(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したボイルオフガスを処理するための低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記貯槽内より上記ボイルオフガスを抜き出してこれを第１の圧力まで圧縮し、この圧縮ボイルオフガスを上記貯槽内から導出した低温液体に混合して上記圧縮ボイルオフガスの少なくとも一部を液化し、この混合流体を気液分離してそのうちの液体成分を圧縮しかつ気化し、ガス成分を上記第１の圧力よりも高い第２の圧力まで圧縮することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
【請求項２】
請求項１記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記圧縮ボイルオフガスを上記低温液体に混合する前に上記液体成分と熱交換させて予冷することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
【請求項３】
請求項２記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ボイルオフガスが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この液体成分から一部を抜き出して上記圧縮ボイルオフガスとさらに熱交換させることにより完全気化する一方、残りの液体成分を気化器で気化することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
【請求項４】
請求項１〜３のいずれかに記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法において、上記液体成分の圧縮にポンプを使用するとともに、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合してこの液体成分を予冷してから上記ポンプに導入することを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理方法。
【請求項５】
貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したボイルオフガスを処理するための低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記貯槽内から外部へ低温液体を圧送する圧送手段と、上記貯槽内からボイルオフガスを抜き出してこれを第１の圧力まで圧縮する第１ガス圧縮手段と、この第１ガス圧縮手段で圧縮されたボイルオフガスと上記圧送手段により圧送される低温液体とを混合する混合部と、この混合部で混合された混合流体をガス成分と液体成分とに分離する気液分離部と、この気液分離部で分離された液体成分を圧縮する液体圧縮手段と、この圧縮された液体成分を気化する気化手段と、上記気液分離部で分離されたガス成分を上記第１の圧力よりも高い第２の圧力まで圧縮する第２ガス圧縮手段とを備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
【請求項６】
請求項５記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記混合部に送られる圧縮ボイルオフガスと上記気液分離部から導出された上記液体成分とを熱交換させる熱交換器を備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
【請求項７】
請求項６記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記熱交換器として、上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ボイルオフガスが気化する温度よりも低い温度まで加温する低温側熱交換器と、この液体成分の一部を上記圧縮ボイルオフガスとの熱交換によりさらに加温して完全気化させる高温側熱交換器とを備え、上記液体成分の残りを上記気化手段へ導くように配管したことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
