【事件の表示】
　平成　８年特許願第５１６４１８号「電力システムにおける位相角測定方法とシステム」拒絶査定不服審判事件〔平成　８年　５月３０日国際公開、ＷＯ９６／１６３３６、平成１２年　６月１３日国内公表、特表２０００−５０７３４３〕について、次のとおり審決する。
【結　論】
　本件審判の請求は、成り立たない。
【理　由】
１．手続きの経緯
　本願は、平成７年１１月１７日（パリ条約による優先権主張；１９９４年１１月１７日、１９９５年６月１３日、中国）を国際出願日とする出願であって、平成１５年１２月２４日付け（発送日；平成１６年１月６日）で拒絶査定がなされ、これに対して、平成１６年４月５日に拒絶査定に対する審判請求がなされるとともに、同月３０日付けで手続補正がなされたものである。
　
２．平成１６年４月３０日付けの手続補正についての補正却下の決定
［補正却下の決定の結論］
　平成１６年４月３０日付けの手続補正を却下する。
［理由］
（１）補正の内容
　本件補正は、補正前の特許請求の範囲、
「１．電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法であって、
（ａ）基準ステーションにて、規則的な間隔置きに所定の時間系列での基準信号の位相φ０を求めることにより、基準信号の位相と標準時間軸との間の関係を求めるステップと、
（ｂ）通信を介して各サブステーションへ基準信号の位相φ０を送信するステップと、
（ｃ）サブステーションにて、基準信号と規則的な間隔置きに同一の所定時間における被測定信号の位相φｍを求めることにより、被測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求めるステップと、
（ｄ）サブステーションにて、前記基準信号の位相φ０を受信するステップと、
（ｅ）サブステーションにて、受信されたφ０及び記憶されたφｍに従って、前記被測定信号と基準信号との位相差αを算出するステップとを有していることを特徴とする位相角測定方法。
２．請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及び（ｃ）が、前記基準信号及び非測定信号をろ波して整形するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
３．請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記標準時間軸が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）により生成される標準信号と、周波数増倍時間軸とを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
４．請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｃ）が、位相及び周波数増倍をロックするステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
５．請求項１に記載の位相角測定方法であって、更に、前記ステップ（ｅ）が、所定の予測モデルによって基準信号を予測し、また、予測信号と基準信号との差により前記予測モデルを調整するステップを有していることを特徴とする位相角測定方法。
６．請求項５に記載の位相角測定方法であって、前記予測モデルが所定の二次方程式又は三次方程式であり、前記調整ステップは、比例−積分制御を用いることを特徴とする位相角測定方法。
７．通信システムを含む電力システムの位相角を測定する位相角測定システムであって、
　基準ステーションにおける、
　演算装置と接続され、基準ステーションの標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続されて、基準信号の間のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　前記通信システムと接続され、規則的な間隔置きに所定の時間系列における基準信号の位相φ０を算出するための演算装置と、
　サブステーションにおける、
　演算装置と接続され、標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続され、被測定信号のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　所定時間における被測定信号の位相φｍを算出し、その位相φｍを記憶し、通信により送信された基準信号のφ０を受信し、そして、φｍ及びφ０によって、被測定信号と基準信号との間の位相角を算出するための前記演算装置と、を有しており、
　基準ステーションにおける演算装置が、通信システムを介して、サブステーションにおける演算装置と接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
８．請求項７に記載の位相角測定システムであって、前記ろ波・整形装置が、少なくとも帯域ろ波・整形回路を有していることを特徴とする位相角測定システム。
９．請求項７に記載の位相角測定システムであって、前記標準時間軸装置が、標準クロック信号発生器と、周波数増倍手段とカウンターとを有していることを特徴とする位相角測定システム。
１０．請求項９に記載の位相角測定システムであって、前記標準クロック信号発生器が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）の受信機を有し、また、前記周波数増倍手段が、結晶発信器を有することを特徴とする位相角測定システム。
１１．請求項７に記載の位相角測定システムであって、データマルチプレクサーが、通信システムと演算装置との間に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
１２．請求項７に記載の位相角測定システムであって、サブステーションにおける演算装置が、基準信号を予測するために、予測モデルおよび調整モデルを有していることを特徴とする位相角測定システム。
１３．電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法であって、
（ａ）基準ステーションにおいて、所定の位相系列での時間ｔ０を求めることにより、基準信号の位相と標準時間軸との間の関係を求めるステップと、
