ページ番号1006149 更新日 平成30年3月5日

LNGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識 ―誰にもわかる液化原理から最新技術まで―

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レポートID 1006149
作成日 2005-03-20 01:00:00 +0900
更新日 2018-03-05 19:32:42 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガスレビュー
分野 天然ガス・LNGエネルギー一般
著者
著者直接入力 宮崎 信一
年度 2005
Vol 39
No 2
ページ数
抽出データ AnalysisアナリシスJOGMEC 石油・天然ガス調査グループmiyazaki-shinichi@jogmec.go.jp宮(cid:8443) 信一LNGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識?誰にもわかる液化原理から最新技術まで?1. 世界最大のLNGプロジェクト:Qatargas(Ⅱ)プロジェクトでは780万トン/年・トレインという超大型の液化プラントが採用される。2.LNGチェーン:LNGチェーンと呼ばれるガス田、液化、輸送、受け入れに至る一連のプロジェクト全体を紹介する。3.液化基地概要:原料の天然ガスが出荷までにたどる、液化前処理、液化、貯蔵の各過程を紹介する。4.液化設備:原理、各種液化方式とその比較、主熱交換器の形式、駆動機の形式について述べる。5.カスケード方式は本当に安いのだろうか?:カスケード方式を採用した最近のプロジェクト、トリニダードプロジェクトを分析する。6.LNGを取り巻く技術的話題:中小ガス田開発手段、洋上LNG生産設備FPSO、液化設備の大型化、電気モーター駆動液化プロセス、を取り上げる。7.LNG液化設備の将来:大型化への技術的可能性はあるものの、市場開発の困難さ、トラブル時の影響の甚大さから、800?1,000万トン/年・トレインに壁。また技術が可能にした設備の大型化は、LNGプレーヤーを、巨大資金調達力をもつスーパーメジャーに限定していく可能性がある。1. 世界最大のLNGプロジェクト "Launching of The World's Largest LNG Project" ―2004年12月15日、それはLNGの世界にとって歴史的な日になった。この日、世界最大のLNGプラント、カタールRas La?an LNG液化基地の第2期建設が決定されたのである。受注者は、日本大手エンジニ図1Qatargas(Ⅱ)プロジェクトEPC契約調印式風景出所:千代田化工建設株式会社1石油・天然ガスレビューアリング会社の千代田化工建設で、フランス大手エンジニアリング会社のTechnip社と共同受注となった。この契約金額は4,000億円規模。石油化学系プラントとしては世界最大、そして、このプラントの心臓部、液化能力も世界最大である。 しかし、それだけではない。 LNGというものは、液化だけすれば済むものではない。ガス田から、ガスを生産し、パイプラインで液化設備へ送り、液化後はLNG船へ積み込み、数日から数週間の海上輸送を経て、需要地にて受け入れ、再ガス化後、需要家へパイプラインを通して送られるのである。このQatargas(Ⅱ)プロジェクトは、これら、ガス田、液化、輸送、受入、すべてが世界最大のLNGプロジェクトなのである。 世界最大のガス田、North?eldでガスが生産され、そのガスを液化する液化プラントは、Ras La?an LNG基地に新設されるのであるが、これは1系AナリシスysisnalyAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanA列年産780万トンという世界最大のプラントである。 そして、ここで液化されたLNGを輸送するLNG船は、Q?ex級という世界最大の容量を有する209,200?216,000?のLNG船である。 このLNGは英国へ輸送され、Milford HavenのSouth Hook基地に受け入れられる。英国は、1964年10月に世界で初めてLNGを輸入した国であるが、それから1年も経過しない1965年に北海で油田が発見され、その随伴ガスが利用されるようになってからは輸出国に転じ、自給をしてきた。しかし、需要増とは逆にこのガス田は生産が停滞し、LNGの導入が不可避になったのである。このSouth Hook基地の年間受入量は1,560万トンと世界最大級の受入基地になる予定であり、現存する世界最大の受入基地、韓国の仁川基地のLNG受入量を大きく上回る*1。 世界最大というのはそれだけで人目を引くものであるが、その真の意味は、規模の経済が働き、経済性が高まることで競争力が向上し、他燃料に対して優位性を高めていく、という点にある。設備というものは、一般的に大型化されればされるほど、単位容量あたりのコストが低下していく。受入基地建設コストの中でもっとも大きなウェイトを占めるLNGタンクの場合、容量が12万?から20万?と1.65倍になると、単位量あたりの建設コストは20%程度低下するといわれている。LNG船の場合、13.5万?から21.6万?(1.6倍)になると、単位量あたりの建設コストは15%程度低下し、単位量あたりの輸送コストは10%程度低下する。 しかし、筆者がこの中で最も意味が大きいと考えるのは液化プラントである。 現在、年間生産量が最大の液化プラ表1カタールⅡ LNGプロジェクトの規模項目ガス田液化設備LNG船受入基地名称North?eld・ガス田Ras La?an LNG基地Q?exSouth Hook基地能力確認埋蔵量900Tcf1系列年産780万トン輸送能力209,200?216,000?年間受入量1,560万トン備考世界最大世界最大世界最大世界最大級項目事業者総事業費液化能力液化方式EPC*2コントラクターEPC契約額LNGタンク運転開始輸送手段輸送距離輸送価格売買契約受入地受入開始EPCコントラクターLNGタンクEPC契約額表2カタールⅡ LNGプロジェクト内容備考Qatar Petroleum 70%ExxonMobil 30%120億ドル(約1兆3,000億円)780万トン/年×2系列=1,560万トン/年APCI社製 プロパン予冷付混合冷媒方式千代田化工建設、Technip約4,000億円140,000?×3基(EPCコントラクター:石川島播磨重工)1系列:2008年、2系列:2009年Q?ex級 209,200? 4隻 ドイツPronab Ship Management  造船所:現代重工(2隻)、三星重工(2隻)216,000? 4隻 Overseas Shipholding Group   造船所:大宇造船(4隻)スエズ運河通過 11,000km*3140,000?級に比し、10%程度減少する可能性(IEA試算)100%英国向け 1,560万トン/年Qatar Petroleum 70%ExxonMobil 30%South Hook基地(Milford Haven)2008年Chicago Bridge & Iron(CB&I)15,5000?×3基+2基総投資額11億ドル7億ドル(約740億円)…ただし、Phase1(50%)のみ参考カタールの液化プラントプロジェクト名系列 生産規模(万t/y)稼働年構成マーケットRasGasRasGas(Ⅱ)(T3)RasGas(Ⅱ)(T4/T5)RasGas(Ⅱ)拡張QatargasQatargas Debottle NeckQatargas(Ⅱ)Qatargas(Ⅲ)Qatargas(Ⅳ)T1T2T3T4T5T6T7T1T2T3T1T2T3T4T5T6T73303304704704707807802002002001001001007807807507801999200020032005200820092011199619961998200520052005200720092008-92010QGPCExxonMobil伊藤忠商事LNG JapanKorean ConsortiumQPExxonMobilQPExxonMobilQPExxonMobil韓国ヨーロッパインド63%25%4%3%5%70%30%インド70%30%70%30%ヨーロッパQPExxonMobil70%30%米国日本ヨーロッパヨーロッパQPExxonMobilTotalFinaElf丸紅三井物産QPExxonMobilTotalFinaElf丸紅三井物産QPExxonMobilQPExxonMobilTotalQPConocoPhillipsQPRoyal Dutch/Shell65%10%10%7.5%7.5%65%10%10%7.5%7.5%70%30%65%18.3%16.7%70%30%米国70%30%イギリス*1: 現在計画されている基地では、Cheniere Energy社により計画されている米国ルイジアナ州Cameron郡のCreole Trail基地(2,530万トン/年)が最大。この基地は2009年に受入開始予定となっており、現在連邦エネルギー規制委員会FERCへの申請が開始されるところである。Cheniere Energy社は、この他、メキシコ湾岸沿いにSabine Pass基地(1,993万トン/年)、Freeport基地(1,150万トン/年)、Corpus Cristi基地(1,993万トン/年)という3つの基地を計画している。*2: プラントの設計、調達、建設のことで、Engineering、Procurment、Constructionの頭文字をとったもの。*3: スエズ運河の水深は62ft(18.6m)、Q?ex級の満載喫水は40ft(12m)程度、250,000?級のQmaxでも喫水は40ftと、現行の145,000?級の喫水11.5m程度と同等である。これは同一タンクを船軸方向に追加して積載容量を増加させるため、喫水の変化が小さいからと考えられる。したがって、250,000?級であってもスエズ運河通行に関しては全く問題がない。むしろ、スエズ公社はLNGの拡大をビジネスチャンスととらえており、格安な特別レートの適用を公言している。石油・天然ガスレビュー2NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識表3ベースロード用天然ガス液化基地一覧表№プロジェクト名 授業開始(年)操業会社国名サイト196419691970CAMELKenai LNGSirte OilアルジェリアUSAリビアArzewKenaiMalsa el Brega1972SonatrachアルジェリアSkikda(万トン/年)液化方式液化能力×系列44×3カスケード58×2カスケード64×4混合冷媒100×3混合冷媒110×2混合冷媒121×2混合冷媒100×5混合冷媒130×2混合冷媒230×1混合冷媒270×2混合冷媒270×2混合冷媒280×1混合冷媒280×1混合冷媒280×1混合冷媒300×1混合冷媒167×3混合冷媒167×2混合冷媒167×1混合冷媒122×6混合冷媒122×6混合冷媒200×3混合冷媒265×3混合冷媒200×2混合冷媒200×1混合冷媒200×2混合冷媒200×1混合冷媒295×1混合冷媒295×1混合冷媒330×1混合冷媒330×1混合冷媒330×2混合冷媒300×1330×2カスケードBrunei LNGブルネイLumutADGASUAEDas IslandP.T.Badak NGLインドネシアBontangP.T.Arun NGLインドネシアLhokseuu-maweSonatrachアルジェリアArzewMalaysia LNGマレーシアBintuluNorth West Shelf J/VオーストラリアDampierQatar Liqui?ed Gas CompanyカタールRas La?anNigeria LNGナイジェリアBonny IslandRas La?an LNGカタールOman LNGオマーンRas La?anAl-GhaliahAtrantic LNGトリニダード・トバゴPort Fortinントは、新たにLNG輸出国に仲間入りしたエジプトSEGasのDamietta基地(年産500万トン/年)である。これに対して、今回建設が決定されたカタールのLNG液化プラントは780万トン/年と、1.5倍以上になる。したがって、建設コストは15%程度低下するであろうし、運転コストも同様に低下すると考えられる。 