural frequency calculation unit 213, and further clusters the contribution rate analysis. Clustering is performed in a cluster based on the feature Top K calculated by the unit 214.
  • the standard natural frequency calculation unit 217 statistically divides each cluster clustered by the clustering unit 216 into the cluster based on the distribution information of the natural frequencies of one or more sound poles 30 belonging to the cluster.
  • the standard natural frequency which is the standard natural frequency of the sound electric column 30 to which the electric column 30 belongs, is calculated.
  • the standard natural frequency of a cluster in the standard natural frequency calculation unit 217 for example, the average value, the median value, and the mode of the natural frequencies of one or more sound electric columns 30 belonging to the cluster are used.
  • a method of calculating the value or the like as the standard natural frequency can be considered.
  • the calculation method of the standard natural frequency is not limited to this.
  • the standard natural frequency DB 218 is a database in which the utility pole number of the utility pole 30 belonging to the cluster, the standard natural frequency of the cluster, etc. are registered for each cluster clustered by the clustering unit 216.
  • FIG. 7 shows an example of the contents of the standard natural frequency DB 218.
  • the clustering unit 216 determines the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs based on the feature Top K of the utility pole 30 to be analyzed registered in the utility pole DB 215.
  • the deterioration degree calculation unit 219 analyzes based on the standard natural frequency of the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs and the natural frequency of the utility pole 30 to be analyzed. The degree of deterioration of the target utility pole 30 is calculated. For example, the deterioration degree calculation unit 219 calculates the deterioration degree of the utility pole 30 to be analyzed by using the following mathematical formula 1.
  • the deterioration degree calculation unit 219 holds in advance a threshold value used for analyzing the deterioration state of the utility pole 30 belonging to the cluster for each cluster clustered by the clustering unit 216. Then, the deterioration degree calculation unit 219 compares the deterioration degree of the utility pole 30 to be analyzed with the threshold value of the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs by using the following mathematical formula 2. When the degree of deterioration exceeds the threshold value, the degree of deterioration calculation unit 219 analyzes that the utility pole 30 to be analyzed is deteriorated.
  • the threshold value for each cluster may be set statistically based on the distribution information of the natural frequency of the utility pole 30 belonging to the cluster. Further, the analyst may analyze the actual utility pole 30 analyzed by the deterioration degree calculation unit 219 to measure the actual deterioration degree, and reflect the actual measurement result in the threshold setting. ..
  • the deterioration degree calculation unit 219 may notify an alert.
  • the alert notification destination may be, for example, a terminal possessed by an observer who monitors the utility pole 30 to be analyzed, a terminal installed in the monitoring center, or the like.
  • the alert notification method may be, for example, a method of displaying a GUI (Graphical User Interface) screen on the display or monitor of the notification destination terminal, or a method of outputting a message by voice from the speaker of the notification destination terminal. ..
  • GUI Graphic User Interface
  • the collecting unit 212 selects a sound utility pole 30 from a plurality of utility poles 30 on which the sensing optical fiber 10 is laid, based on the soundness information registered in the utility pole DB 215. Identify. Here, it is assumed that one or more sound utility poles 30 have been identified. Then, the collecting unit 212 collects the vibration information included in the return light generated by each of one or more sound utility poles 30 among the return lights received by the receiving unit 211 (step S201).
  • the natural frequency calculation unit 213 calculates the natural frequency of each of the sound one or more utility poles 30 based on the vibration information of each of the sound one or more utility poles 30 collected by the collection unit 212. (Step S202).
  • the contribution rate analysis unit 214 includes the natural frequencies of each of the sound one or more utility poles 30 calculated by the natural frequency calculation unit 213, and the sound one or more utility poles 30 registered in the utility pole DB 215. Based on each of the features of the above, the contribution ratio of each feature of the utility pole 30 registered in the utility pole DB 215 to the natural frequency is analyzed (step S203).
  • the contribution rate analysis unit 214 determines the contribution rate to the natural frequency from each feature of the utility pole 30 based on the analysis result of the contribution rate of each feature of the utility pole 30 registered in the utility pole DB 215 to the natural frequency.
  • the characteristic Top K having a high value is calculated, and the calculated characteristic Top K is retained (step S204).
  • Feature Top K may include only one feature or may include a plurality of features.
  • steps S301 and S302 similar to steps S201 and S202 of FIG. 8 are performed.
  • the clustering unit 216 clusters one or more sound utility poles 30 into a cluster based on the natural frequency calculated by the natural frequency calculation unit 213, and further, the contribution rate analysis unit 214 calculates it. Clustering into clusters based on feature Top K (step S303). At this time, the clustering unit 216 does not need to target all of the sound utility poles 30 specified by the collecting unit 212 as clustering targets, and may target only a part of them.
  • the standard natural frequency calculation unit 217 belongs to each cluster clustered by the clustering unit 216, based on the distribution information of the natural frequencies of one or more sound utility poles 30 belonging to the cluster.
  • the standard natural frequency of a sound utility pole 30 is calculated (step S304).
  • the clustering unit 216 registers each utility pole number of one or more sound utility poles 30 belonging to the cluster in the standard natural frequency DB 218 for each cluster clustered by the clustering unit 216. Further, the standard natural frequency calculation unit 217 registers the standard natural frequency of the cluster in the standard natural frequency DB 218 for each cluster clustered by the clustering unit 216 (step S305).
  • FIG. 10 an example of an operation flow for analyzing the deterioration state of the utility pole 30 to be analyzed will be described.
  • an arbitrary number (or all of them) of utility poles 30 among a plurality of utility poles 30 on which the sensing optical fiber 10 is laid are sequentially analyzed one by one, and one utility pole 30 is analyzed. Will be described in order, assuming that the processing of FIG. 10 is performed.
  • the collecting unit 212 collects vibration information included in the return light generated in the utility pole 30 to be analyzed among the return light received by the receiving unit 211 (step S401).
  • the natural frequency calculation unit 213 calculates the natural frequency of the utility pole 30 to be analyzed based on the vibration information of the utility pole 30 to be analyzed collected by the collection unit 212 (step S402).
  • the clustering unit 216 determines the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs based on the feature Top K of the utility pole 30 to be analyzed registered in the utility pole DB 215 (step S403).
  • the process of step S403 can be omitted.
  • the deterioration degree calculation unit 219 includes the standard natural frequency of the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs, which is registered in the standard natural frequency DB 218, and the utility pole 30 to be analyzed calculated by the natural frequency calculation unit 213.
  • the degree of deterioration of the utility pole 30 to be analyzed is calculated based on the natural frequency of (step S404).
  • the deterioration degree calculation unit 219 determines whether or not the deterioration degree of the utility pole 30 to be analyzed exceeds the threshold value of the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs (step S405).
