JPH0474930B2 - - Google Patents
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- JPH0474930B2 JPH0474930B2 JP57032357A JP3235782A JPH0474930B2 JP H0474930 B2 JPH0474930 B2 JP H0474930B2 JP 57032357 A JP57032357 A JP 57032357A JP 3235782 A JP3235782 A JP 3235782A JP H0474930 B2 JPH0474930 B2 JP H0474930B2
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- JP
- Japan
- Prior art keywords
- load
- power
- predicted
- electric power
- deviation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
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- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】
本発明は電力系統で電力消費と発電のバランス
を実時間で制御する経済負荷配分制御（EDC：
Economical Load Dispatching Control）方法
に関するものである。
を実時間で制御する経済負荷配分制御（EDC：
Economical Load Dispatching Control）方法
に関するものである。
従来より電力系統の電力消費と発電のバランス
を実時間で制御する場合に経済負荷配分方法が広
く用いられている。この経済負荷配分制御方法
は、負荷変動のうちで比較的ゆるやかな負荷変動
に対応するもので、過去の負荷実績からその日の
負荷変動パターンを予測し、予測された負荷変動
パターンにより現在から数分後の次の周期の負荷
を予測し、その予測結果に基づき各発電機に対す
る配分電力を等増分燃料費の方則、協調方程式を
用いて計算し、この配分電力が発生する様に負荷
発生器について制御指令値を発して各発電機の燃
料費総計を最小となる様に制御するものである。
を実時間で制御する場合に経済負荷配分方法が広
く用いられている。この経済負荷配分制御方法
は、負荷変動のうちで比較的ゆるやかな負荷変動
に対応するもので、過去の負荷実績からその日の
負荷変動パターンを予測し、予測された負荷変動
パターンにより現在から数分後の次の周期の負荷
を予測し、その予測結果に基づき各発電機に対す
る配分電力を等増分燃料費の方則、協調方程式を
用いて計算し、この配分電力が発生する様に負荷
発生器について制御指令値を発して各発電機の燃
料費総計を最小となる様に制御するものである。
以上の経済負荷配分制御方法は一般に周波数制
御（LFC：Load Frequency Control）方法と組
み合される。この周波数制御方法は、数秒から数
十秒までの比較的早い負荷変化に対応するもの
で、電力系統の周波数偏差Δfと、他の電力系統
との連系線電力の基準値PTからのずれΔpTを計算
し、これを次の第(1)式に代入して地域要求電力
（AR：Area Requirement）を計算し、その比例
分、積分分を計算して各発電機に配分するもので
ある。
御（LFC：Load Frequency Control）方法と組
み合される。この周波数制御方法は、数秒から数
十秒までの比較的早い負荷変化に対応するもの
で、電力系統の周波数偏差Δfと、他の電力系統
との連系線電力の基準値PTからのずれΔpTを計算
し、これを次の第(1)式に代入して地域要求電力
（AR：Area Requirement）を計算し、その比例
分、積分分を計算して各発電機に配分するもので
ある。
AR＝KΔf＋ΔPT
＝Ｋ（ｆ−f0）＋PT−PT0 ……第(1)式
なお上記第(1)式において、Ｋは系統定数、ｆは
測定周波数、f0は基準周波数、PTは測定連系線電
力、PT0は連系線基準電力である。
測定周波数、f0は基準周波数、PTは測定連系線電