2003年時点で世界のLNG年間生産量は、1億5,000万トン。表3に現在の生産国、液化プラント数を示す。 ここでわかるように、780万トンという規模は、1系列だけで世界の生産量の5%を占めるのである。極論すれば、わずか20系列で世界のLNG需要を満たすことができるという巨大さである。ということは、事故などのトラブルがあると、与える影響は甚大であることから、簡単にシャットダウンさせることは許されないということであり、相当高い信頼性が要求されるということである。もちろん、受入基地側ではLNGタンク容量を増加させる、パイプラインガスによるバックアップ体制を強化する、他LNG液化基地からの融通を準備しておくなど、シャットダウンした場合のバックアップ手段が当然講じられるであろうが、当然、液化プラント自体の信頼性も高める方針で建設されるはずである。その意味では、千代田化工建設/Technip JVも、世界最大の受注を喜んだ後、実際の業務遂行に直面すれば、大変な緊張1 キャメル2 ケナイ3 リビア4 スキクダ?15 スキクダ?26 ブルネイ7 ダス島?18 ダス島?29 バダック?A/B10バダック?C/D11バダック?E12バダック?F13バダック?G14バダック?H15アルン?T1/2/316アルン?T4/517アルン?T618アルズー?119アルズー?220サラワク?121サラワク?222西豪州?123西豪州?224カタールガス?125カタールガス?226ナイジェリア?T127ナイジェリア?T228ラスガス?T129ラスガス?T230オマーン31アトランティック?T132アトランティック?T2/333ナイジェリア?T334マレーシア?335西豪州?T436ラスガス?T3/437ダミエッタ?T1計19721977199419771983199019941997199919781984198719781981198319951989199319961998199920001999200020001999200220022003200420042004Nigeria LNGMalaysia LNG TigaNorth West Shelf J/VRas La?an LNG ⅡSEGasナイジェリアマレーシアオーストラリアカタールエジプト13カ国Bonny Island295×1混合冷媒380×2混合冷媒Bintulu420×1混合冷媒DampierRas La?an470×2混合冷媒500×1混合冷媒Damietta16サイト15,232感に強いられることになるであろう。 さて、ここで液化プラントに焦点を移す前に、LNGの歴史、LNGチェーン、液化基地について概略を触れておく。2. LNGチェーン このように生産・消費が拡大しているLNGであるが、ベースロード用としては、原油や天然ガスと異なり、液化、海上(陸上)輸送、貯蔵・再ガス化というプロセスが加わる。このような複雑さをもつLNGチェーンは、経済性の観点から、規模を大きくすることが有利となる。このプロジェクトが成立するためには、まず、LNG年間輸入量と契約年数を満足させる大規模な天然ガスの確認埋蔵量が必要である。また、巨大設備建設のためには巨額の投資が必要になる。そして、ガス田の発見から第1船の受け入れまでには10年以上、通常は、10?15年に及ぶ長い年月が必要となる*4。例えばマレーシアのTigaプロジェクトは16年を要した。 このような要因から、LNGプロジェクトというものは特定の天然ガス供給源(ガス田)、特定の液化基地、特定のLNG船、特定のLNG需要家(LNG*4: 例外として、驚異的短期間で具体化したインドネシアプロジェクト(Badak5.5年、Arun7年)、トリニダード・トバゴ(Atlantic LNG、6.5年)などがある。3石油・天然ガスレビューAナリシスビのガスと比較的近い組成と報告されているが、オマーンのガスは中東のガスとしては珍しくCO2濃度も低く、また、H2Sをほとんど含まないことが報告されている。?東南アジア  ここでは、地域ごとにガスの組成がかなり違っている。Sarawak、Badak、Bruneiは比較的ガス組成が似ており、H2Sはほとんど含まれていない。  一方、Arunのガスは、CO2濃度が15%前後と高い。ここのガス田は近年枯渇化が問題となっている。  Natunaのガスは、CO2を7割程度含み、天然ガスというよりCO2にメタンが混入しているという方が適切である。また東南アジアのガスとしては珍しくH2Sも1%程度含んでいる。このガスの精製はあまりにCO2濃度が高いので、通常とは全く違った精製プロセスが提案されている。?オーストラリア  ここのガスは、CO2を2割程度含んでいるものもあるが、H2Sはほとんど含まれていない。東南アジアのSarawak、Badak、Bruneiに近いガス組成である。?アラスカ  ここのガスは、CO2含有量もH2Sもほとんど含んでいない。ysisnalyssiissyyllaanAAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAn(2-2)LNG船 LNG船は、天然ガス採掘国で生産されたLNGを、遠方のLNG消費国へ運搬するためのLNGチェーンにとって欠くことのできない重要な構成要素の1つである。 LNG船は、極低温(?162℃)で比重の軽い(0.45程度)可燃性ガスであるLNGを積載し、海象、気象の厳しい海上を長距離運航するので、貨物収納タンクは原油タンカー等とは異なった、特殊構造の貨物船である。LNG 以上のように、天然ガスの組成は地域により大きく異なっており、これに対応する形でガスの精製プロセスが採用される。?アフリカ  アルジェリア、リビアのガスは、2?3%前後のCO2を含むがH2Sはほとんど含まれていない。ナイジェリアのガスも同程度の酸性ガスを含む。したがってアフリカのガスは酸性ガス含有量の点で比較的マイルドなガスということができる。受入基地)などの事業者相互の長期間にわたる結びつきによって成立するという性格をもつ。これまではプロジェクトのいずれの部門も、商業的にあるいは技術的に代替が困難であり、相互に制約を受けてきた。そして、巨額の融資を行う金融機関を含めて、LNGプロジェクトにおいては、どの部分にアクシデントが起こっても直ちに他のすべての事業者にその影響が及ぶことから、一連のLNGプロジェクトの事業者たちはあたかも鎖の輪のような関係にある。このことからLNGプロジェクトの事業者の全体はLNGチェーンと呼ばれてきた。ここではLNGチェーンの主な構成要素である液化基地、LNG船、受入基地の概要を以下に記述する。(2-1) 液化基地(ガス田を含む) ガス田等から採掘された原料天然ガスは6?7MPa(60?70気圧)の圧力でパイプラインを使って液化基地に輸送されてくる。 坑井元(いわゆる井戸元)から移送されてくる天然ガスは、液状の炭化水素を同伴してくるので、スラグキャッチャー(次章で詳述)で液体成分を除去され、その後、計量される。原料ガスには水分、硫黄分等の不純物が含まれているので、酸性ガス除去設備で硫化水素等の硫黄化合物が除去され、さらに水分除去設備で原料ガスが脱水される。原料ガス中に水銀が含まれている場合は、水銀除去設備が設けられ除去される。このように不純物が除去された後、天然ガスは、液化設備でペンタン以上(C5+)の重質分が除去され、メタンを主成分とするガス成分は液化されLNGとなる。 LNGは、製品としてLNGタンクにひとまず貯蔵され、出荷に十分な量がまとまった後、LNG出荷桟橋からLNG船に積み込まれる。 液化基地は、高圧・極低温で運転される巨大設備であり、また、巨大なLNGタンクを伴うため設備投資額はLNGチェーンの中で最も大きな設備となる。           ■原料天然ガスの組成 天然ガスとは、一般にはメタンを主成分とした、パラフィン系の軽質炭化水素ガスをいい、ガス田から産出されるものと、油田から石油の随伴ガスとして産出されるものがあり、特に後者はプロパン・ブタン・イソブタンなどを含んでいる。これらの天然ガスの組成は、井戸ごとに少しずつ違っており、特に二酸化炭素(CO2)、硫化水素(H2S)その他不純物の含有量に差が見られるが、大きく分けて見ると、地域的にかなり特徴がはっきりしている。天然ガス組成の地域的特徴の要点をまとめると以下のようになる。?中東  この地域のガスは、原油と同様に硫黄分を多く含んでいることが特徴で、また硫黄を含む有機化合物の含有量も多く、ガス精製コストが余分にかかる。カタールのガスは、アブダ図2Bayu?Undan・ガス田出所:東京ガス石油・天然ガスレビュー4NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識れたLNGを受け入れ、貯蔵、気化(再ガス化)し、発電燃料、都市ガス原料その他の需要家に供給するためのものであり、いわば、液化基地の逆プロセスを行うものである。しかし、受入基地のLNGタンクは、LNG船からの受け入れ時にその一部もしくは全量を受け入れる容量が必要なほか、需要の季節変動を吸収するためおよびLNG船の着船遅れなどを考慮した緊急時備蓄のための容量が必要であり、出荷時の一時貯蔵用である液化基地のタンクに比べ大きな容量が必要となる。 例えば、ドラマ「冬のソナタ」で今話題の韓国は、冬の寒さには厳しいものがあり、夏冬の季節間需要変動は大変大きく、都市ガス用途としては冬のピーク時には夏の4倍の需要となる。冷房需要により夏がピークとなる発電用途を含めても冬は夏の2.5倍の需要となっている。一方、液化基地から運ばれるLNGは年間を通して季節に関係なく一定量であり、この季節間における需要供給量の差を吸収するため非常に大容量のタンク群が必要となる。現在、韓国は平澤(ピョンタック)、仁川(インチョン)、統営(トンヨン)という3つのLNG受入基地を保有しているが、近年のガス需要増加に追われるように急ピッチで貯蔵設備を拡張しており、2004年時点で総容量458万?図4に達した。これは、わずか5年で倍増したことになる。しかし、年間LNG需要に対するタンク容量の比は、まだまだ日本よりも低く、供給安定性を高めるために今後もLNGタンクの建設ラッシュが続いていく。 このLNGタンクは、極低温大型設備のため受入基地コストの1/2?1/3という大きな部分を占めており、そのコストダウンは重要な課題とされてきたし、今後もそうあり続けるであろう。 日本においては、LNGの多くが公共性の高い電力・ガス会社向けであり、大需要地に近接して設置されることから、特に高い信頼性が要求されている。日本で開発・発展した地下タンクは、最高液面を地盤面下としているため貯蔵液漏洩の可能性がゼロである。現在、海外で建設されているタンクの中で最も安全性が高いとされているものは、欧州EN規格(EN1473 Installation and equipment for lique?ed natural gas ― Design of onshore installations)のFull Containment仕様に基づく地上式のタンクであり、防液堤の破損を想定しない条件下で貯蔵液漏洩の可能性がないものである。これに対して地下タンクはその形状から本質的に漏洩の可能性がゼロであり、さらに安全性の高い合理的なタンク形式であることから、近年のセキュリティー向上のニーズの高まりとともに注目を集めている。国内最大のLNG受入基地、千葉県袖ヶ浦市出所:東京ガス図3最新鋭のLNG船(145,000?)出所:東京ガス船は、これらの条件を満足させるためにメンブレン方式、モス独立球形方式、独立方形タンク方式など種々の方式が開発され、現在、約180隻が運用されている。 カーゴタンク内のLNGは極低温、大気圧力程度で保持されており、運航時、外部からの入熱により常時ボイルオフガス(BOG)と呼ばれる蒸発ガスが発生する。このため、この低温ガスも燃料として使用できる設備を保有している。このBOGは、運航コスト削減の観点からBOG発生率の低減策が図られてきており、また、船の安全運行のためにカーゴタンクのスロッシング対策(液面動揺による衝撃圧に対してカーゴタンクの破壊を防止すること)等種々の改善がなされてきた。 LNG船は、積載貨物が極低温のため低温用材料の使用、断熱処理等により建造費が他の貨物船に比べ高価となる。そのため、ライフサイクルでの経済性を向上させるべく一般の貨物船に比べ船速を速く設計している(満載時で時速35km程度)。 近年は、LNGチェーン全体の経済性の向上という要求から、積載容量の超大型化、推進機関の効率向上、船齢延長等、種々の技術開発が進められている。