  • step S405 when the degree of deterioration of the utility pole 30 to be analyzed exceeds the threshold value (Yes in step S405), the deterioration degree calculation unit 219 analyzes that the utility pole 30 to be analyzed is deteriorated and notifies an alert. (Step S406).
  • the deterioration state of any number of utility poles 30 may be analyzed at regular intervals, or when requested by an observer or a monitoring center. Further, an arbitrary number of utility poles 30 to be analyzed may be set in advance, or may be designated by an observer or a monitoring center.
  • the utility pole 30 to be analyzed preferably belongs to one cluster, but may belong to a plurality of clusters.
  • the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs is determined to be a plurality of clusters.
  • the processes of steps S404 to S406 may be performed for each of the plurality of clusters thereafter.
  • the natural frequency calculation unit 213 calculates the natural frequency of the sound electric column 30 based on the vibration information of the sound electric column 30, and the clustering unit 216 calculates the natural frequency of the sound electric column 30.
  • the electric poles 30 are clustered in a cluster, and the standard natural frequency calculation unit 217 standardizes the sound electric poles 30 belonging to the cluster based on the distribution information of the natural frequencies of the sound electric poles 30 belonging to the cluster for each cluster. Calculate the natural frequency. Therefore, the standard natural frequency can be calculated from the vibration information of the utility pole 30.
  • the natural frequency calculation unit 213 calculates the natural frequency of the utility pole 30 to be analyzed based on the vibration information of the utility pole 30 to be analyzed, and the clustering unit 216 is the analysis target.
  • the deterioration degree calculation unit 219 determines the cluster to which the utility pole 30 belongs, and the deterioration degree calculation unit 219 determines the utility pole to be analyzed based on the standard natural frequency of the cluster to which the utility pole 30 to be analyzed belongs and the natural frequency of the utility pole 30 to be analyzed.
  • the degree of deterioration of 30 is calculated. Therefore, the deteriorated state of the utility pole 30 can be detected with high accuracy.
  • Other effects are the same as those in the first embodiment described above.
  • the computer 40 includes a processor 401, a memory 402, a storage 403, an input / output interface (input / output I / F) 404, a communication interface (communication I / F) 405, and the like.
  • the processor 401, the memory 402, the storage 403, the input / output interface 404, and the communication interface 405 are connected by a data transmission line for transmitting and receiving data to and from each other.
  • the processor 401 is, for example, an arithmetic processing unit such as a CPU (Central Processing Unit) or a GPU (Graphics Processing Unit).
  • the memory 402 is, for example, a memory such as a RAM (Random Access Memory) or a ROM (Read Only Memory).
  • the storage 403 is, for example, a storage device such as an HDD (Hard Disk Drive), an SSD (Solid State Drive), or a memory card. Further, the storage 403 may be a memory such as a RAM or a ROM.
  • the storage 403 stores a program that realizes the functions of the components included in the utility pole deterioration detection devices 20 and 20A. By executing each of these programs, the processor 401 realizes the functions of the components included in the utility pole deterioration detection devices 20 and 20A, respectively. Here, when executing each of the above programs, the processor 401 may read these programs onto the memory 402 and then execute the programs, or may execute the programs without reading them onto the memory 402. The memory 402 and the storage 403 also play a role of storing information and data held by the components included in the utility pole deterioration detection devices 20 and 20A.
  • Non-temporary computer-readable media include various types of tangible storage media.
  • Examples of non-temporary computer-readable media include magnetic recording media (eg, flexible disks, magnetic tapes, hard disk drives), photomagnetic recording media (eg, photomagnetic discs), CD-ROMs (Compact Disc-ROMs), CDs. -R (CD-Recordable), CD-R / W (CD-ReWritable), semiconductor memory (for example, mask ROM, PROM (Programmable ROM), EPROM (Erasable PROM), flash ROM, RAM.
  • the program also includes.
  • the computer-readable medium can supply the program to the computer via a wired communication path such as an electric wire and an optical fiber, or a wireless communication path.
  • the input / output interface 404 is connected to a display device 4041, an input device 4042, a sound output device 4043, and the like.
  • the display device 4041 is a device that displays a screen corresponding to drawing data processed by the processor 401, such as an LCD (Liquid Crystal Display), a CRT (Cathode Ray Tube) display, and a monitor.
  • the input device 4042 is a device that receives an operator's operation input, and is, for example, a keyboard, a mouse, a touch sensor, and the like.
  • the display device 4041 and the input device 4042 may be integrated and realized as a touch panel.
  • the sound output device 4043 is a device such as a speaker that acoustically outputs sound corresponding to acoustic data processed by the processor 401.
  • the communication interface 405 sends and receives data to and from an external device.
  • the communication interface 405 communicates with an external device via a wired communication path or a wireless communication path.
  • the utility pole deterioration detection devices 20 and 20A are provided with a plurality of components, but the present invention is not limited to this.
  • the components provided in the utility pole deterioration detection devices 20 and 20A are not limited to being provided in one device, and may be distributed in a plurality of devices.
  • the analysis target may be a structure such as a bridge, a tunnel, a pipe, or a dam.
  • these structures are targeted for analysis, by laying the sensing optical fibers 10 at a plurality of locations of these structures, it is possible to analyze the deterioration state of each of the plurality of locations.
  • Appendix 1 Optical fibers for sensing laid on multiple utility poles, A receiving unit that receives vibration information detected by the sensing optical fiber, and Based on the vibration information, a specific unit that specifies the natural frequency of each of the plurality of utility poles, and An analysis unit that analyzes the deterioration state of at least one of the plurality of utility poles based on the natural frequency of each of the plurality of utility poles.
  • a utility pole deterioration detection system Optical fibers for sensing laid on multiple utility poles.
  • the analysis unit Holds soundness information indicating the soundness of each of the plurality of utility poles, Based on the soundness information, a sound utility pole is identified from the plurality of utility poles, and the utility pole is identified. Based on the distribution information of the natural frequencies of each of one or more healthy utility poles belonging to the same cluster, the deterioration state of at least one utility pole belonging to the cluster is analyzed.
  • the utility pole deterioration detection system according to Appendix 3. (Appendix 5)
  • the analysis unit Based on the distribution information of the natural frequencies of each of one or more healthy utility poles belonging to the same cluster, the standard natural frequency, which is the standard natural frequency of the healthy utility poles belonging to the cluster, is calculated.
  • the utility pole deterioration detection system according to Appendix 4.
  • the analysis unit Among the characteristics of the utility pole, the feature having a high contribution rate to the natural frequency of the utility pole was identified.
  • the utility pole deterioration detection system according to any one of Appendix 3 to 5.
