第３５卷第３期 煤气与热力 ＧＡＳ＆ＨＥＡＴ Ｖ０１．３５ Ｎｏ．３ ２０１５年３月 Ｍａ／＂．２０１５ 盐穴地下储气库地面工程工艺技术 朱荣强 ， 于连兴 ， 王进军 ， 刘成伟 （１．海工英派尔工程有限公司，山东青岛２６６０６１；２．山东实华天然气有限公司， 山东青岛２６６０６１；３．青岛万科集团，山东青岛２６６０７１） 摘要： 从盐穴地下储气库地面工程所涉及的主要工艺——注气工艺、采气工艺、脱水工艺、 调压计量工艺、井场工艺等方面进行研究，选择了技术成熟、经济合理的工艺流程。 关键词： 地下储气库； 盐穴； 注气； 采气； 脱水； 调压计量 中图分类号：ＴＥ８２２ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１０００—４４１６（２０１５）０３一ＯＢ０５—０６ 下储气库建设，完善长三角、环渤海、川渝地区天然 气管网，基本建成东北、珠三角、中南地区等区域管 网。”对天然气储备提出了新的要求。 国内首个盐穴天然气地下储气库（中石油金坛 盐穴储气库）位于江苏省金坛市，该工程于２００７年 ２月正式投产，一期总储气量为１．４１×１０ ｎｌ ，有效 储气量为０．７８×１０ ｍ。。随着中石油西气东输金坛 地下储气库工程的建设和成功运营，中石油规划拟 在全国范围内建设１０座储气库。利用江苏省金坛 市盐矿区有利条件以及上游长输管道位置便利条 件，中石化、国内大型城镇燃气企业依托金坛市盐矿 作者简介：朱荣强（１９７７一 男 山东聊城人 工程 毫 ０ 区地下资源，规划建设盐穴储气库项目，解决区域天 然气气荒问题。 师，学士，从事油气储运、燃气专业设计工作ｏ － １概述 研究和探讨储气库项目工艺技术对今后储气库 我国天然气２００５年消耗量约４９３×１０ ｍ。／ａ， 项目地面工程工艺设计具有一定的指导价值，对类 似项目建设具有积极的推动意义。本文以某盐穴储 气库地面工程设计实例为对象，提出地面工程的主 要工艺技术方案。 ２０１０年消耗量约９４８×１０ ｎｑ ／ａ，２０１３年消耗量约 １ ６７６×１０ ｍ ／ａ。２００５年 ０１０年期间我国天然 气消耗量以年均增长率１４％的速度迅速增长；２０１０ 年＿２０１３年期间我国天然气消耗量年均增长率达 ２５．６％。随着社会经济的发展，天然气的消耗量迅 速增长，而天然气储备明显不足。为此，发布 《能源发展“十二五”规划》（国发￣２０１３］２号文），重 点提出了加快能源储运设施建设，“统筹沿海液化 天然气（ＬＮＧ）接收站、跨省联络线、配气管网及地 ２储气库概况 盐穴天然气储气库由多个的储气井组成， 储气井的大小、形状须根据地质盐层分布情况来决 定。盐穴储气库项目主要由两个分项工程组成：地 面工程和地下工程。一般以储气井场采气树为分工 界面，采气树列为地下工程。地面工程主要包括上 收稿日期：２０１４—０７—２８；修回日期：２０１５一Ｏ１—０４ ・Ｂ Ｏ５－ 第３５卷第３期 煤气与热力 游天然气长输管道分输站至注采站（注气站和采气 站合建统称“注采站”）之间的输气管道工程、注采 站工程、注采站至储气库井场之间的集输管道工程 量约１．５１×１０ Ｉｎ （标准状态为温度２０。【＝、绝对压 力１０１．３２５ ｋＰａ）。 井场注气压力：１６ ＭＰａ，最高可达１７ ＭＰａ； 井场采气压力：７～１６ ＭＰａ； 以及井场工程。储气库地面工艺主要包括注气工 艺、采气工艺、脱水工艺、调压计量工艺、井场工艺。 注采站选址应优先选在储气库项目各储气井中 心位置，以减少集输管道长度和减少集输管道天然 气压力降，从而节约造价。