(2-3)LNG受入基地 LNG受入基地は、海外から輸入さ5石油・天然ガスレビューAナリシスAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanAysisnaly3. 液化基地概要 液化基地のプロセスを図5に示す。  液化基地に移送される原料天然ガスは、井戸元で概略の前処理がされた場合であってもまだ種々の不純物を含んでいるので、液化プロセスにかける前に前処理として各種の精製工程にかける必要がある。含まれる不純物は原料となる天然ガスの性状に依存するが、一般的には酸性ガス除去、水分除去、重質分除去の精製工程で構成される場合が多い。原料天然ガスに水銀が含まれる場合はさらに水銀除去が必要となる。 天然ガス液化基地の各前処理設備および液化設備の概要を以下に示す。分離が行われる。この設備は、ガス田からの輸送パイプラインと協調運転を行うことから、プラントのプロセス機器よりはるかに高圧の設計圧力(9?15MPa:90?150気圧)となるため、箱型容器ではなく、パイプを多数並べたものが採用される。これらのパイプは直径1m程度、長さは数十メートルに及ぶ。ここで重力によりガス成分はパイプの上側に、より重い液体成分はパイプ下側に分離される。 スラグキャッチャーを経た原料天然ガスは気液分離セパレーターによりコンデンセートの精密な分離を行い、計量設備にてガスと液それぞれが計量される。(3-1)スラグキャッチャーおよび   ガス計量設備 井戸からの原料天然ガスには、コンデンセート*5と呼ばれるプロパン以上(C5+)の液体成分が通常含まれるため、スラグキャッチャーにより粗い(3-2)酸性ガス除去設備 原料天然ガス中に含まれる酸性ガスは、金属製プラントを腐食させたり、液化時に固化して配管や主熱交換器を閉塞させたりする。したがって、これらの酸性ガスは液化プロセスにかける前に除去する必要がある。 これらの酸性ガスには、硫化水素(H2S)、メルカプタン(R-SH、R:炭化水素基)、ジサルファイド(RSSR)、硫化カルボニル(COS)、二硫化炭素(CS2)等の有機硫黄化合物等のほか、二酸化炭素がある。天然ガス中における、有機硫黄化合物含有率は、おおむね3%以下である。これらは燃焼時に、喘息や酸性雨の原因となるSOXを生成することが多いことから、ユーザー側からも厳しく制限されることが多い。後者の二酸化炭素は、インドネシアのNatuna・ガス田のような極端な例も存在するが、一般的には天然ガスに10%程度以下の含有率である。しかしその除去に要するエネルギーは大きく、全プロセスプラントで消費するエネルギーの10%以上といわれている。 除去方法には、使用する溶液の種類により化学吸収法、物理吸収法、化学物理同時吸収法に大別され、原料天然ガスの圧力、温度、含有する酸性ガスの種類と濃度および除去レベルに応じて、方法が選定される。溶液の循環量図5天然ガス液化設備のプロセス構成例*5: コンデンセート(condensate)は凝縮物という意味であり、天然ガスを地上で採取する際、凝縮する常温・常圧下の液体(油)をコンデンセート油、または単にコンデンセートという。一般の原油より軽質でナフサに近い性状を有し、発熱量も原油より1割程度低い。その大半が石油化学原料に用いられている。また、LPG原料のプロパン(C3)、ブタン(C4)を含めた炭化水素混合物を天然ガス液とよぶ。石油・天然ガスレビュー6NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識により装置サイズが決定され、装置サイズによりエネルギー消費量も決定されるため、溶液の選定は重要な課題となっている。(3-3)水分除去設備 原料ガスは通常飽和水蒸気を含んでいるため、高圧・低温下となる液化の過程で、メタンやエタンと結合してハイドレートと称される水和物の結晶を形成する。そのため、酸性ガスと同様、配管や熱交換器等の閉塞トラブルを招く可能性があり、液化プロセスでのハイドレード形成温度到達以前に除去する必要がある。 水分除去の方法には水和物防止剤の注入、乾燥剤による吸収等の方法もあるが、天然ガス液化プラントで要求される許容水分量は1ppm以下と厳しいため、低濃度でも水分除去効率の高い、モレキュラーシーブ*6が用いられる。(3-4)水銀除去設備 有機水銀や無機水銀化合物の形で存在している場合は、プラントに対して無害とされているが、天然ガス中の水銀は元素で存在していることが多く、この場合、主熱交換器などに使用されている低温用アルミニウム合金材料を激しく腐食する。アルジェリアのSkikda基地では、水銀除去設備が設置されておらず、ガス中に50?80μg/N?程度含まれていた水銀により、アルミニウム製主熱交換器(Spool Wound型、詳細は後述)が腐食するというトラブルが発生した(1973年)。これ以降、前処理として水銀除去プロセスを設け、予備機も設置することが定着した。 硫化水銀として固定して吸着する含浸活性炭吸着プロセスは、除去装置出口での水銀濃度を0.1?0.01μg/N?にまで押さえることが可能である。装置自体は複雑なものではないので、原料ガス中に水銀が確認されない場合でも保険的に設置される場合が増えてきている。(3-5)重質分除去設備 スラグキャッチャーおよびセパレーターでC5+分はおおむね除去されているが、ここでは、以下の3つの理由から、より確実に炭化水素重質分を除去していく。① 受入基地を経て需要家に送られるガス輸送の過程で、重質炭化水素が液滴となり、設備に腐食などの損傷や燃焼過程でのトラブルを与えるため② 除去される炭化水素が天然ガスより付加価値の高い製品として販売が可能であり、また、液化プロセスでの冷媒としても利用できるため③ 天然ガス液化プロセスにおいて、ペンタン以上の重質炭化水素成分は、温度低下により凝固し、設備に損傷を与えるため 除去には、原料天然ガスをプロパン冷媒で冷却し、フラッシュドラム(気液分離塔)に送って重質炭化水素を液化した後、複数基設けた蒸留塔にて分留するプロセスが一般的に使用されており、メタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタンを順次分離していく。(3-6)液化設備 上記までの一連の前処理工程で、酸性ガス、水分、水銀、重質炭化水素等を除去された天然ガスは、メタンを主成分としてエタンとわずかなプロパンを含むガスに精製され、液化工程に供給される。詳細は後述する。(3-7)ユーティリティー設備 天然ガスの液化は、多くのエネルギー投入と熱の除去が必要となり、使用するユーティリティーも膨大となる。一般的に液化基地は他の工業団地から遠く離れた場所に建設されるのがほとんどであり、基地内で必要なユーティリティーは自給できるように計画されることが多い。(3-8)貯蔵設備 受入基地とは大きく異なり、液化基地における貯蔵設備の役割は、出荷するまでの数日間、製品であるLNGを一時的に貯蔵しておくことである。したがって、貯蔵タンクの容量は、液化基地でのLNGの生産量や受入基地のタンク容量とともに、輸送計画、需要変動、LNG船や基地のメンテナンス計画、桟橋の着桟可能率等さまざまな要因を考慮して決定される。液化基地での貯蔵タンクの形式は、これまで地上式金属タンク(EN1473規格でのSingle Containment仕様相当。貯蔵LNGの漏洩時には、防液堤により液の拡大を防止するもの)が採用されてきた。これは、比較的都市部から離れた地域に立地することが多いためである。しかし、最近は安全性への配慮から、地上式PCタンク(同規格Full Containment仕様相当)も採用されるようになってきた。受入基地の場合は、さらに安全性を高めた地下タンクを採用することも多い。 貯蔵時のLNGはほぼ沸点温度(-162℃)にあるため、LNG船と同様に外部からの入熱やタンク内部の圧力変化で常にBOGが発生する。液化基地でのBOGは、液化プロセスで使用する燃料ガスの一部として効率的に用いるのが一般的な処理方法である。この場合、BOGは圧力が低いので、昇圧のための圧縮機等を設置する必要がある。(3-9)出荷設備 製品となるLNGの出荷には、貯蔵タンク内に設置されたポンプおよび、*6: 微細な極めて整った細孔(天然ガスの場合、0.35nmの細孔径)をもつ合成ゼオライト(アルカリまたはアルカリ類金属のアルミナシリケイト)で、均一な細孔のゆえ、分子ふるい(Moleculer Sieve)と名づけられている。7石油・天然ガスレビューAナリシスysisnalyAAAnAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisてしか存在しない気体も、ある温度以下に冷却することで液体にすることができる。この温度は気体ごとに固有のものである。そしてこの温度は圧力と密接な関連性があり、一般的には、圧力が高ければこの温度は高く、圧力がss低ければこの温度は低い。すなわち、iissyyll高い圧力であれば、常圧のときより楽aanAな温度で液化ができる。この温度を露点(ある圧力下で凝縮が開始される温度)といい、表4に天然ガスの主成分であるガスについて、圧力ごとの露点を示す。 ここで、圧力をどんどん高めていくとどうなるだろうか。常温で液化が可能になるのだろうか。答えはNoである。どんな物質にも気体と液体の区別ができない限界条件があり、この限界温度(臨界温度)以上では、どんなに圧力を高くしても液化できない。この限界条件も気体に固有の値で、たとえば窒素の臨界温度は-147.1℃、酸素の臨界温度は-118.8℃、天然ガスの主成分であるメタンの臨界温度は-82.5℃である。すなわち、これらの物質を液化するには少なくとも臨界温度以載容量135,000?145,000?級のLNG船1隻への出荷につき約700トンのBOGが発生するといわれている。LNG船へ大量に積み込まれるLNGはポンプや配管での入熱を受けており、その熱がカーゴタンク内に入ることで、受入基地で払い出し切れなかった残液からBOGが大量発生するのである。一般的には、このBOGは、液化基地に返送して燃料ガス等として有効利用することが多く、リターンガスと呼ばれる。逆に受入基地で払い出す場合は、LNG船のカーゴタンク内圧を一定に保つために、リターンガスを船へ送り返し、タンク内の圧力を保つのである。機械がLNG船の横腹に設置された配管フランジに接続され、1時間あたり10,000?というスピードでLNGが移送される。したがって、現在主流の135,000?145,000?級LNG船の場合、タンク満載に半日程度を要する。受入基地で払い出す場合も同等の速度、所要時間である。余談になるが、今年3月に北米メキシコ湾で運転開始予定のEnergy BridgeTM*7は、LNG船が浮ブイ係留され海底パイプラインと接続される。この船上に設置された再ガス化設備によってLNGをガス化しながら払い出すため、LNGローディングアームは使用しない。 LNGのローディングの際には、積図6荷役のためのLNGローディングアーム出所:東京ガスステンレス製のLNG配管によって行われる。LNG船が出荷桟橋に着桟すると、LNGローディングアーム(図6参照)とよばれる蟹の足のような4. 液化設備れていきたい。 液化設備は、液化基地のまさに「顔」であり、その機能からみれば「心臓部」にあたる。そして、コストの面、工期の面からも中心的な存在である。液化設備とは、採用される液化プロセスに基づき設置される主熱交換器、冷媒圧縮機、駆動機の設備群を指すが、本レポートでは液化プロセスを中心にして、主熱交換器、駆動機についても触(4-1)液化の原理 現在、液化プロセスには、いくつかの方式があるが、いずれも同一の原理を用いている。その原理について、ここでは紹介する。 19世紀には液化ができないことから「永久ガス」と呼ばれていた空気や酸素のように、常温・常圧では気体としイソブタンノルマルブタンノルマルペンタン○:臨界点○:臨界点6090120150180メタンエタンプロパン1001010.1蒸 気 圧 (×0.1Mpa)?180?150?120?90?60?30030温  度 (℃)図7天然ガス構成炭化水素成分の蒸気圧出所:化学便覧*7: Energy BridgeTMでは、完全にLNGを払い出すのに約1週間を要する。したがって、通常のLNGチェーンに比較して、LNG船の稼働率、回転率が低下することから、同一の年間LNG量を取り扱うためには、輸送距離を短くするか、初期投資は増加するが、運行するLNG船の隻数を増加させるしかない。