力、PT0は連系線基準電力である。
以上の様に、経済負荷配分制御方法に周波数制
御方法が組み合されて電力系統の電力消費と発電
とのバランスが実時間にて制御がなされていた
が、従来の経済負荷配分制御方法では数分という
長い一定周期で配分電力の計算及び制御指令値の
発生が行なわれている。このEDCの計算周期は、
その周期の間に発電機の出力を目標値にできるだ
け近づけるとともに、各発電機間の出力配分値を
修正するのに適当な期間が望ましく、実際には、
負荷変動の周期と負荷予測の精度範囲、さらには
実運用の制約などから決定される最適値に設定さ
れている。
御方法が組み合されて電力系統の電力消費と発電
とのバランスが実時間にて制御がなされていた
が、従来の経済負荷配分制御方法では数分という
長い一定周期で配分電力の計算及び制御指令値の
発生が行なわれている。このEDCの計算周期は、
その周期の間に発電機の出力を目標値にできるだ
け近づけるとともに、各発電機間の出力配分値を
修正するのに適当な期間が望ましく、実際には、
負荷変動の周期と負荷予測の精度範囲、さらには
実運用の制約などから決定される最適値に設定さ
れている。
実運用の制約では特に、LFCとの協調が重要
である。EDCは長周期でその電力調整範囲は大
きい。これに比べLFCは短周期（数秒〜数十秒）
で制御され電力調整範囲は小さい。この両者の協
調によつて安定かつ経済的な制御が実現できるわ
けで、EDCの周期はあまり早過ぎても遅過ぎて
もよくない。電力各社における現状は、EDCの
計算周期を概ね３分から５分とし、LECとの協
調などから一定周期としている。一方調整すべき
総需要電力の変動周波数成分が固定的に決定され
ているので、電力総需要が急変する場合、たとえ
ば朝の立ち上り時あるいは昼休みの落ち込み時に
は、これに対して十分な対応をとることができ
ず、電力系統周波数や連系線電力が乱れるという
現象が発生するという問題があつた。すなわち、
第１図には１日における電力総需要の変化が示さ
れ（第１図において横軸は時間を、縦軸は電力総
需要を示している）、その変化の様子は温度、曜
日、天候などにより影響を受けるが概して朝の立
ち上り時、昼休みの落ち込み時には相当に急しゆ
んな変動があることが理解される。そして第２図
には時刻の経過と共に実負荷の変化の様子と発電
電力の変化の様子が示されており、（同図におい
て横軸は時刻の変化を示し、縦軸は電力を示し、
実負荷は１００にて、経済負荷配分制御方法によ
る制御指令値は１０２にて、制御指令値１０２に
基づく発電電力が１０４にて、周波数制御方法で
調整すべき電力偏差が１０６にて各々示されてい
る。経済負荷配分制御方法で先行予測制御が行な
われるので、同図から理解される様に経済配分制
御の制御指令値１０２に基づく発電電力１０４が
実負荷１００の変化を上回り、それを周波数制御
が下げる様に作用する。このとき発電量１０４と
実負荷１００の差である電力偏差１０６は周波数
制御で調整すべきものとなるが、実際には電力偏
差１０６が大きくなる現象がたびたび生ずるので
周波数制御による完全な調整が困難であり、その
結果電力系統の周波数偏差、連系線電力偏差が増
大するという問題が生ずる。
である。EDCは長周期でその電力調整範囲は大
きい。これに比べLFCは短周期（数秒〜数十秒）
で制御され電力調整範囲は小さい。この両者の協
調によつて安定かつ経済的な制御が実現できるわ
けで、EDCの周期はあまり早過ぎても遅過ぎて
もよくない。電力各社における現状は、EDCの
計算周期を概ね３分から５分とし、LECとの協
調などから一定周期としている。一方調整すべき
総需要電力の変動周波数成分が固定的に決定され
ているので、電力総需要が急変する場合、たとえ
ば朝の立ち上り時あるいは昼休みの落ち込み時に
は、これに対して十分な対応をとることができ
ず、電力系統周波数や連系線電力が乱れるという
現象が発生するという問題があつた。すなわち、
第１図には１日における電力総需要の変化が示さ
れ（第１図において横軸は時間を、縦軸は電力総
需要を示している）、その変化の様子は温度、曜
日、天候などにより影響を受けるが概して朝の立
ち上り時、昼休みの落ち込み時には相当に急しゆ
んな変動があることが理解される。そして第２図
には時刻の経過と共に実負荷の変化の様子と発電
