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中規模 LNG は実現可能なのか？ - JOGMEC 石油・天然ガス資源情報
JOGMEC 調査部 鈴木 信市 JOGMEC 調査部 三神 直人 アナリシス 中規模 LNG は実現可能なのか？ 1. はじめに 天然ガスには石油と比較して次のような特徴がある。 企業にとっては、中規模のStrandedガス田開発手段とし 図1のように、石油と同等程度の埋蔵量を持つにもかか て極めて魅力に富んだものとなる。洋上LNG施設、す わらず、石油に比べて生産量が少ないこと、化石燃料の なわちFloating LNG（FLNGと略す）であれば施設を移 なかでは分子中の炭素の割合が少ないため、燃焼時に排 動できるので、１兆cf以下の小規模な天然ガス田を次々 出される発熱量あたりのCO2の量が少なく環境に優しい に開発していくということも可能になるのではないか。 燃料と考えられること、埋蔵の偏在性が石油に比べて少 投資金額も、大規模LNGに比べて小さく、資金調達も ないこと。以上のような特性から、開発利用の促進が求 しやすく、投資リスクも比較的小さくなるだろう。日本 められている。一方、天然ガスは、常温常圧で気体であ の企業が中心になって実施する将来のLNGプロジェク り、石油に比べて輸送にコストがかかる。現時点での天 トとして、最適ではないか。 然ガスの主要な開発輸送手段は、パイプラインとLNG 周知のように、LNGのプラントは、現在、大きく分 しかない。 けてベースロード用のプラントと、ピークシェーブ用の 多くのメリットがあるにもかかわらず、種々の理由に プラントがある。現在の１トレーンの標準的な規模は、 より開発できない天然ガス田、すなわちStrandedガス田 ベースロード用は300万～500万トン/年程度、ピーク の開発を促進するにはどうすればよいか。このような基 シェーブ用は10万トン/年以下である。プロセスとして 本的な問題意識の下に、（独）石油天然ガス・金属鉱物 主に採用されているのは、ベースロード用はC３ MR、 資源機構（以下、資源機構と略す）は、数年前より ピークシェーブ用は窒素エキスパンダーと、それぞれ異 Strandedな天然ガス田開発に関する調査を行っている。 なっている。 最初に、われわれは、天然ガス開発手段には既存のも １トレーンあるいは１プロジェクトあたり100万トン/ の、開発途上のものを含めてどのようなものがあり、そ 年レベルのベースロード用LNGプラントは、LNGビジ れぞれの手段の特徴はなにか、天然ガス田適用に際して ネスが産声を上げた1960〜1970年代には存在したが、そ のそれぞれの手段の最適条件や限界条件等を把握するた の後大型化が進み、最近まで新しいプラントとしては存 めの調査を行い、石油・天然ガスレビュー2005年９月号 在しなかった。しかし、最近、中国において、国内供給 で報告した。 を目的とした43万トン/年のLNGプロジェクトが稼働し 次いで、この調査により、中小規模ガス田に対して、 ている。だが、国際貿易を対象とするこの規模のプラン 比較的近距離の市場への輸送において有効である可能性 トは、計画のアナウンスはあるものの、最近実現した例 が示された新しい開発手段である、CNGを中心とした はない。 調査を行い、その結果を同じく石油・天然ガスレビュー 国際貿易を対象とする100万トン/年レベルのベース 2006年11月号で報告した。 ロード用LNGプラントは、現実的な選択肢なのであろ 本稿は、このようなStrandedな天然ガス田開発に関す うか。より問題を明確化して言えば、このようなプラン る調査のシリーズのなかで、１兆～３兆cf程度の中規模 トは、経済的・技術的に実現可能なのか。従来のベース ガス田に対して適用可能な、100万トン/年程度の生産能 ロード用やピークシェーブ用とは異なる特殊なプロセス 力を持つ中規模LNGに関する検討結果の報告である。 を必要とするのか。CAPEXの規模はどの程度か。この 本調査を実施した背景は、次のとおりである。LNG ようなLNGプロジェクトを実現するための具体的な方 に関しては、最初の資源機構の調査で、大規模ガス田だ 法はあるか。ここでは、こうした問題を考える。 けでなく、より規模の小さいガス田への適用可能性が示 本稿は、次のような構成を取る。２章で、天然ガス開 唆されていたが、 いままで十分に検討されていなかった。 発のなかでLNGの位置づけを明確にし、３章で、中規 100万トン/年程度の中規模LNGの20年間の天然ガス必 模LNGの特徴を考える。次に４章で、現在生産・計画 要量は１兆cf程度であり、これが現実的になれば、上流 中の中規模LNGプロジェクトについてレビューし、５、 17 石油・天然ガスレビュー アナリシス ６章で、中規模LNGに最適な液化プロセスを検討する。 石油 天然ガス 更に、７章で、一般化したモデルケースにおける中規模 LNGプロセスの経済性について検討する。以上の結果 10 億バレル を踏まえて、８章で、中規模LNGプロジェクトの実現 に関して考え、９章で全体をまとめる。 百万バレル/日 1,500 100 1,200 80 また、本稿末尾の付属資料では、代表的な、あるいは 900 新規のLNG液化プロセスをまとめた。４、５、６章と 600 付属資料は三神が、それ以外は鈴木が執筆を担当した。 1,208 1,153 60 20 0 0 に資源機構が日揮（株）に委託して実施した調査「中規 70 埋蔵量 模LNGプロジェクトの実態調査と課題の抽出および解 60 82 63 50 40 40 300 なお、５、６、７章、付属資料に関しては、平成19年度 年 80 50 30 41 20 10 0 生産量 R/P 出所：ＢＰ統計2007 決策の提案」を参考にしている。 図1 天然ガスの埋蔵量・生産量・R/P＠2006 2. 天然ガス開発のなかでのLNGの位置づけ （1）概念的な位置づけ エネルギー効率も、この順で少しずつ悪くなる。 石油・天然ガスレビュー2005年９月号に書いたことで これらの開発手段を、当時の経済条件で比較検討した はあるが、ここで天然ガス開発についておさらいしてお 結果が図3に示されている。この図は、LNGという開発 こう。 手段は、他の開発手段に比べて、埋蔵量も・輸送距離に 図2に、天然ガス開発手段の模式図を示す。天然ガス 関しても、比較的広い範囲での適用可能性を持つことを はガス体エネルギーであり、単位体積あたりのエネル 示唆している。また、ハイドレート輸送は研究開発途上 ギー密度が低く、 このため輸送に非常にコストがかかる。 の技術、CNG輸送は商業化可能な技術と言われている 天然ガスを開発輸送する場合には、井戸元で天然ガスの が、現時点でプロジェクトは存在しない。更に、FLNG エネルギー密度を高めてやる必要がある。天然ガスのエ も、適用の構想はあるが、現時点では存在しない。 ネルギー密度を高める方法として、物理転換、化学転換、 電力転換という三つの方法がある。 具体的な開発手段としては、物理転換に属するものと して、パイプライン（以下、PL） 、LNG、FLNG、CNG、 ハイドレート輸送等がある。化学転換に属 するものとしては、GTL, メタノール、 DME、MTO/MTP（Methanol to Olefine, 物理転換 利用形態 輸送媒体 高圧 天然ガス Methanol to Propyleneの略） 、アンモニア・ 尿素等がある。電力転換に属するものとし 理転換に関しては天然ガスであることに対 して、化学転換の場合はそれぞれの化学製 となる。天然ガスそのものを輸送する方法 メタノール 減圧 それぞれの開発手段の市場での製品は、物 品となり、電力転換の場合は、当然、電気 がLNG、固体化して輸送する方法がハイド レート輸送であり、それぞれの輸送手段の ガス ハイドレート 加圧 冷却 減圧 加温 加圧 冷却 利用形態 輸送用燃料 MTO/ MTP オレフィン 化学原料 化学転換 天然ガス 加温 合成ガス DME 熱 アンモニア 尿素 肥料 電気 電気 LNG （陸上・FLNG） 熱 CNG GTW 電力転換 発電 のうち、気体のまま輸送するのがPLとCNG であり、冷却し液体状態にして輸送するの GTL 灯軽油 電気 天 然 ガ ス て、GTW（Gas to Wireの略）がある。 輸送媒体 パイプライン 出所：JOGMEC 図２ 天然ガス開発の模式図 2008.3 Vol.42 No.2 18 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 国際貿易のうち72％が国際長距離PL、28％がLNGであ 12 LNG Reserves, Tcf 10 る。国内供給はそのほとんどがパイプラインで輸送利用 Pipeline されていると考えられることから、天然ガス開発全体に 8 FLNG 6 GTL 然ガス生産量のうちLNGの占める割合は、１割以下に CNG 4 GTW Methanol DME 2 過ぎないことをここでは認識しておこう。 貿易量 MTP 26% Urea 出所：JOGMEC 10 ,0 00 12 ,0 00 14 ,0 00 16 ,0 00 18 ,0 00 20 ,0 00 72% 6, 00 0 8, 00 0 0 2, 00 0 4, 00 0 0 占めるLNGの割合は、７％程度となる。すなわち、天 Distance to Market, km 28% パイプライン LNG 図3 ガス必要量VS輸送距離 （2）天然ガス貿易の中でのLNG ローカル生産量 天然ガスは、周知のように石油と異なり、基本的には 74% ローカルマーケットへのエネルギー供給手段となってい る。2007年のBP統計によれば、図４のように世界全体 のガス供給量のうち、74%が国内供給、26%が国際貿易 である。石油の場合の国際貿易の割合、64％と著しい対 照を示し、天然ガスのローカル性を表している。また、 出所：BP統計2007 図4 天然ガスの総生産量に占める貿易量の割合＠2006 3. なぜいま、中規模LNG開発なのか ここでは、なぜ、中規模LNGが開発されてこなかっ 140万トン/年のアラスカLNGプロジェクトだけである。 たのかの理由を検討し、最近の状況変化と、いま中規模 なぜ、LNGプロジェクト初期には中規模LNGが実現 LNGに取り組むべき理由について考える。 し得たにもかかわらず、その後は開発されなくなったの であろうか。中規模LNGに関して、いままで、絶対的 （1）中規模LNGが開発されてこなかった理由 な意味での経済性があったか否かは不明であるが、大規 いま、中規模LNGを、１トレーンあたりの生産能力 模LNGに比べて相対的に経済性が劣っていたことは確 が100万トン/年程度であり、かつマルチトレーン化した かである。LNG液化技術が進歩し、大型のLNGプロジェ 液化基地あたりの生産能力が100万トン/年程度であるも クトが可能になり、LNGそのものの技術の信頼性が高 の、と定義しよう。 まり、リスクが相対的に低下するにつれて、スケールメ 現在の標準的な大規模LNGは、１トレーン300万〜 リットが追求でき、相対的により多くの利益幅が見込め 500万トン/年であり、通常のベースロード液化基地は、 る大規模LNG追求の方向に進んだのは当然であろう。 これがマルチトレーン化したものとなっている。LNG いままで、LNGプロジェクトを主導してきたのはメ プロジェクト初期を例外として、中規模LNGプロジェ ジャーズであり、彼らにとってはプロジェクト採択条件、 クトは取り組まれてこなかった。 すなわち、経済性やプロジェクト全体から上がる利益の 稼働開始年の順序で、最初の四つの世界のLNG液化 大きさ等により、取り組むべき多くのプロジェクトのな 基地・プロジェクトと、１トレーンあたりの規模を見て かで中規模LNGはプライオリティーが低く、追求する みると、キャメル44万トン/年＠アルズー、ケナイ58万 価値を見出せなかったのであろう。 トン/年＠アラスカ、リビア64万トン/年＠メルサ・エル・ ベルガ、スキクダ100万トン/年＠スキクダとなっている （付属資料の表13参照）。このうち、液化基地の全生産 量がマルチトレーン化して100万トン/年程度なのは、 19 石油・天然ガスレビュー （2）状況変化 それでは最近、従来成立しなかった国際貿易向け中規 模LNGが成立し得る環境に変化してきているのであろ アナリシス うか。 様化・流動化される市場では、一般論としては、いろい LNGを取り巻く状況はLNG市場の拡大、LNG契約条 ろなプロジェクト実現のチャンスが広がる、ということ 件の柔軟化、LNGスポット市場の拡大、技術等の進歩 を意味する。すなわち、かつてよりも、より中規模LNG によるLNG関連施設の建設費の低減等により、変化が を推進する外的環境が整いつつある、と言っていいだろ 起きている、と言われている。図5は、最近のLNG貿易 う。もちろん、それが十分なものであるかは別問題であ 量そのものの拡大傾向と、そのなかでのスポット取引の る。 拡大傾向を表している。このことは、非常にゆっくりと 一方、中規模LNGには、大規模LNGにはないいくつ ではあるが、LNG市場が石油市場に近づきつつあるこ かのメリットがある。すなわち、大規模LNGプロジェ とを示している。これは、LNGが従来以上にインター クトは必要とするガス量が多いため、対象となるガス田 ナショナルな商品になりつつあること、LNGが特定の は大規模ガス田（もしくは、ガス田群として埋蔵量が大 生産者と特定の消費者とを硬直的な契約で長期に結びつ 規模）である必要があり、開発のために必要な資金規模 ける状況に緩和の兆しが見られること、 を意味している。 も大きく、資金的リスクも相対的に大きくなる。また、 一方、大規模LNGの更なる大型化の傾向が、付属資 マーケット化すべきLNG量も多い。資金規模やそれに 料の図17で示されている。これは、プロジェクトあた 伴うリスク、LNG販売先の確保の問題から、プロジェ りの投資額を増大させ、最近のEPCコストの上昇や産ガ クトの立ち上げに時間がかかることになる。 ス国の資源プロジェクトの国有化の動きと相まって、リ 一方、中規模LNGは相対的に必要とするガス量は少 スクを大きくしている。 なく、CAPEXが小さく、マーケットを確保する必要の あるLNG販売量も少ない。また、プラントの大きさも スポット LNG/LNG 全体 LNG 全体（百万トン） スポット LNG の全体に占める比率（％） 170 低さから、少ないメンバーでプロジェクトを立ち上げる 143 138 89 4% 96 2% 94 2% 98 100 104 115 小さくなろう。相対的な、資金規模の小ささやリスクの ことが可能になる。また、LNGの販売先確保も、ユー 121 122 ザーが少ないと考えられるので、比較的短時間で済む。 また、バリューチェーンのプロジェクト関係者は相対的 2% 4% 6% 8% 8% 9% 11% 13% 16% 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006年 出所：各種資料よりJOGMEC作成 図5 LNG貿易量とスポット販売量 に少ないので、プロジェクト立ち上げにかかわる利害関 係者間の不一致度は、相対的に低くなる。以上により、 中規模LNGプロジェクトは、相対的に素早く立ち上げ ることが可能である。 