石油・天然ガスレビュー8NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識表4天然ガスの主成分の露点(近似値) 単位:℃表5代表的な気体の臨界温度圧力(気圧)メタンエタンプロパンエチレンプロピレン窒素1.0?159?91?46?104?49?3.4?144?63?12?80?18?1836.85?133?44+12?62?5.6?17417.1?92+15.5??8.3??14834.2?71?????133臨界温度?82.5+95.6?147.1ガス種類窒素酸素メタン二酸化炭素プロパンアンモニア臨界温度?147.1℃ ?118.8℃ ?82.5℃ 31.1℃ 95.6℃ 132.3℃ 常温での液化×××○○○下の状態に冷却する必要がある。参考として、表5に代表的な気体の臨界温度を示す。二酸化炭素の臨界温度は31.1℃、プロパンの臨界温度は95.6℃、アンモニアの臨界温度は132.3℃であり、これらの物質は常温でも加圧することで液化が可能である。 天然ガスを液化するには、臨界温度まで冷却すれば十分なのだろうか。いや、液化装置、貯蔵タンク、輸送装置のことを考えると、可能な限り低い圧力で液化する方が得策である。なぜなら、図7に示すように、臨界温度付近では液化するのに5MPa(50気圧)程度の圧力を必要とし、このような圧力は装置の材料を耐圧化することになり、高コストとなるからである。特に、貯蔵タンクや大型LNG船をこのような高圧に耐えられるように製作することは、技術的に可能であるが経済合理性がない。それよりも、貯蔵タンクや大型LNG船は、極低温になるものの、大気圧と同じ圧力条件で設計し運転する方が現実的であり、そのためには天然ガスを常圧で露点以下に冷却する必要がある。その温度はエタンやプロパンの含有率によって多少差があるが、おおむねね-158℃?-162℃となる。 したがって、天然ガスの液化技術は、「原料天然ガスを-162℃に効率よく冷却する技術」に尽きるといっても過言ではない。 ここから冷却の話を進めていこう。冷却するには、気体から熱エネルギーを除去することが必要である。これには冷却水によって、あるいは、冷却対象の気体の温度が周囲よりも低い場合 原料天然ガス (高圧) 送出天然ガスセパレータエキスパンダー BOG圧縮機熱交換器熱交換器熱交換機LNGタンク レシーバセパレータ図8非外部冷媒方式の概略フローには冷媒によって行われる。冷媒とは、低温の物体から高温の物体へ熱を運ぶ流体で、低温において非常に蒸発しやすく液化しやすい物質が向いている。表5によれば、これらの気体の中で、冷却水との熱交換により液化できるのは、適度の圧力下におけるプロパンだけである。それより低露点のガスは、すべて冷媒による液化を必要とする。 天然ガス液化の原理は、気体が膨張して密度が減少するときに、希薄な密度を維持するために内部エネルギーの一部が使用されて温度が低下するという、ジュール・トムソン効果を利用するものである。すなわち、高圧*8下で液体になった冷媒の圧力を急激に下げる(断熱膨張)ことにより低温低圧の気体冷媒を作り、原料天然ガスをこの低温冷媒と接触・熱交換させて冷却・液化するものである。冷蔵庫やエアコンはこの原理を利用しているものである。これらはアンモニアやフロンを冷媒に使用している。 この過程の中で、物質の潜熱を利用することになる。潜熱は、液体から気体へなどの相変化に必要な熱で、単に物質の温度を高めるときに必要な熱(液体から気体へなどの相変化を伴わないもの。顕熱という)よりはるかに大きい。風呂のお湯はすぐ冷めるが、氷はなかなか溶けないのは潜熱のためである。あるいは、注射前に消毒用アルコールを腕に塗られてヒンヤリと感じた経験は誰しもがあると思うが、これは体温によってアルコールが蒸発(液体から気体へ変化)し、そのとき、蒸発するために必要な熱(潜熱)を体温から奪うためである。もし仮にアルコールが蒸発せず、単に体温によってアルコールが温められるだけとするならば、そのとき体温を奪う熱(顕熱)は非常に小さく、冷たく感じることは*8: この過程で必要なガスの圧縮には大きなエネルギーが必要となるので、効率のよい圧縮装置がコスト低減に不可欠となってくる。そのため、最近ではガスタービンを使用することが多い。詳細は後述する。9石油・天然ガスレビューsisnalyAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanAアナリシス用されたが、その後このプロジェクトはプロセスをC3-MCRプロセスに変更したので、実施例が存在しない。 このように、ベースロードLNGプラントの天然ガス液化プロセスは、まずカスケード方式でスタートし、その後Single-MRプロセス、予冷付MRプロセスと、主流となるプロセスは代わってきている。これは、複雑で正確な計算ができるための実験データの整備、また、コンピューターの発達によるところが大きいものと考えられる。 現在、APCI社のC3-MCR方式が約9割のシェアを占めてきたが、近年、カスケード方式はトリニダード・トバゴのAtlantic LNGプロジェクトや、エジプトのIdku LNGプロジェクト、Bayu-UndanのDarwin LNGプロジェクトで採用され、また、Single-MRプロセスのPRICO(Poly Refrigerant Integral Cycle Operation)、予冷付MRプロセスのTEAL ARCのいずれも次のプロジェクトを目標にプロセスの改良が行われているといわれている。 次にそれぞれの方式について詳しく見てみることにする。(4-3)カスケード方式 カスケード方式はクラシカルカスケード方式ともいわれ、露点の異なるプロパン、エチレン、メタンの3種類 カスケード方式の次に現われたプロセスは、1種類の混合冷媒MCR(Multi Component Refrigerant)を使用するプロセスで、プロパン、エタン、メタンに窒素を加えて混合した冷媒を使用する。Air Products and Chemicals Inc.(APCI)社のMCRプロセスがリビアで、Technip社の2Press.MRプロセスがSkikda?1で、Prichard/神戸製鋼社のPRICOプロセスがSkikda?2で採用された。これらの方式は大型の特殊な熱交換器を必要とするが、冷凍サイクルが統合されているので設備構成がシンプルであり、これまでは設備費がカスケード方式よりも少なくて済むといわれてきた。しかし、熱交換器における温度差が大きいことから熱効率がやや劣るということで、これらの実施後、混合冷媒を用いる基本スキームは変わらないものの、変形されたプロセスに取って代わられている。 その次に現われたプロセスは、予冷システム付混合冷媒プロセスで、APCI社のものは予冷システムに純プロパンを使用したC3-MCRプロセスで、ブルネイ以降ほとんどすべてのプラントに採用されている。一方、Technip-Snam社のTEAL ARCプロセスは、予冷システムとしてC2/C3の混合物を使用している。このプロセスはナイジェリアのプラントでいったん採図9液化方式の分類石油・天然ガスレビュー10ないであろう。 この潜熱は、臨界温度付近では、気体と液体の区別がつきにくい状態(つまり、エンタルピーに差がない状態)のため、小さくなってしまう。そのため、液化効率を高めるには、臨界温度よりも低い温度で液化をすることが好ましい。 天然ガスの場合は、必要な冷却温度がかなり低いので、冷媒にはプロパン、エチレン、メタン等の炭化水素を使用し、段階的(カスケード方式)に冷却・液化する。なお、冷媒を使わないで、原料ガスそのものの圧力を急激に降下させる自己冷却方法(エキスパンダー方式)もあるが、この方式では、原料天然ガスの一部(10?15%程度)しか液化できない。したがって、この非外部冷媒方式は都市ガス供給等におけるピークシェービング用としての利用に限定されている。 最初のLNG液化設備が1964年アルジェリアに誕生した後、段階的に冷却するのはでなく1段階で液化をする方式も誕生した。現在ではいくつかの液化方式が存在するので、それらについて以下に述べていく。(4-2)いろいろな液化方式 現在、ベースロード用LNGプラントに使用されるのは、低温冷媒と接触させて冷却する外部冷媒方式である。これには、プロパン、エチレン、メタン等の複数の冷媒を別々に使用するカスケード方式と、プロパン、エタン、メタン等を混合した混合冷媒を使用する混合冷媒方式がある。最初のLNG液化プロセスは、エチレンプラントなどの実績からもあまり大きな隔たりのないカスケード方式が採用された。このプロセスは、1960年代に建設されたが、それ以降は実績が全くない時代が続いていた。しかし、最近になっていくつかのプロジェクトではカスケード方式を採用している。NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識の炭化水素を冷媒に使用し、それぞれで独立した冷凍サイクルを構成して原料天然ガスを順次冷却するものである。この方式は、冷媒として純物質を採用していて設計データを得やすい上、一般的には冷媒と原料天然ガスは直接接触することがなく、各冷媒も互いに接触せず各冷媒の冷凍サイクルは独立しているので信頼性が高い。圧縮機の運転にも長期間の安定性が期待できる。コンピューターの発達していなかった当時としては設計もしやすかったが、3つの圧力レベルの冷媒を用意するため、それぞれが別個の圧縮機と動力タービンを保有することになる。そのため、プロセスが複雑になり、設備点数が増加することで費用が他の方式より高くなるといわれてきた。なお、このプロセスは、天然ガスを液化する主熱交換器にアルミ蝋付*9のプレートフィン型主熱交換器を使用している。 このため、これまで稼動してきたのは、1964年に建設されたアルジェリア・CamelのTechnipプロセス、1969年に建設されたアラスカ・KenaiのPhillipsプロセスの2つの液化基地のみで、1970年代以降1990年代までほとんど採用されていなかった。しかし、近年はLNGプラントの大型化により、コンプレッサーの数は他のプロセスと差がなくなってきており、また、カスケード方式以外も改良が進み、大きな差はなくなってきている。そのため最近、トリニダード・トバゴのAtlantic LNGプロジェクトや、エジプトのIdku LNGプロジェクト、Bayu-UndanのDarwin LNGプロジェクトなどで採用されるようになった。 しかし、冷媒のうちエチレンは天然ガス中には含まれないので、別途購入するか製造設備を付帯する必要がある。また、各冷凍サイクルの運転条件が決まっているので、原料天然ガスの組成変化等に対するフレキシビリティーが小さいとも指摘されている。 カスケード方式による天然ガス液化の概略フローを図10に示す。 この方式の液化工程の概要は、まず原料天然ガスをプロパン冷媒熱交換器で約-35℃程度に冷却し、次にエチレン冷媒熱交換器で約-100℃程度に冷却して、最後にメタン冷媒熱交換器で約-150℃に冷却して気液混合体とした後、これをフラッシュドラムで断熱膨張させて-162℃の常圧の液体(LNG)とするものである。この状態メタン冷媒 エチレン冷媒 プロパン冷媒 熱交換器 プロパン 圧縮機 エチレン 圧縮機 メタン 圧縮機 原料天然ガスLNG(-162℃)プロパン 熱交換器 (-35℃) エチレン 熱交換器 (-97℃) メタン 熱交換器 図10カスケード方式の概略フローでも液化しない窒素は、最後の過程で分離除去される。 カスケード方式の設計で重要な点は、各熱交換器における2つの流体の温度差である。温度差が大きければ大きいほど熱交換器での放熱が大きく、エネルギーの消費が大きい。これに対して、差が小さければ熱交換器の必要面積が大きくなり、熱交換器のコストが高くなる。そのため、妥協点を求めなければならない。(4-4) 混合冷媒方式による天然ガスの液化 混合冷媒方式(以下、MCR方式という)は、カスケード方式の複雑な機器構成を改善すべく開発された方式で、冷却原理は基本的に同じである。カスケード方式に比べて設備費が約10%程度安くなるといわれており、天然ガス液化プロセスの主流になった。 この方式では、軽質炭化水素(メタン、エタン、プロパン)を主成分とする混合冷媒を使用する。この方式の主な特徴は次のとおりである。① 沸点範囲の広い混合冷媒を常温付近から高レベルまで昇圧する点で、熱力学的には効率が悪いが、プロパン予冷等の技術進歩によりかなり改善されてきている。② 混合冷媒を使用するので冷媒側のプロセスに厳密な設計が必要となる。