電力の変化の様子が示されており、（同図におい
て横軸は時刻の変化を示し、縦軸は電力を示し、
実負荷は１００にて、経済負荷配分制御方法によ
る制御指令値は１０２にて、制御指令値１０２に
基づく発電電力が１０４にて、周波数制御方法で
調整すべき電力偏差が１０６にて各々示されてい
る。経済負荷配分制御方法で先行予測制御が行な
われるので、同図から理解される様に経済配分制
御の制御指令値１０２に基づく発電電力１０４が
実負荷１００の変化を上回り、それを周波数制御
が下げる様に作用する。このとき発電量１０４と
実負荷１００の差である電力偏差１０６は周波数
制御で調整すべきものとなるが、実際には電力偏
差１０６が大きくなる現象がたびたび生ずるので
周波数制御による完全な調整が困難であり、その
結果電力系統の周波数偏差、連系線電力偏差が増
大するという問題が生ずる。
特に予測された総需要の立ち上りと実際の総需
要の立ち上りがずれた場合には、周波数偏差、連
系線電力偏差が大きく乱れることになる。この様
子が第３図に示され、同図において１０８は当初
予測された総需要を示し、偏差１０６が極めて大
きくなることが理解される。
要の立ち上りがずれた場合には、周波数偏差、連
系線電力偏差が大きく乱れることになる。この様
子が第３図に示され、同図において１０８は当初
予測された総需要を示し、偏差１０６が極めて大
きくなることが理解される。
本発明は上記従来の課題に鑑みて為されたもの
であり、その目的は、電力の需給アンバランスを
防止することによつて系統の周波数偏差および連
系線電力偏差を減少させることにある。
であり、その目的は、電力の需給アンバランスを
防止することによつて系統の周波数偏差および連
系線電力偏差を減少させることにある。
上記目的を達成するために本発明は、負荷変動
の大きいときにEDCの計算周期を上記実運用上
の制約の範囲で短縮しようとするものである。
の大きいときにEDCの計算周期を上記実運用上
の制約の範囲で短縮しようとするものである。
すなわち、所定の周期毎に電力系統の電力負荷
を過去の実績から予測し、その予測電力負荷に基
づいて総燃料費が最小となるように各発電機の配
分電力を求めて現時点の制御指令を決定する電力
の経済負荷配分制御方法において、前記予測電力
負荷と現時点の実負荷との偏差が予め定められる
所定値を超えるときは次の予測と制御のタイミン
グとなる前記所定の周期を所定比で短縮するこ
と、さらに、当該予測電力負荷と実負荷から前記
所定比に応じ予測電力負荷の補正値を求め、この
補正値に基づいて現時点の配分電力を求めて制御
指令を出力とすることを特徴とする。
を過去の実績から予測し、その予測電力負荷に基
づいて総燃料費が最小となるように各発電機の配
分電力を求めて現時点の制御指令を決定する電力
の経済負荷配分制御方法において、前記予測電力
負荷と現時点の実負荷との偏差が予め定められる
所定値を超えるときは次の予測と制御のタイミン
グとなる前記所定の周期を所定比で短縮するこ
と、さらに、当該予測電力負荷と実負荷から前記
所定比に応じ予測電力負荷の補正値を求め、この
補正値に基づいて現時点の配分電力を求めて制御
指令を出力とすることを特徴とする。
以下図面に基づいて本発明に係わる経済負荷配
分制御方法の好適な実施例を説明する。
分制御方法の好適な実施例を説明する。
第４図にはこの発明が適用されるシステムが示
されている。
されている。
本実施例においても経済負荷配分制御方法と周
波数制御方法とが組み合されて制御が行なわれて
おり、このため本実施例システムには電子計算機
を中心として構成された経済負荷配分制御装置４
と周波数制御装置２とが設けられている。
波数制御方法とが組み合されて制御が行なわれて
おり、このため本実施例システムには電子計算機
を中心として構成された経済負荷配分制御装置４
と周波数制御装置２とが設けられている。
電力系統１で測定された電力総需要（送電時に
おける損失も含められる）＝総発電量ΣPは負荷予
測装置３に入力され、過去のパターンと照合され
て一定周期後の総電力需要量の予測に利用され
る。経済負荷配分装置４はこの予測負荷を各発電
所５−１，５−２……５−Ｎの燃料特性に応じて
それらの総燃料費が最小となる様にベース出力と
して各発電所５に対して制御指令値１０２を出力
することができる。