【請求項８】
請求項５〜７のいずれかに記載の低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置において、上記液体圧縮手段をポンプで構成するとともに、上記貯槽から圧送される低温液体の一部を抜き出して上記ポンプ上流側の液体成分に直接合流させるバイパス配管を備えたことを特徴とする低温液体及びそのボイルオフガスの処理装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）をはじめとする低温液体と、この低温液体が収容された貯槽内で発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧと称する。）とを効率良く処理するための方法及び装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、ＬＮＧ基地に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧ昇圧ポンプで昇圧された後、ＬＮＧ気化器で気化され、天然ガス（以下、ＮＧと称する。）として需要地へ供給される。
【０００３】
このＬＮＧ供給システムにおいて、上記ＬＮＧの貯蔵タンク内でＬＮＧから蒸発したメタンガスを主成分とするＢＯＧについては、このＢＯＧをそのまま圧縮機で昇圧してＮＧに混合することが可能である。しかし、この場合、上記ＢＯＧを略大気圧から相当な圧力（ガスタービン火力発電の場合で最高３０ｋｇ／ｃｍ２程度、都市ガス送出の場合で最高７０ｋｇ／ｃｍ２程度）まで昇圧しなければならず、圧縮機の必要動力は非常に大きくなる。
【０００４】
そこで従来は、ＢＯＧを先にＬＮＧと混合して再液化してから昇圧する方法が提案されるに至っている。例えば、特開平５−２６３９９７号公報には、ＬＮＧ消費量の多い昼間にＬＮＧの冷熱を蓄冷容器に蓄え、ＬＮＧ消費量の少ない夜間に上記蓄冷容器に蓄えられた冷熱を利用してＢＯＧを液化する方法が開示されている。この方法によれば、昼間及び夜間に例えば図４に示す装置が次のように運転される。
【０００５】
Ａ）昼間：ＬＮＧ貯槽８０から配管８４を通じてＢＯＧを導出し、ＢＯＧ圧縮機８６により昇圧し、熱交換器８８で予備冷却した後、上記ＬＮＧ貯槽８０から第１ポンプ８２により圧送されてきたＬＮＧに混合する。この昼間では、ＬＮＧの消費量が多いため、上記ＢＯＧが混合されるＬＮＧの量は全ＢＯＧを液化するのに十分であり、この混合によってＬＮＧ単相流を形成できる。この混合液体を蓄冷容器配管８３を通じて蓄冷容器９０に導入し、この蓄冷容器９０内の蓄冷剤を凍結させることにより、ＬＮＧの冷熱を蓄える。その後、上記ＬＮＧ単相流を第２ポンプ９２で送出圧まで昇圧し、上記熱交換器８８で加温した後、ＬＮＧ気化器９４で気化して使用に供する。
【０００６】
Ｂ）夜間：上記と同様に昇圧、予備冷却したＢＯＧをＬＮＧに混合するが、この夜間ではＬＮＧ消費量が少ないため、ＬＮＧの量は全ＢＯＧを液化するには不十分であり、よって上記混合により気液二相流が生じる。この混合流体を上記蓄冷容器９０に導入し、この蓄冷容器９０内に蓄えられた冷熱を利用して上記ＢＯＧを液化し、ＬＮＧ単相流とする。その後の操作は昼間と同様である。
【０００７】
この方法では、昼間、多量に使用されるＬＮＧの冷熱を蓄え、この冷熱を夜間でのＢＯＧの液化に用いるので、ＬＮＧ消費量が昼夜間で変動しても安定してＢＯＧを液化できる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
上記方法では、ＢＯＧを液化するのに十分なだけの冷熱を蓄える必要があり、この必要蓄冷量に見合う規模の蓄冷容器を使用しなければならない。特に、夜間の送出ＬＮＧ量が極端に少ない場合（例えばＢＯＧ量よりも少ない場合）には、ＢＯＧを液化するのに極めて多くの蓄冷量を要するため、この場合には上記蓄冷容器９０としてかなり大規模のものを用いなければならず、その分設置スペースが増え、設備コストも大幅に増大する。