まとめると、中規模LNGの特徴 は、天然ガス必要量の大きさ、プロジェクトとしての立 ち上げのスピード、資金規模とリスクの大きさの三つに 集約されるだろう。 （3）いま、中規模LNGに取り組むべき理由 もちろん、このような特徴は中規模LNGの相対的な かつて実現し得なかった中規模LNGに取り組む動き デメリットを補填しない。当然、デメリットも種々存在 が加速されるためには、その機運として、中規模LNG する。規模が小さいためスケールメリットを享受できな の実現性がかつてより高まっているか、大規模LNGの い。プラントが小さくなるために、プラントのエネル 実現がかつてより困難になっているかでなければならな ギー効率は相対的に悪化する。これらが原因で経済性は い。上記（2）で述べたことは、いままで以上にLNGが 相対的に低くなる。 多様化・流動化に向かっていることを意味している。多 4. 世界のベースロード用中規模LNGプラントの動向 （1）陸上ガス田の中規模LNGプラント動向 表１に、最近の10万トン/年から100万トン/年の規模 石油・天然ガスレビュー2007年11月号の三神直人「中 の主なベースロード用中小規模液化設備の実績と計画を 国新疆ウイグル自治区：LNG液化プロジェクトの夢と 示した。従来、発見されても開発が進まなかった埋蔵量 現実」の内容をアップデートし、以下に示した。 が少ない中小規模のガス田や炭層ガス等、非在来型ガス 2008.3 Vol.42 No.2 20 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ のLNGによる開発が注目され始めている。特に炭層ガ ス（CBM、CSM）のLNGによる開発計画は、中国や豪 Prichard Single MR（PRICO））プロセスを採用する。 せん せい さ しゅう 陝西、貴州のLNGプラントはKryopak社のPCMR（Pre 州で進められている。一方、中国やノルウェーで数カ所 Cooling Mixed Refrigerant）プロセスを採用する。 のベースロード用中小型（年産10万～100万トン）LNG 中国以外では、ノルウェーのスコーゲン社とリーセガ 液化が提案されているが、実際に稼働しているのは中国 ス社がそれぞれ４対６で出資したノルディックLNG社 新疆ウイグル自治区の広匯LNGプラントのみである。 が注目されている。ノルディックLNG社は、ノルウェー 広匯集団の子会社である広匯LNG社は、2004年９月 の工業都市スタヴァンゲルに、年産30万トンのベース に新疆の鄯善にベースロード（長期契約に基づく通年供 ロード用小型LNG液化基地を2010年に開業し、ノル 給）LNGプラントを建設、稼働を開始した。プラント ウェーおよび周辺国の小口LNGユーザーを開拓すると のガス処理能力は日量150万m3、LNG換算で年産43万ト 発表した（2007年７月）。液化設備はLindeに１億ユーロ ンである。輸送や市場開発も含めた総投資額は16億元 （1億3,800万ドル、約159億円）で発注したが、プロセス しんきょう ガンフィ シャンシャン （約250億円）であり、そのうち工場建設費が６億8,500 の詳細情報はない。 万元（約107億円）を占める。2002年６月13日に起工、 スコーゲン社はLNG事業のために独自技術で開発し 2004年５月生産を開始、同年９月10日からLNGの販売 た幾何容積1万m3のLNG船を、中国の系列会社の造船所 を開始している。プラント設備や技術はドイツのLinde で建造中である。この船は、LPGやエチレンも同時に輸 （リンデ）やベルギーTractebel（トラクテベル）から導 送できる多品種ガス輸送船（Multigas carrier）であり、 入した。詳細設計はSinopec（中国石油化工集団公司） 経済性に優れ、最終的に10隻建造予定で、現在６隻を発 （上海）エンジニアリングが行っている。原料ガスは油 田の随伴ガスで、製造したLNGのほぼ全量を福建・広東・ こう そ あん き こうせい せっこう 上海・江蘇・安徽・江西・浙江・山東・湖南・甘粛・新 善 （シャンシャン） LNGプラント ウイグル自治区 約 43 万トン／年、原料：随伴ガス 2003 年 (Linde) ∼ 星星（シンシン）LNG プラント 内モンゴル自治区 約 20 万トン／年、原料：ガス田ガス 当初計画、2007 年 BV(PRICO) 疆などの顧客と供給契約を締結し、供給している。広匯 LNG社はLNG輸送車（ローリー車）を保有しており、 ウルムチ 北京 数百kmごとに休憩所を設けることにより、遠く離れた 陝西 （せんせい） LNG プラント 沿海部の都市などにもLNGの供給、販売を行っている。 陝西省 約 38 万トン／年、原料：情報なし 当初計画、2007 年 (Kryopak) 図６には、中国の主なベースロード用中小規模LNGプ 上海 ラントの実績と計画を示した。中小規模LNG液化の多 くは中国で計画され、2007年にさらに４カ所稼働する予 無錫（むしゃく）永達 LNG プラント 重慶市、江蘇省 28 万トン／年、原料：ガス田ガス 当初計画、2007 年 定であったが、本原稿執筆時点で稼働開始等の報道には 接していない。さらに、詳細を把握しきれないため表に 示していない数カ所の計画もある。しかし、現時点でこ れらプラントの動向は、いま述べたように報じられてい ないので、これらLNG液化が予定どおり稼働するかに ついては不明な点が多い。 シン シン パシフィックアジア CBM LNG プラント 貴州（きしゅう）省 23 万トン／年、原料：CBM 当初計画、2008 年 (Kryopak) CNOOC 珠海（しゅかい）LNG プラント 珠海、広東省 14 万トン／年、原料：海洋ガス田ガス 当初計画、2007 年 出所：各種資料を基にJOGMEC作成（石油・天然ガスレビュー2007年 11月号） 中国の主なベースロード中小規模 しゅ かい 図6 （10万～100万トン/年）LNGプラント 星 星 、珠 海 のLNGプラントはBV（Black & Veatch 表1 主なベースロード用中小規模（10万トン/年～100万トン/年）液化設備の実績と計画 液化プラントの場所 善（シャンシャン）市、ウイグル自治区 稼働開始年 液化能力 （万トン/年） 液化方式企業等 備考 2003 43 Linde Single-MR 広匯（ガンフィ）LNG社 星星（シンシン）市、内モンゴル自治区 2007 20 BV（PRICO） オルドス-星星ガス社 珠海（しゅかい）市、広東省 2007 14 BV（PRICO） 中国海洋石油（CNOOC） 陝西（せんせい）市、陝西省 2007 38 Kryopak 陝西LNG社 重慶（じゅうけい）市、江蘇（こうそ）省 2007 28 貴州（きしゅう）省 2008 23 Kryopak パシフィックアジアCBM社 スタヴァンゲル近郊（ノルウェー） 2010 30 Linde ノルディックLNG社 － 出所：各種資料を元に筆者作成（推定含む） （石油・天然ガスレビュー2007年11月号） 21 石油・天然ガスレビュー 無錫（むしゃく）永達社 アナリシス 注済みという。原料ガスはShellのカルスト（Karsto） アのE&P企業であるPeak Petroleum社と共同で、この ターミナルから全長約50kmのパイプラインをリーセガ 技術を用いたガス田を開発するMOUを締結して検討中 ス社が敷設し、Shellから年間２億m を購入する。Linde であり、2008年に最終投資判断を下すことを目標にして のスウェーデンにある子会社も、年間５万トンのLNG いる。 を購入する予定である。なお、ノルウェーのスタヴァン ②SBM Offshore/Linde/IHI連合 ゲル周辺ではこの他に、年産10万トン未満のベースロー 2007年９月19日、海洋ガス・石油受け入れ設備建設を ド用LNG液化プラント（トレーン）が３カ所稼働して 行うSBM Offshore（本拠地：オランダ）はLNG FPSO ふ せつ 3 （LNG 浮体式・生産・貯蔵・積み出し設備）の販売を18 いる。 カ月以内に開始すると発表した。また、独大手LNG 関 (2)海洋ガス田向け中規模LNG液化プラント（FPSO） の動向 連企業LINDE A.G.（Linde）社との提携も発表した。同 社は、LNG FPSOはこれまでの液化設備とは一線を画 最近、中規模洋上液化技術を開発する動きが活発化し したもので、技術的な困難さ等の理由によりさらなる資 ている。現在公式に発表されている主な中規模洋上液化 本投入の必要性が生じたため、提携に至ったとしている。 技術三つについて、表２に示した。 なお、SBMと石川島播磨重工業（IHI）は23万m3級の多 表2 中規模洋上液化技術の特徴比較 Shape Hull size Capacity Tank capacity/ Containment system Loading Unloading ①Flex LNG （M-FLEXコンセプト） 船形状 83,068dwt 50万～150万トン/年 LNG：9万m3 Samsung/IHI SPB マニホールド（タレットでない） tandem or/and side by side Mooring 波止場に着桟 Liquefaction process ハムワージ社 窒素エキスパンダープロセス 企業連合 Year Projects Others 2010～2011年 Peak Petroleum Industries Nigeria LTD Dual Fuel Diesel Electric Propulsion System（DFDE） ②SBM Offshore/ Linde/ IHI 情報なし 23万m3 250万トン/年～ 情報なし/ 情報なし（IHI SPB-Type?） 情報なし tandem or/and side by side 情報なし （タレット?） Linde Multi-stage Mixed Refrigerant（LiMuM）process（詳 細不明） 2012年 ③Höegh LNG/ABB Lummus Global/Aker Kværner 船形状 情報なし 160万トン/年～ LNG：18万m3、LPG：3万m3/ Aker Double Barrier Tank system 情報なし 情報なし 情報なし （タレット?） ABB“NicheLNGsm Turbo Expander”system（詳細不明） 2011年 情報なし 情報なし ー ー 出所：各種報道より作成（一部推定含む） ①Flex LNG社 目的船体の開発を行い、IHI愛知事業所（メガフロート Floating Liquefaction ShipのFEED検討が進行中であ 等大規模海洋構造物を開発、建造できる事業所）を初期 る。Flex LNG社が提案している洋上LNG液化技術 プロジェクトで利用することを合意している。2012 年 （M-FLEXコンセプト）は、LNGタンカーの船の上（甲 には、最初のFPSO からのガス生産を開始するために、 板の上）に設けた装置で天然ガスを液化してLNGを製 合意即日にマーケティングを開始したとのことである。 造するLNGタンカーのことであり、従来から検討され 液化プロセスは、Linde Multi-stage Mixed ていた洋上LNG液化設備（FPSO）とはコンセプトが少 Refrigerant（LiMuM）process（詳細は現時点では不明） し異なる。Flex LNG 社は９万m クラスの（M-Flex級） を採用。対象は1兆cf以上の埋蔵量で、基準液化能力は タンカーに適合したFloating Liquefaction ShipのFEED 250万トン/年。また、FPSOはLPG、コンデンセートへ 作業を実施している。FEEDは、Samsung Heavy の適用も可能である。トップサイドに設置する統合施設 Industries, Hamworthy Gas Systems, Det Norske は、ほとんどすべてのガス組成に対応可能という。 Veritas, Dorchester Atlantic Marine Ltd. and Framo ③Höegh LNG/ABB/ Aker Kværner連合 Engineeringとの共同作業である。液化プロセスは不明 同じく、2007年９月19日、Höegh LNG社は、世界初 である。 のLNG FPSO（LNG 浮体式・生産・貯蔵・積み出し設備） なお、Flex LNG社は2007年11月15日に、ナイジェリ のFEED作業を開始し、主な建設業者との合意に達した 3 2008.3 Vol.42 No.2 22 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ と発表した。船形状のFPSOであり、LNG液化能力は Höegh LNG社のCEO、Sveinung Støhle氏は「Höegh 160万トン/年、LPG生産能力は50万トン/年、LNGタン LNGのビジネスモデルを、単なるLNG移送から、LNG ク容量：18万m 、LPGタンク容量：3万m （Double 生産、再ガス化ターミナルのソリューションビジネスモ B a r r i e r T a n k ）。 プ レ F E E D は A k e r K v æ r n e r デルへ発展させる」と語った。液化プロセスはnew （FPSOhull船体）、ABB（液化、ユーティリティー）に ABB“NicheLNGsm Turbo Expander”システムとの報 3 3 て実施中で、今後4～6カ月で完了予定。目標は2011年。 道があるが、これと本稿末尾の付属資料に概説した 天然ガス権益を持つ数社と話し合いを実施している。 ABB Dual Expanderプロセスとの関連は不明である。 5. 小中規模LNGプラントに最適な液化プロセスとは (1)液化プロセスの分類 現在、実用化されている液化プロセスには、大きく分 けると２種類ある。最も多く採用されているのは、プロ (2)中規模LNG 液化に向いていると思われるプロセス とは セス流体とは別系統の冷媒 （混合冷媒やプロパン冷媒等） 歴史的にLNG 液化プラントは、その大型化により、 で天然ガスを冷却するクローズドループシステムであ スケールメリットの追求によるエネルギー効率の向上、 る。もう一つのシステムは、プロセス流体（フィードガ コスト低減が重要視されてきた。混合冷媒プロセスの１ スやエンドフラッシュガス）を利用して天然ガスを冷却 種であるC3-MRプロセスは、効率が最も高いプロセス するオープンループシステムである。その他に、熱音響 の一つとされ、これまで多くのＬＮＧ液化プラントで採 といわれる特殊な原理を用いる方法がある。 用されてきている。しかし、大型設備ではなく、中小規 一般に液化プロセスは、冷媒を圧縮、減圧させて低温 模のＬＮＧ設備の事業化を検討する場合には、プラント とし、その冷媒の冷熱により天然ガスを冷却して液化さ コストの影響が支配的となり、エネルギー効率はあまり せる。液化プロセスは冷媒の種類や系統、圧縮・減圧の 問題にならないと言われている。例えば、機器数の少な 方法で区別され、主に次のタイプに分類できる。 いシンプルなプロセスや、プロットプランを小さくする ことができるプロセスが有望視されている。 ・クローズドループシステム カスケード 混合冷媒方式 (3)４つのプロセス候補 エキスパンダー C3-MR、Dual MR、Single MRおよびDual N2 ・オープンループシステム エキスパンダー Expanderを中規模LNG液化プロセス候補として選択す ・特殊タイプ 熱音響 るとともに、その理由を次に示した。 ①C3-MR プロセス 文献データ等をベースに、小中規模LNGプラントへ 現在まで、ベースロード用LNG 液化プラントで最も の適用が期待できる液化プロセスを検討した。プラント 多く使用されており、液化プロセスの代表的存在である。 規模として100万トン/年のLNGプラントを想定してい エネルギー効率は高いが、プラントコストが高くなると るが、この程度の能力のプラントは少なく、50万～150 いった傾向を確認すると同時に、プラントコストが比較 万トン/年のLNGプラントは現在まで世界で10基程度し 的安くなる他のプロセスとの比較対象として選定した。 か存在しない。それらのほとんどは、ベースロードLNG ②Dual MR プロセス プラントが建設され始めた1960年代から1970年代初期の C3-MR プロセスと同様、高いエネルギー効率を示す。 プラントであり、当時としては最大規模であった。現存 高エネルギー効率、高プラントコストの影響を確認する するLNGプラントは、初期のベースロードプラントか、 目的で選定した。 10万トン/年以下のピークシェービング用のLNGプラン ③Single MR プロセス トであり、これらの実績から今回のLNG生産能力に適 シンプルな液化プロセスとなっており、中規模LNG した液化プロセスを選定するのは困難である。なお、液 液化プラントに最も適したプロセスの一つとして考えら 化プロセスの変遷および各プロセスのライセンスごとの れている。これまで数種類のSingle MRプロセスが提案、 概要を、 本稿末尾の付属資料に示したので参照されたい。 採用されてきた。 23 石油・天然ガスレビュー アナリシス ④Dual N2 Expander プロセス ス。中規模ＬＮＧへの採用のみならず、FPSOを視野に 冷媒系に窒素を採用したシンプルかつ安全なプロセ 入れた場合に評価が高いと考え選定した。 6. 選定した四つの各液化プロセスの特徴比較 - 絞り込み (1)エネルギー効率、プロセスの特徴 めた。必要トレーン数、プロセスエリア、メンテナンス 表３に、四つの液化プロセスの特徴を示した。エネル 性、安全性および運転性はJGCの知見等を用いて推定し ギー効率は、工業向けプロセスのシミュレーションが可 た。ゆれ対策については、各プロセスのライセンス企業 能な市販のソフトウェアを用いて、計算機内に100万ト の研究開発動向を参考にした。 ン/年規模の仮想液化プラントを、４種類の各液化プロ これらより、エネルギー効率は、C3-MR、Dual MR、 セスそれぞれについて構築することによって計算して求 Single MR、Dual N2 Expanderの順によいことが分かっ 表3 液化プロセスの特徴比較 液化プロセス＆ライセンサー 評価項目 経済性 エネルギー効率 C3-MR Dual MR Single MR（PRICO） Dual N2 Expander （cLNG） APCI APCI/Shell Black & Veatch Prichard Linde 13.1 kW d/t-LNG 15.5 kW d/t-LNG 11.9 kW d/t-LNG 機器数は最大 必要トレーン数、機器数 プロセスエリアの設置面積比 93 83 19.0 kW d/t-LNG 約0.5 mtpaまでは1ト レーンとなり、1トレー ンでは機器数が最小だ が、それ以上の液化能 力になると、エキスパ ンダーの最大サイズの 制限により、液化トレー ンが複数必要 80～105 （0.5～1.5mtpa） Main H/E 漏洩時にプラギングが 漏洩時にプラギングが 漏洩時はコア単位で交 漏洩時はコア単位で交 できる できる 換要 換要 回転機械 その他 冷媒系が2系列になるの 冷媒系が2系列になるの 冷媒系が1系列で機器数 0.5mtpaケースは機器数 で不利 で不利 が少ないので有利 が少なく有利 ハイドロ カーボンの 保持量 爆 発 範 囲 の 広 い プ ロ パ C3-MRに比べてプロパ プ ロ パ ン 保 持 量 が 少 な 冷媒がN 2 なので、冷媒 ン の 保 持 量 が 他 の プ ロ ンの保持量が少ない く、かつ冷媒サイクル にハイドロカーボンは ない セスよりも多く、特に も一つ FPSOのケースでは安全 性で劣る 信頼性 ベースロードプラント ベースロードプラント ベースロードプラント エキスパンダーの信頼 と変わらない と変わらない と変わらない 性が若干低い その他 － － 装置構成がシンプルな エキスパンダーシステ ので、比較的運転が容 ムなので、ターンダウ 易 ン運転時の効率低下が 著しい 主熱交換器 SWHEはゆれ対策の検 討が進んでおり、適用 可能。シェル材質がア ルミからステンレスに なる SWHEはゆれ対策の検 討が進んでおり、適用 可能。シェル材質がア ルミからステンレスに なる PFHEにおける、ゆれに 対する2相流のディスト リビューションの問題 がないことを確認する 必要がある PFHEにおける、ゆれに 対する2相流のディスト リビューションの問題 がないことを確認する 必要がある その他 － － － 冷媒系は、ガスなので ゆれに対する影響はな い メンテナンス性 安全性 100 （C3-MRを 100とした比） C3冷媒には数段の圧力 冷媒が1系統なのでC3の異なる系統があるが、 MRやDual MRよりも機 MR冷媒は圧力が1段の 器 数 が 少 な く 、 シ ン プ ため、C3-MRよりもド ル ラムや熱交換器の数が 少ない 運転性 ゆれ対応 （FPSOケース のみ） 有利と思われる項目 （注）kWd/t=Compressor power kW-day /ton-LNG％ = LNG HHV／FEEDガスHHV×100（生産されたLNGの熱量 / FEEDガスの熱量×100） SWHE:Spiral Wound Heat Exchanger PFHE:Plate Fin Heat Exchanger 出所： JGC/JOGMEC 2008.3 Vol.42 No.2 24 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ た。機器数はC3-MR、Dual MR、Single MRの順に少な 険や税金、固定費（人件費、修繕費等）等は考慮しなかっ くなるが、Dual N2 Expanderは現状技術では１トレー た。シミュレーションにより求めた運転用の燃料は、す ン50万トン/年が最大となり、それ以上の場合は複数ト べて原料ガスから供給されるものとした。したがって、 レーンになってしまうことが分かった。プロセスの設置 原料ガスの値段が変動すると、年間の運転費用も変動す 面積の傾向は、機器数に比例した。メンテナンス性は ることになる。操業に必要な水、窒素はすべてプラント Single MRが最もよいと考えられた。安全性は、冷媒に 内で製造するとしたが、その燃料使用量は全体に対して 不活性ガスである窒素を用いるDual N2 Expanderが最 少ないので無視した。電力はすべてプラント内で発電す もよいと考えられるが、メンテナンス性、運転性等を勘 ると仮定して、電力コストは全て運転用燃料として計上 案すると、全体的にはSingle MRがよいと思われた。 した。スタートアップ直前までのすべての要素を含み、 陸上の場合、出荷用桟橋の長さは1,000mと仮定した。 (2)操業時を含めた総合的なコストに大きな差は認めら れない LNGタンクのサイズは16万m3として、日本で一般的に 使用されている14万5,000m3のLNGタンカーを受け入れ 先に選定したSingle MRプロセスが、他三つのプロセ られるようにした。なお、本コスト推算には土地購入等 スに比べて操業費を含めた総合的なコストが明らかに劣 のオーナーコストや、税金、保険、ＦＥＥＤ業務等の設 勢でない場合は、詳細検討はSingle MRで行うこととし、 計費用は含まないものとする。以上の条件で大まかなコ 四つのプロセスの総合的なコストを以下に大まかに推定 ストを推算した。 した。 図７と図８より、総運転コストはDual N2 Expanderプ プロセスシミュレーション結果に基づき、各プロセス ロ セ ス が 少 し 高 め な 以 外 は 、図７の 陸 上 ケ ー ス で は を採用した場合のLNG液化プラント建設に必要な投資 Single MRプロセスがもっともコストが低くなる。一 量（燃料ガス）を算出、過去の実績を照らし合わせて必 要となる設備の構成やサイズを決定して簡易機器リスト を作成し、これに基づいて、昨今の一般的な建設費とこ れまで建設したコスト情報を参考にしてプラント建設コ ストの概略を推算した。 （表4、表5） 陸上に建設した場合の四つのプロセスの 表4 建設コストの概略（百万ドル） C3-MR Dual MR Single MR Dual N2 Expander 100万トン/年 1,200 1,200 1,150 1,225 出所：JGC/JOGMEC 洋上に建設した場合の四つのプロセスの 表5 建設コストの概略（百万ドル） C3-MR Dual MR Single MR Dual N2 Expander 100万トン/年 1,550 1,550 1,600 1,675 出所：JGC/JOGMEC さらに、操業時を含めた総合的なコストを、次のよう に定義して算出し、比較した。 操業時を含めた総合的なコスト 陸上ケース 100万トン/年 ％ 120 C3-MR Dual MR Single MR Dual N2 Exp. 115 110 105 100 95 90 0 1 3 Raw Gas Price 4 ドル/MMBtu 陸上で100万トン/年のプラントを操業した場合の 図7 液化プロセス別の総運転コストの比較 FPSOケース100万トン/年 ％ 120 C3-MR Dual MR Single MR Dual N2 Exp. 115 110 105 100 95 90 0 1 ＝年間の減価償却費と年間の運転費用（OPEX）に年間 の燃料費を加えたコスト 2 出所：JGC/JOGMEC C3-MRを100％とした場合の相対コスト 液化に必要なエネルギーを算出して必要ユーティリティ C3-MRを100％とした場合の相対コスト 額を推算した。算出方法は、シミュレーションにより、 2 3 Raw Gas Price 4 ドル/MMBtu 出所：JGC/JOGMEC 洋上で100万トン/年のプラントを操業した場合の 前提条件として、プラントの償却期間は８年とし、保 25 石油・天然ガスレビュー 図8 液化プロセス別の総運転コストの比較 アナリシス 方、図８の洋上ケースでは、Single MR はC3-MRよりコ なお、本検討では上述の考え方によってSingle MRプ ストは高くなるが、その差は約４％であり、概略として ロセスを選定したが、プロセスの選定はプロジェクトの は大きな違いはないと言える。そこで、先の定性的な評 置かれたさまざまな環境、制約条件等により変化するの 価が最もよかったSingle MRプロセスを、中規模LNG液 で、他のプロセスを否定するものではないことをご承知 化プロセスの詳細検討に用いることにした。 おき願いたい。 7. 中規模LNGの経済性の検討 以上の分析により、中規模LNGのプロセスとしては、 考慮して、よりコンパクト化を図ることが可能で、メン Single MRが他の候補プロセスに対して比較的有利であ テナンス上タービンに比べて有利なモーターとすること ることが判明した。ここでは、中規模LNGシステムを にした。設備構成は、プラントオンサイト設備として、 経済性の面から評価する。そのため、Single MRプロセ 前処理、液化プロセス、発電の各設備を含み、ユーティ スを用いた陸上、洋上の中規模LNGシステムを構築し、 リティ・オフサイト設備として、水・空気供給システム、 建設費・OPEXを算出する。更に、経済性検討及び感度 LNGやコンデンセート等の各種タンク、出荷設備等を 分析を実施する。 含むものとする。また、ユーティリティ・オフサイトに は、陸上ではsite preparation、洋上ではハルを含んで （1）プロセス・システム前提条件 いる。システムが具備すべきタンクの規模は、使用する 表6に、プロセスとシステム構築のための前提条件を LNG輸送船１船の輸送容量より少し大きい程度に設定 示す。 した。すなわち、ベースケースではLNG輸送船の容量 システムの検討範囲は、プラント入り口で原料ガスを 14万5,000m3に対して、システム側は16万m3のLNGタン 購入し、出荷設備出口でLNGを販売するまでのシステ クを持つ。ベースケースにおけるガス田から市場までの ムとした。天然ガス田の場所は東南アジア、LNG消費 距離に関しては、東南アジアから日本までの距離として、 地は日本を想定する。プラントサイトは、洋上、陸上の 6,000kmを想定する。原料ガス組成、製品LNG組成は、 両方の場合を想定することにし、 ベースケースの規模は、 表6のとおりである。なお、本システムからは、コンデ 両方とも100万トン/年とすることにした。プロセスは、 ンセートが副産物として生産される。 ６章で述べたように、経済性およびメンテナンス・安全 性等の観点から、中規模LNGに最適であると考えられ （2）経済性検討の前提条件 るSingle MRとし、そのコンプレッサー・ドライバーは、 以下の費用は、すべて2007年ドル価格で算出すること 陸上はガスタービン、洋上は施設の面積や人的な制約を にする。経済性検討のための前提条件を表7に示す。ま 表6 プロセス・システム検討の前提条件 ベースケース システム検討範囲 プラント入り口で原料ガスを購入し、出荷設備出口でLNGを販売するまでのシステム経済性 陸上 100 規模（万トン/年） 洋上 100 プロセス Single MR 陸上 ガスタービン コンプレッサードライバー 洋上 モーター ・プラントオンサイト 前処理、液化、冷媒、発電 ・プラントユーティリティ・オフサイト 設備構成 （共通）水・空気供給システム、各種タンク、出荷設備 （陸上ケース）site preparation等 （洋上ケース）ハル、mooring system 等 使用するLNG輸送船１船のLNG容量よりも、少し大きい規模 LNGタンク LNG輸送船14.5万m3の場合、LNGタンク16万m3 ガス田から市場までの距離（km）6,000 原料ガス組成 H2O（0.2％）、N2（0.9％）、CO2（9.6％）、C1（81.4％）、C2（4.4％）、C3+（3.3％） 製品LNG組成 N2（1.0％）、C1（91.6％）、C2（4.9％）、C3（1.7％）、iC4（0.3％）、nC4（0.5％） 出所：JOGMEC 2008.3 Vol.42 No.2 26 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ ず、上記（1）の条件で、プロセスおよびシステムを構 感度分析においては、ベースケースからパラメータの一 築し、建設費を推算した。建設費から、オーナーズコス つのみを変動させ、他のパラメータは、ベースケースの ト（EPC期間中のオーナー側人件費）と初期運転費用（運 数字を用いる。 転開始前にオーナーが調達するケミカル費用等）を算出 した。