  • Appendix 7) It is a utility pole deterioration detection method using a utility pole deterioration detection system.
  • a reception step that receives vibration information detected by sensing optical fibers laid on multiple utility poles, Based on the vibration information, a specific step of specifying the natural frequency of each of the plurality of utility poles, and An analysis step for analyzing the deterioration state of at least one utility pole among the plurality of utility poles based on the natural frequency of each of the plurality of utility poles.
  • Utility pole deterioration detection method including. (Appendix 8) In the analysis step, Based on the distribution information showing the distribution of the natural frequencies of each of the plurality of utility poles, the deterioration state of at least one of the plurality of utility poles is analyzed.
  • the utility pole deterioration detection method according to Appendix 7.
  • the deterioration state of at least one utility pole belonging to the cluster is analyzed.
  • the utility pole deterioration detection method according to Appendix 9. (Appendix 11)
  • the standard natural frequency which is the standard natural frequency of the healthy utility poles belonging to the cluster, is calculated.
  • the deterioration state of the utility pole to be analyzed is analyzed.

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Abstract

本開示に係る電柱劣化検出システムは、複数の電柱（３０）に敷設されたセンシング用光ファイバ（１０）と、センシング用光ファイバ（１０）が検知した振動情報を受信する受信部（２０１）と、振動情報に基づき、複数の電柱（３０）のそれぞれの固有振動数を特定する特定部（２０２）と、複数の電柱（３０）のそれぞれの固有振動数に基づき、複数の電柱（３０）のうち少なくとも１つの電柱（３０）の劣化状態を解析する解析部（２０３）と、を備える。

Description

電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置
　本開示は、電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置に関する。
　従来、電柱の異常検出は、人手によって行われていることが多く、例えば、作業員が目視のみで異常を判断したり、電柱を叩いた音等で異常を判断したりしていた。しかし、人手によって電柱の異常検出を行う場合、コスト・時間が多大にかかり、異常の発見や対処が遅れてしまうことがある。
　そのため、最近は、電柱の異常を、光ファイバを用いて監視するシステムが提案されている（例えば、特許文献１，２）。
　特許文献１に記載の技術においては、電柱の上下方向に直線状又は螺旋状に光ファイバを敷設する。自動車の衝突で電柱が折損すると、光ファイバに強い曲りが生じ、光ファイバの内部を伝搬される光信号に損失が発生する。そのため、この損失による損失量をＯＴＤＲ（Optical Time-Domain Reflectometry）測定により検出することで、複数の電柱のいずれかに折損が発生したことを検出する。
　また、特許文献２に記載の技術においては、電柱への営巣の検出用の光ファイバである営巣検出用心線を敷設する。電柱への営巣により営巣検出用心線がたわむと、営巣検出用心線に曲げや引っ張り等の歪みが生じ、営巣検出用心線の内部を伝搬される光信号の強度が減衰する。そのため、この減衰による損失量をＯＴＤＲ測定により検出することで、電柱に営巣がなされたことを検出する。
特開２００８－０６７４６７号公報 特開２０１５－０５３８３２号公報
　ところで、特許文献１，２に記載の技術においては、光ファイバに強い応力がかかった場合の光信号の損失量を監視することで電柱の異常検出を行っている。
　したがって、電柱への営巣や折損等の極端な状態は検出することができるものの、電柱の劣化のような、光ファイバへの応力にほとんど影響しないような状態の検出は困難であるという課題がある。
　そこで本開示の目的は、上述した課題を解決し、電柱の劣化状態を高精度に検出することができる電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置を提供することにある。
　一態様による電柱劣化検出システムは、
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバと、
　前記センシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
　を備える。
　一態様による電柱劣化検出方法は、
　電柱劣化検出システムによる電柱劣化検出方法であって、
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信ステップと、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定ステップと、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析ステップと、
　を含む。
　一態様による電柱劣化検出装置は、
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
　を備える。
　上述の態様によれば、電柱の劣化状態を高精度に検出することができる電柱劣化検出システム、電柱劣化検出方法、及び電柱劣化検出装置を提供できるという効果が得られる。
実施の形態１に係る電柱劣化検出システムの構成例を示す図である。 実施の形態１に係る特定部が保持する対応テーブルの内容の例を示す図である。 実施の形態１に係る電柱劣化検出システムの全体動作の流れの例を示すフロー図である。 実施の形態２に係る電柱劣化検出装置の構成例を示すブロック図である。 実施の形態２に係る電柱ＤＢの内容の例を示す図である。 実施の形態２に係るクラスタリング部によるクラスタリング動作の例を示す図である。 実施の形態２に係る標準固有振動数ＤＢの内容の例を示す図である。 実施の形態２に係る電柱劣化検出システムにおいて、固有振動数に対する寄与率の高い特徴を算出する動作の流れの例を示すフロー図である。 実施の形態２に係る電柱劣化検出システムにおいて、クラスタ毎の標準固有振動数を算出する動作の流れの例を示すフロー図である。 実施の形態２に係る電柱劣化検出システムにおいて、解析対象の電柱の劣化状態を解析する動作の流れの例を示すフロー図である。 実施の形態に係る電柱劣化検出装置を実現するコンピュータのハードウェア構成の例を示すブロック図である。
　以下、図面を参照して本開示の実施の形態について説明する。なお、以下の記載及び図面は、説明の明確化のため、適宜、省略及び簡略化がなされている。また、以下の各図面において、同一の要素には同一の符号が付されており、必要に応じて重複説明は省略されている。