おける損失も含められる）＝総発電量ΣPは負荷予
測装置３に入力され、過去のパターンと照合され
て一定周期後の総電力需要量の予測に利用され
る。経済負荷配分装置４はこの予測負荷を各発電
所５−１，５−２……５−Ｎの燃料特性に応じて
それらの総燃料費が最小となる様にベース出力と
して各発電所５に対して制御指令値１０２を出力
することができる。
一方電力系統１において計測された周波数ｆお
よび連系線電力PTは周波数制御装置２に供給さ
れており、AR計算回路６に入力される。この
AR計算回路６は地域要求負荷ARを計算し、比
例回路７、積分回路８、分配回路９を経て各発電
所５に対しその制御指令値１１０が発生される。
よび連系線電力PTは周波数制御装置２に供給さ
れており、AR計算回路６に入力される。この
AR計算回路６は地域要求負荷ARを計算し、比
例回路７、積分回路８、分配回路９を経て各発電
所５に対しその制御指令値１１０が発生される。
以上の様にして経済負荷配分制御装置から出力
された制御指令値１０２と周波数制御装置２から
出力された制御指令値１１０は加算器１０−１，
１０−２……１０−Ｎで加算されて各発電所５に
伝達される。
された制御指令値１０２と周波数制御装置２から
出力された制御指令値１１０は加算器１０−１，
１０−２……１０−Ｎで加算されて各発電所５に
伝達される。
ここで前述した様に本発明は、各発電機に対す
る配分電力の計算および制御指令値発生の周期お
よび予測された電力負荷が急激に変動するときに
短縮することを特徴とし、このため本実施例の経
済負荷配分制御装置４はその配分電力の計算およ
び制御指令値の発生の周期を第５図に示される様
に、予測された負荷１０８が急激に変動しないと
きには通常周期で上記計算および指令値１０２の
発生を行なうが、予測された電力負荷１０８が急
激に変動するときにはこの計算および指令値１０
２の発生周期が短縮する。
る配分電力の計算および制御指令値発生の周期お
よび予測された電力負荷が急激に変動するときに
短縮することを特徴とし、このため本実施例の経
済負荷配分制御装置４はその配分電力の計算およ
び制御指令値の発生の周期を第５図に示される様
に、予測された負荷１０８が急激に変動しないと
きには通常周期で上記計算および指令値１０２の
発生を行なうが、予測された電力負荷１０８が急
激に変動するときにはこの計算および指令値１０
２の発生周期が短縮する。
本実施例は以上の構成からなり、以下その作用
を説明する。
を説明する。
第６図および第７図は本実施例による総発電量
すなわち実負荷１００、予測電力負荷１０８、経
済負荷配分制御のみの制御指令値１０２による仮
想総発電量１０４の時間変化を示したもので、そ
れぞれ従来の第２図および第３図に対応する。時
刻ｔ−１における実負荷Ｐ（ｔ−１）（＝総発電量
ΣP）が系統から負荷予測装置３に入力され、負
荷予測装置３は過去の電力負荷の時間パターンか
ら経済負荷配分制御の周期△ｔ後の電力総需要、
即ち時刻ｔにおける予測電力負荷Ｐ(t)を求める。
この予測電力負荷Ｐ(t)は現在、すなわち予測時点
ｔ−１における実負荷Ｐ（ｔ−１）と比較される。
そして、αを所定の電力偏差値とするとき Ｐ(t)−Ｐ（ｔ−１）≦α ならば、経済負荷配分制御装置４はこのＰ(t)を受
けて、等増分燃料費の法則により発電のための総
燃料費を最小とする各発電機５の電力配分を決定
し、制御指令値１０２を出力する。なを、図にお
ける制御指令値１０２は各発電機の指令値１０２
−１〜１０２−Ｎの総和を示している。
すなわち実負荷１００、予測電力負荷１０８、経
済負荷配分制御のみの制御指令値１０２による仮
想総発電量１０４の時間変化を示したもので、そ
れぞれ従来の第２図および第３図に対応する。時
刻ｔ−１における実負荷Ｐ（ｔ−１）（＝総発電量
ΣP）が系統から負荷予測装置３に入力され、負
荷予測装置３は過去の電力負荷の時間パターンか
ら経済負荷配分制御の周期△ｔ後の電力総需要、
即ち時刻ｔにおける予測電力負荷Ｐ(t)を求める。
この予測電力負荷Ｐ(t)は現在、すなわち予測時点
ｔ−１における実負荷Ｐ（ｔ−１）と比較される。
そして、αを所定の電力偏差値とするとき Ｐ(t)−Ｐ（ｔ−１）≦α ならば、経済負荷配分制御装置４はこのＰ(t)を受
けて、等増分燃料費の法則により発電のための総