（ｂ）通信により、前記時間ｔ０を各サブステーションへ送信するステップと、
（ｃ）サブステーションにおいて、基準信号と同一の被測定信号の所定位相における時間ｔｍを求めることにより、被測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求め、前記ｔｍを記憶するステップと、
（ｄ）サブステーションにおいて、基準信号の時間ｔ０を受信するステップと、
（ｅ）サブステーションにおいて、受信されたｔ０及び記憶されたｔｍに従って、前記基準信号と被測定信号との間の位相差αを算出するステップとを有していることを特徴とする位相角測定方法。
１４．請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｂ）が、更に、前記基準信号及び被測定信号をろ波して整形するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
１５．請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記標準時間軸が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）により生成された標準信号と、周波数増倍時間軸とを有していることを特徴とする位相角測定方法。
１６．請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｃ）が、更に、位相及び周波数増倍をロックするステップを有していることを特徴とする位相角測定方法。
１７．請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ｅ）が、更に、所定の予測モデルによって基準信号を予測し、予測信号と基準信号との差により前記予測モデルを調整するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
１８．請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記予測モデルが、所定の二次方程式又は三次方程式であり、前記調整ステップは、比例−積分制御を用いることを特徴とする位相角測定方法。
１９．通信システムを含む電力システムにおける位相角を測定する位相角測定システムであって、
　基準ステーションにおける、
　演算装置と接続されて、前記基準ステーションの標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　基準信号の所定の位相系列での時間ｔ０を算出するための、前記通信システムと接続され、基準信号の間のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　サブステーションにおける、
　演算装置と接続され、標準時間軸信号を生成するための標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続され、被測定信号のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　所定の位相における被測定信号ｔｍの時間を算出し、値ｔｍを記憶し、通信により送られた基準信号のｔ０を受信し、そして、ｔｍ及びｔ０によって、被測定信号と基準信号との間の位相角を算出する演算装置と、を有しており、
　基準ステーションにおける演算装置は、通信システムを介して、サブステーションにおける演算装置に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
２０．請求項１９記載の位相角測定システムであって、前記ろ波・整形装置が、少なくとも帯域ろ波・整形回路を有していることを特徴とする位相角測定システム。
２１．請求項１９に記載の位相角測定システムであって、前記標準時間軸装置が、標準クロック信号発生器と、周波数増倍手段と、カウンターとを有していることを特徴とする位相角測定システム。
２２．請求項２１に記載の位相角測定システムであって、前記標準クロック信号発生器が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）の受信機を有し、また、前記周波数増倍手段が、結晶発生器を有することを特徴とする位相角測定システム。
２３．請求項１９に記載の位相角測定システムであって、データマルチプレクサーが、通信システムと演算装置との間に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
２４．請求項１９に記載の位相角測定システムであって、サブステーションにおける演算装置が、基準信号を予測するために、予測モデルおよび調整モデルを有していることを特徴とする位相角測定システム。
２５．電力システムにおいて、基準ステーションにおける電気信号と遠隔のステーションにおける電気信号との間の位相角を測定する位相角測定方法であって、
　前記基準ステーションにおける正弦波量を有する基準信号を取得するステップと、
　第１の方形波信号を生成するために、前記正弦波の基準信号を周波数増倍するステップと、
　標準時間軸を参考にしつつ、前記第１の方形波信号の立上がり時間を求めるステップと、
　前記遠隔のステーションにおいて、正弦波量を有する被測定信号を取得するステップと、
　第２の方形波信号を生成するために、前記正弦波の被測定信号を周波数増倍するステップと、
　前記標準時間軸を参考にしつつ、前記第２の方形波信号の立上がり時間を求めるステップと、
　前記第１の方形波信号の立上がり時間を前記遠隔のステーションへ送信するステップと、
　送信された前記第１の方形波信号の立上がり時間および求められた前記第２の方形波信号の立上がり時間を用いて、前記被測定信号と基準信号との間の位相角を算出するステップと、を有している位相角測定方法。」
　を、
「【請求項１】
　電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法であって、
該電力システムが、複数のステーションを備え、該複数のステーションのうちの１つが基準ステーションとして選定され、残りの他のステーションがサブステーションとされており、該方法は、