【０００９】
本発明は、このような事情に鑑み、蓄冷容器を用いることなく、しかも少ない動力で、ＬＮＧ等の低温液体及びそのＢＯＧを処理できる方法及び装置を提供することを目的とする。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明は、貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したＢＯＧを処理するための低温液体及びそのＢＯＧの処理方法において、上記貯槽内より上記ＢＯＧを抜き出してこれを第１の圧力まで圧縮し、この圧縮ＢＯＧを上記貯槽内から導出した低温液体に混合して上記圧縮ＢＯＧの少なくとも一部を液化し、この混合流体を気液分離してそのうちの液体成分を圧縮しかつ気化し、ガス成分を上記第１の圧力よりも高い第２の圧力まで圧縮するものである（請求項１）。
【００１１】
この方法では、上記圧縮ＢＯＧを上記低温液体に混合する前に上記液体成分と熱交換させて予冷するのが、より好ましい（請求項２）。
【００１２】
この場合、上記圧縮ＢＯＧとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ＢＯＧが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この液体成分から一部を抜き出して上記圧縮ＢＯＧとさらに熱交換させることにより完全気化する一方、残りの液体成分を気化器で気化することが、なお好ましい（請求項３）。
【００１３】
また、上記液体成分の圧縮にポンプを使用するとともに、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合してこの液体成分を予冷してから上記ポンプに導入することにより、後述のようなより優れた効果が得られる（請求項４）。
【００１４】
また本発明は、貯槽内に収容された低温液体及び上記貯槽内で発生したＢＯＧを処理するための低温液体及びそのＢＯＧの処理装置において、上記貯槽内から外部へ低温液体を圧送する圧送手段と、上記貯槽内からＢＯＧを抜き出してこれを第１の圧力まで圧縮する第１ガス圧縮手段と、この第１ガス圧縮手段で圧縮されたＢＯＧと上記圧送手段により圧送される低温液体とを混合する混合部と、この混合部で混合された混合流体をガス成分と液体成分とに分離する気液分離部と、この気液分離部で分離された液体成分を圧縮する液体圧縮手段と、この圧縮された液体成分を気化する気化手段と、上記気液分離部で分離されたガス成分を上記第１の圧力よりも高い第２の圧力まで圧縮する第２ガス圧縮手段とを備えたものである（請求項５）。
【００１５】
この装置では、上記混合部に送られる圧縮ＢＯＧと上記気液分離部から導出された上記液体成分とを熱交換させる熱交換器を備えるのが、より好ましい（請求項６）。
【００１６】
この場合、上記熱交換器として、上記圧縮ＢＯＧとの熱交換により上記液体成分をその中に含まれる上記ＢＯＧが気化する温度よりも低い温度まで加温する低温側熱交換器と、この液体成分の一部を上記圧縮ＢＯＧとの熱交換によりさらに加温して完全気化させる高温側熱交換器とを備え、上記液体成分の残りを上記気化手段へ導くように配管することにより、さらに好ましいものとなる（請求項７）。
【００１７】
また、上記液体圧縮手段をポンプで構成するとともに、上記貯槽から圧送される低温液体の一部を抜き出して上記ポンプ上流側の液体成分に直接合流させるバイパス配管を備えることにより、後述のようなより優れた効果が得られる（請求項８）。
【００１８】
請求項１，５記載の方法及び装置によれば、第１の圧力まで圧縮した圧縮ＢＯＧを低温液体との混合で少なくとも一部液化し、残りのガス成分のみを第２の圧力まで圧縮するので、全ＢＯＧをガス状態のまま上記第２の圧力まで圧縮する場合に比べ、この圧縮に必要な動力は大幅に少なくなる。特に、貯槽からの低温液体の圧送量が多くてこの低温液体との混合で全圧縮ＢＯＧが液化される場合には、ガス成分の圧縮が全く不要になる。また、このガス成分を圧縮させる場合でも、このガス成分は前工程における低温液体との混合で温度が下がっているため、この温度降下の分だけ必要動力はさらに低減される。