本盐穴储气库项目注采 站距储气井最远距离约１．５ ｋｍ，储气库总储气量约 ３．５５×１０ １ＴＩ ，工作储气量约２．０４×１０ ｎｌ ，垫层气 注采站外输压力：６．５～８．５ ＭＰａ； 注气量：１５０ Ｘ １０ ｍ ／ｄ； 采气量（调峰量）：一期２００ Ｘ １０ ｍ ／ｄ；二期新 增加３００×１０ １１１ ／ｄ，即最终规模达到５００×１０ ｍ ／ｄ。 ３注气工艺 注气工艺流程见图１。 — 一 自第 路调压 －●．｜－ 去输气管道 （采气工艺用 ● ～ ～ 后 一 旁通管道 图１注气工艺流程 储气库项目注气气源主要来自上游天然气长输 虑。 管道，将天然气输送至注气站。在储气库项目中，注气站与采气站一般合建，注采站布置在储气井所在 区域的中心位置（ＧＢ ５０２５１－－２００３《输气管道工程 设计规范》第７．１．４条），以减少集输管道造价。 天然气经输气管道输送至注采站，在注采站内 分两路（一用一备）。利用旋风分离器除去气流中 的固体颗粒或液滴等杂质，利用过滤分离器进一步 净化以除去气流中微小游离液体、悬浮物等杂质，然 后进入超声波流量计计量，通过往复式压缩机增压， ４采气工艺 采气工艺流程见图２。 从储气库储气井来气，经集输管道输送至注采 站，在注采站内分三路经旋风分离器除去机械杂质、 游离水等，再采用过滤分离器分离掉其中的凝析油 及微小悬浮物等杂质。然后进入第一路调压工艺， 调压后进人三甘醇脱水装置进行深度脱水。脱水合 格后，共分为４路，第１路去第三路调压，满足站内 生活用气和工艺设备（压缩机、三甘醇脱水装置）燃 将天然气增压至储气井所需要的压力，经空冷器冷 却后，通过集输管道将天然气输送至井场。 压缩机进出口设置旁通管道，主要是考虑当储 料用气；第２路和第３路分别经超声波流量计计量 后去输气管道；第４路经第二路调压、超声波流量计 计量后去城市高一中压调压站。 气井压力较低而输气管道来气压力较高的工况下， 在采气工艺中，考虑到在储气库达到设计寿命 不需经过压缩即可完成注气流程。 往复式压缩机燃料气采用天然气，来自第三路 调压。 注气工艺中最主要的设备是压缩机，压缩机的 排气压力根据储气库项目地下工程研究而定。本项 目储气井最高压力可达１７ ＭＰａ，但考虑到运行的安 时，应将储气库垫层气采出，这就要求对储气井内的 天然气采气增压，达到外输压力的要求。本工艺采 用注气压缩机和采气压缩机合用，降低工程造价，所 选压缩机应进行详细的技术分析，以同时满足注采 工况排气压力的要求。天然气经超声波流量计计量 后，利用注气工段的往复式压缩机增压，增压后去输 全问题，正常工况下，压缩机排气压力按１６ ＭＰａ考 ・气管道（见图１）。 Ｂ ０６・ ＷＷＷ．ｗａｔｅｒｇａｓｈｅａｔ．ｅｏｍ 朱荣强，等：盐穴地下储气库地面工程工艺技术 第３５卷第３期 去第三路调压 橄 逛 ・［）＿［ 竹呙器 ｙ／－禺右导 』Ｉ 旋风 过滤 ．另调节阀 一 三甘一醇 卜脱水装 置ｌＩ： 量计 妪 ＿ｌ｛ Ｉ： ：Ｉ 一 一 ＝ ・［＝］＿＿－［］－ ．旁通管道 —＿●＿ ● ＿－｛ ：． ．： ＿ Ｉ： 一一 ：一１／、Ｊ ｔ 去输气管道 一 ［）＿１［ 旁通管道７ 分大然析气仪 』 Ｉ 图２采气工艺流程 ｉ 在干天然气主管道上设天然气分析仪，检测干 天然气组成、水露点、烃露点及硫化氢含量等，保证 管道的安全运行，维护业主与用户的利益。 有大量的水。如果运行几年后，一期储气井采出的 天然气含水量极少或没有水的情况下，该项目二期 可增加１套１００×１０ ｎｌ ／ｄ的脱水装置，来满足新 ５脱水工艺 ５．１脱水设施配置 增日调峰量为３００×１０ ＩＴＩ ／ｄ的脱水要求。 ５．２ ＴＥＧ脱水工艺 盐穴储气库项目的特点是利用注水、采卤溶腔方式，在地下盐矿中形成所需要的空间。当达到储 ＴＥＧ脱水工艺流程见图３。 干天然气 存空间要求时，利用天然气的压力将储气井内的卤 水排出，由此形成的空问用来储存天然气。储气井 溶腔内必然会有游离态水和饱和水，在采气初期天 过滤 日 № 然气会带出大量的饱和水以及少量的游离态水，因 此，采出的天然气必须脱水。 Ｉ Ｉ＂ 吸收塔 液位 控制阀 本项目根据外输气量的要求，按最大调峰量规 模设置脱水设施，采用三甘醇（ＴＥＧ）脱水工艺。作 为城市燃气区域储存设施，要满足调峰气量的要求， 应根据该区域市场用气月不均匀性来确定调峰 量 。本项目下游市场日最大调峰量主要集中在 一ｌ冷去Ⅱ熊 ＴＥＧ贫液来自 一 一 嚣 １２月份和１月份，一期最大日调峰量约为２００×１０ ｍ ／ｄ，二期最大日调峰量达５００×１０ ｍ ／ｄ。其他月 份日调峰量要小得多，一般在４０×１０ １ＴＩ ／ｄ左右。 图３ ｌ ＥＧ脱水工艺流程 湿天然气自第一路调压进入ＴＥＧ脱水装置区 域，先进入过滤分离器１净化后进入吸收塔下部，与 塔上部进入的ＴＥＧ贫液在塔内逆流接触，天然气中 部分饱和水被ＴＥＧ吸收而脱除，吸水后的ＴＥＧ富 液经液位控制阀去再生装置精馏柱；脱水后的干天 然气由吸收塔顶部排出，经贫液冷却器冷却后进入 过滤分离器２，进一步分离天然气在吸收塔带出的 少量ＴＥＧ富液，合格的天然气去采气工艺中后续流 对于一期工程，经技术、经济比较后，脱水装置配置 首先满足调峰运行期长的时段（即：２～１１月份）的 日调峰量脱水要求，再要满足最大Ｅｔ调峰量（２００× １０ ｍ。／ｄ）的脱水要求（调峰时间为１２月份和１月 份）。按照上述设计原则，该项目脱水设施设置日 脱水处理量为５０×１０ ｍ ／ｄ和１５０×１０ Ｉｎ ／ｄ的装 置各１台，满足一期日最大调峰量为２００ Ｘ １０ ｍ ／ｄ 的脱水要求，并可满足其他月份Ｅｌ调峰量为４０ Ｘ １０ ＩＴＩ ／ｄ的脱水要求。二期工程根据储气库运行脱 水情况再配置脱水装置。根据盐穴储气库项目运行 经验，运行约５—６ ａ后，储气井内天然气将不会含 ・程（见图２）；过滤分离器２中的ＴＥＧ富液经液位控 制阀与从吸收塔底部排出的ＴＥＧ富液汇合后去 ＴＥＧ再生工艺的精馏柱。 ５．３ ＴＥＧ再生工艺 ＴＥＧ再生工艺流程见图４。 Ｂ ０７・ 第３５巷第３期 煤气与热力 机械过滤器 活性炭过滤器 图４ ＴＥＧ再生工艺流程 ＴＥＧ富液去再生塔精馏柱上部盘管换热后进 入ＴＥＧ闪蒸罐，在约０．５ ＭＰａ压力下闪蒸出溶解在 充脱水装置运行过程中ＴＥＧ的损耗。 ６调压计量工艺 ６．１ 第一路调压 ＴＥＧ中少量的烃类气体，此烃类气体作为燃料气进 入燃料气缓冲罐。闪蒸后的ＴＥＧ经液位控制阀后 依次进入机械过滤器、活性炭过滤器，以除去其中的 杂质及降解产物，然后进入液换热器与热的 ＴＥＧ贫液换热后，进入再生塔重沸器。在重沸器中 由火管加热，除去ＴＥＧ中的水分，然后由溢流口流 至气提柱，经干气气提后进入ＴＥＧ贫液缓冲罐。再 第一路调压工艺流程见图２。储气井来气经旋 风分离器、过滤分离器净化后，进行第一路调压，进 口压力为７～１６ ＭＰａ，出口压力为６．５～８．５ ＭＰａ。 第一路调压设置两套规格为ＤＮ ３００ ｍｍ调压装置 （一用一备），采用单路成橇型式。根据现行国家标 准ＧＢ ５０２５１—２００３《输气管道工程设计规范》（以下 简称ＧＢ ５０２５１＿２００３）第８．４．６条１款规定，调压 生后的ＴＥＧ贫液经液换热器降温后进入ＴＥＧ 循环泵升压，去脱水装置。 