（ａ）基準ステーションにて、規則的な間隔置きに所定の時間系列での基準信号の位相φ０を求めることにより、基準信号の位相と標準時間軸との間の関係を求めるステップ
を有するとともに
（ｂ）通信を介して
前記
（ｃ）
前記各
（ｄ）
前記各
（ｅ）
前記各
【請求項２】
　請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及び（ｃ）が、前記基準信号及び非測定信号をろ波して整形するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項３】
　請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記標準時間軸が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）により生成される標準信号と、周波数増倍時間軸とを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項４】
　請求項１に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｃ）が、位相及び周波数増倍をロックするステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項５】
　請求項１に記載の位相角測定方法であって、更に、前記ステップ（ｅ）が、所定の予測モデルによって基準信号を予測し、また、予測信号と基準信号との差により前記予測モデルを調整するステップを有していることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項６】
　請求項５に記載の位相角測定方法であって、前記予測モデルが所定の二次方程式又は三次方程式であり、前記調整ステップは、比例−積分制御を用いることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項７】
　通信システムを含む電力システムの位相角を測定する位相角測定システムであって、
　基準ステーションにおける、
　演算装置と接続され、基準ステーションの標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続されて、基準信号の間のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　前記通信システムと接続され、規則的な間隔置きに所定の時間系列における基準信号の位相φ０を算出するための演算装置と、
　サブステーションにおける、
　演算装置と接続され、標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続され、被測定信号のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　所定時間における被測定信号の位相φｍを算出し、その位相φｍを記憶し、通信により送信された基準信号のφ０を受信し、そして、φｍ及びφ０によって、被測定信号と基準信号との間の位相角を算出するための前記演算装置と、を有しており、
　基準ステーションにおける演算装置が、通信システムを介して、サブステーションにおける演算装置と接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項８】
　請求項７に記載の位相角測定システムであって、前記ろ波・整形装置が、少なくとも帯域ろ波・整形回路を有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項９】
　請求項７に記載の位相角測定システムであって、前記標準時間軸装置が、標準クロック信号発生器と、周波数増倍手段とカウンターとを有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項１０】
　請求項９に記載の位相角測定システムであって、前記標準クロック信号発生器が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）の受信機を有し、また、前記周波数増倍手段が、結晶発信器を有することを特徴とする位相角測定システム。
【請求項１１】
　請求項７に記載の位相角測定システムであって、データマルチプレクサーが、通信システムと演算装置との間に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項１２】
　請求項７に記載の位相角測定システムであって、サブステーションにおける演算装置が、基準信号を予測するために、予測モデルおよび調整モデルを有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項１３】
　電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法であって、
（ａ）基準ステーションにおいて、所定の位相系列での時間ｔ０を求めることにより、基準信号の位相と標準時間軸との間の関係を求めるステップと、
（ｂ）通信により、前記時間ｔ０を各サブステーションへ送信するステップと、
（ｃ）サブステーションにおいて、基準信号と同一の被測定信号の所定位相における時間ｔｍを求めることにより、被測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求め、前記ｔｍを記憶するステップと、
（ｄ）サブステーションにおいて、基準信号の時間ｔ０を受信するステップと、
（ｅ）サブステーションにおいて、受信されたｔ０及び記憶されたｔｍに従って、前記基準信号と被測定信号との間の位相差αを算出するステップとを有していることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１４】
　請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｂ）が、更に、前記基準信号及び被測定信号をろ波して整形するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１５】