＜実施の形態１＞
　まず、図１を参照して、本実施の形態１に係る電柱劣化検出システムの構成例について説明する。なお、図１においては、説明の簡略化のため、３つの電柱３０を示しているが、電柱３０の数は２つ以上であれば良い。また、図１に示される３つの電柱３０は、それぞれ電柱番号がＡ，Ｂ，Ｃであるとする。
　図１に示されるように、本実施の形態１に係る電柱劣化検出システムは、センシング用光ファイバ１０及び電柱劣化検出装置２０を備えている。また、電柱劣化検出装置２０は、受信部２０１、特定部２０２、及び解析部２０３を備えている。
　センシング用光ファイバ１０は、複数の電柱３０（図１では３つの電柱３０）に敷設されている。センシング用光ファイバ１０は、１以上のセンシング用光ファイバ１０を被覆して構成されるケーブルの態様で電柱３０に敷設されても良い。また、センシング用光ファイバ１０は、既存の通信用光ファイバであっても良いし、新設した光ファイバであっても良い。
　受信部２０１は、センシング用光ファイバ１０にパルス光を入射し、パルス光がセンシング用光ファイバ１０を伝送されることに伴い発生した反射光や散乱光を、センシング用光ファイバ１０を経由して、戻り光（光信号）として受信する。
　ここで、電柱３０は、地面の自然振動、近隣を走る自動車、風等の影響を受けて、少なからず振動している。電柱３０の振動は、センシング用光ファイバ１０に伝達され、センシング用光ファイバ１０を伝送される戻り光の特性（例えば、波長）が変化する。そのため、センシング用光ファイバ１０は、電柱３０に発生した振動を示す振動情報を検知可能である。また、センシング用光ファイバ１０を伝送される戻り光は、センシング用光ファイバ１０が検知した電柱３０の振動情報に応じて特性が変化することから、センシング用光ファイバ１０が検知した電柱３０の振動情報を含んでいる。
　また、電柱３０の振動情報は、動的に変動するパターンであって、振動の強弱、振動位置、振動数の変動の推移等が異なる固有の振動パターンを示している。そのため、特定部２０２は、振動情報が示す電柱３０の振動パターンの動的変化を分析することにより、その電柱３０の固有振動数を特定することが可能となる。
　また、特定部２０２は、複数の電柱３０毎に、その電柱３０の電柱番号と位置情報（電柱劣化検出装置２０からの距離を示す位置情報）とを対応付けた対応テーブルを予め保持しておく。図２に対応テーブルの内容の例を示す。
　また、特定部２０２は、例えば、受信部２０１がセンシング用光ファイバ１０にパルス光を送信してから戻り光を受信するまでの時間差や、受信部２０１が受信した戻り光の強度等に基づき、その戻り光がセンシング用光ファイバ１０上のどの位置（電柱劣化検出装置２０からの距離）で発生したかを特定することが可能である。
　そのため、特定部２０２は、戻り光が発生したセンシング用光ファイバ１０上の位置を、図２に示される対応テーブルと照合することで、その戻り光がどの電柱３０で発生したものであるかを特定することが可能である。
　そこで、特定部２０２は、受信部２０１が受信した戻り光の中から、複数の電柱３０のそれぞれにて発生した戻り光を特定し、特定した戻り光に含まれる振動情報に基づき、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数を特定する。
　ここで、電柱３０は、クラック、内部腐食等の発生により劣化すると、固有振動数が低下する。そのため、解析部２０３は、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数に基づき、複数の電柱３０のうちの少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析することが可能となる。
　このとき、解析部２０３は、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布を示す分布情報に基づき、複数の電柱３０のうちの少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析しても良い。例えば、解析部２０３は、他の電柱３０と比較して、固有振動数が低下している電柱３０があれば、その電柱３０は劣化していると解析することができる。
　また、複数の電柱３０のそれぞれは、固有の特徴（例えば、電柱３０が設置されている設置路面の種類、電柱３０の材質、密度、太さ、長さ、及び土被り深さ、電柱３０が支えている電線の種類、太さ、及び数等）を有している。そのため、電柱３０の固有振動数は、電柱３０の特徴によっても異なると考えられる。
　そこで、解析部２０３は、複数の電柱３０のそれぞれの特徴に基づき、複数の電柱３０をクラスタにクラスタリングし、同一のクラスタに属する１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布情報に基づき、そのクラスタに属する少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析しても良い。これにより、電柱３０の特徴の影響を排除した上で、電柱３０の固有振動数の分布に基づき、そのクラスタに属する電柱３０の劣化状態を解析できるため、電柱３０の劣化状態の解析精度の向上を図ることができる。
　ただし、電柱３０の各特徴の中には、固有振動数に対する寄与率が高い特徴と寄与率が低い特徴とが含まれると考えられる。そのため、固有振動数に対する寄与率が高い特徴が互いに類似する電柱３０同士が、同一のクラスタに属するように、クラスタリングを行うことで、電柱３０の劣化状態の解析精度のさらなる向上を図ることができると考えられる。
　そこで、解析部２０３は、電柱３０の各特徴の中から固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定し、複数の電柱３０のそれぞれの、特定した特徴に基づき、複数の電柱３０をクラスタにクラスタリングしても良い。これにより、電柱３０の劣化状態の解析精度のさらなる向上を図ることができる。なお、電柱３０の各特徴の中から固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定する方法としては、例えば、重回帰分析を行って、電柱３０の各特徴の固有振動数に対する寄与率を算出する方法等が考えられるが、これには限定されない。
　また、電柱３０の劣化状態を解析する場合には、健全な電柱３０（例えば、新設された電柱３０等）と固有振動数を比較することにより、劣化状態を解析することが好適であると考えられる。
　そこで、解析部２０３は、複数の電柱３０のそれぞれの健全性を示す健全性情報を保持しても良い。そして、解析部２０３は、同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布情報に基づき、そのクラスタに属する少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析しても良い。より具体的には、解析部２０３は、同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布情報に基づき、そのクラスタに属する健全な電柱３０の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出し、そのクラスタの標準固有振動数と、そのクラスタに属する解析対象の電柱３０の固有振動数と、に基づき、解析対象の電柱３０の劣化状態を解析しても良い。これにより、電柱３０の劣化状態の解析精度のさらなる向上を図ることができる。
　続いて、図３を参照して、本実施の形態１に係る電柱劣化検出システムの全体動作の流れの例について説明する。
　図３に示されるように、受信部２０１は、センシング用光ファイバ１０から、センシング用光ファイバ１０が検知した振動情報を含む戻り光を受信する（ステップＳ１０１）。
　続いて、特定部２０２は、受信部２０１が受信した戻り光に含まれる振動情報に基づき、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数を特定する（ステップＳ１０２）。
　その後、解析部２０３は、特定部２０２が特定した複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数に基づき、複数の電柱３０のうちの少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析する（ステップＳ１０３）。