建設費、オーナーズコスト、初期運転費用の三つ （3）結果と比較 を合わせると、 プロジェクト実施段階で必要な総投資額、 表10に、陸上と洋上の各規模のシステムにおける建 すなわちCAPEXとなる。OPEXは、人件費、運転・メ 設費、OPEX、単位生産量あたりの建設費（以下、単位 ンテナンス費、その他にカテゴリー分けし、建設費との 建設費と略）の推算値を示す。また、規模以外のパラメー 関係から算出した。 タをベースケースとしたときの税引き後ROI（Return CIFのLNG価格は、油価の熱量等価価格の90％とした。 On Investment）を示す。また、比較のため、参考として、 LNGを算出する際に用いる油価は、ベースケースで50 陸上の500万トン/年程度の規模のLNGシステムの数値 ドル/bblとした。FOBのLNG価格は、LNG CIF価格か も示す。更に、図9に、陸上・洋上の両ケースについて、 ら輸送料を引いた値とした。LNG輸送料は、表8のよう 建設費に占めるオンサイト、ユーティリティ・オフサイ に、船の大きさと輸送距離のパラメータとなる。必要な トの割合を示す。更に、表11に、陸上ベースケースに 船の数は、輸送距離と生産規模により異なるが、LNG おけるオンサイトコストとユーティリティ・オフサイト 輸送料はそのような隻数も考慮した数字になっている。 の構成割合の内訳を示す。 原料天然ガス価格は、ベースケースで２ドル/ 100万トンのベースケース規模の陸上、洋上の建設費 MMBtuとした。建設期間は、最近のEPCスケジュール は、それぞれ11億5,000万ドル、16億ドルとなった。ま の長期化を考慮して、ベースケースで４年とし、投資パ た、そのOPEXは、陸上、洋上それぞれ、5,300万ドル/年、 ターンは実態を踏まえて、表７に示したとおりとした。 7,300万ドル/年、原料・燃料に用いる天然ガス費用は両 プラントの生産期間は20年、10年均等償却で所得税は 方とも１億2,200万ドル/年となった。更に、税引き後 30％とした。 ROIは、陸上システム9.9%、洋上システム6.0%と算出さ また、感度分析のパラメータとその範囲を表9に示す。 れた。 表7 経済性の検討条件 投資金額構成 運転費用構成 建設費： ─ オーナーズコスト：建設費X10％ 初期運転費用：建設費X3％ 人件費：建設費X1.1％ 運転・メンテナンス費：建設費 X2.9％ その他：建設費X0.6％ 表8 LNG輸送料 LNG船規模 （万m3） 傭船料（ドル/日） 輸送距離 （km） 14.5 8 65,000 46,200 3,500 6,000 9,000 3,500 6,000 9,000 輸送日数 LNG輸送料（ドル/MMBtu） 4 7 10 4 7 10 0.3 0.5 0.7 0.5 0.7 1 出所：JOGMEC CIF LNG価格 油価の90％熱量等価価格 FOB LNG価格 CIF LNG価格－輸送料 輸送料 油価 原料天然ガス価格 建設期間 投資パターン 生産期間 表9 感度分析のパラメータ 表8参照 ベースケース 感度分析ケース プラント規模（万トン/年） 100 50、150 原料ガスCO2濃度（％） 9.6 20 ガス田から市場までの距離 （km） 6,000 3,500、9,000 LNG船・LNGタンクサイズ （万m3） 14.5/16 8/9 洋上化 陸上 洋上 50ドル/bbl 2ドル/MMBtu 4年間 建設費：39－38－16－7％ オーナーズコスト：47－23－23－7％ 初期運転費用：0－0－0－100％ 20年 償却率 10年均等 所得税 30％ 建設期間 4年 3年 原料ガス価格(ドル/MMBtu） 2 1、3 インフレ率 0％ 油価（ドル/bbl） 50 40、60 借入金 0％ CAPEX変動（％） 0 -30、+30 出所：JOGMEC 27 石油・天然ガスレビュー 出所：JOGMEC アナリシス （a）プロセスの相違の建設費へのイン 陸上ケース パクト 分）の全体コストに占める割合は、陸 上ベースケースにおいては、表11の ように23％程度である。プロセスの 相違によるこの部分のコスト差は10% 程度と考えられる。したがって、全体 オンサイト ユーティリティ・オフサイト 建設費（2006 年） 器やコンプレッサー・冷媒関係の部 3,000 ∼ 5,000 45% 1,150 900 68% 32% 50 に与えるコスト差は、他の部分が同等 であると仮定すれば、建設費に２～ 百万ドル 59% 41% 1,350 55% 55% 建設費（2006 年） LNGプラントの心臓部である天然 ガスを液化する部分（すなわち熱交換 洋上ケース 百万ドル 45% オンサイト ユーティリティ・オフサイト 1,850 1,600 1,200 50% 56% 66% 100 150 万トン / 年 50 500 50% 44% 34% 100 万トン / 年 150 出所：JOGMEC ３％程度のインパクトを与える。す なわち、コストを基準にしたプロセス選定は、少なくと 各ケースのオンサイトと 図9 ユーティリティ・オフサイトの割合 も建設費にはそれほど大きな影響を与えないと考えられ る。 表10 建設費、OPEX、ROI等 （b）規模別比較 大規模LNGと中規模LNGを比較してみよう。 まず、単位建設費における比較である。中規模LNG 陸上ケース の単位建設費は、大規模LNGのそれに比べて高くなっ 規模（万トン/年） ている。また、中規模LNGの中で比較すれば、規模の CAPEX（百万ドル） 縮小につれて、それは大きくなる。これは、いずれもス ケールメリット・デメリットによる。 次に、オンサイトとユーティリティ・オフサイトの建 設費構成の比較である。陸上ケースの場合、100万トン/ 年のその割合は、41：59であり、大規模LNG500万トン /年のその割合である55：45と比較したとき、中規模 50 900 100 150 1,150 1,350 500 （参考値） 3,000～ 5,000 OPEX（百万ドル/年） 41 53 62 150～ 250 天然ガス費用 （原料・燃料） （百万 ドル/年） ＠天然ガス価格$2/MMBtu 61 122 182 600 900 600～ 1,000 13～15 単 位 生 産 能力あたりC A P E X 1,800 1,150 （ドル/〈トン/年〉 ） 税引き後ROI（％） 4.6 9.9 13.1 50 100 150 LNGでは明らかにユーティリティ・オフサイトの割合 が大きいことが分かる。また、中規模LNGのケースの なかでは、規模が小さくなるにつれてユーティリティ・ オフサイトの割合が大きくなることが分かる。この理由 については後ほど検討する。 最後に、ROIを比較する。500万トン/年ケースでの税 引き後のROIは、13～15％程度になると推算される。す なわち、中規模LNG陸上のベースケースと大規模LNG との差は、３～５％程度になる。 （c）陸上と洋上の比較 洋上ケース 規模（万トン/年） CAPEX（百万ドル） 1,200 1,600 1,850 OPEX（百万ドル/年） 55 73 85 天然ガス費用 （原料・燃料） （百万 ドル/年） ＠天然ガス価格$2/MMBtu 61 122 182 単 位 生 産 能力あたりC A P E X 2,400 1,600 1,233 （ドル/〈トン/年〉 ） 税引き後ROI（％） 1.3 6.0 9.1 出所：JOGMEC この検討は、陸上システムと洋上システムの優劣を分 析することを目的にしていない。この結果から、同じ規 模同士の陸上と洋上のROIを比較することには、あまり 意味はない。陸上と洋上のシステムを比較する場合に は、同一のオフショアのガス田を想定して、陸上にガス をPLで輸送して陸上のLNGシステムで開発する場合と、 洋上LNGシステムで開発する場合を検討しなければな らない。この場合、洋上のLNGシステムの位置は、生 陸上ベースケースにおけるオンサイトと 表11 ユーティリティ・オフサイト割合の内訳 オンサイト ユーティリティ・オフサイト 前処理 10％ 液化・冷媒 23％ 59% 発電 8％ 出所：JOGMEC 2008.3 Vol.42 No.2 28 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ を見てみよう。 規模（万トン / 年） 50 150 CO2 濃度（％） 20％ 輸送距離（km） 3,500 9,000 輸送船 /LNG タンクサイズ（万m3） 陸上・洋上 -5.3 3.2 3 原料ガス価 （＄/MMBTU） 1 3 40 60 のマイナスの影響に対して最も高い順からパラメータを 0.1 並べると、生産量（規模）、油価（すなわちLNG価格）、 洋上化、投資額変動、原料ガス価、CO2濃度増加、輸送 距離、LNG輸送船・LNGタンクサイズの順となる。た 0.9 -3.0 だし、プラスとマイナスの両方の影響度から考えると、 2.6 -4.4 -30 +30 CAPEX 増減（％） 0.4 -3.9 洋上化 油価（＄/bbl） 図10により、このパラメータ範囲においては、感度 -0.4 8/9 建設期間（年） （a）陸上ケース -1.0 生産量、油価、原油ガス価、投資額変動の四つのパラメー 3.5 -3.2 4.7 ベースケースからの ROI 差（％） タは、感度に対して同等程度の影響を与えると言えるか もしれない。ここではまず、経済性への影響の小さいパ ラメータと大きいパラメータに分けて検討してみよう。 ①経済性への影響が小さいパラメータ 出所：JOGMEC この感度分析で、輸送距離の影響が小さいことに注目 図10 陸上ケース 感度分析 すべきである。輸送距離が長くなると、LNG船の数が 規模（万トン / 年） 50 150 CO2 濃度（％） 20％ 輸送距離（km） 3,500 9,000 輸送船 /LNG タンクサイズ （万m3） 原料ガス価 （＄/MMBTU） 油価（＄/bbl） CAPEX 増減（％） 増加する。しかし、本システムでは、これを輸送料とい -4.7 3.1 -0.1 8/9 1 3 40 60 -30 +30 う概念で処理しており、距離の増加に対する輸送料の増 -0.8 -2.9 加は、経済性に大きな影響を与えるほど変動しない。 0.3 また、使用するLNG輸送船の規模も、プロジェクト 0.6 の経済性に対する影響は少ない。この理由は次のとおり 2.3 である。７章（1）で述べたように、本システムでは使 -4.2 用するLNG船の規模により、システムが持つべきLNG 3.1 -3.0 4.3 ベースケースからの ROI 差（％） タンクが決定される。いま、LNG船の規模を14万 5,000m3から８万m3に小さくすると、当然輸送費は高く なる。一方、システムのLNGタンクは、16万m 3 から ９万m3に縮小し、CAPEXが小さくなる。このマイナス 出所：JOGMEC 図11 洋上ケース 感度分析 とプラスの効果がROIへの影響として相殺された結果、 経済性には0.1％程度の影響しか与えない、という結果 産施設からの距離が比較的近く、陸上システムに比べて になった。 安価な天然ガス購入価格が想定される。 原料ガス中のCO2濃度が、9.6％から20％程度に増加し しかし、本検討は、陸上と洋上のシステムの比較を目 た場合、ROIは1％程度悪化する。CO 2濃度がこの程度 的とせずに、それぞれのシステムのROIそのものの評価 増加すると、酸性ガス除去装置のコストが３倍になるが、 を目的とするものである。すなわち、本検討における洋 CAPEX全体のうち前処理工程全体のコストは、表11 上ケースは、システムの入り口で、陸上ケースと同等の のように10％程度であるので、この程度のインパクトに 価格で天然ガスを購入することを前提にしており、生産 なっている。 施設からの距離というファクターは無視している。洋上 ②経済性への影響が大きいパラメータ ケースの建設費が陸上ケースに比べて高額なのは、当然 規模の影響は大きい。このスケールメリット（デメ である。洋上システムにして、天然ガスの輸送距離を短 リット）に対する建設費への影響は、二つの項目に分け 縮して上流開発コストを低減させた分が、洋上システム て考える必要がある。すなわち、一つはオンサイトの建 の建設費の増加に反映されていると考えられるからであ 設費に対する影響であり、いま一つはユーティリティ・ る。 オフサイトの建設費に対する影響である。 オンサイト建設費に関しては、例えば、規模に対して （4）感度分析と評価 ２/３乗則等の感度で影響を受けることに対して、ユー 図10と図11に、陸上、洋上それぞれのケースにおけ ティリティ・オフサイトの建設費は、オンサイト建設費 る感度分析結果を示す。このなかで、まず、陸上ケース よりも規模の影響は少ない。すなわち、図9で示したよ 29 石油・天然ガスレビュー アナリシス うに、規模が小さくなればなるほど建設費におけるユー ティリティ・オフサイトの負担が重くなる。具体的な検 プラントの搭載が可能であることを確認している。 （c）天然ガス価、油価とROIの関係 討においては、ユーティリティ・オフサイトコストに大 図12に、陸上ケースの各規模における天然ガス価格 きな割合を占めるLNGタンクは、7章（1）で述べたよ （原油ガス価）とROIの関係を、図13に陸上ケースの各 うに、プラントの規模ではなく、LNG輸送船の規模で 規模における油価とROIの関係を示している。 決めるようになっている。すなわち、本検討では、50万 ここでは、経済性確保の基準として、税引き後ROI ～150万トン/年のケースすべてにわたり、基本ケースの 10％をメルクマールとして採って検討してみよう。この LNGタンク規模は、輸送船14万5,000m3を前提として16 図から、以下のことが分かる。 万 m 3と 決 め て い る 。 す な わ ち 、 規 模 に か か わ ら ず 、 ・油価50ドル/bblを前提とすれば50万トン/年のLNGシ ステムを実現することは困難である。 LNGタンクコストは一定となっている。 油価（すなわちLNG価格）、洋上化、投資額変動、原 ・100万トン/年のシステムであれば、２ドル/ MMBtu 料ガス価については、ここでは影響度の大きさを認識し の天然ガス価格以下、150万トン/年のシステムであれ ておけば十分であろう。 ば３ドル/MMBtuの天然ガス価格以下の場合に、実現 （b）洋上ケース の可能性がある。 洋上ケースの各パラメータに対する傾向は、図10と ・また、天然ガス価格を２ドル/ MMBtuとした場合に 図11を比較してみれば、LNG船・LNGタンクの規模を は、50万トン/年のシステムでは油価が68ドル/bbl以 除き、陸上ケースと同じであると言える。すなわち、洋 上の場合に、100万トン/年、150万トン/年のシステム 上ケースは、陸上ケースよりも小容量のLNG輸送船を では、油価がそれぞれ50ドル/bbl以上、43ドル/bbl以 チャーターすることによりLNGタンクの規模を小さく 上の場合に、システムが成立する可能性がある。 した場合、陸上ケースよりもよりポジティブな影響が出 2008年初現在、油価は80～100ドル/bblの範囲で変動 る。陸上ケースよりも洋上ケースの方がこのパラメータ している。しかし、プロジェクト実施の決断の際にプロ に関する感度が高いのは、LNGタンクの規模を小さく ジェクトのパフォーマンスを検討するための前提油価と することに対する建設費全体への効果が大きいことによ しては、80ドル/bblというような高い油価を採用するこ る。