ＴＥＧ再生采用的燃料气是以闪蒸气及部分产 品干气混合而成，经燃料气缓冲罐后采用调压器将 燃料气调至所需的压力后进入燃烧器燃烧，在重沸 器中加热分离掉ＴＥＧ中的水分，由再生塔顶部排出 去高点放空，燃烧产生的烟气经烟囱就地排放。再 生装置中设置气提柱，在气提柱中通过来自重沸器 橇采用紧急切断阀＋紧急切断阀＋压力调节阀的工 艺流程。为保障安全和避免误反馈信号，压力调节 阀后设压力变送器，压力采集选用三取二压力连锁 方式，当３个压力变送器中的２个压力变送器反馈 的压力超限时紧急切断阀切断。 ６．２第二路调压 自上而下的ＴＥＧ和自下而上的气提气相接触，进一 步脱除ＴＥＧ中的水，ＴＥＧ得到更好的提浓。然后气 提气经重沸器、再生塔精馏柱去高点安全放空。气 提气流量约３０ ＩＴＩ ／ｈ。设置地下ＴＥＧ补充罐用以补 ・第二路调压工艺流程见图２。经ＴＥＧ吸收装置 脱水后的干气压力为６．５～８．５ ＭＰａ，城市高一中压 调压站进站压力要求小于等于４．０ ＭＰａ。因此，本 站须设调压系统，本调压系统为第二路调压，进口压 Ｂ Ｏ８・ ＷＷＷ．ｗａｔｅｒｇａｓｈｅａｔ．ｃｏｎ 朱荣强，等：盐穴地下储气库地面工程工艺技术 第３５卷第３期 力为６．５～８．５ ＭＰａ，出口压力为４．５ ＭＰａ。根据规 范ＧＢ ５０２５１－－２００３要求，采用的调压工艺与第一路 调压工艺一致。 ６．３第三路调压 ①②进出注采站设紧急切断阀，压力超限时连 燃料气供气管道上设紧急切断阀，该阀与 锁切断。 调压后压力连锁，一旦调压装置出现故障时，能自动 切断该阀。 涡轮流量计 第三路调压工艺流程见图５。 ③④⑤切断。 燃料气管道系统上均设调压装置，使调压 储气库进站的管道上设紧急切断阀，火灾 进出井场设紧急切断阀，紧急情况下连锁 装置后的压力满足用户要求。 情况下自动切断，其他事故情况时远程遥控切断。 ８井场工艺 井场集输工艺应结合项目工艺、集输管道、天然 调压器 气物性及流向等综合因素确定。本项目井场采用高 图５ 第三路调压工艺流程 压集输工艺，以减少压力能消耗且减小管道造价。 ８．１井场注三甘醇 站内自用气需设置调压系统，即第三路调压。 自用气包括压缩机燃料气、ＴＥＧ再生装置燃料气、 为满足井场至注采站之间集输管道的天然气露 点要求，需设天然气露点控制装置，使所采天然气中 的饱和水不结露，防止天然气饱和水在输送过程中 生活用气等，根据项目的运行特点，注气、采气交替 运行，为保障自用气的连续性，第三路调压的气源由 输气管道和井场集输管道分别引入。输气管道或井 场来气经一级调压（一用一备）后去压缩机方向供 压缩机驱动机使用；经二级调压后一路去ＴＥＧ再生 结露。本工程井场至注采站的最长距离约为１．５ ｋｍ，平均距离较短。井场工艺方案选用注防冻剂法 控制天然气水露点。常用的防冻剂主要有甲醇、乙 二醇和三甘醇。甲醇一般不回收，导致甲醇的损失 装置作为ＴＥＧ再生装置的燃料气，另一路去生活辅 助区供生活用气。第一级调压工艺采用紧急切断阀 ＋紧急切断阀＋压力调节阀的工艺流程，天然气压 量较大，对环保有不利影响，因此，除了紧急情况下 采用，一般大量注入已不采用。乙二醇或三甘醇可 以回收，且回收工艺比较成熟，与溶剂吸收法相比， 力下降，导致天然气温度降低，为了防止天然气中的 水分结露，在调压前设防爆电加热器来提高天然气 它不需要设置吸收塔，造价较低；当天然气处理量发 生变化时，只需要改变乙二醇或三甘醇流量即可适 的温度。第二级调压工艺采用紧急切断阀＋调压器 的工艺流程。 ６．４计量 应，操作灵活。鉴于注采站内脱水采用三甘醇脱水 工艺，故井场防冻剂采用三甘醇，可以在注采站的三 甘醇脱水装置内进行回收，重复利用。