　請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記標準時間軸が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）により生成された標準信号と、周波数増倍時間軸とを有していることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１６】
　請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ａ）及びステップ（ｃ）が、更に、位相及び周波数増倍をロックするステップを有していることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１７】
　請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記ステップ（ｅ）が、更に、所定の予測モデルによって基準信号を予測し、予測信号と基準信号との差により前記予測モデルを調整するステップを含んでいることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１８】
　請求項１３に記載の位相角測定方法であって、前記予測モデルが、所定の二次方程式又は三次方程式であり、前記調整ステップは、比例−積分制御を用いることを特徴とする位相角測定方法。
【請求項１９】
　通信システムを含む電力システムにおける位相角を測定する位相角測定システムであって、
　基準ステーションにおける、
　演算装置と接続されて、前記基準ステーションの標準時間軸信号を生成する標準時間軸装置と、
　基準信号の所定の位相系列での時間ｔ０を算出するための、前記通信システムと接続され、基準信号の間のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　サブステーションにおける、
　演算装置と接続され、標準時間軸信号を生成するための標準時間軸装置と、
　前記演算装置と接続され、被測定信号のランダム外乱を除去するための少なくとも一つのろ波・整形装置と、
　所定の位相における被測定信号ｔｍの時間を算出し、値ｔｍを記憶し、通信により送られた基準信号のｔ０を受信し、そして、ｔｍ及びｔ０によって、被測定信号と基準信号との間の位相角を算出する演算装置と、を有しており、
　基準ステーションにおける演算装置は、通信システムを介して、サブステーションにおける演算装置に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２０】
　請求項１９記載の位相角測定システムであって、前記ろ波・整形装置が、少なくとも帯域ろ波・整形回路を有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２１】
　請求項１９に記載の位相角測定システムであって、前記標準時間軸装置が、標準クロック信号発生器と、周波数増倍手段と、カウンターとを有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２２】
　請求項２１に記載の位相角測定システムであって、前記標準クロック信号発生器が、グローバル測位システム（ＧＰＳ）の受信機を有し、また、前記周波数増倍手段が、結晶発生器を有することを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２３】
　請求項１９に記載の位相角測定システムであって、データマルチプレクサーが、通信システムと演算装置との間に接続されていることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２４】
　請求項１９に記載の位相角測定システムであって、サブステーションにおける演算装置が、基準信号を予測するために、予測モデルおよび調整モデルを有していることを特徴とする位相角測定システム。
【請求項２５】
　電力システムにおいて、基準ステーションにおける電気信号と遠隔のステーションにおける電気信号との間の位相角を測定する位相角測定方法であって、
　前記基準ステーションにおける正弦波量を有する基準信号を取得するステップと、
　第１の方形波信号を生成するために、前記正弦波の基準信号を周波数増倍するステップと、
　標準時間軸を参考にしつつ、前記第１の方形波信号の立上がり時間を求めるステップと、
　前記遠隔のステーションにおいて、正弦波量を有する被測定信号を取得するステップと、
　第２の方形波信号を生成するために、前記正弦波の被測定信号を周波数増倍するステップと、
　前記標準時間軸を参考にしつつ、前記第２の方形波信号の立上がり時間を求めるステップと、
　前記第１の方形波信号の立上がり時間を前記遠隔のステーションへ送信するステップと、
　送信された前記第１の方形波信号の立上がり時間および求められた前記第２の方形波信号の立上がり時間を用いて、前記被測定信号と基準信号との間の位相角を算出するステップと、を有している位相角測定方法。」
　と補正する内容を含むものである。
　なお、アンダーラインは、補正個所を示すために付したものである。
　
（２）補正の目的の適合性
　上記補正は、補正前の請求項１に記載した発明を特定するために必要な事項である「基準ステーション及びサブステーション」について「複数のステーションのうちの１つが基準ステーションとして選定され、残りの他のステーションがサブステーションとされており」との限定を付加したものと認められる。
　したがって、上記手続補正は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものと認められ、平成１５年改正前特許法第１７条の２第４項第２号の規定に該当するものである。
　そうすると、「特許請求の範囲」全体についての減縮があったことになるから、「特許請求の範囲に記載されている事項により特定される発明」について独立特許要件の判断が必要となるものである（＊注）。
　そこで、補正後の特許請求の範囲の請求項１３に記載された事項により特定される発明について、それが、特許出願の際独立して特許を受けることができるものであるか否かについて検討する。 
　
（＊注）知財高裁判決（平成１８年２月１６日言渡：平成１７年（行ケ）第１０２６６号）は、以下のように判示している。 