LNG輸送船を小さくした場合、貯蔵タンクを抱え とはできないであろう。どのような前提油価によりプロ るハルが、16万m のLNGを貯蔵可能なものから９万m 3 ジェクトの経済性を検討するかによって、実行可能な のLNGを貯蔵可能なものに縮小している。なお９万m 3 LNGプロジェクトの規模の下限は決定されることにな 3 貯蔵のハルでも、デッキに50万～150万トン/年のLNG る。 ROI（％） ROI（％） 油価＝50ドル/バレル 150万トン/年 150万トン/年 20 天然ガス価格＝2ドル/MMBtu 20 100万トン/年 100万トン/年 15 15 10 10 5 5 50万トン/年 50万トン/年 0 1 2 3 4 天然ガス価格（原料ガス価） 5 ドル/MMBtu 出所：JOGMEC 図12 天然ガス価とROI（陸上ケース） 0 40 50 60 70 80 油 価 90 ドル/バレル 出所：JOGMEC 図13 油価とROI（陸上ケース） 8. 中規模LNGプロジェクトの実現に関する考察―試論― 以上の検討により、概要、次のことが判明した。 ・中規模LNGに特有の特殊な技術は、存在しない。 ・液化プロセスは、single MRが比較的よい。しかし、 液化プロセス選定はそれほどクリティカルなポイント 2008.3 Vol.42 No.2 30 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 企業に、大規模ガス田と同じガス田契約条件を中小規模 ではない、と言えよう。 ・現 在の経済状況では、中規模LNGの経済性は大規模 ガス田にも適用してくる場合には、開発におけるスケー LNGに比べて比較的低下するとはいえ、税引き後ROI ルメリットの少ない中小ガス田では、単位生産量あたり 10%をメルクマールとすれば、実現可能な範囲にある。 の開発コストが高くなるため原料天然ガス価格は比較的 ・建 設費を分析すると、オンサイトコストよりもユー 高くなるであろう。また、これも検討したように、LNG ティリティ・オフサイトコストの割合が、大規模LNG 製造コストも大規模LNGに比べて高くなる。したがっ に比べて大きい。 て、上流企業にとって中規模LNGは、経済性の面で大 ここでは、これらの結果を踏まえて、中規模LNG実 規模LNGに比べて不利になることは否めない。 現のための問題点やその解決策について検討する。資源 すなわち、上流企業が中規模LNGに取り組むために 機構では現在、中規模LNGを含めた開発手段による中 は、経済性の面では、大規模LNGに比べて悪化する経 規模ガス田開発のための問題点やそのためのアイデア等 済性の大きさを縮小する工夫が必要だ、ということにな に関して、「中小規模ガス田の商業化ビジネスモデル検 る。言い換えれば、中規模LNGを上流企業が実施する 討ワークショップ」で検討している。本検討結果は、近 プロジェクトにするためには、大規模LNGほど魅力は い将来、この石油・天然ガスレビューで発表する予定で ないものの、少なくとも実施する価値のある経済性を確 ある。本稿では、このスタディーとは無関係に、いまま 保するものにする必要がある、ということである。 での結果を基にした、国際貿易の中規模LNG実現のた システムとしての経済性低下割合の縮小手段を示した めの課題と解決策について考えてみよう。中規模LNG のが、表12である。全体システムのCAPEXやOPEXを を実現するには当然のことながら、上流にも下流にも、 低下させるには、コストが安価で高効率な液化プロセス それぞれが大規模LNGよりも中規模LNGを選択するド を選定したり、施設の一部を省略したり、設備の標準化・ ライビングフォースがなければならない。そこで、上流、 規格化をすればよい。また、CAPEXやOPEX低減以外 下流それぞれに分けて考えてみたい。 の経済性向上方法としては、原料を安価に購入するか、 製品の付加価値を高め高額で売る方法が考えられよう。 （1）上流における中規模LNGのバリューの向上 上流関係者とは、大きく産ガス国・NOCと通常の企 それぞれについて、少し詳しく見てみよう。 （a）コスト低減 業に分けられ、それぞれのプロジェクト推進の意義が異 中規模LNGへの適用すべき液化プロセスに関しては、 なることも考えられる。ここでは、通常の企業の場合の ７章（3） （a）で検討したように、建設費に対してはそれ みについて検討する。 ほどの大きなインパクトはない。プラントの前処理や 上流に係る企業（上流企業）にとってのメリットは、 ユーティリティ・オフサイトは、一部施設の他のプラン 先に述べたように、今まで開発できなかったガス田をマ トとの共用や既存施設の利用により低減できる。しか ネタイズできること、リスクや資金規模からの取り組み し、当然、天然ガスを利用する他のプロジェクトの存在 やすさ等であろう。上流企業にとっては取り組むべきプ は、ガス田の規模の増加を要請する。建設方法に関して ロジェクトは、当然、その会社が基準とする最低限の経 は、標準プラントを想定して部品や装置を規格化して、 済性確保の見通しがなければならない。産ガス国が上流 モジュール化によって建設費を下げる方法があり得るだ 表12 経済性の低下割合を抑制する手段 項目 対策案 CAPEX プラント エネルギー効率 建設方法 受入基地 輸送船 受入基地 天然ガス価 原料と製品 製品価格 出所：JOGMEC 31 石油・天然ガスレビュー 問題点 共用、既存設備利用、中古品利用（LNGタンク代 ・共用：天然ガス必要量増加、プロジェクトの複雑化 替としてのLNG船） ・既存設備利用：場所限定 LNGプラントコージェネ事業 総事業費増加、天然ガス必要量増加、電力のマーケット 標準プラントを前提としたモジュール化 コスト削減効果 気化設備を積んだ輸送船による受入基地設備軽減 総事業費増加 既存受入基地利用 場所限定 天然ガス開発とLNG事業の一体化 総事業費増加 電力・供給ガス・ガスケミカルの販売（LNG事業と 総事業費増加 下流事業との一体化） アナリシス ろう。この場合、モジュール化は、一般的にはコストを ジャーズが入っていなければ（その可能性は極めて高 下げる方法ではない。規格化や規格化による大量生産を い）、プロジェクトの信頼性や万一の場合の代替手段の 通してコストを下げていく、ということである。また、 確保の面で不安があることから、大規模LNGに比べて 出荷設備に必要なタンクに関しては、あるいは将来、中 中規模LNGは劣後するものになる可能性が高い。 古LNG船で代替できる可能性があるかもしれない。受 もし、以上が妥当ということであれば、ユーザーにとっ 入基地の削減には、既存LNG基地の利用や気化設備を て、中規模LNGプロジェクトからLNGを購入するメリッ 積んだ新しいLNG船の導入などが解答になるかもしれ トはないのか。ユーザーがこれらのデメリットを承知 ない。 で、あえて中規模LNGからLNGを購入するドライビン （b）コージェネレーション化 グフォースとして考えられるのは、先に述べたように、 LNGプラントの効率を上げる方法として、大型の天 LNGの立ち上げスピードが速いことによるニーズに 然ガスコンバインドサイクル発電を行い、LNGは電力 合った供給タイミングの適切さと、戦略的な資源調達の 駆動コンプレッサーを用いる方法が考えられる。余剰の セキュリティーの向上にあるのではないだろうか。 電力は近隣に売電する。しかし、こうした方法は、天然 最初の、供給タイミングの適切さに関しては、これは ガス必要量を増加させる、 電力マーケットを必要とする、 ユーザーへの売り込みの必要条件たり得ても、十分条件 全体のプロジェクトコストを増大させる等、 問題が多い。 にはなり得ないであろう。ユーザーに魅力を感じさせる （c）上流と下流の一体化 ためには上流企業は、更に大規模LNGと等価な価格と 原料天然ガス価格に関しては、LNGとの一体化開発 安定供給に関して保証をする必要があるだろう。 で天然ガスをコストベースの供給にすることにより、低 次の、戦略的な資源調達のセキュリティーの向上とい 減は可能である。販売する製品に関しては、LNGその う意味は、次のようなものである。すなわち、中規模 ものを販売するのではなく、より高価な製品を販売する LNGプロジェクトは、中流事業としてはCAPEXが大規 方法が考えられる。LNGからの製品としては、電力、 模LNGと比較して小さく、上流事業との一体化プロジェ 供給ガス、ガスケミカル等がある。このことは、LNG クトになったとしても、その全体コストは大きくなく、 事業とLNGからできる製品の一体化事業を意味してい ユーザーが上流開発からLNG事業までの全体プロジェ る。しかし当然のことながら、上流との一体化開発、あ クトに参加できる事業規模となるかもしれない。ユー るいは下流と併せたビジネスは、プロジェクトに参加す ザーにとって、このような上流のガス田開発からの一貫 るプレーヤーの経済性を上げる可能性があるにしても、 プロジェクトに参加することが、ただ単に第３者が生産 プロジェクト全体のコストを増大させてしまう。 したLNGを購入するだけというのよりも資源調達上の セキュリティーの観点から有利である（あるいは意味が （2）下流が中規模LNGからLNGを購入する理由 ある）、というような商慣習上の転換が起こった場合に 下流事業者（すなわち、ユーザー）が、中規模LNG は、このようなビジネスモデルが、資金的規模の点で可 からわざわざLNGを購入する理由はなにか。ユーザー 能な中規模LNGプロジェクトは、ユーザーにとって魅 は、中規模LNGからLNGを購入するメリットを認識で 力のあるものになるかもしれない。 きるのだろうか。 大規模LNGの場合、ユーザーは上流の天然ガス田の 中規模LNGプロジェクトにおいて、上流企業が、ユー 権益を確保するにしてもマイナーシェアに甘んじなけれ ザーに大規模LNGに比較して魅力的な価格を提示する ばならないが、中規模LNGの場合には、ユーザーとし ことは、 不可能とは言わないまでも極めて困難であろう。 ては１社が独占して天然ガス田の権益が確保できる可能 一方、ユーザーにとっては、中規模LNGからLNGを購 性もある。その場合にはユーザーは、上流からのバ 入する場合、提示されるLNG価格や契約条件が大規模 リューチェーン全体をコントロールするとともに、ガス LNGが提示するそれらに比べて遜色ないものであれば、 田から都市ガスや電力販売までの一貫したバリュー 少なくとも経済的に問題はない。しかし、ユーザーが価 チェーンのなかで利益を最大化する戦略を採ることが可 格とともに重要視する製品の安定的供給という観点から 能になる。 は、中規模LNGプロジェクトを推進するメンバーにメ 2008.3 Vol.42 No.2 32 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 9. 終わりに 以上、中規模LNGの実現可能性について検討した。 ある魅力をユーザーに提供し得なければ、ユーザーから 中規模LNGは、技術的には実現可能である。また、上 選択されることはないだろう。 流企業にとっては、この検討によれば、中規模LNGは 将来、LNGのマーケットがいままで以上に流動化し、 ある程度の経済性は確保できる見通しであり、今まで開 石油と同じように「生産できれば（誰かに確実に）売れ 発ができなかったガス田が開発可能となる等、プロジェ る」ようになった場合、すなわち、LNG生産とLNG消 クトを推進するドライビングフォースもある。 費のリンクがより以上に緩くなった場合、儲けが薄くて 一方、下流のユーザーの立場になって考えたとき、大 も開発可能な中小規模油田と同じように、中小規模ガス 規模LNGよりも中規模LNGを選好する理由を見出すこ 田も中規模LNGで自由に活発に開発されていくことに とは難しいと考えられる。この困難の原因は、ユーザー なろう。また、LNGのマーケットが売り手市場になっ がLNGを購入する際に「特定のプロジェクトからLNG たときにも、中規模LNGの実現可能性は増加する。さ を購入する」ということを基本的な対応と仮定している らに、上流のプレーヤー自身が下流のユーザーの役割を ことにある。すなわち、ユーザーがLNGを購入する特 果たすとき、中規模LNGはそのプロジェクトから産出 定のプロジェクトを選択するという前提に立つと、中規 する製品の占有度の高さと、投資額の相対的小ささで魅 模LNGは、価格が大規模LNGと同等程度であるとした 力的なものとなる。いずれにしても中規模LNGを実現 場合、中規模であることによるデメリットを補って余り するには、さらに知恵を働かさなければならない。 【付属資料】 効率が高い、というメリットがあった。また、混合冷媒 １．液化プロセスの種類と変遷 （1）カスケード（Cascade）プロセス の物性計算が必要なため、コンピューターによる計算が 簡単でなかった当時は、コンピューターによるシミュ ３種類の単成分の冷媒を利用したシステム（図14） レーションが比較的容易な単成分であることによってプ で、ピークシェービングでない初期の大型LNGプラン ロセスの信頼性が高かった。ベースロード用のMRプロ トが建設され始めた1960年代に採用されたシステムであ セスの冷媒が２系列なのに対して、冷媒が3系列になる る。ベースロード用といわれるLNGプラントが建設さ ことから、一般に機器数が多く建設コストが高くなると れ始めたのは1960年代であり、1964年のアルジェリア 言われている。 （Arzew）と1969年のアラスカ（Kenai）の約50万トン/ しかし、従来、主熱交換器のメーカーは後述する混合 年のプラントがそれである。それ以前は、ピークシェー 冷媒方式で多くの実績を持つAPCI、Linde等に限られて ビング用の小型のLNGプラントが建設されているだけ いたが、1990年代以降、LNGプロジェクトの計画が多 であった。これら二プラントにはカスケードプロセスが くなり、カスケードプロセスのライセンスを持つ企業が、 採用されているが、当時の技術ではMRプロセスに比較 再びLNG液化プラントへ再参入を試み始めた。その結 して、単一成分を取り扱い、それぞれの冷媒が独立して 果、1999年にトリニダードや赤道ギニアでPhillipsのカ いることから、 信頼性が高く運転が容易、 またエネルギー スケードプロセスが適用され、さらに近年になって メタン エチレン プロパン 原料ガス ShellのDual MR、LindeのMixed Fluid Cascade、Axens のDual MRなどのプロセスが、ベースロード LNGプラ ントへの適用を計画するに到っている。 （2）混合冷媒プロセス 熱交換器 コンプレッサー MR（Mixed Refrigerant）またはMCR（Mixed Component Refrigerant）プロセスと呼ばれ、冷媒にメ コンプレッサー ＬＮＧ コンプレッサー 出所：JGC/JOGMEC 図14 カスケードプロセス 33 石油・天然ガスレビュー タン、エタン等の軽質炭化水素と窒素の混合物を使用す る方式である。コンピューターの発達と利用の広がりに つれて、MRプロセスに改良が加えられ、信頼性やエネ ルギー効率が向上した結果、1970年代以降はカスケード プロセスではなく、機器数が少なくプラントコストの安 アナリシス いMRプロセスが利用されるようになった。