【００１９】
なお、上記液体成分には上記低温液体の他にＢＯＧの液化分が含まれているため、従来のように低温液体のみ圧縮する場合に比べて上記液体成分の圧縮に必要な動力は大きくなっているが、この液体増量に伴う必要動力の増加分は、上記のようなガス成分の減量に伴う必要動力の低減分に比べてはるかに小さい。よって、総合必要動力は従来と比べて大幅に削減される。
【００２０】
ここで、請求項２，６記載の方法及び装置では、上記圧縮ＢＯＧを上記低温液体との混合前に上記液体成分との熱交換で予冷しているので、その分、上記低温液体との混合時の圧縮ＢＯＧの液化量が増え、気液分離後のガス成分は少なくなる。従って、このガス成分を第２の圧力まで圧縮するための必要動力はさらに少なくなる。
【００２１】
なお、上記予冷により液体成分の一部のみが気化して気液二相流になってしまうと、気化器内に偏流が生じ、気化器本来の性能が発揮されなくなるおそれがあるが、請求項３，７記載のように、上記液体成分を、まず、上記圧縮ＢＯＧとの熱交換でこの液体成分中に含まれる上記ＢＯＧが気化する温度よりも低い温度まで加温するにとどめ、この段階で液体成分から一部を抜き出してこの抜き取り分だけさらに上記圧縮ＢＯＧと熱交換させて完全気化し、残りの液体成分を単相流で気化器に送るようにすれば、この気化器での偏流発生を防止できる。
【００２２】
また、上記液体成分の圧縮にポンプを使用する際、請求項４，８記載のように、上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合して液体成分を予冷してから上記ポンプに導入するようにすれば、上記予冷分だけ上記ポンプの有効吸込みヘッドを高めてキャビテーションを予防することができる。
【００２３】
【発明の実施の形態】
本発明の第１実施形態を図１に基づいて説明する。なお、以下の実施形態では低温液体としてＬＮＧを処理する場合について説明するが、本発明の処理対象となる低温液体は、そのＢＯＧとともに処理されるものであればよく、例えば液化石油ガス（ＬＰＧ）の処理にも応用できるものである。
【００２４】
図１において、ＬＮＧ貯槽１０内には第１ポンプ（圧送手段）１２が設けられており、この第１ポンプ１２の吐出口がＬＮＧ用配管１３を介して気液分離器２０に接続され、このＬＮＧ用配管１３の途中に混合器（混合部）１７が設けられている。ＬＮＧ貯槽１０の頂部にはＢＯＧ用配管１４の一端が接続され、他端が上記混合器１７に接続されており、このＢＯＧ用配管１４の途中に第１圧縮機（第１ガス圧縮手段）１６及び熱交換器１８が設けられている。第１圧縮機１６は、上記ＢＯＧを最終送出圧力（後述の第２の圧力）よりは低い第１の圧力まで昇圧させるものである。
【００２５】
上記気液分離器２０の頂部には第２圧縮機（第２ガス圧縮手段）２６が接続され、上記気液分離器２０の底部には、第２ポンプ（液体圧縮手段）２２、上記熱交換器１８、及び気化器２４が順に接続されている。上記第２圧縮機２６は、上記気液分離器２０から導出されたガス成分を上記第１の圧力よりも高い第２の圧力まで昇圧するものであり、上記第２ポンプ２２は、上記気液分離器２０から導出された液体成分を圧縮するものである。熱交換器１８は、上記第２ポンプ２２から吐出された液体成分と上記第１圧縮機１６から吐出されたＢＯＧとを熱交換させるものであり、気化器２４は上記熱交換器１８を通過した液体成分を気化するものである。そして、この気化器２４から排出されたガスと上記第２圧縮機２６から吐出されたガスとが合流して天然ガス（ＮＧ）として送出されるように、配管がなされている。
【００２６】
次に、この装置において行われるＬＮＧ及びそのＢＯＧの処理方法を説明する。
【００２７】