③ 冷凍圧縮機が1機種ですむことから、設備費が少なく保守・点検の面でメリットがある。④ 冷媒のメタン、エタン、プロパン等は天然ガスに含まれる場合が多く、原料天然ガスから冷媒を分離回収できる。⑤ 原料天然ガスの組成、流量等の変化に対して、冷媒の混合比を変えることで対応できるので、運転にフレキシビリティーがある。*9: 蝋付(硬蝋付け):部材接合方法の一種で、接合部を溶かしながら接合する溶接とは異なり、接合部を溶かすことなく、450℃以上の融点をもつろう材を、接合するスキ間で溶融、凝固させて接合する方法。ハンダはろう付けの類似技術であるが、450℃未満のろう材を用いる点が異なる。11石油・天然ガスレビューAナリシス終的に断熱膨張させて-162℃のLNGとするものである。混合冷媒は、冷媒圧縮機で0.84MPa、3.2MPaに圧縮され、主熱交換器で冷却されて重質炭化水素が分縮する。凝縮分は主熱交換器の中で断熱膨張し、次に重質な成分を凝縮する。これを順次続けて再び冷媒圧縮機に戻り再度昇圧される。 このプロセスでは冷媒の断熱膨張を主熱交換器のみで行うため、次に示す2段階圧力式MCR方式に対して1段階圧力式MCR方式といわれている。 1段階圧力式MCR方式(APCIプロセス)の概略フローを図11に示す。ysisnalyAAAnAnalysisAAysAnana nalysisAnalysis(4-4-b)2段階圧力式MCR方式 2段階圧力式MCR方式は、軽質炭化水素と窒素の混合物を冷媒として用い、冷却は混合冷媒を中圧と低圧の2段階の圧力で断熱膨張させることから、2段階圧力式といわれている。中圧での冷熱は混合冷媒の連続的な凝縮を行うために用い、低圧での冷熱は原料ガスを液化するために用いる。ss この液化プロセスとしては、iissyyllTEAL社の開発したARC(Auto aanARefrigerated Cascade)プロセスがある。TEAL社はTechnip社とAir Liquid社が設立した会社で、この液化プロセスの実績としては、ベースロード用液化基地では1972年に生産を開始したアルジェリアのSkikda基地のみであり、むしろピークシェービング用プラントに多い。なお、TEAL社は現在はなく、同プロセスはTechnip社とイタリアのSnamprogetti社から提供されている。 TEAL ARCプロセスの液化工程は、予冷してから蒸留セクションで性状を調整し、低圧の低温熱交換器で約-100℃、-140℃と段階的に冷却・液化し、常圧付近で断熱膨張させて-162℃のLNGを得るものである。混合冷媒は低圧の冷媒ガスを1段目の冷媒圧縮機で昇圧してから冷却し、中圧の混合石油・天然ガスレビュー120.15MPaG原料天然ガス3.9MPaG+20℃-25℃-85℃冷媒圧縮機 熱交換機 -130℃3 MPaG+35℃冷媒ドラム冷媒ドラム-20℃冷媒ドラム-75℃ 主熱交換器0MPaG -162℃LNG図111段階圧力式MCR方式の概略フローLNG0 MPaG -162℃-140℃-126℃中圧熱交換機71℃-8℃低圧熱交換器0.05 MPaG0.5 MPaG原料天然ガス3.8 MPaG +20℃低圧圧縮機熱交換機3.6 MPaG +37℃熱交換機冷媒ドラム中圧圧縮機図122段階圧力式MCR方式の概略フロー 混合冷媒方式のプロセスにはバリエーションが多く、1段階圧力式MCR方式、2段階圧力式MCR方式、予冷式MCR方式(混合冷媒予冷、プロパン予冷)等の各プロセスがある。(4-4-a)1段階圧力式MCR方式 1段階圧力式MCRプロセスとしては、APCI社(Air Products & Chemi-cals, Inc.)の開発したAPCIプロセスやPrichard/神戸製鋼社のPRICOプロセスがある。APCIプロセスは、世界で3番目に建設されたリビアのMarsa el Brega基地に採用され、MCR方式のプロセスとしては最初のものとなった。しかし、同社はプロパン予冷プロセスを開発して2年後にブルネイ基地に採用したため、これが唯一の商業実績となっている。PRICOプロセスはピークシェービング用プラントに実績があり、ベースロード用プラントではSkikdaの1系列に採用されている。 APCIプロセスの冷却工程は、原料天然ガスを主熱交換器で-25℃、-85℃、-130℃と段階的に冷却し、最NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識冷媒ガスとともに2段目でさらに昇圧する。昇圧後の混合冷媒は冷却水で冷却して一部を凝縮させ、セパレーターで分けてから中圧の低温熱交換器に供給される。中圧の低温熱交換器では、低圧の低温熱交換器に必要な低温冷媒を供給すべく中圧で混合冷媒を連続的に凝縮させ、低圧の低温熱交換器では、その低温冷媒の冷熱により天然ガスを冷却、液化する。 2段階圧力式MCR方式の概略フローを図12に示す。(4-4-c)プロパン予冷式MCR方式 今では最も一般的な方式となったプロパン予冷式MCR方式は、基本的には1段階圧力式MCR方式と同じであるが、天然ガスの予冷と混合冷媒の冷却を行うプロパン予冷系と天然ガスを冷却・液化する混合冷媒系の2つの冷凍サイクルからなるプロセスである。プロパン予冷系を設けることによって、混合冷媒の負荷を削減し主熱交換器の縮小を図ったものである。 この方式は、APCI社が開発した液化プロセスで、ブルネイでの成功が世界的信頼を集めて以降ほとんどのベースロードプラントで採用されている。しかし、オーストラリアNWSの第4トレインでは、ドイツの産業グループ、Linde社の開発したプロパン予冷式MCR方式を採用した。 インドネシアのArun基地の例では、原料天然ガスは、高圧のプロパン冷媒で21℃に冷却して脱水乾燥し、さらに中圧のプロパン冷媒で冷却してスクラブカラム(洗浄塔)で混合冷媒の補給および重質炭化水素を除去した後、高圧のプロパン冷媒で?30℃に冷却して一部凝縮分を伴って主熱交換器に送られる。主熱交換器では混合冷媒によってさらに冷却、液化され、最終的に-143℃の気液混合体となって主熱交換器を出た後、断熱膨張させてLNGとする。13石油・天然ガスレビュープロパン冷媒コンデンサプロパン冷媒圧縮機?GTプロパン冷媒レシーバ主熱交換器?原料天然ガスMCRセパレータMCR圧縮中間冷却器GTMCR圧縮機MCR冷却器図13プロパン予冷式MCR方式の概略フロー原料天然ガス-162℃LNGLMRHMRGTGTPMRサイクル図14Shell DMR方式の概略フロー プロパン予冷系はプロパンを冷媒とし、1基の多段圧縮機で高圧、中圧、低圧を構成する標準的な冷媒系である。このプロパン予冷系は、天然ガスを主熱交換器で冷却、液化する前に予冷、一部凝縮させ、さらに、混合冷媒を予冷、一部凝縮させるものである。 混合冷媒系には、メタン、エタン、プロパン、窒素の混合冷媒が使用される。 プロパン予冷式MCR方式の概略フローを図13に示す。(4-4-d)混合冷媒予冷式MCR方式    (Shell DMR法) 混合冷媒予冷式MCR方式は、2段階圧力式MCR方式における中圧の混合冷媒系の代わりに、混合冷媒による独立した予冷サイクルを組み込んだプロセスである。別の観点でみれば、プロパン予冷式MCR方式における予冷系のプロパンを混合冷媒に置き換えたもsiissyyllaanAAysisnalyAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAn(4-4-e)Linde MFC方式 ドイツ、Linde社は、オーストラリアNWSでのC3-MCRプロセスにつづいて、ノルウェーのSnohvit LNGプロジェクトでも液化設備を受注しており、Mixed Fluid Cascade(MFC)という新方式を採用する。これは、原料天然ガスを常温から-162℃までの冷却過程を、予冷サイクル、液化サイクル、およびサブクールサイクルの3サイクルに分け、それらを混合冷媒(MR)により液化を行うものである。先行する予冷サイクルはプレート・フィン型主熱交換器、続く液化サイクル、サブクールサイクルはSpool Wound型で行う。その概略フローを図15に示す。 このプロジェクトでは、メンテナンスが不要な電気モーター(60MW)でコンプレッサーを回転させる技術を採用することで注目されている。この点については後述する。(4-4-f)Axens方式 また、プレート・フィン型主熱交換器を用いた2段階の冷却プロセスとして、Axens方式が提案され、イランのNIOCプロジェクトでは、Linde MFC方式に敗れたが、Pars LNGプロジェクトでは採用が有力視されている。この混合冷媒には、メタン、エタン、プロパン、窒素に加えて、ブタンが用いられている。アナリシス冷却、液化するもので、その概略フローを図14に示す。 このプロセスはShellのSakhalin Ⅱプロジェクトでの採用が決定されている。このプロジェクトでの主熱交換器は、APCI社ではなく、Linde社のSpool Wound型である。NGNGLSWHELNG図15Linde MFC方式の概略フロー原料天然ガス-40℃GT-30℃-60℃ScrubberHot OilCondensatesGTCW-162℃LNG図16Axens方式の概略フロー冷媒1段目冷媒2段目冷媒3段目プロパンエチレンカスケード1段階圧力式2段階圧力式C3-MCRShell DMRLinde MFCAxens(lique?n)MRMRプロパンMRMRMRなしMRMRMRMRMRメタンなしなしなしなしMRなしBechtel社が独占ライセンス契約備考主熱交換器形式プレート・フィンプレート・フィン/Spool WoundMarsa el BregaSpool WoundSpool WoundSpool Woundプレート・フィン/Spool WoundSnohvitで採用プレート・フィンSkikda世界的に最も普及SakhalinⅡで採用イランなどで検討中表6液化プロセスの比較のともいえる。この予冷系の混合冷媒には、エタン、プロパン、ブタンが使用される。 まず、原料天然ガスを常温から-50℃程度まで、予冷混合冷媒(Precool Mix Refrigerant: PMR)により冷却し、そこから-162℃まではPMRによって予冷された混合冷媒(MR)により、(4-5)主熱交換器 ここで、天然ガスの液化プロセスを比較するのであるが、その前に、主熱石油・天然ガスレビュー14NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識交換器の構造について触れておく。主熱交換器には、Spool Wound型とアルミ蝋付プレート・フィン型の2つのタイプに分類され、アルミ蝋付プレート・フィン型は、主にカスケード方式およびPRICO方式で採用されており、近年大部分を占めている予冷付混合冷媒プロセスでは、Spool Wound型が使用されている。(4-5-a)アルミ蝋付プレート・    フィン型主熱交換器 アルミ蝋付プレート・フィン型主熱交換器は、約45年前に、アルミニウムの蝋付技術の発達とともに開発されたもので、1950年代には、空気分離やヘリウムプラントに使用され、1958年以降はエチレンプラントに多く使われている。 この熱交換器は構造的には、両端をシールした平板を重ね、それぞれの平板間に波状の板を流対方向に挿入した形状をとっている。この平板の間の波状の板の部分に熱交換をさせる流体を流しており、多流体の熱交換が可能な形となっている(図17)。図17アルミ熱蝋付プレート・フィン型主交換器出所:文献3つ伝熱面積を大きくという要求を満たすため、直径約10mmの細いパイプを格納容器(シェル)の中にギッシリ巻 この熱交換器の特徴は、コンパクトで軽量であり、単位体積あたりの伝熱面積が1,300㎡/?と非常に大きく、設計圧力としては約8MPa(80気圧)まで可能といわれている。(4-5-b)Spool Wound型主熱交換器 Spool Wound型は、別名Hampson Typeとも呼ばれるように、18世紀末に英国のW. Hampsonにより、ガスの深冷分離のために開発されたものである。この主熱交換器は、低温用の特徴である、熱損失をできるだけ小さくし、か図18Spool Wound型主熱交換器出所:文献3図19Linde社のSpool Wound型主熱交換器出所:文献1015石油・天然ガスレビューsisnalyAAAnAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisントの液化能力は、現在建設される液化トレイン能力よりはるかに小さい120万トン/年である。 