 　＜＜改正前（当審注：「平成６年改正前」）特許法１７条の２第３項は，「前項において準用する前条第２項に規定するもののほか，第１項第４号及び第５号に掲げる場合において特許請求の範囲についてする補正は，次に掲げる事項を目的とするものに限る。」と規定した上，その２号において，「特許請求の範囲の減縮（前号に規定する一の請求項に記載された発明（‥‥‥以下この号において「補正前発明」という。）と産業上の利用分野及び解決しようとする課題が同一である発明の構成に欠くことができない事項の範囲内において，その補正前発明の構成に欠くことができない事項の全部又は一部を限定するものに限る。）」と規定している。そして，同条４項は，「第１２６条第３項の規定は，前項の場合に準用する。この場合において，同条３項中『第１項ただし書第１号』とあるのは，『第１７条の２第３項第２号』と読み替えるものとする。」と規定し，改正前（当審注：「平成６年改正前」）特許法１２６条３項は，「第１項ただし書第１号の場合は，訂正後における特許請求の範囲に記載されている事項により構成される発明が特許出願の際独立して特許を受けることができるものでなければならない。」
 と規定している。  
 　上記によれば，改正前（当審注：「平成６年改正前」）特許法１７条の２第３項２号において問題とされているのは，「特許請求の範囲」全体について減縮があったか否かであって，「特許請求の範囲」全体に減縮があれば，同条４項により，「特許請求の範囲に記載されている事項により構成される発明」について独立特許要件の判断が必要となるものと解するのが相当である。独立特許要件の判断の要否を「特許請求の範囲」に含まれる個々の請求項ごとに考えるべきである旨の原告の主張は，採用できない（原告の指摘する同条３項２号括弧書きの規定は，補正が許される場合を，「特許請求の範囲の減縮」のうち一定の場合に限定することを規定したにすぎず，原告の上記主張を裏付けるものではない。）。＞＞   
　
（３）独立特許要件
　本件補正後の請求項１３に記載された発明（以下、「本願補正発明」という。）が、特許出願の際独立して特許を受けることができるものであるか（特許法第１７条の２第５項において準用する同法第１２６条第５項の規定に適合するか）について、以下検討する。
　
（３−１）引用刊行物 
（３−１−１）刊行物１
　原査定の拒絶の理由に引用された本願の優先権主張の日前に頒布された刊行物であるG.Missout,J.Beland,G.Bedard，DYNAMIC MEASUREMENT OF THE ABSOLUTE VOLTAGE ANGLE ON LONG TRANSMISSION LINES（長距離伝送線路に関する絶対電圧角の動的測定），IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems,Vol.PAS-100,No.11，November 1981，pp.4428-4434 （以下、「刊行物１」という。）には、図面とともに、次の事項が記載されている。
１ａ．「2.  
MEASUREMENT METHOD
At each measurement point, a clock synchronized by satellite allows the generation of a train of pulses at 30 pulses per second (pps) which are synchronous at all points.  It is  thus possible to measure the delay between the 30-pps signal and  the　leading edge of the next crossover point of the 60-Hz voltage (Fig.1).　
Thus we obtain
φμs =  T3　＝ T2  −T1  + Δ                         (1)
・・・
 where ψμ is the bus voltage phase delay expressed in microseconds and ΔT  represents the clock synchronization error.
In the present case, ΔT is less than ±10 μs, which represents an error of less than ±0.5° at  60 Hz.
φ°= T3  ×　360／Ｐ                 degrees         
  P is the actual period of the 60-Hz power frequency while T2 and T1 are the local phase delay.   It is thus possible to calculate the local (or absolute) voltage phase angle in a 60.00-Hz reference frame, followed by the voltage angle between the two points T2 and T1.」（４４２８ページ左欄〜右欄）
（２．
測定方法
各測定点において、衛星によって同期が取られたクロックにより、全ての測定点で同期している毎秒３０パルス（３０ｐｐｓ）のパルス列が生成される。これにより、６０ヘルツの電圧（図１）の次のクロスオーバー点の立ち上がり縁と３０ｐｐｓの信号との間の遅延を測定することが可能となる。このようにして、以下の式を得る。
φμs =  T3　=  T2  −T1  + Δ                         (1)
・・・
ここで、φμはマイクロ秒の単位で表されるバス電圧の位相遅延であり、ΔＴ（当審注；式（１）右辺中のΔがΔＴを意味するものと解される。）はクロックの同期誤差を表している。
この場合には、ΔＴは±10 マイクロ秒（μs）より小さい値であるが、これは、６０ヘルツで±0.5°より小さい誤差を表すものである。
  φ°= T3  ×　360／Ｐ         度
Ｐは、６０ヘルツの電力周波数の実周期であり、一方、Ｔ２及びＴ１は局所的な位相遅延である。このようにして、６０．００ヘルツの参照フレームにおける局所的な（又は絶対的な）電圧位相角を計算することができるが、これにより、２点Ｔ２及びＴ１間の電圧角が求められる。）
１ｂ．「3.  