　上述したように本実施の形態１によれば、受信部２０１は、センシング用光ファイバ１０が検知した振動情報を受信し、特定部２０２は、振動情報に基づき、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数を特定し、解析部２０３は、複数の電柱３０のそれぞれの固有振動数に基づき、複数の電柱３０のうちの少なくとも１つの電柱３０の劣化状態を解析する。そのため、電柱３０の劣化状態を高精度に検出することができる。
　また、本実施の形態１によれば、センシング用光ファイバ１０を用いて、一斉かつリモートで複数の電柱３０の劣化状態を解析することができるため、電柱３０の劣化状態の把握が容易となると共に、電柱３０の劣化状態の把握のためのコストも低減することができる。
　また、本実施の形態１によれば、センシング用光ファイバ１０として、既存の通信用光ファイバを用いることができる。その場合、電柱３０の劣化状態を検出するには、既存の通信用光ファイバがあれば良く、特許文献１のように、電柱の上下方向に直線状又は螺旋状に光ファイバを敷設したり、特許文献２のように、営巣検出用心線を敷設したりする必要はない。したがって、電柱３０の劣化状態を検出するための専用構造を必要としないため、電柱劣化検出システムを安価に構築することができる。
　また、本実施の形態１によれば、センシング用光ファイバ１０をセンサとして用いる光ファイバセンシング技術を利用する。そのため、電磁ノイズの影響を受けない、センサへの給電が不要になる、環境耐性に優れる、メンテナンスが容易になる等の利点が得られる。
＜実施の形態２＞
　本実施の形態２に係る電柱劣化検出システムは、上述した実施の形態１に係る電柱劣化検出システムをより具体化したものである。具体的には、本実施の形態２に係る電柱劣化検出システムは、上述した実施の形態１の電柱劣化検出装置２０を、電柱劣化検出装置２０Ａに置き換えたものであり、外観的なシステム構成は、上述した実施の形態１と同様である。
　そこで、以下では、図４を参照して、本実施の形態２に係る電柱劣化検出装置２０Ａの構成例について説明する。なお、図４に示されるセンシング用光ファイバ１０は、上述した実施の形態１と同様に、複数の電柱３０に敷設されているものとする。
　図４に示されるように、本実施の形態２に係る電柱劣化検出装置２０Ａは、受信部２１１、収集部２１２、固有振動数算出部２１３、寄与率解析部２１４、電柱ＤＢ（Database）２１５、クラスタリング部２１６、標準固有振動数算出部２１７、標準固有振動数ＤＢ２１８、及び、劣化度算出部２１９を備えている。
　ここで、受信部２１１が、図１の受信部２０１に対応する。また、収集部２１２及び固有振動数算出部２１３の組み合わせが、図１の特定部２０２に対応する。また、寄与率解析部２１４、電柱ＤＢ２１５、クラスタリング部２１６、標準固有振動数算出部２１７、標準固有振動数ＤＢ２１８、及び、劣化度算出部２１９の組み合わせが、図１の解析部２０３に対応する。
　受信部２１１は、センシング用光ファイバ１０にパルス光を入射し、パルス光がセンシング用光ファイバ１０を伝送されることに伴い発生した反射光や散乱光を、センシング用光ファイバ１０を経由して、戻り光として受信する。受信部２１１が受信した戻り光は、複数の電柱３０のそれぞれで発生した戻り光を含んでいる。また、それぞれの戻り光は、対応する電柱３０で発生した振動を示す振動情報を含んでいる。
　電柱ＤＢ２１５は、センシング用光ファイバ１０が敷設された複数の電柱３０毎に、その電柱３０の電柱番号、その電柱３０の健全性を示す健全性情報、その電柱３０の位置情報（電柱劣化検出装置２０Ａからの距離を示す位置情報）、及び、その電柱３０の特徴（例えば、電柱３０が設置されている設置路面の種類、電柱３０の材質、密度、太さ、長さ、及び土被り深さ、電柱３０が支えている電線の種類、太さ、及び数等）等が登録されたデータベースである。図５に電柱ＤＢ２１５の内容の例を示す。
　収集部２１２は、受信部２１１が受信した戻り光に含まれる振動情報を収集する。
　収集部２１２は、例えば、受信部２１１がセンシング用光ファイバ１０にパルス光を送信してから戻り光を受信するまでの時間差や、受信部２１１が受信した戻り光の強度等に基づき、その戻り光がセンシング用光ファイバ１０上のどの位置（電柱劣化検出装置２０Ａからの距離）で発生したかを特定することが可能である。
　また、電柱ＤＢ２１５には、上述のように、複数の電柱３０毎に、その電柱３０の電柱番号及び位置情報が登録されている。
　そのため、収集部２１２は、戻り光が発生したセンシング用光ファイバ１０上の位置を、電柱ＤＢ２１５と照合することで、その戻り光がどの電柱３０で発生したものであるかを特定することが可能である。従って、収集部２１２は、特定の電柱３０の振動情報を収集することが可能である。
　なお、収集部２１２は、電柱ＤＢ２１５を用いることに限定されない。例えば、収集部２１２は、上述した実施の形態１に係る図２のような対応テーブルを自身が保持し、その対応テーブルを用いて、戻り光がどの電柱３０で発生したものであるかを特定しても良い。
　固有振動数算出部２１３は、収集部２１２が収集した電柱３０の振動情報に基づき、その電柱３０の固有振動数を算出する。収集部２１２が収集した電柱３０の振動情報は、その電柱３０に固有の振動パターンであって、動的に変動する振動パターンを示している。そのため、固有振動数算出部２１３は、電柱３０の振動パターンの動的変化を分析することにより、その電柱３０の固有振動数を算出することが可能である。
　寄与率解析部２１４は、電柱ＤＢ２１５に登録されている電柱３０の各特徴の中から、固有振動数に対する寄与率が高い特徴Ｔｏｐ　Ｋを算出し、算出した特徴Ｔｏｐ　Ｋを保持する。特徴Ｔｏｐ　Ｋは、１つの特徴のみを含んでも良いし、複数の特徴を含んでも良い。寄与率解析部２１４において、特徴Ｔｏｐ　Ｋを算出する方法としては、例えば、重回帰分析を行って、電柱３０の各特徴の、固有振動数に対する寄与率を算出する方法等が考えられる。ただし、特徴Ｔｏｐ　Ｋの算出方法は、これには限定されない。
　クラスタリング部２１６は、センシング用光ファイバ１０が敷設されている複数の電柱３０のうちの健全な１つ以上の電柱３０を、クラスタにクラスタリングする。このクラスタリング動作の概念を図６に示す。図６に示されるように、クラスタリング部２１６は、健全な１つ以上の電柱３０を、まず、固有振動数算出部２１３が算出した固有振動数に基づき、クラスタにクラスタリングし、さらに、寄与率解析部２１４が算出した特徴Ｔｏｐ　Ｋに基づき、クラスタにクラスタリングする。
　標準固有振動数算出部２１７は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布情報に基づき、統計的に、そのクラスタに属する健全な電柱３０の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出する。標準固有振動数算出部２１７において、あるクラスタの標準固有振動数を算出する方法としては、例えば、そのクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０の固有振動数の平均値、中央値、最頻値等を、標準固有振動数として算出する方法等が考えられる。ただし、標準固有振動数の算出方法は、これには限定されない。
　標準固有振動数ＤＢ２１８は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタに属する電柱３０の電柱番号、そのクラスタの標準固有振動数等が登録されたデータベースである。図７に標準固有振動数ＤＢ２１８の内容の例を示す。
　クラスタリング部２１６は、解析対象の電柱３０の劣化状態を解析する場合、電柱ＤＢ２１５に登録されている解析対象の電柱３０の特徴Ｔｏｐ　Ｋに基づき、解析対象の電柱３０が属するクラスタを判定する。
　劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０の劣化状態を解析する場合、解析対象の電柱３０が属するクラスタの標準固有振動数と、解析対象の電柱３０の固有振動数と、に基づき、解析対象の電柱３０の劣化度を算出する。例えば、劣化度算出部２１９は、以下の数式１を用いて、解析対象の電柱３０の劣化度を算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　また、劣化度算出部２１９は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタに属する電柱３０の劣化状態の解析に用いる閾値を予め保持しておく。そして、劣化度算出部２１９は、以下の数式２を用いて、解析対象の電柱３０の劣化度を、解析対象の電柱３０が属するクラスタの閾値と比較する。劣化度が閾値を超えている場合には、劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０が劣化していると解析する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　ここで、クラスタ毎の閾値は、そのクラスタに属する電柱３０の固有振動数の分布情報に基づき、統計的に設定すれば良い。また、分析者が、劣化度算出部２１９により劣化していると解析された電柱３０の現物を分析して、実際の劣化度を実測し、その実測結果を閾値の設定に反映させても良い。