コスト面では、熱交換器単体のコストはアルミ蝋付プレート・フィン型はOpen Marketなので安いといわれていssるが、上に述べた点を考慮に入れると、iissyyll実際の差はかなり縮まってくると思わaanAれる。 これまでアルミ蝋付プレート・フィン型主熱交換器を使ってきたプロセスは、Phillipsのカスケードプロセスと、Prichard/神戸製鋼のPRICOプロセスの2つであるが、後者の神戸製鋼は、もともとアルミ蝋付プレート・フィン図20Spool Wound型主熱交換器の輸送風景出所:文献10石油・天然ガスレビュー16アナリシス表7Spool Woundとアルミ蝋付プレート・フィン型の比較項目LNGプラントにおける実績12 熱交換器を使用するプロセス3 プロセス的特徴(ガス/液の分配)4 機械的な特徴Spool Wound型・液化能力で約9割がこの型式を使用・C3-MCRプロセス(APCI)・TEAL-ARCプロセス(Technip-Snamprogetti)・Linde・ 現在既にMaximum Sizeに近いものが稼働しており、実績的にも問題なし・ 液化トレイン一つに対し、縦型の熱交換器1基で対応可能なので、レイアウト上の問題はない。また、設備がシンプルになる5 大型化に対する適応性・ 1基のみで大規模の液化能力に対応可アルミ蝋付プレート・フィン型・液化能力の約1割がこの型式を使用・カスケードプロセス(Phillips Pertroleum)・PRICOプロセス(Prichard/神戸製鋼)・住友精密、Linde、Chartなど数社 ・1基の熱交換器が小さく多数の熱交換器をパラレルに流すので、ガス液の均一分散が常に問題となる。Skikda?1のプラントは、偏流により能力がでなかったと報告されている・ 多数の熱交換器にガス1液を分配するためのヘッダー、架構等が必要になるのでレイアウトは大きくなり、また配管も複雑になる・ 1基あたりの熱交換器能力が小さいため、多数組み合わせて対応する・ 酸素プラント、エチレン、ガス精製プラントなど、需要が多くまた、6 価格7 漏洩時の対応8 熱交換器の大きさ・ ライセンサーがプロセス保証の条件としている熱交換器であり、コストは高くなる。寡占であることや、大量のチューブを巻く工場が必要となり、高価である漏洩したときにはチューブをプラグして対応できる直径5.2m×高さ58m貨車、あるいはトラック輸送に限界がある9 納期24ヵ月前後製作が容易であるため安価・ コスト的には、Spool Wound型より安いといわれているが、ヘッダー、架構、レイアウトの拡大などを考えると差は小さくなる漏洩したときには、ユニット単位での交換が必要となる幅1.2m×長さ1.2m×高さ7m大きさに限界があり、この熱交換器を複数入れたコールドボックスが必要となる12ヵ月前後いた構造となっている。したがって、単位体積あたりの伝熱面積は、150?300㎡/?と大きく、アルミ蝋付プレート・フィン型に比較すれば小さいものの、シェル&チューブ熱交換器との比較では3?5倍の単位体積あたりの伝熱面積になる。また、設計圧力も非常に高いレベルまで製作可能といわれている。 この熱交換器は、空気分離装置等に用いられていたが、1950年になると、特にアメリカでは、政府のHelium Conservation Programにより、パイプラインガスからのHeliumの回収を行うプロジェクトが始まり、この時点で直径1.2?1.3m、長さ18mの全アルミ製のSpool Wound型主熱交換器が製作されたと報告されている。 この主熱交換器の構造を図18に示す。(4-5-c)主熱交換器型の比較 このような背景に基づいて、両主熱交換器とも技術を蓄積し、1960年代からのベースロード用LNGプラントに採用されてきた。これらの熱交換器の特徴をまとめると表7のようになる。 この表にあるように、実績においてはSpool Wound型が、圧倒的であり、かつ大部分のものはAPCI社のものである。熱交換器のプロセス的特徴としては、ガス/液など流体の分配の問題があるが、Spool Wound型は、非常に大型ものが1系列の液化トレインに1?2基という形で設置されており、操作上の問題を全く起こしていない。 また、ドイツのLinde社もSpool Wound型主熱交換器を開発した。これはAPCI社Spool Wound型と同様の基本的構造をもつが、2基の並列設置になる点などに違いがある。 一方アルミ蝋付製のものは、製作上の制限から、1つの熱交換器の大きさが限られており、したがって多数の熱交換器を並列設置する必要があるので、常にガス/液の均一な分配が問題になる可能性があるといわれている。このことは、レイアウトや配管、架構等の設計に与える影響があり、大型化に対する適応性という面で見ると、Spool Wound型のものが有利といえるかもしれない。ちなみにSkikda?2のプラントでは、40基の熱交換器を5個ずつ8基のユニットに組んでパラレルに流体を流している。なお、このプラNGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識型主熱交換器のメーカーでもある。一方、Spool Wound型は、いずれもライセンサーから供給されるものを使うことがプロセス保証の条件になっている。(4-6)駆動機?ガスタービンの採用 冷媒コンプレッサーの駆動機としては、アラスカのCamel・プラント以来15年くらいは、運転実績が多く信頼性の高いスチームタービンが主に採用されてきた。唯一の例外は、アラスカのKenaiのプラントで、アラスカのように大気温度が低い場合には、吸入口での空気密度が高まることでガスタービンサイクルの熱効率のほうが優れ、また液化プラントの能力が小さいこともあって、ガスタービンが採用されたものと思われる。 最初に大型のガスタービンが採用されたのはインドネシアのArunのプラントで、ここでは産業用2軸ガスタービンとしてGE社製Frame-5(ISOレーティング*10 28MW)を冷媒コンプレッサーおよび発電機の駆動機として採用し順調に運転を続けている。このことは、ガスタービンにとって不利な気温の高い熱帯地域での大型ガスタービンの採用の道を切り開いたことで画期的な出来事であった。また、同じGE-Frame5ガスタービンは、その後さらに気候条件の厳しいオーストラリアおよび現在建設中のカタールのプラントに採用されている。 さらに大型の発電用として開発された、1軸*11のガスタービンであるGE社Frame-7(ISOレーティング:85MW)の採用を初めて提案したのはナイジェリアのプロジェクトである。発電駆動用として設計された1軸ガスタービンFrame-7は、標準の始動用モーター/トルク・コンバーターではコンプレッサーを速度上昇させるための起動トルクが不十分なため、外部の大容量の始動用駆動機が必要となる。Frame-6も同様である。結局、このプロジェクトはその後液化プロセスをAPCI社のC3-MCRプロセスに変更され、2種類の1軸ガスタービンを使用するスキームに変更された(プロパンコンプレッサー用:GEFrame6(ISO:40MW)、低圧、高圧MRコンプレッサー用:GE Frame7)。 そして、この変更によるプロジェクト遅延を横目にいち早く1軸ガスタービンを採用し現実のものとしたのは、マレーシア?2のプラントで、このプラントもプロパンコンプレッサー用:GEFrame6、低圧/高圧MRコンプレッサー用:GE Frame7を採用している。 LNGプラントの冷媒コンプレッサーおよび発電機の駆動機をスチームタービンからガスタービンへ転換することは、ボイラープラント、またそれに伴う冷却水(海水)、純水、海水脱塩等のユーティリティー設備を大幅に小さくすることができるとともに、スタートアップに必要な時間も大幅に改善されることになった。 また、大型ガスタービンの採用は、1トレイン当たりの液化能力の増大、熱効率の上昇およびプラントのコストダウン等にも大きく貢献している。(4-7)天然ガス液化プロセスの比較 カスケード方式は、熱力学的に単純で、運転も容易で信頼性が高い。しかし、必要な圧縮機や主熱交換器の台数が多くなるため機器数が多くなり、それに付帯して配管や計装も複雑となる。その結果として、設備費が高くな動出力1530大気温度 ℃図21ガスタービンの温度特性%10090動力 %速度 %図22ガスタービンの動力特性表8ガスタービン駆動機の比較フレームGE Frame5R5C6B7EA9E型式1軸2軸1軸1軸1軸回転数rpm48604670510536003000出力MWat15℃19.728.340.085.2126.1*10: ガスタービン定格出力は、一般に大気温度15℃における出力をISOレーティングとして示すが、コンプレッサー駆動に使える出力は、その設置場所における大気温度に大きく依存する。図21に示すように大気温度が高くなると定格出力が低下し、例えば30℃となると出力は、ISOレーティングの90%程度に低下する。また、図22に示すようにガスタービンの回転数が定格回転数より低くなると定格出力は低下する。*11: タービン本体の軸構成には、コンプレッサーとタービンが同軸の1軸式と、それぞれ独立しているものを2軸式とがある。1軸式は自動車等に使用されるターボチャージャーとよく似た構造で、構造がシンプルではあるが、応答性や使用回転域の点で問題がある。一方、2軸式は、コンプレッサーの回転が上がり、燃焼ガスの圧力が高まってから出力軸が回転し始める。つまり、オートマチック・トランスミッションのトルク・コンバーターの様に働き、低回転時のトルクが大きい。17石油・天然ガスレビューAナリシス多元冷媒方式(Technip)多元冷媒方式(Phillips)MCR方式(一段階圧力式)MCR方式(二段階圧力式)MCR方式(プロパン予冷式)リビアスキクダ第1アブダビCAMELアルズー第1ブルネイスキクダ第2ボンタンケナイアルンオーストラリア700600500400300圧縮機動力(KW/MMscfd)2001960196519701975198019851990年図23液化プロセスの比較り、設置エリアも広くなって工期もかかることになる。 一方、混合冷媒方式はこれらの欠点を補うべく開発された液化プロセスであり、当初はカスケード方式より効率が悪かったが、技術の進歩により最適設計が進み、肩を並べるまでになった。最近までは、ほとんどのベースロード向け天然ガス液化基地が混合冷媒方式を採用していた。特に、APCI社の開発したプロパン予冷式混合冷媒方式は、1970年代後半以降に建設された液化基地のほとんどが採用しており、液化プロセスとして確固たる地位を築いた。 現在は多様な方式が提案されているものの、実績としては天然ガス液化プロセスはAPCI社のプロパン予冷式混合冷媒方式以外は少ない。しかし、圧縮機動力が小さいほど効率がよいとみなせることから、既存のLNG基地で採用された液化方式別にLNG製品単位量当たりの圧縮機動力(設計ベース)をプロットすることを試みた(図23)。 これらの各液化基地は、原料天然ガスの組成、出荷するLNGの製品仕様、生産能力、サイト条件等が異なるため厳密な比較はできないものの、図23からはおおむね次のことがいえる。ysisnaly1995AAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanA率を実現しており、現在では、プロパン予冷式MCR方式は以前のカスケード方式の効率を上回るものといえる。 なお、コンプレッサー駆動機にガスタービンを採用しているのは、Kenai、Arun、オーストラリアである。したがって、ガスタービンの方がスチームタービンより効率がよいという見方もできるが、一概にいうことはできない。 天然ガス液化プロセスの比較を図23に示す。① 1970年代中頃までの実績では、カスケード方式の方が混合冷媒方式より効率がよいといえるが、1970年代後半頃になればほぼ同じ程度である。② 混合冷媒方式のうちでは、1段階圧力式や2段階圧力式よりプロパン予冷式の方が効率がよい。③ プロパン予冷式混合冷媒方式は、実績を重ねるに連れ効率がよくなっていく傾向にある。④ プロパン予冷式混合冷媒方式を採用しているArunおよびオーストラリアでは、カスケード方式を上回る効5. カスケード方式は本当に安いのだろうか? 既に述べてきたように、設備点数の多いカスケード方式はこれまで高コストと考えられてきた。しかし、世間一般では安く建設することが可能といわれているのも事実である。