 DEVELOPMENT
・・・　Phase measurement points are located at Boucherville (1), Arnaud (2) and LG2 (3) substations with a possible fourth at Micoua. A measurement-transmission system is installed at points (1), (2) and (3) (see Fig. 3).  Each unit measures the local phase delay, Ti ( i = 1,2,3, )(Fig.1),codes the information and sends it to the data acquisition system (DAS) at a central location (Fig. 4). The DAS collects the data and, upon a phase or frequency deviation, records the information from the three points on floppy disks. The software is designed to record the data corresponding to the duration of the event, including one second prior to the event and one second after. The DAS allows adjustment of the threshold which will trigger a recording,  display the different in angle between the　measurement points, and　give an analog output allowing continuous recording of an angle on paper. Subsequent treatment　on the processing unit, which comprises a 9821 HP calculator (Fig. 5), makes it possible to trace the local　phase angle and　frequency curves at each point, as well as the phase difference between any two points.」（４４２８ページ右欄〜４４２９ページ左欄）
（３．
開発
・・・位相測定点は、Boucherville (1)、 Arnaud (2) 、LG2 (3)の３つのサブステーションにあり、また、Micouaを第４の測定点とすることも可能である。測定伝送システムは、測定点（１）、（２）、（３）に設置されている。各ユニットは、局所的な位相遅延 Ti ( i = 1,2,3, )を測定し、その情報をコード化して、中央に配置された（図４）データ収集システム（ＤＡＳ）に送る。データ収集システム（ＤＡＳ）は、データを収集し、位相又は周波数の偏差に基づいて、３測定点の情報をフロッピーディスクに記録する。そのためのソフトウエアは、当該事象の前後１秒を含む当該事象の持続期間に関するデータを記録するように設計されている。データ収集システム（ＤＡＳ）により、記録動作を起動するための閾値を調節したり、各測定点間の角度差の表示を行ったり、記録紙上に角度を連続的に記録させるためのアナログ出力を与えたりすることができる。９８２１ＨＰ計算機（図５）を含む演算処理装置の引き続く処理により、各測定点における局所的な位相角及び周波数曲線を記録することが可能となり、また、任意の２測定点間の位相差を記録することも、同様に可能となる。）
　
（３−１−２）刊行物２
　原査定の拒絶の理由に引用された本願の優先権主張の日前に頒布された刊行物である特公昭４６−３３３０５号公報（以下、「刊行物２」という。）には、図面とともに、次の事項が記載されている。
２ａ．「一般に各発電所の建設による供給電力の増加、或いは負荷容量の増加、更には他電力会社との連けい電力の増加等により送電線裕度と故障時の高速度検出が問題となってきた。この発明は送電線の送電端と受電端間の位相角を高精度で測定することにより、送電線の経済的運用、送電系統の安定度保持及び停電事故の防止、停電の局地化等を行なう位相測定方式に関するものである。」（１頁左欄［１欄］１９行〜２６行）