ＬＮＧ貯槽１０内のＬＮＧは、第１ポンプ１２の作動でＬＮＧ配管１３内を流れ、上記ＬＮＧ貯槽１０内でＬＮＧから蒸発したＢＯＧは、配管１４の途中に設けられた第１圧縮機１６で第１の圧力（約７．０〜９．９ｋｇ／ｃｍ２Ｇ）まで昇圧され、熱交換器１８で予冷された後、混合器１７で上記ＬＮＧと混合される。この混合により、上記ＢＯＧは冷却されてその一部が液化する。この混合流体は気液分離器２０に送られ、ガス成分と液体成分とに分離される。
【００２８】
このうち、頂部のガス成分は第２圧縮機２６で第２の圧力まで昇圧され、底部の液体成分は第２ポンプ２２で圧縮される。この圧縮液体は上記熱交換器１８で圧縮ＢＯＧと熱交換することにより加温され、気化器２４で完全気化される。そして、この気化器２４で生成されたガスと上記第２圧縮機２６から吐出されたガスとが合流し、ＮＧとして所定の場所へ送出される。
【００２９】
＊実験データ
従来方法（全ＢＯＧをガス状態のまま第２の圧力まで昇圧する方法）と、本実施形態方法とについて実験を行った結果、次のような動力データを得ることができた。
【００３０】
【表１】
0003586501.tif 000002
【００３１】
この表から明らかなように、本実施形態方法では、第１圧縮機１６でひとまず圧縮したＢＯＧの少なくとも一部を液化して残りのガス成分のみを第２圧縮機２６で圧縮するようにしているので、全ＢＯＧを第２圧縮機２６で圧縮する従来方法に比べ、第２圧縮機２６の必要動力は桁はずれに小さくなっており、特に、ＬＮＧ消費量が多い昼間では、第２圧縮機２６の運転が不要となっている。これは、処理ガス量の大幅な削減に起因することは勿論、第２圧縮機２６上流側でのＬＮＧとの混合で、第２圧縮機２６に送られるガス成分の温度が大幅に下げられていることにも起因している。
【００３２】
また、この第１実施形態では、第１圧縮機１６から吐出された圧縮ＢＯＧを混合器１７に導入する前に熱交換器１８で予冷しているので、その分圧縮ＢＯＧの液化量を増やし、第２圧縮機２６で圧縮が必要なガス成分量をさらに削減することが可能となっている。しかも、上記熱交換器１８で上記圧縮ＢＯＧと熱交換される液体成分（第２ポンプ２２から吐出された液体成分）は、その後昇温して気化すべきものであるので、この液体成分を圧縮ＢＯＧの冷却源として利用することにより、効率の高い運転ができる。
【００３３】
なお、本実施形態では、第２ポンプ２６でＬＮＧに加えて圧縮ＢＯＧの液化分も圧縮しなければならないため、その分従来方法よりも第２ポンプ２６の必要動力は増えているが、この必要動力の増加量は上記第２圧縮機２６の動力削減量に比べると微々たるものにすぎない。従って、年間の総合動力としては約１００万ｋＷｈもの動力を節減することが可能となっている。
【００３４】
次に、第２実施形態を図２に基づいて説明する。前記第１実施形態において、第２ポンプ２２から吐出された液体成分と熱交換器１８における圧縮ＢＯＧとの熱交換で上記液体成分の一部のみが気化されると、この熱交換器１８の下流は気液二相流となり、気化器２４に偏流が生じて気化器２４本来の性能が失われるおそれがある。
【００３５】
そこでこの実施形態では、上記熱交換器を低温側熱交換器１８Ｌと高温側熱交換器１８Ｈとに分割し、低温側熱交換器１８Ｌでは、圧縮ＢＯＧとの熱交換による液体成分の昇温をこの液体成分中のＢＯＧが気化しない程度にとどめ、この液体成分のうちの一部のみを高温側熱交換器１８Ｈでさらに圧縮ＢＯＧと熱交換して完全気化し、残りの液体成分を気化器２４で気化するように、両熱交換器１８Ｈ，１８Ｌを設計している。
【００３６】
この方法及び装置によれば、気化器２４には常に単相流（液相流）を流すことができ、偏流発生を防止できる。なお、低温側熱交換器１８Ｌを出た液体成分が高温側熱交換器１８Ｈと気化器２４とに流れる比率は、高温側熱交換器１８Ｈの下流側の弁２８の操作で調節可能であり、この比率は、高温側熱交換器１８Ｈに対してはこの高温側熱交換器１８Ｈでの熱交換で完全気化できるだけの量を流し、残りの液体成分を全て気化器２４に流すように、設定すればよい。
【００３７】
次に、第３実施形態を図３に基づいて説明する。前記第１実施形態のように、液体成分の圧縮にポンプ（第２ポンプ２２）を使用する場合、この第２ポンプ２２におけるキャビテーションを防ぐには、有効吸込ヘッドｈｓｖを十分に高めておく必要がある。この有効吸込みヘッドｈｓｖは、次式により表される。