それを裏付けるかのように、Atlantic LNG(トリニダード・トバゴ)の第4トレインの新設が現在行われているところである。果たしてどちらが本当なのだろうか。この答えのために、「石油/天然ガスレビュー 1999年8月 トリニダード:史上最短で成立した革新的Atlantic LNG、9百万トンに増産へ」を引用する。 このプロジェクトは、当初、ガス埋蔵量が十分でなかったことから、比較的小規模のプラント230万トン/年(その後320万トン/年に変更、現在に至る)として計画をスタートさせた。複数の大型トレインを有するプロジェクトに比べ、スケールメリットが働かず、LNG単位量あたりの生産コストは高額になると考えられたため、他LNGプロジェクト(ナイジェリア、ベネズエラ、Cristobal Colon)との競合が危惧された。このため、コスト削減を目的に株主から人材を集めプロジェクトチームを結成して検討したところ、従来のLNGプロジェクトに大規模化に比例したコスト削減効果が働いていないことが判明した。そして230万トン/年のプロジェクトは6億ドル(過去の実績に基づく試算では、10億ドル。30?40%のコスト削減)であるべきとし、コントラクター(Bectel社)に対して一括請負契約(Full Turn Key方式)のEPC契約を締結し、この構想を実現させた。ここでは、過去30石油・天然ガスレビュー18NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識年間にわたりLNG液化技術の主流であるAPCI社の混合冷媒方式ではなく、Phillips社のカスケード方式が選択された。この方式をライセンスを有しない他社が用する場合には、高額のパテント使用料の支払いが必要とされ、従来は必ずしも低額とはならないといわれてきたものである。 この他にもコスト削減要因がいくつか考えられる。 このプロジェクトは、既存の製油所に隣接し、既存の市街地に近いというLNG受入基地の立地環境に類似しており、他のLNG液化基地とは異なる環境である。このため、一般的に必要とされる2,000人の地元労働者等の仮設キャンプ、輸送手段などインフラ整備に要する費用も不要であった。また、プロジェクト総コストに多大な影響をもたらす労働コストについても、上記の立地条件から、生産性の高い熟練労働者が、安価にかつ容易に調達可能であったことも、コスト削減に寄与している。 さらに、同国は米国から近傍にあるため、船による装置、器具の輸入が容易に行うことが可能であった。他のプロジェクトでは、この種の輸送費も高額となることが多い。 以上のようにAtlantic LNGプロジェクトは、革新的な発想と数々の好条件に恵まれ、低コストのプロジェクトとして短期間に成立したものである。 こう考えてくると、カスケード方式=安い、という図式ではなく、ライセンサーが本方式を採用したことよりもむしろ、上記のあげた種々の要因により6億ドルが達成できたと考えるべきであろう。LNGプラントの大型化により、カスケード方式のコンプレッサーの数は他のプロセスと差がなくなってきており、また、数々の技術革新によりプロパン予冷混合冷媒方式との差が小さくなったことも遠因であろう。 この技術は、北米で提案されているGBS型(Gravity Based Structure;着底式構造)洋上受入基地に応用されようとしている。6. LNGを取り巻く技術的話題(6-1)中小ガス田の開発手段 今後のLNGビジネスは、巨大な資金調達力、強力なマーケット開発力をもつメガプレーヤーが巨大なLNGチェーンを形成し、彼らが厳しいコストダウン競争を勝ち抜くことでさらに淘汰が進み、結果として寡占化が進む可能性があると考えられる。このような事業環境下では、カタールのNorth?eld・ガス田(イランのSouthPars・ガス田)に代表される巨大ガス田がターゲットとなっていくであろう。 その一方で、既発見の中小海洋ガス田は開発されず手付かずになっているものも多い。ストランデッド化を防ぐためにも、マーケット開拓をしたいところであるが、規模の経済の点で劣るこれらのガス田では、コスト競争力の面から、LNGを手段としたガス田開発が困難になっている。 そこで、後述する洋上生産貯蔵荷役設備(Floating Production Storage and O?-loading: FPSO)に加え、LNG以外の開発手段(物理的変化によってエネルギー密度を高める圧縮天然ガス(CNG)やハイドレート、化学的変化によってエネルギー密度を高めるGas To Liquid(GTL)、Di-Menthyl Ether (DME)、Gas To Products(GTP)、電気的転換によりエネルギー密度を高めるGas To Wire(GTW)等)の研究開発が各国で進められている。特にGTLは、カタールを中心にプロジェクトが大きく進展しており、昨今の鋼材価格高騰の煽りを受けややその進展速度は鈍ったものの、実用化直前の段階にあるといえよう。(6-2)洋上液化プラント(FPSO) LNGの需要は今後とも増大が予想されるが、LNGの輸出に便利な海岸部に近い大規模ガス田は限られている。このため、今後は中小規模のガス田が開発される可能性が高いが、中小規模のガス田は大規模ガス田に比較して経済的に採掘できる期間が短い。このため、移動が可能な洋上プラントの需要が拡大することが予想される。 現在、すでに多くの試設計が行われており、洋上特有の技術的な課題も、その多くは解決できる見通しが得られている。また、洋上プラントは遠隔地の大規模ガス田での使用も検討されている。我が国においても、石油公団が、小規模洋上プラント実用化技術として、LNG-FPSOの調査・研究を行っており、その成果は1998年5月のLNG12国際会議で発表されている。(6-2-a)洋上プラントに関する    技術開発の動向 LNG FPSO の研究開発は、1980年代に盛んに行われ、90年代前半には一時下火になったが、90年代後半には、石川島播磨重工業の開発した Self-supporting Prismatic shape IMO type B(SPB)船の就航を機に、再び開発の動きが活発となってきた。80年代との大きな差は、Mobil(現Exxon Mobil)やShellを中心とした大手石油会社が積極的に開発に参加したことで、多くの会社が開発競争に参加していることがあげられる。 現在、企画または一部実施されている共同研究には、次のようなものがある。① Gas Utilization Research Forum (GURF)の洋上LNGの検討19石油・天然ガスレビューAナリシス(6-2-c)経済性 洋上プラントの経済性については、1998年のGastech国際会議でのShellの発表例がある。それによると、年産400万トンおよび200万トンの洋上プラントの資本回収率は、年産800万トンの陸上追加トレインと比較して、それぞれ85%、60%であり、新規陸上800万トンプロジェクトの50%より回収率が高いとしている*12。 また同じ会議で、Kvaerner Maritime A/S社もコストスタディの内容を公表している。年産500万トンのFPSOでLNGを製造し、1,800km離れた受入基地に輸送するのに必要なコストは、US$1/百万Btuとしている。ysisnalyAssiissyyllaanAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAn(6-3)LNG液化設備の大規模化 石油や天然ガスのような流体を扱う設備は、規模の拡大によるスケールメリットが大きい。一般に、この分野の設備の建設費は、「0.6乗則」といって、大型化によるコストは装置能力の0.6乗に比例するといわれている。天然ガスの液化設備においても、経済性追求の観点から新しいプロジェクトほど大規模化している。 1960年代に建設されたLNGプラントは、1トレインあたり年間50?110万トンの生産規模だったのが、1970年代に建設されたプラントは120?160万トンに増加している。1980年代に建設されたプラントはさらに大規模化して、1トレインの規模が200?260万トンになり、1990年代には240?300万トンに達した。2000年に入り、300?500万トンの時代に突入、そして、現在の780万トン/年に至っている。今後も経済性の追求が続くと予想されることから、将来のプラントは1トレインあたり年間1,000万トン以上のLNG生産能力に達するものと思われる。 このような大規模化は、1960年代から現在までにかけてのLNG産業発展② EUのTHERMIEプログラムの基金を用いた研究 また、これらの共同研究のほかに、STATOIL、Gaz de France、Shell、ExxonMobil、BHP Billiton等多くの石油会社が独自の研究を行っている。さらに、共同研究や石油会社の研究に参加しているLNGプロセスのライセンサー、エンジニアリング会社、船級協会、造船会社、機器サプライヤの多くが独自のコンセプトや検討結果を発表している。代表的な会社や機関としては、ABS(アメリカ船級協会)、DNV(ノルウェー船級協会)、BV(フランス船級協会)、APCI、Prichard、Kellogg、Kvaerner、Technigaz、石川島播磨重工業、FMC、Co?exip等がある。(6-2-b)洋上プラントの液化プロセス 天然ガスの液化プロセスとしては、陸上プラントではAPCI社のプロパン予冷式混合冷媒方式プロセスがほぼ独占的に使用されてきた。しかし、この液化プロセスは冷媒として大量のプロパンを使用することから、洋上プラントの狭い船体上で使用するには爆発等のリスクが大きい。このため、洋上プラントの大規模液化プラントでは混合冷媒を予冷にも使用する方式が、中規模液化プラントでは予冷を行わない方式の使用が検討されている。また、窒素を冷媒として、エキスパンダー(膨張器)を使用する方式も検討されている。 主熱交換器には、Spool Wound型、アルミ蝋付プレート・フィン型の両方式が検討されている。 洋上プラントは波浪により常時船体が動揺するため、それが生産能力に与える影響を把握する必要がある。石油公団では、試設計されたFPSOの風抗力計測試験および波力・潮流力計測試験を行って外力を評価し、次に、タレット係留されたFPSOに対する風・波・潮流の複合環境条件下での総合模型試験を行い、FPSOの動揺特性を調査している。この実験結果を数値計算結果と比較し、解析法を検証した。この解析法により、FPSOの操業稼働率を求め、試設計されたFPSOは操業への影響がないことが確認されている。 その他、洋上プラントではフレアからの熱放射対策が重要であることは充分認識されているが、画期的といえる解決策はなく、プロセスや計装で吹き出し量を削減する方法が検討されている。 洋上プラントの液化プロセスの例を図24に示す。図24洋上プラントの液化プロセスの例(石油公団パンフレット)*12: なお、係留、船体、貯蔵システムや、出荷システムについては、洋上LNG受入基地で採用される技術と同様であり、これらについては「石油・天然ガスレビュー2004年9月号 ?最新鋭テクノロジーは新しい未来を切り開けるか?米国で活況を呈する洋上LNG受入基地プロジェクト」をご参照ください。 http://www.jogmec.go.jp/publish/publish_1.htmlからpdfファイルをご覧いただけます。石油・天然ガスレビュー20NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識表9LNGトレインサイズの変遷年代1960年?1970年1971年?1978年1979年?1991年1992年?1995年1996年?2003年2004年?将来設計液化能力50?110120?160200?260240?300300?500780?1,000の歴史の過程で、規模の拡大を阻害してきた様々な技術的な要因が、次々に克服されることにより実現したものである。過去の大規模化阻害要因は、主に熱交換器、冷媒コンプレッサー、駆動機であったが、これらの克服には、コンピューターの発展によるシミュレーション技術の向上が大きく貢献している。これに伴い、LNG液化プラントコストも著しく低下傾向を示している(図26)。 では、どこまで大型化は進むのだろうか。液化プロセスの最大手、APCI社は2003年のLNG14国際会議でAP-XTMというプロセスを提唱した。