燃料費を最小とする各発電機５の電力配分を決定
し、制御指令値１０２を出力する。なを、図にお
ける制御指令値１０２は各発電機の指令値１０２
−１〜１０２−Ｎの総和を示している。
一方、
Ｐ(t)−Ｐ（ｔ−１）＞α
ならば、負荷予測装置３は経済負荷配分制御の周
期（予測計算および制御指令値１０２の発生周
期）△ｔを△ｔ／２に変更し、時刻ｔ−１＋△
ｔ／２における予測電力負荷を Ｐ（ｔ−１＋△ｔ／２）＝Ｐ(t)＋Ｐ（ｔ−１）／２ と求めて経済負荷配分制御装置４に出力し、装置
４は上述したと同様の方法で制御指令値を決定し
て、各発電機を制御する。
期（予測計算および制御指令値１０２の発生周
期）△ｔを△ｔ／２に変更し、時刻ｔ−１＋△
ｔ／２における予測電力負荷を Ｐ（ｔ−１＋△ｔ／２）＝Ｐ(t)＋Ｐ（ｔ−１）／２ と求めて経済負荷配分制御装置４に出力し、装置
４は上述したと同様の方法で制御指令値を決定し
て、各発電機を制御する。
もちろん、再度、該短縮された周期での予測電
力負荷と実負荷の偏差を求め、その偏差が所定値
αより大きいときは更に、周期を△ｔ／４として
再計算することも可能である。
力負荷と実負荷の偏差を求め、その偏差が所定値
αより大きいときは更に、周期を△ｔ／４として
再計算することも可能である。
この様に本発明では予測された電力負荷が急激
に変動するときには前記計算および制御指令値１
０２の発生の周期が短縮化されるので、偏差１０
６が従来の第２図、第３図の場合と比較して第６
図、第７図に示される様に減少する。
に変動するときには前記計算および制御指令値１
０２の発生の周期が短縮化されるので、偏差１０
６が従来の第２図、第３図の場合と比較して第６
図、第７図に示される様に減少する。
とくに第３図のように、過去の実績に基づく負
荷変動パターンによる予測値１０８と実負荷１０
４のずれが大きく、時刻ｔにおいて予測ずれの修
正が必要になるような場合には、第７図のように
偏差１０６の減少が顕著になる。これは周期が短
縮化されたことに加えて、予測時刻ｔ−１から△
ｔ／２後における予測負荷１０６は Ｐ（ｔ−１＋△ｔ／２） ＝｛Ｐ(t)＋Ｐ（ｔ−１）｝／２ となり、実負荷Ｐ（ｔ−１）が同時刻における予
測値１０８より上方にずれているほど大きい値と
なるためである。
荷変動パターンによる予測値１０８と実負荷１０
４のずれが大きく、時刻ｔにおいて予測ずれの修
正が必要になるような場合には、第７図のように
偏差１０６の減少が顕著になる。これは周期が短
縮化されたことに加えて、予測時刻ｔ−１から△
ｔ／２後における予測負荷１０６は Ｐ（ｔ−１＋△ｔ／２） ＝｛Ｐ(t)＋Ｐ（ｔ−１）｝／２ となり、実負荷Ｐ（ｔ−１）が同時刻における予
測値１０８より上方にずれているほど大きい値と
なるためである。
この様に本発明によれば、予測負荷の急変時に
は経済負荷配分制御による発電量と実負荷との差
（前記実施例では１０６にて示される）が配分電
力の計算および制御指令値発生の周期の短縮化に
より減少するので、電力系統の周波数偏差や連系
線電力偏差を減少することができ、従つて良好な
電力の需要バランスを保つことができる。このと
き経済負荷配分制御による発電量と実負荷との差
が減少するので、周波数制御により電力系統の周
波数偏差、連系線電力偏差の減少が上記実施例で
は図られる。
は経済負荷配分制御による発電量と実負荷との差
（前記実施例では１０６にて示される）が配分電
力の計算および制御指令値発生の周期の短縮化に
より減少するので、電力系統の周波数偏差や連系
線電力偏差を減少することができ、従つて良好な
電力の需要バランスを保つことができる。このと
き経済負荷配分制御による発電量と実負荷との差
が減少するので、周波数制御により電力系統の周
波数偏差、連系線電力偏差の減少が上記実施例で
は図られる。
第１図は１日の電力総需要の変化を説明するグ
ラフ図、第２図および第３図は従来における電力
の儒給バランスの特性図、第４図は本発明方法が
適用されるシステムの構成図、第５図は本発明に
おける予測負荷と計算および周期出力との関係を
示すグラフ図、第６図および第７図は第４図実施
例における電力の需給バランス特性図である。 １……電力ゲート、２……周波数制御装置、３
……負荷予測装置、４……経済負荷配分制御装
置、５……発電所、１００……実負荷、１０２…