２ｂ．「この発明はこのような従来の欠点を解消すると共に極めて簡単な方式でその目的を実現するものである。即ち、伝播時間ｔｏの常時測定は困難であり、且つ高精度が得難いので、伝播時間ｔｏそのものは求めず、送電線電圧の正方向零交叉時点の信号を相互に相手端に伝送し、その受信時点より自局の正方向零交叉時点までの時間を電源周波数に同期したｎ倍の周波数で計数し、これを相手端にデジタル符号として伝送し、位相角は受信した相手端の計数値と自局端の計数値より演算するようにしたものである。以下この発明の実施例を第３図について説明する。
　第３図はこの発明の方式における動作説明図で、まずＡ局は系統電圧ＶＡの正方向零交叉時点を表示するパルス信号ＰＡをＢ局に伝送する。Ｂ局はＡ局からのパルス信号ＰＡを受信し、この受信信号を起動信号として自局の系統電圧ＶＢの正方向零交叉時点までの時間Ｔｂを計測し、これをデジタル量としてＡ局に伝送する。一方Ａ局では同様にして伝送されたＢ局からの系統電圧ＶＢの正方向零交叉時点表示パルス信号ＰＢを受信し、自局の系統電圧ＶＡの正方向零交叉時点までの時間Ｔａを計測する。こうして求められた時間Ｔａ、ＴｂとによりＡ局は演算を行ない、これら二つの系統電圧の位相角（当審注；「Ｔφ」）を求める。その演算方法は第３図からも明らかなように
　　　Ｔａ＝Ｋ−Ｔφ−αｔｏ
　　　Ｔｂ＝Ｔφ−ｔｏ　　　　｝であるから
この両式からＴφ＝{α／（１＋α）}{Ｔｂ＋（Ｋ−Ｔａ）／α｝
・・・・・・（２）として求められる。　　　　　　　　　
なおＡ局よりＢ局への伝播時間とＢ局よりＡ局への伝播時間とは伝送路の特性の相違により僅かな差が予想されるため、各々をｔｏ及びαｔｏとして表わしたが、このαはα＝１としても誤差は数％以内である。従って上式（２）は次式に置換えられる。
　　　Ｔφ　　　　＝（１／２）（Ｔｂ＋Ｋ−Ｔａ）・・（３）
　　　　（α＝１）　　　
　　　　　　　　　　（但しＫは１／ｆ秒或は３６０°）」（１頁右欄［２欄］２１行〜３ページ左欄［３欄］２２行）
　なお、上記（２）式及び（３）式は、同等の内容を表す別表記で置き換えた。
　
（３−２）対比・判断
　刊行物１には、（３−１−１）の「１ａ．」及び「１ｂ．」の記載から次の発明（以下、「刊行物１記載の発明」という。）が記載されているものと認められる。
「測定点が設けられた複数のサブステーションにおいて、衛星により同期が取られたクロックのパルス列と、６０ヘルツの電圧のクロスオーバー点の立ち上がり縁の時点との間の局所的な位相遅延を測定し、測定された位相遅延データをデータ収集システム（ＤＡＳ）に送り、データ収集システム（ＤＡＳ）において、各測定点の位相遅延データを収集・記録し、任意の測定点間の位相差を求める、長距離送電線路の電圧角測定方法。」
　
　そこで、本願補正発明（前者）と上記刊行物１記載の発明（後者）とを対比する。
・後者の「長距離送電線路の電圧角測定方法」は、前者の「電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法」に相当する。
・後者の「衛星により同期が取られたクロックのパルス列」は、各測定点において位相差を測定するための共通のクロックとして使用されるものであるから、前者の「標準時間軸」に相当する。
・後者の「測定点が設けられた複数のサブステーションにおいて、衛星により同期が取られたクロックのパルス列と、６０ヘルツの電圧のクロスオーバー点の立ち上がり縁の時点との間の局所的な位相遅延を測定する」ことと、前者の「基準ステーションにおいて、所定の位相系列での時間ｔ０を求めることにより、基準信号の位相と標準時間軸との間の関係を求める」こと、及び「サブステーションにおいて、基準信号と同一の被測定信号の所定位相における時間ｔｍを求めることにより、被測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求める」こととは、上記相当関係も勘案すれば、ともに「各ステーションにおいて、測定信号の所定位相における時間を求めることにより、測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求める」点で共通する。
・後者の「測定された位相遅延データをデータ収集システム（ＤＡＳ）に送り、データ収集システム（ＤＡＳ）において、各測定点の位相遅延データを収集・記録し、任意の測定点間の位相差を求める」ことと、前者の「サブステーションにおいて、基準信号と同一の被測定信号の所定位相における時間ｔｍを記憶するステップと、サブステーションにおいて、基準信号の時間ｔ０を受信するステップと、サブステーションにおいて、受信されたｔ０及び記憶されたｔｍに従って、前記基準信号と被測定信号との間の位相差αを算出するステップとを有している」こととは、上記相当関係も勘案すれば、ともに「各ステーションにおいて求められた測定信号の所定位相における時間を記憶し、各ステーションの測定信号間の位相差を算出する」点で共通する。