これは、C3-MCRシステムに窒素によるサブクーラーを追加したもので、熱帯地域であっても800万トン/年・トレインが可能であり、現状の主熱交換器にて、パラレル運転なしの冷媒コンプレッサーを用い、最大1,000万トン/年・トレイン(GE Frame 9×3万トン/年・トレイン9008007006005004003002001000196019701980199020002010図25液化トレイン能力の大型化コスト ドル/(トン/年・トレイン)100%75502501972Brunei1983Malaysia-11989NWS1995Malaysia-21999Nigeria1999Atlantic1999RasGas2000Oman図26LNG液化プラントコスト低下の傾向LNGNitrogenExpander台)までの生産能力が可能というものである。窒素のサブクーラーは、世界各国に数多く存在する空気分離システムで実績があり、安定的な操業が期待できる。実はこのシステム、冒頭のQatargas(Ⅱ)プロジェクトの液化トレインに採用が決定しているものである。 APCI社の試算では、AP-XTMプロセスを採用することにより、従来のC3-図27APCI社が提唱するAP-XTMシステム出所:文献11FeedC3 Pre-CoolingMixed RefrigerantLiquefaction21石油・天然ガスレビューsisnalyAAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanAアナリシスる各種機器の故障発生率、すなわち信頼性であり、もう1つは、所定の性能を維持するために必要なメンテナンス期間である。静機器に比較して回転機器は、その特性から経年劣化のみならず偶発故障の発生しやすい機器であるので、LNGプラントの場合、駆動機を含めた冷凍コンプレッサーの信頼性とそのメンテナンス期間が支配的要因となる。 ガスタービンが冷凍コンプレッサーの動力として使われる場合、通常予備機を設置することはなく、その代わりに、運転を停止してメンテナンスを行う。そのため、ガスタービンと電気モーターを比較した場合、メンテナンス期間の短く年間を通してほぼフル稼働が可能な電気モーターは、プラント稼働率向上の点で有利である。なお、発電用のガスタービンはスペアを持っているので稼働率へはほとんど影響しない。(6-4-b)高熱効率化 次に、プラント自体の効率化があげられる。LNGプラントの運転において、最もエネルギーを消費する部分は冷凍コンプレッサーであり、プラント全体の熱効率向上には、このコンプレッサーの高効率化がカギである。その動力として、ユーティリティー設備の縮小が可能なガスタービン駆動を用いることが主流になっているが、この場合の効率は30?34%程度であった。ここに電気モーター駆動を採用すると、初期コストは大きくなるものの、電気モーターの効率は極めて高いことMCRプロセスに比較して10%以上のコストダウンが可能としている。(100万トン/年あたりの建設コストは、US$169⇒US$151) そして、大型化とともに、以下の要因がLNGの製造コストをさらに低下させ、他燃料に対する価格競争力を高めている。① 設計余裕率の低減(液化プロセスを組む場合、メーカー保証値の裏には、その値を確実にするための設計余裕がある。これまでの長年に及ぶ操業実績などを踏まえ、この値を低減していくことが可能になっている。現在では10%程度の余裕をとっている例が多い。デボトルネッキングという名前を聞くことがあると思われるが、これは、そのような設計余裕の最も小さい部分、すなわち、ボトルネック部分を解消する軽微な改造により能力増強を図ることをいう)② エンジニアリング技術の向上(これまでの操業経験を設計へフィードバックし、合理化を達成したり、エンジニアリング遂行時の全体マネジメントを効率化することでコスト削減を図るものである)③ 一括請負(Full Turn Key)契約形式による競争入札(実務に携わっている方々の意見では、この要因によるコスト削減には無視できないものがある、とのことである)ロールしきれるのか、というリスクマネジメントから、このあたりの設備能力が限界になってくるように思えてならない。(6-4)電気モーター 冷凍コンプレッサーを駆動させる原動機として、GE社製のFrame-5、-6、-7といったガスタービンが使用されているが、プラント稼動後の定期的なメンテナンスが必要となることから連続運転ができない。そのため、年間365日のうち20?40日程度は稼動できなくなっており、この稼働率を向上させることができればさらにLNGの価格競争力を高めることが可能となる。そこで、ガスタービンをコンバインドサイクル化(タービンの排気ガスからの排熱を利用して蒸気タービンを駆動)させた上で、メンテナンス期間の短いモーター駆動を採用する方法により、この課題を克服することが提案されている。 この場合、初期投資が大きくなるものの、①プラント稼働率が向上、②高熱効率化が可能、③CO2削減が可能、という3点から、ライフサイクルの点では優位性がでてくる。昨年12月に、日本の大手エンジニアリング会社日揮は電気モーターによる「eLNG」方式を発表した。日揮は、Shellをはじめ複数のスーパーメジャーに対して技術交渉に着手しているといわれている。(6-4-a)プラント稼働率の向上 一般にプラントの稼働率を定めるパラメーターは2つある。1つは、構成す たしかに、今後も技術の進展により、さらに大規模な設備が提唱されることがあるかもしれない。しかし一方で、技術以外の要素、すなわち、エネルギーの規制緩和により不確実性が増大していく中で、年間1,000万トンクラスの需要をまとめあげることができるか、という大型化によるマーケティングの困難さ、逆に1,000万トン/年のトレインがトラブルなどに見舞われたとき、その供給途絶リスクをコント表10ガスタービンと電気モーターの比較出所:日経産業新聞 2004年12月3日より作成ガスタービン方式電気モーター「eLNG」方式初期投資額指数エネルギー利用効率年間稼働停止期間原料天然ガス消費率CO2排出量/年産100万トン投資増額分回収年数10030-34%1週間8-9%23万トン--107?11050%なし6-7%16万トン5年程度石油・天然ガスレビュー22NGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識から、コンバインドサイクルを利用して発電効率を高めることにより、プラント全体の高熱効率化が可能となる。そして、駆動用として使用していた原料ガスの一部が、生産ラインへ振り分けられることでLNGの生産量が増加するというメリットも享受できる。(6-4-c)二酸化炭素量の削減 上記で述べた熱効率の向上により、プラントより排出される二酸化炭素量の削減が可能となる。これまで年産500万トン規模のLNGプラントで排出される二酸化炭素は、110万トン程度といわれており、これが熱効率が1.5倍になることにより、35万トン程度削減が可能になる。CO2クレジット(地球温暖化ガス排出権取引での価値)がUS$10/トン?CO2とすると、年間3.5億円程度の価値が生まれてくる。 そのほかにも、ガスタービンの場合は規格品であることから設計の柔軟性が低いのに対し、モーターの場合は自由度が大きく、設計の最適化を図りやすい。また、大気温度変化によりガスタービン出力は大きく変動するため生産能力も変動することになるが、モーターの場合は変動がない。さらに、調達に必要な期間もガスタービンより短く、プラント建設の全体スケジュールを短縮できる。京都議定書が今年2月16日に発効したが、これを契機に、二酸化炭素削減の経済的価値が高まっていくと、電気モーター駆動LNG液化プラントというものがより脚光を浴びてくることになろう。7. LNG液化設備の将来 Qatargas(Ⅱ)プロジェクトの780万トンという規模は、1系列だけで世界の生産量の5%を占める巨大なものであることは既に指摘した。これは、液化プロセスの効率向上、大型の主熱交換器、冷凍コンプレッサー、駆動機の大型化、新駆動方式などの技術進歩によるものであることも指摘した。しかし、このトレインサイズは、20系列で世界のLNG需要を満たすことができるという巨大さであることを忘れてはならない。 LNGビジネスはマーケティングがキーポイントで、価格競争力の高いLNGを武器に、需要家を集めていかねばならない。しかも世界需要の5%もの数字を。これはスーパーメジャーであっても容易な課題ではないのは、近年のLNGプロジェクトの立ち上がりの遅れをみれば理解できる。 また、信頼性を高めトラブル発生確率を低下させようとも、1トレインの規模が大きくなればなるほど、事故などのトラブル時は、その与える影響は無視できない。もちろん、受入基地でのLNGタンク容量を増加させる、受入基地でのパイプラインガスによるバックアップ体制を強化する、他LNG液化基地からの融通を準備しておくなど、シャットダウンした場合のバックアップ手段が当然講じられるであろうが。したがって、LNG市場の流動性が高まっていく今後においては、巨大液化トレイントラブル時には、LNG価格に反映されやすくなるということがいえないだろうか。 以上より、Qatargas(Ⅱ)プロジェクトでのトレインサイズ、あるいはAPCI社が提唱したAP-XTMの上限である1,000万トン/年という能力が、技術陣にとってそれ以上の発展の余地があるとしても、商業的には限界に達していると考えることもできる。 さらに、巨大LNG液化プラントは、プラント自体だけではなくLNGプレーヤーへの影響も与えるであろう。このようなメガプロジェクトでは、巨大な資金を調達できて、マーケティングリスクを吸収できる少数のスーパーメジャーだけがプレーヤーとなりうる可能性が否定できない。そして、マーケット開拓の面からも、規模の経済が働き、LNGの販売価格を低減することが可能な、つまり、このような競争力の高いLNGを供給できるスーパーメジャーが優位となる。こうして競争力をますます強めていく彼らには優良なサイクルが廻りつづけることになる。反対に、中小のプレーヤーは負の循環により脱落を余儀なくされるかも知れない。皮肉なことにLNG液化プラントの大型化という技術革新は、新規参入者をもたらすことも中小プレーヤーに活力を与えることもなく、逆にこれらを排除していき、メガプレーヤーの寡占化をなお一層進めていく―そのようなシナリオを描くことができる。23石油・天然ガスレビューホ油・天然ガスレビュー24AAnalysisAAysAnana nalysisAnalysisAAnssiissyyllaanAysisnalyアナリシス参考文献1.Lique?ed Natural Gas W. L. LOM Applied Science Publishers LTD LONDON2.液化天然ガス産業 天然ガス鉱業会3.配管技術2004年2月増刊号「天然ガス・LNGの将来と最新技術」、吉川喜次著「最近の液化プラント・プロセス技術」4.配管技術2004年2月増刊号「天然ガス・LNGの将来と最新技術」、高見滋ほか著「North West Shelf LNG 第4トレイン」5.配管技術2001年9月増刊号「LNG技術と周辺機器」、石外力著「LNG液化技術」6.HYDROCARBON ENGINEERING 2004 FEBRUARY、Dr. Tariq Shukri、LNG technology selection7.日本エネルギー学会 「資源分科会シンポジウム」、大森英史著「LNG製造技術の最新動向」8.Oil & Gas Journal、Chuck Yost、Robert DiNapoli、Benchmarking study compares LNG plant costs9. APCI 2005January25、AIR PRODUCTS TO PROVIDE A SECOND AP-X・LNG UNIT FOR WORLD'S LARGEST LNG PRODUCTION FACILITY AT QATARGAS II10.LNG14(Doha, 2004年3月) Helmut Reithmeierほか著, Industrial Scale Testing of a Spiral Wound Heat Exchanger
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2005/03/20 [ 2005年03月号 ] 宮崎 信一
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