　また、劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０が劣化していると解析した場合、アラートを報知しても良い。アラートの報知先は、例えば、解析対象の電柱３０を監視する監視員が所持する端末や、監視センターに設置された端末等で良い。また、アラートの報知方法は、例えば、報知先の端末のディスプレイやモニタ等にＧＵＩ（Graphical User Interface）画面を表示する方法でも良いし、報知先の端末のスピーカからメッセージを音声出力する方法でも良い。
　続いて、本実施の形態２に係る電柱劣化検出システムの動作について説明する。
　まず、図８を参照して、固有振動数に対する寄与率の高い特徴Ｔｏｐ　Ｋを算出する動作の流れの例について説明する。
　図８に示されるように、まず、収集部２１２は、電柱ＤＢ２１５に登録されている健全性情報に基づき、センシング用光ファイバ１０が敷設された複数の電柱３０の中から、健全な電柱３０を特定する。ここでは、健全な１つ以上の電柱３０を特定したとする。そして、収集部２１２は、受信部２１１が受信した戻り光のうち、健全な１つ以上の電柱３０でそれぞれ発生した戻り光に含まれる振動情報を収集する（ステップＳ２０１）。
　続いて、固有振動数算出部２１３は、収集部２１２が収集した健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの振動情報に基づき、健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数を算出する（ステップＳ２０２）。
　続いて、寄与率解析部２１４は、固有振動数算出部２１３が算出した健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数と、電柱ＤＢ２１５に登録されている健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの各特徴と、に基づき、電柱ＤＢ２１５に登録されている電柱３０の各特徴の、固有振動数に対する寄与率を解析する（ステップＳ２０３）。
　その後、寄与率解析部２１４は、電柱ＤＢ２１５に登録されている電柱３０の各特徴の、固有振動数に対する寄与率の解析結果に基づき、電柱３０の各特徴の中から、固有振動数に対する寄与率が高い特徴Ｔｏｐ　Ｋを算出し、算出した特徴Ｔｏｐ　Ｋを保持する（ステップＳ２０４）。特徴Ｔｏｐ　Ｋは、１つの特徴のみを含んでも良いし、複数の特徴を含んでも良い。
　続いて、図９を参照して、クラスタ毎の標準固有振動数を算出する動作の流れの例について説明する。
　図９に示されるように、まず、図８のステップＳ２０１，Ｓ２０２と同様のステップＳ３０１，Ｓ３０２が行われる。
　続いて、クラスタリング部２１６は、健全な１つ以上の電柱３０を、まず、固有振動数算出部２１３が算出した固有振動数に基づき、クラスタにクラスタリングし、さらに、寄与率解析部２１４が算出した特徴Ｔｏｐ　Ｋに基づき、クラスタにクラスタリングする（ステップＳ３０３）。このとき、クラスタリング部２１６は、収集部２１２が特定した健全な電柱３０の全数をクラスタリング対象にする必要はなく、一部のみをクラスタリング対象にしても良い。
　続いて、標準固有振動数算出部２１７は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの固有振動数の分布情報に基づき、そのクラスタに属する健全な電柱３０の標準固有振動数を算出する（ステップＳ３０４）。
　その後、クラスタリング部２１６は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタに属する健全な１つ以上の電柱３０のそれぞれの電柱番号を標準固有振動数ＤＢ２１８に登録する。また、標準固有振動数算出部２１７は、クラスタリング部２１６がクラスタリングしたクラスタ毎に、そのクラスタの標準固有振動数を標準固有振動数ＤＢ２１８に登録する（ステップＳ３０５）。
　続いて、図１０を参照して、解析対象の電柱３０の劣化状態を解析する動作の流れの例について説明する。ここでは、センシング用光ファイバ１０が敷設されている複数の電柱３０のうちの任意数（全数でも良い）の電柱３０を、１つずつ順番に解析対象とし、解析対象となった１つの電柱３０について、順番に、図１０の処理を行うものとして説明する。
　図１０に示されるように、まず、収集部２１２は、受信部２１１が受信した戻り光のうち、解析対象の電柱３０で発生した戻り光に含まれる振動情報を収集する（ステップＳ４０１）。
　続いて、固有振動数算出部２１３は、収集部２１２が収集した解析対象の電柱３０の振動情報に基づき、解析対象の電柱３０の固有振動数を算出する（ステップＳ４０２）。
　続いて、クラスタリング部２１６は、電柱ＤＢ２１５に登録されている解析対象の電柱３０の特徴Ｔｏｐ　Ｋに基づき、解析対象の電柱３０が属するクラスタを判定する（ステップＳ４０３）。ただし、例えば、図９の動作の中で、解析対象の電柱３０のクラスタリングが完了していれば、ステップＳ４０３の処理は省略できる。
　続いて、劣化度算出部２１９は、標準固有振動数ＤＢ２１８に登録されている、解析対象の電柱３０が属するクラスタの標準固有振動数と、固有振動数算出部２１３が算出した解析対象の電柱３０の固有振動数と、に基づき、解析対象の電柱３０の劣化度を算出する（ステップＳ４０４）。
　続いて、劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０の劣化度が、解析対象の電柱３０が属するクラスタの閾値を超えているか否かを判定する（ステップＳ４０５）。
　ステップＳ４０５において、解析対象の電柱３０の劣化度が閾値を超えている場合（ステップＳ４０５のＹｅｓ）、劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０が劣化していると解析し、アラートを報知する（ステップＳ４０６）。
　以上により、解析対象となった電柱３０について、図１０の処理が終了する。続いて、解析対象とする電柱３０を変更し、変更した電柱３０について、図１０の処理を行う。この動作を、解析対象とする任意数の電柱３０のそれぞれについて、繰り返し行う。
　なお、任意数の電柱３０の劣化状態の解析は、一定期間毎に行っても良いし、監視員や監視センターから要求されたときに行っても良い。また、解析対象とする任意数の電柱３０は、予め設定されていても良いし、監視員や監視センターが指定しても良い。
　また、解析対象の電柱３０は、１つのクラスタに属することが好適であるが、複数のクラスタに属しても良い。解析対象の電柱３０が複数のクラスタに属する場合、ステップＳ４０３においては、解析対象の電柱３０が属するクラスタは、複数のクラスタと判定されることになる。この場合には、以降、複数のクラスタ毎に、ステップＳ４０４～Ｓ４０６の処理を行えば良い。
　上述したように本実施の形態２によれば、固有振動数算出部２１３は、健全な電柱３０の振動情報に基づき、健全な電柱３０の固有振動数を算出し、クラスタリング部２１６は、健全な電柱３０を、クラスタにクラスタリングし、標準固有振動数算出部２１７は、クラスタ毎に、そのクラスタに属する健全な電柱３０の固有振動数の分布情報に基づき、そのクラスタに属する健全な電柱３０の標準固有振動数を算出する。そのため、電柱３０の振動情報から、標準固有振動数を算出することができる。
　また、本実施の形態２によれば、固有振動数算出部２１３は、解析対象の電柱３０の振動情報に基づき、解析対象の電柱３０の固有振動数を算出し、クラスタリング部２１６は、解析対象の電柱３０が属するクラスタを判定し、劣化度算出部２１９は、解析対象の電柱３０が属するクラスタの標準固有振動数と、解析対象の電柱３０の固有振動数と、に基づき、解析対象の電柱３０の劣化度を算出する。そのため、電柱３０の劣化状態を高精度に検出することができる。
　その他の効果は、上述した実施の形態１と同様である。