　したがって、両者は、
「電力システムにおける位相角を測定する位相角測定方法であって、各ステーションにおいて、測定信号の所定位相における時間を求めることにより、測定信号の位相と標準時間軸との間の関係を求め、各ステーションにおいて求められた測定信号の所定位相における時間を記憶し、各ステーションの測定信号間の位相差を算出することを特徴とする位相角測定方法。」
　の点の構成で一致し、以下の点で相違する。
［相違点］
　前者が、基準ステーションの所定の位相系列での時間ｔ０を各サブステーションに送信し、各サブステーションにおいて、この時間ｔ０と基準信号と同一の被測定信号の所定位相における時間ｔｍから位相差αを算出しているのに対し、後者は、各サブステーションにおいて測定された位相遅延データをデータ収集システム（ＤＡＳ）に送り、データ収集システム（ＤＡＳ）において、任意の測定点間の位相差を求めるようにしている点。
　
　上記相違点について検討する。
　刊行物２には、送電線電圧の送電端と受電端の双方の局で位相角を求めるために、一方の局から他方の局へ、零交差信号時点を表すパルス信号と、見かけの位相差信号（他局から届いた零交差信号時点を表すパルス信号と自局の零交差信号時点を表すパルス信号との時間差）を送り、それらの情報を用いて他方の局で両局間の実際の位相角を算出することが示されており、各測定点からのデータを収集して各測定点間の位相角を求めるための処理装置を別途設けずに、ある測定点において他の測定点から送付された位相データに基づき両測定点間の位相角を求めることが示唆されているものと認められる。
　また、複数の情報処理装置で構成されるシステムや複数の測定装置から構成されるシステムにおいて、システムを構成する装置の１つをマスタ、他をスレーブとして、マスタを基準としてスレーブにおける制御や測定を行うことは、従来周知（例えば、特開昭５１−４８２３２号公報、特開平５−７２１２号公報参照。）である。
　そうすると、基準ステーションとサブステーションを設け、基準ステーションから送付された位相データに基づき、各サブステーションにおいて基準ステーション及びサブステーションの両測定点間の位相角を求めることは、刊行物２の記載事項及び上記周知事項を刊行物１記載の発明に適用することにより、当業者が格別の推考力を要することなくなし得る程度のことと認められる。
　そして、本願補正発明による効果も、刊行物１及び２の記載並びに周知事項から当業者が予測しうる範囲内のものにすぎない。
  したがって、本願補正発明は、刊行物１及び２記載の発明並びに周知事項に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであり、特許法第２９条第２項の規定により特許出願の際独立して特許を受けることができないものである。
　
（４）むすび
　以上のとおり、本件手続補正は、特許法第１７条の２第５項において準用する同法第１２６条第５項の規定に違反するものであるから、特許法第１５９条第１項において読み替えて準用する同法第５３条第１項の規定により却下すべきものである。
　
３．本願発明について
　平成１６年４月３０日付けの手続補正は、上記のとおり却下されたので、本願の請求項１乃至２５に係る発明は、平成１５年５月６日付け手続補正書により補正された明細書及び図面の記載からみて、その特許請求の範囲の請求項１乃至２５に記載されたとおりのものと認められるところ、その請求項１３に係る発明は、「２．（１）」の補正前の特許請求の範囲の請求項１３に記載されたとおりのものである。
　
４．引用刊行物
　原査定の拒絶の理由に引用された引用刊行物及びその記載事項は、前記「２．（３−１）」に記載したとおりのものである。
　
５．対比・判断
　本願の請求項１３に係る発明は、前記「２．」で検討した本願補正発明と同一の発明である。
　そうすると、本願の請求項１３に係る発明と同一の発明である本願補正発明が、前記「２．（３−２）」に記載したとおり、刊行物１及び２記載の発明並びに周知事項に基づいて当業者が容易に発明をすることができたものであるから、請求項１３に係る発明も、同様の理由により、当業者が容易に発明をすることができたものである。
　
６．むすび
　以上のとおりであるから、本願の請求項１３に係る発明は、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができない。
　そして、本願の請求項１３に係る発明が特許を受けることができないものであるから、その余の請求項に係る発明について検討するまでもなく、本願は拒絶すべきものである。
　よって、結論のとおり審決する。