因此，在井场 内设注三甘醇装置，采气时向集输管道内注入三甘 醇，降低管道内天然气水露点，防止结露。 ８．２ 井场工艺 进出注采站天然气流量计量选用超声波流量 计，并配置流量计算机。超声波流量计量程比高，适 应流量范围变化较大的工况。超声波流量计在天然 气流量计量中具有许多传统流量计无法相比的优 点＿２ｊ，尤其是在大口径天然气管道流量计量中，逐 步取代速度式流量计或容积式流量计。 井场工艺流程见图６。 注气工况时，由注采站压缩机增压后的天然气 经过集输管道进入井场，注气时为了防止储气井内 天然气回流，在注气工艺管道上设止回阀，经注气管 道进行注气。采气工况时，储气井内天然气由注采 气树进入采气管道，天然气出井场前由注三甘醇装 置向天然气内注入三甘醇，然后，通过集输管道输送 至注采站。 Ｂ Ｏ９・ 第三路调压计量系统天然气主要是站内生产、 生活用气，天然气流量波动范围较小，因此，采用性 价比相对较高的涡轮流量计进行计量。 ７安全控制 为保障安全，控制系统通过对工艺过程参数的 监视、调节、报警连锁实现生产的安全平稳运行。 ・第３５卷第３期 煤气与热力 参考文献： ［１］朱荣强．天然气储气库储气规模的确定［Ｊ］．山东化 工，２０１３（１）：６３—６５． ［２］ 杨建昌，王萍，邓立三．气体超声波流量计在天然气计 量中的应用［Ｊ］．油气储运，２００２，２１（９）：３５—３７． Ｐｒｏｃｅｓｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ Ｓｕｒｆａｃｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ｏｆ Ｓａｌｔ Ｃａｖｅｒｎ Ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ Ｇａｓ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ＺＨＵ Ｒｏｎｇｑｉａｎｇ．ＹＵ Ｌｉａｎｘｉｎｇ． ＷＡＮＧ Ｊｉｎｊｕｎ，ＬＩＵ Ｃｈｅｎｇｗｅｉ 注米气树 Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｍａｉｎ ｐｒｏｃｅｓｓｅｓ ｉｎｖｏｌｖｅｄ ｉｎ ｓｕｒ— 图６井场工艺流程 ｆａｃｅ ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ｏｆ ｓａｌｔ ｃａｖｅｒｎ ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ ｇａｓ ｓｔｏｒａｇｅ ９结语 ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｓｕｃｈ ａｓ ｇａｓ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ，ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ，ｄｅｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｐｒｏｃｅｓｓ，ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ａｎｄ 综上所述，储气库项目地面工程主要涉及注气 工艺、采气工艺、脱水工艺、ＴＥＧ再生工艺、调压计 量工艺以及井场工艺。