＜実施の形態１，２に係る電柱劣化検出装置のハードウェア構成＞
　続いて、図１１を参照して、上述した実施の形態１，２に係る電柱劣化検出装置２０，２０Ａを実現するコンピュータ４０のハードウェア構成について説明する。
　図１１に示されるように、コンピュータ４０は、プロセッサ４０１、メモリ４０２、ストレージ４０３、入出力インタフェース（入出力Ｉ／Ｆ）４０４、及び通信インタフェース（通信Ｉ／Ｆ）４０５等を備える。プロセッサ４０１、メモリ４０２、ストレージ４０３、入出力インタフェース４０４、及び通信インタフェース４０５は、相互にデータを送受信するためのデータ伝送路で接続されている。
　プロセッサ４０１は、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）やＧＰＵ（Graphics Processing Unit）等の演算処理装置である。メモリ４０２は、例えばＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）等のメモリである。ストレージ４０３は、例えばＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）、またはメモリカード等の記憶装置である。また、ストレージ４０３は、ＲＡＭやＲＯＭ等のメモリであっても良い。
　ストレージ４０３は、電柱劣化検出装置２０，２０Ａが備える構成要素の機能を実現するプログラムを記憶している。プロセッサ４０１は、これら各プログラムを実行することで、電柱劣化検出装置２０，２０Ａが備える構成要素の機能をそれぞれ実現する。ここで、プロセッサ４０１は、上記各プログラムを実行する際、これらのプログラムをメモリ４０２上に読み出してから実行しても良いし、メモリ４０２上に読み出さずに実行しても良い。また、メモリ４０２やストレージ４０３は、電柱劣化検出装置２０，２０Ａが備える構成要素が保持する情報やデータを記憶する役割も果たす。
　また、上述したプログラムは、様々なタイプの非一時的なコンピュータ可読媒体（non-transitory computer readable medium）を用いて格納され、コンピュータ（コンピュータ４０を含む）に供給することができる。非一時的なコンピュータ可読媒体は、様々なタイプの実体のある記録媒体（tangible storage medium）を含む。非一時的なコンピュータ可読媒体の例は、磁気記録媒体（例えば、フレキシブルディスク、磁気テープ、ハードディスクドライブ）、光磁気記録媒体（例えば、光磁気ディスク）、ＣＤ－ＲＯＭ（Compact Disc-ROM）、ＣＤ－Ｒ（CD-Recordable）、ＣＤ－Ｒ／Ｗ（CD-ReWritable）、半導体メモリ（例えば、マスクＲＯＭ、ＰＲＯＭ（Programmable ROM）、ＥＰＲＯＭ（Erasable PROM）、フラッシュＲＯＭ、ＲＡＭを含む。また、プログラムは、様々なタイプの一時的なコンピュータ可読媒体（transitory computer readable medium）によってコンピュータに供給されても良い。一時的なコンピュータ可読媒体の例は、電気信号、光信号、及び電磁波を含む。一時的なコンピュータ可読媒体は、電線及び光ファイバ等の有線通信路、又は無線通信路を介して、プログラムをコンピュータに供給できる。
　入出力インタフェース４０４は、表示装置４０４１、入力装置４０４２、音出力装置４０４３等と接続される。表示装置４０４１は、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）、ＣＲＴ（Cathode Ray Tube）ディスプレイ、モニタのような、プロセッサ４０１により処理された描画データに対応する画面を表示する装置である。入力装置４０４２は、オペレータの操作入力を受け付ける装置であり、例えば、キーボード、マウス、及びタッチセンサ等である。表示装置４０４１及び入力装置４０４２は一体化され、タッチパネルとして実現されていても良い。音出力装置４０４３は、スピーカのような、プロセッサ４０１により処理された音響データに対応する音を音響出力する装置である。
　通信インタフェース４０５は、外部の装置との間でデータを送受信する。例えば、通信インタフェース４０５は、有線通信路または無線通信路を介して外部装置と通信する。
　以上、実施の形態を参照して本開示を説明したが、本開示は上述した実施の形態に限定されるものではない。本開示の構成や詳細には、本開示のスコープ内で当業者が理解し得る様々な変更をすることができる。
　例えば、上述した実施の形態１，２では、電柱劣化検出装置２０，２０Ａに複数の構成要素が設けられているが、これには限定されない。電柱劣化検出装置２０，２０Ａに設けられていた構成要素は、１つの装置に設けることには限定されず、複数の装置に分散して設けられていても良い。
　また、上述した実施の形態１，２では、解析対象が電柱３０である場合を例に挙げて説明したが、これには限定されない。解析対象は、橋梁、トンネル、配管、ダム等の構造物であっても良い。これら構造物を解析対象にする場合、これら構造物の複数の箇所にセンシング用光ファイバ１０に敷設することで、複数の箇所のそれぞれの劣化状態を解析することが可能となる。
　また、上記の実施の形態の一部又は全部は、以下の付記のようにも記載されうるが、以下には限られない。
　　　（付記１）
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバと、
　前記センシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
　を備える、電柱劣化検出システム。
　　　（付記２）
　前記解析部は、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数の分布を示す分布情報に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記１に記載の電柱劣化検出システム。
　　　（付記３）
　前記解析部は、
　前記複数の電柱のそれぞれの特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングし、
　同一のクラスタに属する１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記２に記載の電柱劣化検出システム。
　　　（付記４）
　前記解析部は、
　前記複数の電柱のそれぞれの健全性を示す健全性情報を保持し、
　前記健全性情報に基づき、前記複数の電柱の中から健全な電柱を特定し、
　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記３に記載の電柱劣化検出システム。
　　　（付記５）
　前記解析部は、
　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する健全な電柱の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出し、
　当該クラスタの前記標準固有振動数と、当該クラスタに属する解析対象の電柱の固有振動数と、に基づき、当該解析対象の電柱の劣化状態を解析する、
　付記４に記載の電柱劣化検出システム。
　　　（付記６）
　前記解析部は、
　前記電柱の特徴のうち、前記電柱の固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定し、
　前記複数の電柱のそれぞれの前記特定した特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングする、
　付記３から５のいずれか１項に記載の電柱劣化検出システム。
　　　（付記７）
　電柱劣化検出システムによる電柱劣化検出方法であって、
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信ステップと、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定ステップと、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析ステップと、
　を含む、電柱劣化検出方法。
　　　（付記８）
　前記解析ステップでは、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数の分布を示す分布情報に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記７に記載の電柱劣化検出方法。