1970年代 Ｎ２ 原料ガス に、APCI（Air Products and Chemicals）のSingle MR プロセス（図15左）がリビアで、TEAL（現Technip/ Air Liquid）のMRプロセスがアルジェリア（Skikda） 熱交換器 コンプレッサー で適用された後、APCIがMRプロセスのエネルギー効 率を著しく向上させたC3 Pre-cooled MRプロセス（図 ＬＮＧ 15右）を開発すると、世界のほとんどのベースロード エキスパンダーコンプレッサー プラントに使用されていった。したがって、1970年代以 出所：JGC/JOGMEC 降、混合冷媒プロセスが進歩して信頼性やエネルギー効 図16 エキスパンダープロセス 率が向上したため、冷媒が３系列あって機器コストが高 いカスケード方式は、90年代に入るまで利用されること 900 １トレーンあたりの液化能力 がなくなった。 MRには、窒素とメタン（C1）からプロパン（C3）あ るいはブタン（C4）くらいまでのハイドロカーボンが 使用される。C3 Pre-cooled MRプロセスは、エネルギー 効率が高く、現状においてベースロード用プロセスとし て世界で最も利用されている。プロパン（C3）冷媒シ ステムとMR冷媒システムと２系列の冷媒システムがあ 800 700 600 500 400 万トン/年 C3 Pre-cooled MR Cascade Single MR Single MR (PRICO) AP-X Dual MR Mixed Fluid Cascade 300 200 100 0 1960 り、主にC3冷媒でMRを冷却し、MRで天然ガスを液化 1970 1980 1990 2000 2010 2020年 建設年 させるシステムである。 出所：JOGMEC （3）エキスパンダープロセス 輸出向けLNGプラントの建設年代と 図17 液化方式別１トレーンあたりの液化能力 もともとピークシェービング用に利用されてきたプロ セスであり、10万トン/年以下の小型プラントに使用さ れることが多い（図16） 。特に、フィードされる天然ガ ら購入して貯蔵する設備を設置する必要もない。さら スの圧力を利用したExpanderプロセスでは、フィード に、冷媒がガス相だけで液相がないので、FPSOでは、 ガスの一部しか液化することができない。しかし、エキ ゆれに対する熱交換器内での液相の不均一による熱交換 スパンダーの大型化および窒素を冷媒としたエキスパン 能力の低下に関する問題も発生しにくいと考えられる。 ダーコンプレッサーシステムの適用により、50万～100 現状の天然ガス液化実績としてはピークシェービング用 万トン/年程度の能力のプラントが可能になってきてい だけであるが、類似のシステムが大型の空気分離システ ると言われており、窒素冷媒の特徴である、大量の可燃 ムに利用されているので、システムとしては信頼性があ 性液体を保持しないことによる高い安全性から、FPSO る。 への適用を中心に検討が盛んになっている。また、ハイ 表13に、輸出向けLNG液化プラントの歴史と液化プ ドロカーボンの冷媒が必要でないため、フィードガスか ロセスを示した。また、図17には輸出向けLNGプラン らC1、C2などのいくつかの成分を分離したり、外部か トの建設年代と液化方式別トレーンあたりの液化能力を 示した。ベースロード用液化プロセス変遷の 原料ガス MR C3 or MR 過程で、１トレーンあたりの液化能力は増加 の一途をたどってきた。中小規模LNGプラン 原料ガス トの液化能力は50万～150万トン/年程度を考 熱交換器 えているが、現在世界に存在する50万～150万 熱交換器 コンプレッサー トン/年規模のLNGプラントは少なく、ほとん コンプレッサー コンプレッサー ＬＮＧ ＬＮＧ 冷媒システム どは1960年から1970年代の古いプラントであ る。それらは当時としては最大規模であり、 そこに使用されたプロセスが必ずしも50万～ 出所：JGC/JOGMEC Single MRプロセス（左）と 図15 C3 Pre-cooled MRプロセス（右） 150万トン/年規模に向いているというわけで はない。 2008.3 Vol.42 No.2 34 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 表13 輸出向けLNG液化プラントの歴史と液化プロセス 生産開始年 1964 プロジェクト名 キャメル 国名 能力 （万トン/年×系列） 液化プロセス ライセンサー アルジェリア 44 × 3 Cascade Technip Phillips 1969 ケナイ USA（アラスカ） 58 × 2 Cascade 1970 リビア リビア 64 × 4 Single MR APCI 1972 スキクダ−1 アルジェリア 100 × 3 Single MR TEAL（Technip） 110 × 2 1972 スキクダ−2 アルジェリア 1972 ブルネイ ブルネイ 100 × 5 C3 Pre-cooled MR APCI 1977 ダス−1 アブダビ 130 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1977 バダック−A/B インドネシア 270 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1978 アルン−1/2/3 インドネシア 167 × 3 C3 Pre-cooled MR APCI 1978 アルズー−1 アルジェリア 122 × 6 C3 Pre-cooled MR APCI 1981 アルズー−2 アルジェリア 122 × 6 C3 Pre-cooled MR APCI 1983 バダック−C/D インドネシア 270 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1983 マレーシア−1 マレーシア 200 × 3 C3 Pre-cooled MR APCI 1984 アルン−4/5 インドネシア 167 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1987 アルン−6 インドネシア 167 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 121 × 2 Single MR（PRICO） Black & Veatch Prichard 1989 ウッドサイド−1 オーストラリア 200 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1990 バダック−E インドネシア 280 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1993 ウッドサイド−2 オーストラリア 200 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1994 バダック−F インドネシア 280 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1994 ダス−1 アブダビ 230 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1995 マレーシア−2 マレーシア 265 × 3 C3 Pre-cooled MR APCI 1996 カタールガス−1 カタール 200 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 1997 バダック−G インドネシア 280 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1998 カタールガス−2 カタール 200 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1999 バダック−H インドネシア 300 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1999 ナイジェリア−1 ナイジェリア 295 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 1999 ラスガス−1 カタール 330 × 1 C3 Pre-cooled MR 1999 アトランティック−1 トリニダード・トバゴ 300 × 1 Cascade APCI Phillips 2000 ナイジェリア−2 ナイジェリア 295 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 2000 ラスガス−2 カタール 330 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 2000 オマーン オマーン 330 × 2 C3 Pre-cooled MR 2002 アトランティック−2,3 トリニダード・トバゴ 330 × 2 Cascade APCI Phillips 2002 ナイジェリア−3 ナイジェリア 295 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 2003 マレーシア−3 マレーシア 380 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 2004 ウッドサイド−4 オーストラリア 420 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 2004 ラスガス−3,4 カタール 470 × 2 C3 Pre-cooled MR APCI 2004 ダミエッタ−1 エジプト 500 × 1 C3 Pre-cooled MR APCI 2007 カタールガス−II カタール 780 × 2 AP-X 2007 スノービット ノルウェー 400 × 1 Mixed Fluid Cascade 2009（予定） サハリン−2 APCI Linde/Statoil ロシア 480 × 1 Dual MR Shell パース イラン 500 × 2 Dual MR Axens 未定 ペルシャン LNG イラン 810 × 2 Dual MR Shell 未定 イラン LNG イラン 500 × 2 Mixed Fluid Cascade ? Linde 未定 アンゴラ LNG アンゴラ 520 × 1 Cascade 未定 出所：各種資料を基にJOGMEC作成 35 石油・天然ガスレビュー Phillips アナリシス ２．液化プロセスのライセンスの種類と概要 カーがAPCIとLindeに限られ、高価である。 （1）ライセンスが乱立する混合冷媒方式 近年、窒素冷媒システムを追加したAPXプロセスも 混合冷媒方式は最も普及している液化方式であり、多 開発され、更なる大型化を目指している。基本的にベー くのメーカーが参入している。以下に、11種類の液化プ スロードプラント用である。 ロセスのライセンスの特徴をそれぞれ概説する。 ②APCI Dual MR（図19） ①C3 Pre-cooled MR（図18） C3 Pre-cooled MRプロセスの、C３予冷部分にもMR APCIが開発した、現在、ベースロードLNGプラント を使用したプロセス。後述するDual MRプロセスと同 において世界で最も利用されているプロセスである。長 様、主流のAPCI C３ Pre-cooled MRプロセスの液化能 い間、ベースロード LNGプラントにおいて、ほぼ独占 力向上の制約となっている、C３コンプレッサー能力の 状態であった。プロパン冷媒系でMRを予冷し、天然ガ 制約を取り除き、１トレーンあたりの能力を上げること スの液化はMRとの熱交換器によって行われる。MRに によってスケールメリットを生み出すことを主な目的と は窒素およびC１、C２、C３が用いられる。主熱交換器 して開発されている。基本的にはベースロードプラント には特殊なSpiral Wound Heat Exchanger（SWHE 写5） 用と考えられるが、中規模でもメリットがあるという報 または、Coil Wound Heat Exchanger（CWHE）と呼ば 告もあり、近年、発展し、適用が進み出した代表的なプ れる（以下SWHE）ものが用いられる。10mm径程度の ロセスである。 細いチューブを巻いたコイルを、タワー型のシェル内に 抱かせた熱交換器で、大型化がし易くレイアウトもシン 燃料ガス プルとなる。しかし、 特殊なタイプで、 熱交換器製作メー LNG タンク N2 除去 -150℃ -150℃ -41℃ 熱交換器 高温側 混合冷媒 -128℃ 27℃ 5 ㎏/㎝ 2 -44℃ 33㎏/㎝2 4㎏/㎝2 33㎏/㎝2 -37℃ スクラブ カラム 低温側 混合冷媒 -37℃ LPG 原料ガス 分離 コンデンセート JGC/JOGMEC 図19 APCI C3 Pre-cooled MR Linde Technology 2003年1月 ③IFP/Axens Dual-MR （図20） 写5 製作中のSWHE（コイル状熱交換器） フランスIFPグループのAxens社（IFP/Axens）によ る、軽質と重質の２段のMRプロセス。軽質MRの予冷 燃料ガス N₂ 除去 LNG タンク C3 プレクール -150℃ -156℃ -150℃ C3 コンプレッサー 熱交換器 3㎏/㎝ 2 と、天然ガスの予冷を行う重質MRと、天然ガスの液化 およびサブクーリングに使用される軽質MRの２系列の MRシステムを持つ。イラン（ParsのLNGプラント）で 初めて採用される予定。主熱交換器に、アルミ製プレー MR -27℃ コンプレッサー トフィン熱交換器を使用する。 -18℃ 48㎏/㎝ 2 混合冷媒 (MR) -37℃ スクラブ カラム LPG HHP HP C3 C3 分離 MP LP C3 C3 JGC/JOGMEC 図18 APCI C3 Pre-cooled MR MPC3 ④Shell Dual-MR HP C3 APCIのC3 Pre-cooled MRプロセスのC３予冷部分に コンデンセート も、MRを使用したプロセス。APCIのDual MRとほぼ 同じフローとなっている。サハリンで初めて使用された ベースロード用のプロセスである。 2008.3 Vol.42 No.2 36 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 原料ガス 22） アフター クーラー 本プロセスはPRICO（Poly Refrigerant Integral熱交換器 Cycle Operation）とも呼ばれ、米国プリチャード 燃料ガス 混合冷媒 コンプレッサー アフタークーラー （Prichard）社が開発したものである。ピークシェービ ング用に用いられることが多いSingle MRプロセスのな かで、次項のLinde Single MR プロセスとともに、ピー LNG 混合冷媒 コンプレッサー ⑥Black & Veatch Prichard Single MR （PRICO） （図 タンク クシェービングではない中規模能力実績を持つプロセス シャンシャン である。Lindeのプロセス実績が、中国（鄯善）におけ る約40万トン/年であるのに対し、PRICOプロセスはア エキスパンダー 出所：JGC/JOGMEC ルジェリア（スキクダ）で120万トン／年の実績がある。 