本文对这些主要工艺流程进 ｍｅｔｅｒｉｎｇ ｐｒｏｃｅｓｓ，ｗｅｌｌ ｓｉｔｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ａｎｄ ＳＯ ｏｎ ａｒｅ ｓｔｕｄ— ｉｅｄ．Ｔｈｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ ｐｒｏｃｅｓｓ ｔｈａｔ ｉｓ ｔｅｃｈｎｉｃａｌｌｙ ｍａ— ｔｕｒｅ ａｎｄ ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌｌｙ ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ ｉｓ ｓｅｌｅｃｔｅｄ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ： ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ ｇａｓ ｓｔｏｒａｇｅ ｒｅｓｅｌｗｏｉｒ； 行了研究，选择了比较成熟、经济、合理的工艺流程。 这对本项目建设造价、安全运营以及后期管理都有 重要意义，也对今后储气库项目地面工程工艺流程 的确定具有参考价值。 ｓａｌｔ ｃａｖｅｒｎ；ｇａｓ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ；ｇａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ；ｄｅｈｙｄｒａ— ｔｉｏｎ；ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ａｎｄ ｍｅｔｅｒｉｎｇ ・信息・ 天津液化天然气迎销售高峰 近日从天津港获悉，随着冷空气频繁来临，天津 液化天然气外输迎来小高峰，来自吉林、河北、山东等 地的槽车在接收站外排起长队，等待装运ＬＮＧ。据 统计，天津液化天然气自２０１４年１１月开始销售以 来，销售量环比增长１Ｏ倍，仅２０１４年ｌ２月１５日一 省市，ＬＮＧ清洁能源也将广泛应用于北方地区城市 供暖、汽车加气及工业用气等领域。 据介绍，天津ＬＮＧ是我国第一个浮式ＬＮＧ项 目，是国家首批首都大气污染防治重点保障项目。 同时，还是中国海油布局北方地区的第一个ＬＮＧ项 天，就装运了液化天然气３５车，突破７Ｏ０ ｔ。 据了解，天津ＬＮＧ销售模式包括通过浮式储存 目。２０１４年，在已建成浮式供气系统的基础上，天 津ＬＮＧ继续建设两座３ Ｘ １０ ｍ 储罐工程及８个 槽车装车区，打造陆上液态外输系统。天津ＬＮＧ项 目８个槽车装车橇投入使用后，液态外输能力将达 ３５×１０ ｔ／ａ，有效辐射半径达２ ０００ ｋｍ，能向管道无 法敷设的地区输送ＬＮＧ，带动ＬＮＧ加气站建设，提 气化装置进行的气态外输和通过陆上储罐进行的 液态外输两种，气液并举，同步推广天然气清洁能 源。自２０１４年１ １月中旬启动液态外输销售模式 以来，液化天然气销量一路上扬，按照液态销售计 划，近期天津ＬＮＧ槽车外输将达单日５０车，届时， 单日液态外输量将突破１ ０００ ｔ。 升清洁能源利用，为有效缓解华北地区雾霾天气注 入动力。 天津ＬＮＧ依托天津市的区位优势，正逐步打开 华北地区天然气市场。目前，天津ＬＮＧ槽车外输范 围已覆盖北京、山东、河北、辽宁、吉林、黑龙江六大 （摘编自中国石油天然气集团公司网站 ｈｔｔｐ：／／ｎｅｗｓ．ｅｎｐｅ．ｃｏｎ．ｃｎ／ｓｙｓｔｅｍ／ ２０１４／ｌ２／１７／，００ｌ５２Ｏ９２０．ｓｈｔｍｌ １ ・Ｂ １０・