　　　（付記９）
　前記解析ステップでは、
　前記複数の電柱のそれぞれの特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングし、
　同一のクラスタに属する１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記８に記載の電柱劣化検出方法。
　　　（付記１０）
　前記解析ステップでは、
　前記複数の電柱のそれぞれの健全性を示す健全性情報を保持し、
　前記健全性情報に基づき、前記複数の電柱の中から健全な電柱を特定し、
　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
　付記９に記載の電柱劣化検出方法。
　　　（付記１１）
　前記解析ステップでは、
　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する健全な電柱の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出し、
　当該クラスタの前記標準固有振動数と、当該クラスタに属する解析対象の電柱の固有振動数と、に基づき、当該解析対象の電柱の劣化状態を解析する、
　付記１０に記載の電柱劣化検出方法。
　　　（付記１２）
　前記解析ステップでは、
　前記電柱の特徴のうち、前記電柱の固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定し、
　前記複数の電柱のそれぞれの前記特定した特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングする、
　付記９から１１のいずれか１項に記載の電柱劣化検出方法。
　　　（付記１３）
　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
　を備える、電柱劣化検出装置。
　１０　センシング用光ファイバ
　２０，２０Ａ　電柱劣化検出装置
　２０１　受信部
　２０２　特定部
　２０３　解析部
　２１１　受信部
　２１２　収集部
　２１３　固有振動数算出部
　２１４　寄与率解析部
　２１５　電柱ＤＢ
　２１６　クラスタリング部
　２１７　標準固有振動数算出部
　２１８　標準固有振動数ＤＢ
　２１９　劣化度算出部
　３０　電柱
　４０　コンピュータ
　４０１　プロセッサ
　４０２　メモリ
　４０３　ストレージ
　４０４　入出力インタフェース
　４０４１　表示装置
　４０４２　入力装置
　４０４３　音出力装置
　４０５　通信インタフェース

Claims (13)

  1. 　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバと、
    　前記センシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
    　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
    　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
    　を備える、電柱劣化検出システム。
  2. 　前記解析部は、
    　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数の分布を示す分布情報に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項１に記載の電柱劣化検出システム。
  3. 　前記解析部は、
    　前記複数の電柱のそれぞれの特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングし、
    　同一のクラスタに属する１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項２に記載の電柱劣化検出システム。
  4. 　前記解析部は、
    　前記複数の電柱のそれぞれの健全性を示す健全性情報を保持し、
    　前記健全性情報に基づき、前記複数の電柱の中から健全な電柱を特定し、
    　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項３に記載の電柱劣化検出システム。
  5. 　前記解析部は、
    　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する健全な電柱の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出し、
    　当該クラスタの前記標準固有振動数と、当該クラスタに属する解析対象の電柱の固有振動数と、に基づき、当該解析対象の電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項４に記載の電柱劣化検出システム。
  6. 　前記解析部は、
    　前記電柱の特徴のうち、前記電柱の固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定し、
    　前記複数の電柱のそれぞれの前記特定した特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングする、
    　請求項３から５のいずれか１項に記載の電柱劣化検出システム。
  7. 　電柱劣化検出システムによる電柱劣化検出方法であって、
    　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信ステップと、
    　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定ステップと、
    　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析ステップと、
    　を含む、電柱劣化検出方法。
  8. 　前記解析ステップでは、
    　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数の分布を示す分布情報に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項７に記載の電柱劣化検出方法。
  9. 　前記解析ステップでは、
    　前記複数の電柱のそれぞれの特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングし、
    　同一のクラスタに属する１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項８に記載の電柱劣化検出方法。
  10. 　前記解析ステップでは、
    　前記複数の電柱のそれぞれの健全性を示す健全性情報を保持し、
    　前記健全性情報に基づき、前記複数の電柱の中から健全な電柱を特定し、
    　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項９に記載の電柱劣化検出方法。
  11. 　前記解析ステップでは、
    　同一のクラスタに属する健全な１つ以上の電柱のそれぞれの固有振動数の前記分布情報に基づき、当該クラスタに属する健全な電柱の標準的な固有振動数である標準固有振動数を算出し、
    　当該クラスタの前記標準固有振動数と、当該クラスタに属する解析対象の電柱の固有振動数と、に基づき、当該解析対象の電柱の劣化状態を解析する、
    　請求項１０に記載の電柱劣化検出方法。
  12. 　前記解析ステップでは、
    　前記電柱の特徴のうち、前記電柱の固有振動数に対する寄与率が高い特徴を特定し、
    　前記複数の電柱のそれぞれの前記特定した特徴に基づき、前記複数の電柱をクラスタにクラスタリングする、
    　請求項９から１１のいずれか１項に記載の電柱劣化検出方法。
  13. 　複数の電柱に敷設されたセンシング用光ファイバが検知した振動情報を受信する受信部と、
    　前記振動情報に基づき、前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数を特定する特定部と、
    　前記複数の電柱のそれぞれの固有振動数に基づき、前記複数の電柱のうち少なくとも１つの電柱の劣化状態を解析する解析部と、
    　を備える、電柱劣化検出装置。
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