図20 IFP/Axens Dual-MR その他はピークシェービングが多いが、多数の実績があ り、Single MRプロセスの代表的存在である。 プロセスは非常にシンプルで、C１、C２、nC４に窒素 ⑤TEAL Dual-MR （図21） を加えたMRを約40kg/cm2まで昇圧し、冷却水あるいは TEALプロセスは、フランスのテクニプ（Technip） 空気で冷却後、主熱交換器にフィードして予冷し、J-T 社とエアリキッド（Air Liquid）社が共同で開発したプ バルブで３～４kg/cm 2に減圧した際の冷熱を利用して ロセスの総称で、カスケードプロセスからプロパン予冷 天然ガスの液化を行う。冷媒は１系列１段であり、コン 混合冷媒プロセスまで多種にわたっている。Technip社 プレッサーは１基である。主熱交換器にはアルミ製プ とAir Liquid社が提携を解消したため、このプロセスは レートフィン熱交換器を用いる。 現在、Technip社とイタリアのSnamprogetti社が販売し ており、Air Liquid社は独自のプロセスを開発してい 低圧混合冷媒 原料ガス 零点 +10℃ る。1972年に生産が開始されたアルジェリア（Skikda） 高圧混合冷媒 でTEAL Processが使用されたが、それは１段式の Single MRプロセスであった。その後、２段圧力式の 熱交換器 スクラバー Dual MRプロセスのほか、いくつかの方式が提案されて いる。実績は、SkikdaのLNGプラント以外はピーク シェービングのみ。Technip社とAir Liquid社が設立し たTEAL社のプロセスであったが、現在はTEAL社では なく、Technip社とSnamprogetti社から提供されてい る。 中間冷媒 ポンプ 30℃ コンデンサ 冷媒コンプレッサー 40㎏/㎝2 冷媒 ポンプ 重質分 LNG 3.7㎏/㎝ 2 タンク 出所：JGC/JOGMEC Black & Veatch Prichard 図22 Single MR（PRICO） 原料ガス 混合冷媒 ⑦Linde Single MR （図23） 熱交換器 予冷サイクル PRICOプロセスが、昇圧後に気液に分離したMRを同 精留塔 重質分 混合冷媒 熱交換器 冷凍サイクル 出所：JGC/JOGMEC 図21 TEAL Dual-MR 37 石油・天然ガスレビュー 燃料ガス 一ストリームで熱交換器にフィードするのに対し、気液 を別々に熱交にフィードし、さらにガス相は一部液化し た部分を再度分離脱圧して、冷熱を利用するシステム。 冷媒は１系列で、天然ガスの予冷、液化、サブクールに 対応して３段階のストリーム構成になるが、コンプレッ LNG タンク サーは１基。およそ33kg/cm2程度まで昇圧し、コンプ レッサーへの戻り圧力は3kg/cm2。Single MRの低プラ ントコストを維持しながらエネルギー効率を高めること ができる、といううたい文句であるが、エネルギー効率 アナリシス がどれほどのものか情報がない。メイン熱交は、ライセ ンサーと同じLindeが製作メーカーであるSpiral Wound ⑨Gaz de France Integral Incorporated Cascade（CII） （図25） 熱交が適用される。実績としては、鄯善に約43万トン/ プロセス名はIntegral Incorporated Cascadeである 年のプラントがある。 が、プロセス自体はLindeやCostainのSingle MRと類似 しているので、Single MRに分類する。コンプレッサー 燃料ガス は低圧、高圧の２段で、LindeやCostainプロセスが気液 N2 除去 LNG タンク セパレーションをドラム１段で行うのに対し、中間段に 5.5㎏/㎝2 -148℃ フラクショネーターが設置される特徴がある。中間段で 熱交換器 20kg/cm 2、高圧コンプレッサー出口で40kg/cm 2まで MRを昇圧する。フラクショネーターで分離されたガス は主熱交換器で予冷された後、凝縮液を一度分離して気 36℃ 33㎏/㎝2 液２ストリームとして再び主熱交換器にフィード脱圧し 重質分 混合冷媒 原料ガス て、冷熱を得る。フラクショネーターで重質分と軽質分 の組成を最適とするように設計でき、エネルギー効率を 高めることができる。MRはC１、C２、C４、C５で構 出所：JGC/JOGMEC 成され、フラクショネーターで、C１+C２およびC４ +C５に分けられる。MRにC３を使用するケースもある 図23 Linde Single-MR が、その場合、C３は重軽両ストリームに分配される。 主熱交換器はアルミ製プレートフィン熱交換器である。 ⑧Costain Single MR （図24） 中国（上海）でピークシェービングプラントに、現状で ピークシェービング用に数基の実績があると言われて 唯一の実績がある。 いるが、情報が乏しいプロセスである。LindeのSingle MRプロセスと似ており、コンプレッサーで昇圧後の気 3 ㎏/㎝ 2 HP コンプレッサー 40㎏/㎝2 液を分離して別々のストリームで主熱交換器へフィード して予冷後、J-Tバルブで減圧して冷熱を利用する。 精留塔 -20∼-40℃ 凝縮し、その凝縮液を分離して主熱交換器へフィードす 分離するところがない点である。主熱交換器はアルミ製 熱交換器 5∼10℃ Lindeと違うところは、コンプレッサーの中間段で液が る点と、主熱交換器に入った後、中間でもう一度気液を 原料ガス 40℃ 重質分 14∼20㎏/㎝2 清流留塔 熱交換器 -110℃ プレートフィン熱交換器を使用する。 燃料ガス LNG タンク LP コンプレッサー -160℃ 出所：JGC/JOGMEC 混合冷媒 コンプレッサー 原料ガス Gaz de France Integral 図25 Incorporated Cascade（CII） ⑩Kryopak Precooling-MR（図26） 重質分 熱交換器 Kryopak（USA）のMRプロセスで、MRコンプレッ サー出口でMRをプロパンで冷却してから、主熱交換器 燃料ガス にフィードする。C３-precooled MRプロセスと、フロー はほぼ同じになるが、C３でのMRの冷却が１段である 出所：JGC/JOGMEC 図24 Costain Single-M LNG タンク 点が異なる。主熱交換器はアルミ製プレートフィン熱交 換器であり、その点でも異なる。実績は10万トン／年以 下の小規模設備のみで、中規模を対象とはしていない。 最近ではEnergy Development 社による西豪州Karratha LNG Fuel Storage Facility の発電（8.83MW）向け約 2008.3 Vol.42 No.2 38 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ ７万4,000トン/年のプラントが、2007年にスタートして 分離した後、冷却減圧されて液体アンモニア冷媒となる。 いる。 蒸留の熱源にMRコンプレッサーのガスタービンの廃熱 MR コンプレッサー 原料ガス 混合冷媒 は難しい。しかし、アンモニア冷媒システムが吸収塔、 蒸留塔や、それを構成する加熱・蒸発部（リボイラー） Demethanizer LPG 熱交換器 高めることが“売り”である。 実績はなく、アンモニア冷媒系の情報もないので評価 C1 C3 を利用することが特徴で、これによりエネルギー効率を 燃料ガス C3 コンプレッサー LNG タンク 出所：JGC/JOGMEC や冷却・凝集部（コンデンサー）を必要とするなど、機 器数が多くなることから、プラントコストおよびエリア の面で中規模、特にFPSOには不利になる可能性がある。 なお、本プロセスとは直接の関係はないが、年産7万 トンのLNGプラント（Australia、Maitland）で、前項 で述べたKryopak Pre-cooling MRプロセスを使用し、 MRコンプレッサーのアフタークーラーにアンモニア冷 図26 Kryopak Precooling-MR 媒を使用した例が報告されている。 ⑪LNG Limited AA-MR（図27） (2)古くて新しいカスケード（Cascade）プロセス アンモニア吸収による冷媒システムをMR予熱に利用 ①Phillips Optimized Cascade （図28） することが特徴のプロセス。C３ Pre-cooled MRプロセ 1969年にアラスカのKenaiに設置されて以来、30年以 スのC３ Pre-cooledの部分がアンモニア冷媒システムに 上使用されることがなかったが、近年、トリニダードの 変わる以外は、C３ Pre-cooled MRプロセスとほぼ同じ LNGプラントに適用されて復活したプロセス。カス フローになる。アンモニア冷媒プロセスの具体的なシス ケードプロセスは、1960年代にはMRプロセスよりも信 テムは公表されておらず、不明である。また、APCIと 頼性、運転性、エネルギー効率に優れ、大型（当時とし Lindeしかサプライヤーがない主熱交換器には、Spiral て）LNGプラントには、KenaiのPhillipsプロセスだけで Wound熱交換器は使用できないと思われ、APCIのC３ なく、1964年稼働のアルジェリアのArzewにTechnipの Pre-cooled MRプロセスとはその点でも異なる。 Cascadeプロセスが使用されている。ちなみに、アラス アンモニア冷媒システム自体は古くから存在し、利用 カのLNGプラントはPhillips Petroleum社とMarathon されている。純アンモニアの大気圧における沸点は Oil社の合弁事業であるので、それもPhillipsプロセスが -33℃程度なので、これよりも少し高い温度の冷媒系に 採用された理由と考えられる。 なる。冷媒として利用されて、蒸発して戻ってくる気体 メタン、エチレン、プロパンの３系列の冷媒システム アンモニアは水に吸収させて回収し、蒸留塔で再び水と を持っているので、MRプロセスに比較して機器数が多 NH3 プレクール 燃料ガス N2 除去 LNG NH3 蒸留塔 タンク 熱交換器 アフター クーラー NH3 吸収器 C2=サージドラム 重質分 分離 NH3 C2= コンプレッサー スクラブカラム アフタークーラー 熱交換器 原料ガス 混合冷媒 熱交換器 LPG 燃料ガス 分離 出所：JGC/JOGMEC 図27 LNG Limited AA-MR 39 石油・天然ガスレビュー C3 コンプレッサー アフタークーラー MR コンプレッサー NH3 原料ガス C3サージドラム コンデンセート C1 コンプレッサー LNGタンク タンク、 タンカーのBOG 出所：JGC/JOGMEC 図28 Phillips Optimized Cascade アナリシス く、必要なエリアも大きくなる。また、エチレンは天然 ガスからは製造できないので購入する必要がある、とい (3)Expanderプロセス ～ピークシェービング用途の始 まり～ うデメリットを持つ。これらのデメリットのため、改良 ①Linde/BHP Dual N2 Expander (cLNG) （図30） が進んでエネルギー効率が向上したMRプロセスが使用 ピークシェービング用の液化プロセスとして、窒素エ されるようになると、使用されることはなくなった。主 キスパンダープロセスがあるが、それは１台のエキスパ 熱交換器はアルミ製プレートフィン熱交換器が採用され ンダーコンプレッサーと１台の窒素コンプレッサーで減 る。 圧昇圧を行うタイプである。Linde/BHPのcLNGプロセ 基本的にはベースロードプラント用であり、上記のよ スは、そのコンベンショナルな窒素エキスパンダープロ うなデメリットは、小中規模LNGプラントではさらに セスのなかで、J-Tバルブで窒素を減圧している部分に 大きなデメリットになるので、小中規模プラントには向 エキスパンダーコンプレッサーを追加して、２台にした いていない可能性が高い。 だけの違いのプロセスである。 窒素は窒素コンプレッサーで50kg/cm2程度まで昇圧 ②Linde Mixed Fluid Cascade （図29） され、さらにエキスパンダーコンプレッサーで約84kg/ カスケードプロセスの定義を、純成分を使用するプロ cm2まで昇圧後、主熱交換器にフィードされる。予冷後、 セスとすると、本プロセスはカスケードではなくMRプ ２段階で抜き出されてエキスパンダーにフィードされ、 ロセスに分離されるが、その名称およびカスケードプロ -100℃と-150℃の２段の冷媒として主熱交換器に再 セスの各冷媒をMRとしたシステムであることから、カ フィードされる。戻り圧力は18kg/cm2である。この間、 スケードプロセスに分類した。３系列の冷媒システムを 窒素は常にガス相でハンドリングされ、液化はしない。 持ち、それぞれ予冷、液化、サブクールの役目を担う。 主熱交換器は、Spiral Wound熱交換器かアルミ製プ ノルウエー（Snohvit）で初めての実プラントが2007年末 レートフィン熱交換器かどちらでも使用できるが、窒素 に稼働を開始した。Phillipsのカスケードプロセスと冷 が80kg/cm2を超える高圧となるので、中規模のプラン 媒の組成が異なる以外にも、J-Tバルブの構成などが異 トとなればSpiral Wound熱交換器を適用する可能性が なる。また、予冷はアルミ製プレートフィン熱交換器が 高い。 使用されるが、Spiral Wound熱交換器の製造メーカー このシステムは冷媒が窒素だけであり、MRプロセス であるLindeプロセスなので、Spiral Wound熱交換器が では必要となる原料ガスからの冷媒成分の蒸留分離、製 使用される点でもPhillipsプロセスとは異なる。ベース 造（あるいは購入）が不要で、それらの貯蔵用タンク類 ロード用プラントであり、Phillipsプロセス同様３系列 も必要としない。したがって機器数が少なく、コンパク の冷媒システムを持つ点で機器数が多く、広いエリアを トな設備が期待できる。また、MRのような液化ハイド 必要とし、小中規模プラントには向かない。 ロカーボンを大量に保持することがないので、安全性が 高い。ただし、MRプロセスに比較して冷媒の圧力を２ 原料ガス 10∼12㎏/㎝2 6∼10㎏/㎝2 熱交換器 プレクールサイクル 15∼25㎏/㎝2 30∼60㎏/㎝2 -35∼-55℃ 熱交換器 燃料ガス 1.5∼6㎏/㎝2 液化サイクル 18bara 50bara 2∼6㎏/㎝ 2 -80∼-100℃ 10℃ 18bara 原料ガス 熱交換器 -15℃ N2 コンプレッサー 精留塔 熱交換器 精留塔 2∼6㎏/㎝2 サブクール サイクル 出所：JGC/JOGMEC 図29 Linde Mixed Fluid Cascade LNG タンク 熱交換器 Hot エキスパンダー -93℃ /ブースター 重質分 -90℃ 燃料ガス -90℃ 熱交換器 Cold エキスパンダー /ブースター LNG -150℃ タンク 出所：JGC/JOGMEC 図30 Linde Dual N2 Expander（cLNG） 2008.3 Vol.42 No.2 40 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 倍くらい高くする必要があり、MRプロセスに比較して 説明したように信頼性は高い。