…制御指令値。
ラフ図、第２図および第３図は従来における電力
の儒給バランスの特性図、第４図は本発明方法が
適用されるシステムの構成図、第５図は本発明に
おける予測負荷と計算および周期出力との関係を
示すグラフ図、第６図および第７図は第４図実施
例における電力の需給バランス特性図である。 １……電力ゲート、２……周波数制御装置、３
……負荷予測装置、４……経済負荷配分制御装
置、５……発電所、１００……実負荷、１０２…
…制御指令値。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １ 所定の周期毎に過去の実績から電力負荷を予
測し、その予測電力負荷に基づいて総燃料費が最
小となるように各発電機の配分電力を求めて制御
する電力の経済負荷配分制御方法において、 前記予測電力負荷と現時点の実負荷との偏差が
予め定められる所定値を超えるときは、次の予測
のタイミングとなる前記所定の周期を所定比で短
縮することを特徴とする電力の経済負荷配分制御
方法。 ２ 所定の周期毎に過去の実績から電力負荷を予
測し、その予測電力負荷に基づいて総燃料費が最
小となるように各発電機の配分電力を求めて制御
する電力の経済負荷配分制御方法において、 前記予測電力負荷と現時点の実負荷との偏差が
予め定められる所定値を超えるときは、次の予測
のタイミングとなる前記所定の周期を所定比で短
縮し、かつ、当該予測電力負荷と実負荷から前記
所定比に応じて予測電力負荷の補正値を求め、こ
の補正値に基づいて現時点の前記配分電力を求め
て制御することを特徴とする電力の経済負荷配分
制御方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57032357A JPS58151829A (ja) | 1982-03-03 | 1982-03-03 | 電力の経済負荷配分制御方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP57032357A JPS58151829A (ja) | 1982-03-03 | 1982-03-03 | 電力の経済負荷配分制御方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS58151829A JPS58151829A (ja) | 1983-09-09 |
| JPH0474930B2 true JPH0474930B2 (ja) | 1992-11-27 |
Family
ID=12356699
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP57032357A Granted JPS58151829A (ja) | 1982-03-03 | 1982-03-03 | 電力の経済負荷配分制御方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS58151829A (ja) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2003009391A (ja) * | 2001-06-26 | 2003-01-10 | Chubu Electric Power Co Inc | 電力系統の需給計画作成装置とこの装置を実行するためのプログラム |
| JP5584662B2 (ja) * | 2011-07-22 | 2014-09-03 | 三菱電機株式会社 | 受電デマンド監視制御方法および自家用発電プラント |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS593104B2 (ja) * | 1975-12-24 | 1984-01-23 | 株式会社日立製作所 | 電力系統の負荷追従運転方法 |
-
1982
- 1982-03-03 JP JP57032357A patent/JPS58151829A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS58151829A (ja) | 1983-09-09 |
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