【００３８】
【数１】
ｈｓｖ＝（Ｐｓ−Ｐｖ）／ρｇ  （ｍ）
ここに、Ｐｓはポンプ入口全圧（Ｐａ）、Ｐｖは運転温度における液体の飽和蒸気圧（Ｐａ）、ρは液体の密度（ｋｇ／ｍ３）、ｇは重力加速度である。
【００３９】
ところが、上記第１実施形態装置において、気液分離器２０から導出される液体成分はほぼ飽和状態であり、上記有効吸込みヘッドｈｓｖはほぼ０であるため、この液体成分がそのまま第２ポンプ２２に導入されると、キャビテーションが発生するおそれがある。
【００４０】
そこで、この実施形態では、ＬＮＧ配管１３の途中（混合器１７の上流側）と第２ポンプ２２の上流側とをバイパス配管３０で結び、ＬＮＧ貯槽１０から導出されるＬＮＧの一部を気液分離器２０から導出される液体成分に混合してこれを予冷するようにしている。こうすることにより、数１における飽和蒸気圧Ｐｖを下げて有効吸込みヘッドｈｓｖを高めることができ、確実にキャビテーションを予防することができる。
【００４１】
なお、ＬＮＧの分岐量は、上記バイパス配管３０に設けた弁３２の操作により、運転状態に応じて適宜調節すればよい。
【００４２】
【発明の効果】
以上のように本発明は、第１の圧力まで圧縮した圧縮ＢＯＧを低温液体との混合で少なくとも一部液化し、残りのガス成分のみを第２の圧力まで圧縮するようにしたものであるので、従来のように大規模な蓄冷容器を用いることなく、全ＢＯＧをガス状態のまま上記第２の圧力まで昇圧する場合に比べて低温液体及びそのＢＯＧの処理に必要な動力を大幅に削減できる効果がある。
【００４３】
さらに、請求項２，６記載の方法及び装置は、上記圧縮ＢＯＧを上記低温液体との混合前に上記液体成分との熱交換で予冷するものであるので、上記低温液体との混合時の圧縮ＢＯＧの液化量を増やして気液分離後のガス成分を減らすことができ、このガス成分を第２の圧力まで圧縮するのに要する動力をさらに低減できる効果がある。
【００４４】
ここで、請求項３，７記載の方法及び装置では、上記熱交換工程を分割し、まず、上記圧縮ＢＯＧとの熱交換で液体成分をその中に含まれる上記ＢＯＧが気化する温度よりも低い温度まで加温し、この段階で液体成分から一部を抜き出してこの抜き取り分だけさらに上記圧縮ＢＯＧと熱交換させて完全気化し、残りの液体成分を気化器で気化するようにしているので、この気化器には単相流を流すことができる。従って、気化器内での偏流発生を防ぎ、気化器本来の性能を確保できる効果がある。
【００４５】
また、請求項４，８記載の方法及び装置では、上記液体成分の圧縮にポンプを用いるにあたり、このポンプの上流側で上記液体成分に上記貯槽から導出した低温液体を混合して上記液体成分を予冷するようにしているので、この予冷によって上記ポンプの有効吸込ヘッドを高めることにより、キャビテーションを予防できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１実施形態におけるＬＮＧ及びそのＢＯＧの処理装置を示すフローシートである。
【図２】本発明の第２実施形態におけるＬＮＧ及びそのＢＯＧの処理装置を示すフローシートである。
【図３】本発明の第３実施形態におけるＬＮＧ及びそのＢＯＧの処理装置を示すフローシートである。
【図４】従来のＬＮＧ及びそのＢＯＧの処理装置の一例を示すフローシートである。
【符号の説明】
１０  ＬＮＧ貯槽
１２  第１ポンプ（圧送手段）
１３  ＬＮＧ用配管
１４  ＢＯＧ用配管
１６  第１圧縮機（第１ガス圧縮手段）
１７  混合器（混合部）
１８  熱交換器
１８Ｌ  低温側熱交換器
１８Ｈ  高温側熱交換器
２０  気液分離器
２２  第２ポンプ（液体圧縮手段）
２４  気化器
２６  第２圧縮機（第２ガス圧縮手段）
３０  バイパス配管
【図１】
0003586501.tif 000003
【図２】
0003586501.tif 000004
【図３】
0003586501.tif 000005
【図４】
0003586501.tif 000006