冷媒としてMRが必要な 熱交換器や配管自体のコストは高くなる可能性がある。 ので、前項のcLNGプロセスと異なり、メタン、エタン、 いまのところ、本システム自体の実績はないが、窒素 プロパンの製造あるいは購入、貯蔵が必要となる。現状 エキスパンダーシステムがピークシェービングで十分な では、エキスパンダーの最大供給液化能力の制限から、 実績があり、液化プロセスとしての信頼性は高いと考え cLNGプロセス同様に１トレーンあたり最大のLNG生産 られる。ただし、中規模LNGプラントの能力に見合う 量は50万トン／年程度と推定される。 エキスパンダーが供給できるかどうかを見極める必要が ある。Lindeは、150万トン/年の最大液化能力に対応す ③Hamworthy Single N2 Expander（図32） ると報告しているが、現状においては現存する最大のエ Hamworthy（ノルウェー）による非常にシンプルな キスパンダーを利用して、１トレーンあたり50万トン/ エキスパンダープロセスであり、LNGタンカーのBOG 年が、LNGの最大生産量となっている。 の再液化や、ピークシェービングに使用されている。１ 系統の窒素冷媒システムで、窒素を昇圧予冷しエキスパ ②ABB Dual Expander (Closed Loop Type)（図31） ンダーで減圧して、-162℃の窒素冷媒を得る。LNG船の ABBのDual Expanderプロセスは、混合冷媒がクロー BOGの再液化プロセスの場合、窒素は57kg/cm2程度ま ズドループになっているタイプと、混合冷媒として で昇圧、-110℃まで予冷、返送圧力は13.6kg/cm2と報告 フィードガス（天然ガス）を利用するタイプがある。基 されている。エネルギー効率は、他のプロセスに比較し 本的にはほぼ同じシステムであり、クローズドループ中 て非常に悪く、kW-day/ton LNGの比較では、他のエキ にフィードガスが入って、また出ていくようなフローに スパンダープロセスの２倍程度であると報告されてい なっているのがオープンタイプである。 る。ピークシェービングやBOG再液化での使用となり、 クローズドタイプは、メタンと窒素の２系列の冷媒シ 中規模のプロセスで使用するのは現実的ではないと考え ステムを持ち、それぞれがエキスパンダーコンプレッ られる。 サーとブースターコンプレッサーで構成される。 13.5㎏/㎝2 一方の系列の冷媒は窒素で、ブースターコンプレッ 57㎏/㎝2 サーで昇圧後、主熱交換器で予冷してエキスパンダーに フィードされて約14kg/cm2まで減圧され、窒素冷媒と なる。他方の系列の冷媒はメタンリッチなエタン、プロ 熱交換器 N2 コンプレッサー -110℃ N2 ブースター コンプレッサー により昇圧予冷後、エキスパンダーにフィードされて MRとなる。系内でハイドロカーボンは気体でハンドリ 熱交換器 N2 冷媒 ングされる。 実績はないが、エキスパンダープロセス自体は前項で -163℃ 14.5㎏/㎝2 出所：JGC/JOGMEC C1 コンプレッサー 精留塔 C1ブースター コンプレッサー C1 エキスパンダー 重質分 N2 コンプレッサー 熱交換器 燃料ガス 精留塔 N2 エキスパンダー パンを含む混合冷媒である。ブースターコンプレッサー 原料ガス 原料ガス 重質分 燃料ガス LNG タンク Hamworthy Single N 2 Expander 図32 （Open Loop Type） ④ABB Dual Expander（Open Loop System） （図33） 前出のとおり、クローズドループタイプのABB Dual Expander プロセスとほぼ同じであるが、フィードガス をMRとして使用するOpen Typeなので、MRのメーク アップ用にC１、C２、C３を製造、貯蔵する必要がな N2 ブースター コンプレッサー N2 エキスパンダー LNG タンク 出所：JGC/JOGMEC 図31 ABB Dual Expander（Closed Loop Type） 41 石油・天然ガスレビュー い、フィード組成の変化に対する追随が自然にできるの でオペレーションが楽になる、等の利点がある。フィー ドガス組成にもよるが、FPSOや中規模プロセスにはク ローズドループタイプよりも向いているものと考えられ る。 アナリシス スは根本的に異なる。熱音響現象の一つに、管の中に蓄 原料ガス C1 コンプレッサー その両端に温度差を与えると音波が発生するという現象 熱交換器 C1 エキスパンダー 熱器と呼ばれる薄板や細管を束ねたスタックを設置し、 精留塔 C1ブースター コンプレッサー がある。逆に、管の一端に音波を与えると、熱交換器に 挟まれた蓄熱器の両端に温度差が発生する。 重質分 に音波を発生させる熱音響エンジンと、その音波を受け N2 コンプレッサー 燃料ガス N2 ブースター コンプレッサー N2 エキスパンダー LNG タンク 本プロセスは、この現象を利用したもので、管の両端 て蓄熱器に温度差を生じる熱音響冷凍機が設置されてい る。熱音響エンジンとは、音波が伝播する管の中に、蓄 熱器を挟んで熱交換器を設置したもので、両端の熱交換 器に温度差がつくと熱音響振動が発生する。熱音響冷凍 出所：JGC/JOGMEC 機も同様に、蓄熱器を挟んで熱交換器を設置したものだ ABB Dual Expander 図33 （Open Loop System） が、音波を受けて蓄熱器の両端に温度差が発生する。 こう ばい 熱音響エンジンを加熱し、温度勾配がついてくると、 ⑤Kryopak Open Loop Expander Refrigeration （図34） ある一定以上の温度差で装置内部の流体は自励振動（音 波）を発生する。発生した音波は、両端の熱音響エンジ Kryopak（USA）による、主にピークシェービング用 ンと熱音響冷凍機をつなぐ共鳴管を通して、熱音響冷凍 のエキスパンダープロセス。冷媒には、LNG製造の最 機の蓄熱器両端に温度勾配を生じさせ、ヒートポンプの 終過程で発生するエンドフラッシュガスを用いる点が特 機能が作用する。 徴的である。冷媒系は１系列で、リサイクルコンプレッ この現象による冷凍機の機能を、LNGの液化に利用 サーとエキスパンダーコンプレッサーで構成される。シ したものであり、熱音響エンジンの加熱に天然ガスの燃 ンプルであるが、現状では中規模のLNGプラントに適 焼を用いる。可動部分がないので、安価でメンテナンス 用するのは現実的ではないと考えられる。 が容易なシステムができる可能性がある。 原料ガス 燃料ガス 近年、いろいろな使用方法の研究がなされており、米 国ロスアラモス国立研究所において、LNGの液化プロ セスとしての研究が進められている。技術的には興味深 C1 コンプレッサー エキスパンダー いが、現段階で100万トン/年規模の液化プラントに適用 できるものではない。 De Methanizer 熱交換器 LPG LNG タンク リサイクル コンプレッサー 出所：JGC/JOGMEC 表14に、液化プロセスのライセンスと概要をまとめ た。 熱音響エンジン 1 熱を与えて蓄熱器の 両端に温度差をつける Kryopak Open Loop 図34 Expander Refrigeration 2 音響振動発生 蓄熱器 (4)その他の特殊プロセス ～音波でLNGを製造する～ ①Thermo acoustic Refrigeration（図35） 他のプロセスが、基本的には昇圧した冷媒の減圧によ る温度低下によって冷熱を得ているのに対し、本プロセ 熱音響冷凍機 4 蓄熱器両端に 温度差が生じ 冷熱が発生 冷却水 冷却熱交換器 蓄熱器 共鳴管 3 音響振動共鳴＆伝播 高温熱交換器 低温熱交換器 冷却水 冷却熱交換器 出所：JGC/JOGMEC 図35 Thermo acoustic Refrigeration 2008.3 Vol.42 No.2 42 中規模LNGは実現可能なのか？ □□□□■□□□□■□□□□■ 主なベースロード用中小規模 表14 （10万トン/年～100万トン/年）液化設備の実績と計画 タイプ ライセンサー プロセス名 冷媒系統 最大能力 効率 （実績、計画） kW day/ton 冷媒組成 主熱交換器 実績の有無 タイプ （建設中含む） クローズドループシステム 混合冷媒 APCI C3 Pre-cooled MR APCI Dual MR IFP/Axens Dual MR Shell Dual MR（DMR） TEAL Dual MR （TEALARC） 2系統 （C3、MR） 2系統 （MR x 2） 2系統 （MR x 2） 2系統 （MR x 2） 2系統 （MR x 2） Black & Veatch Single MR （PRICO） Linde カスケード エキスパンダー 6 MMtpy 12.2（2） 5 MMtpy 12.5（6） 6 MMtpy データなし 5 MMtpy 12.5（6） 5 MMtpy データなし 1系統 （MR） 1.2 MMtpy 16.8（1） Single MR 1系統多段圧力 （MR） 0.4 MMtpy データなし Costain Single MR 1系統多段圧力 （MR） Peak shaving-1.4 Mmtpy データなし Gaz de France/ IFP Integral Incorporated Cascade（CII） 1系統多段圧力 （MR） 1 - 2 Mmtpy 13.4（7） Kryopak PreCooling MR （PCMR） 2系統 （C3 or NH3, MR） 0.07 MMtpy LNGlimited Ammonia Absorption MR 2系統 （NH3, MR） 1 MMtpy Phillips Optimized Cascade 3系統 （C2, C2=, C3） 3.3 MMtpy Mixed Fluid Cascade Dual N2 Expander （cLNG） 3系統 （MR x 3） 4 MMtpy 12.5（6） 1.5 MMtpy 16.6（3） Statoil/Linde Linde ABB Dual Expander Hamworthy Single N2 Expander 1系統2段 （N2-）Dual Exp. 2系統 （C1, N2）Dual Exp. 1系統 （N2）Single Exp. 窒素、メタン、エタン、 ブタン、ペンタン SWHE 有（Many） SWHE 無 PFHE 有（Iran） SWHE 有（Sakhalin） SWHE 有（Algeria） PFHE 有（Algeria） SWHE 有（China） PFHE 有（total six） PFHE 有（China）for peak shaving 窒素、メタン、エタン、 プロパン、ブタン、 PFHE 有（USA） ペンタン 窒素、メタン、エタン、 8 - 10（4） プロパン、 データなし 無 アンモニア メタン、エチレン、 14.1（6） PFHE, CIK 有（Trinidad） プロパン 13.3（1） 窒素、メタン、エタン、 PFHE & プロパン、ブタン SWHE 有（Norway） 窒素 SWHE 無 窒素、メタン、エタ ン（?）、プロパン（?） PFHE 無 窒素 PFHE 有 16.5（1） （Feed gas）、窒素 PFHE 無 15.5（1） 20.4（2） （Final product flash gas） PFHE 有（China） - - N/A 無 0.5 MMtpy（?） 16.5（5） 0.02 MMtpy メタン、エタン、 プロパン、窒素 メタン、エタン、 プロパン、窒素 窒素、メタン、エタン、 プロパン、ブタン 窒素、メタン、エタン、 プロパン 窒素、メタン、エタン、 プロパン 窒素、メタン、エタン、 プロパン、ブタン、 ペンタン 窒素、メタン、 エチレン、プロパン、 ペンタン 窒素、メタン、エタン、 プロパン、ブタン、 ペンタン 33.3（1） エキスパンダー オープンループシステム ABB Dual Expander （Niche） Kryopak Expander Refrigeration （EXP） Praxair Thermo acoustic 2系統（Feed gas, N2） Dual Exp. 0.5 MMtpy 1系統（End flash gas） 0.05 MMtpy Single Exp. 特殊タイプ 熱音響 出所：各種資料を基に筆者作成（推定含む） 43 石油・天然ガスレビュー - 研究段階 アナリシス 【参考文献】 1） C.Dagazo, E.Carvalho, J.Simoes-Moreira, Small-scale LNG Plant Technologies, Hydrocarbon World 2007 2） M.Barclay, N.Denton, Selecting offshore LNG processes, LNG Journal Oct. 2005 3） C.Remeljej, A Hoadley, An exergy analysis of small-scale liquefied natural gas liquefaction process, Energy 31 2006 4） LNGlimited web page 5） J.Foglietta, Production of LNG using Dual Independent Expander Refrigeration Cycles, AIchE Spring Meeting 2002 6） Chen-Hwa Chiu, Commercial and Technical Considerations in the Developments of Offshore Liquefaction Plant, 23rd World Gas Conference 2006 7） E.Flesch, J. Raillard, CII Liquefaction Process : 2 Cascade into 1, LNG 12 1998 執筆者紹介 鈴木 信市（すずき しんいち） （独）石油天然ガス・金属鉱物資源機構 石油開発技術本部 R&D推進部 天然ガスチーム 調査役 兼 石 油開発支援本部 調査部 調査課 上席研究員 天然ガス・中流。 千葉県習志野市生まれ。横浜国立大学大学院工学研究科応用化学専攻修了。工学博士。石油公団（現〈独〉石 油天然ガス・金属鉱物資源機構）入団後、主として天然ガス関連分野を中心に配属。専門は、化学転換を利用 したGTL、DME等の天然ガス開発技術（中流）、天然ガス関連利用技術。 2007年8月、妻と友人の3人で、チベットのラサ、シガッツェ、ギャンツェと巡りました。最高4,794mのカンパ ラ峠まで行きましたが、高山病の予防薬を飲んでいたおかげか、現地ではたいしたことはありませんでした。しかし、どうやらどこ かに影響は受けたようで、日本に帰ってから、ずっと耳に静かな音が聞こえます。 三神 直人（みかみ なおと） （独）石油天然ガス・金属鉱物資源機構 石油開発支援本部 調査部 調査課 上席研究員 天然ガス・LNG技術 神奈川県生まれ。秋田大学鉱山学部大学院修了。 東京ガス株式会社入社後、主にLNG受入基地の操業技術、生産技術、LNG応用技術に関する企画、研究開発や、 超臨界水バイオマス・ガス化研究開発等に従事。2006年４月より現職。 2008.3 Vol.42 No.2 44