経済産業省 御中

平成３０年度質の高いエネルギーインフラの海外展

開に向けた事業実施可能性調査事業 （クウェート国・LNG 受入基地向け省エネシステム

導入による環境負荷低減検討事業）

調査報告書（和文）

2019 年 3 月 15 日

東洋エンジニアリング株式会社

ii

目次

序論 ...................................................................................................................................... 9 1.1 経緯 ............................................................................................................................. 9

1.2 本検討業務の目的 ...................................................................................................... 10

アルズール LNG 受入基地及び周辺施設概要 ................................................................... 11 2.1 アルズールコンプレックス概要 ................................................................................. 11

2.2 アルズール LNGI 概要 ............................................................................................... 12

2.2.1 アルズール LNGI の仕様 ........................................................................................... 12

2.2.2 LNG 再ガス化設備の特徴 ......................................................................................... 14

2.3 周辺施設の概要 ......................................................................................................... 17

2.3.1 アルズール製油所(ZOR) ........................................................................................... 17

2.3.2 石油化学プラント ..................................................................................................... 19

2.3.3 火力発電所 ................................................................................................................ 20

冷熱利用方法 ..................................................................................................................... 21 3.1 冷熱利用概要 ............................................................................................................. 21

3.1.1 冷熱発電 .................................................................................................................... 21

3.1.2 液化炭酸ガス/ドライアイス製造 ............................................................................... 25

3.1.3 ASU による産業ガス製造 ......................................................................................... 27

3.1.4 石油化学プラントでの利用 ....................................................................................... 28

3.1.5 発電用ガスタービンの吸気冷却 ................................................................................ 29

各種製品及び冷熱設備の運転に必要な用役の価格 ........................................................... 31 4.1 クウェートの市場動向 .............................................................................................. 31

4.2 各種製品価格 ............................................................................................................. 32

4.3 産業用電力価格 ......................................................................................................... 33

本邦企業の優位性の調査・裨益予測 ................................................................................. 35 5.1 適用可能な本邦技術及びその優位性 ........................................................................ 35

5.1.1 冷熱利用設備における本邦企業の優位性 ................................................................. 35

5.2 本邦技術をクウェート以外の LNG 受入基地に適用した場合の経済効果 ................ 35

iii

図目次 図 2-1 アルズールコンプレックス位置図 ......................................................................... 11

図 2-2 アルズール地区の各プラント位置情報 ................................................................. 12

図 2-3 アルズール LNGI 完成予想図 .................................................................................. 13

図 2-4 Coral Reaf Map ........................................................................................................... 14

図 2-5 ORV 概念図 ................................................................................................................ 15

図 2-6 SCV 概念図 ................................................................................................................ 16

図 2-7 ZOR のフローダイアグラム .................................................................................... 18

図 2-8 石油化学プラント構成案 ......................................................................................... 19

図 2-9 アルズールノース IWPP 立地図 .............................................................................. 20

図 3-1 LNG 受入基地に付帯する冷熱利用概要 ................................................................ 21

図 3-2 直接膨張方式フロー図 ............................................................................................. 23

図 3-3 ランキンサイクルフロー図 ..................................................................................... 24

図 3-4 コンバイン方式フロー図 ......................................................................................... 25

図 3-5 液化炭酸ガス製造プロセス ..................................................................................... 26

図 3-6 LNG 冷熱を利用した液化炭酸ガス製造プロセス ................................................ 26

図 3-7 LNG 冷熱を利用した ASU による産業ガス製造フロー図 .................................. 27

図 3-8 ASU による産業ガス製造フロー図 ...................................................................... 28

図 3-9 石油化学プラントと LNG 冷熱の融合による省エネプロセス（例）................ 29

図 3-10 ガスタービン吸気冷却フロー図 ........................................................................... 30

図 4-1 GCC の電力グリッド概念図 .................................................................................. 33

図 4-2 クウェートの電力需要予想図 ................................................................................. 34

iv

表目次

表 1-1 クウェート電力需給予測 ........................................................................................... 9

表 2-1 ZOR の各製品生産量 ................................................................................................ 18

表 4-1 湾岸各国の産業用ガス市場の概要 ......................................................................... 31

表 4-2 本邦の高圧ガスの生産・出荷・在庫統計 ............................................................. 32

v

単位・略称の一覧

本報告書では、以下のとおり単位、及び略称の統一を図る。

単位

本報告書での表記 意味 備考 /d 一日あたり 1bbl/d = 一日あたり一バレル

/yr 一年あたり 1bbl/yr = 一年あたり一バレル barG ゲージ圧 絶対圧力と大気圧の差

bbl バレル 1bbl = 159l

1,000bbl は Mbbl、100 万 bbl はMMbbl と表す

bpd バレル/日 一日あたりの石油量単位

BTU 英熱量 10 億 BTU は BBTU と表す ℃ 温度（摂氏） ℃ = 5/9*（℉-32）

ft フィート 1ft = 0.3048m inch

” インチ

1inch = 25.4mm 13 3/8” = 13 と 3/8 インチ

lb 重量ポンド 1lb = 453.59g MMSCFD 標準百万立方フィート／日 一日あたりのガス量単位

NM3 標準立方メートル NM3 は標準（基準）状態の空気量 Pa パスカル 1Pa = 0.000145psi

ppm 百万分率 1ppm = 0.0001%

Scf 標準立法フィート 1scf = 0.0283m3

百万立方フィートは MMscf、１兆立

方フィートは Tscf と記載。

USD 米国ドル VA ボルトアンペア 皮相電力を示す単位

W ワット 有効電力を示す単位

1kW = 103W、1MW = 106W、

1GW=109W

Wh ワットアワー 電力量を示す単位

vi

略称

本報告書での表記 正式名称・意味など A/C Air Cooling or Air Conditioning (空気冷却または空調設備)

ASU Air Separation Unit（空気分離設備）

BBTU Billion British Unit（10 億 BTU）

BOG Boil Off Gas

BOOT Build, Own, Operate and Transfer

BTU British Thermal Unit（英熱量）

CAPEX Capital Expenditure（資本支出）

CCGT Combined Cycle Gas Turbine

CCR Continuous Catalytic Regeneration

CO2 Carbon Dioxide（二酸化炭素）

CO2 LP CO2 Liquefaction Plant（CO2 液化設備）

COP Coefficient Of Performance（成績係数）

CPP Cryogenic Power Plant（冷熱利用発電設備）

EIA Environment Impact Assessment（環境影響評価）

EPC Engineering, Procurement and Construction（設計、調達、建設）

EPsCm Engeeering, Procurement support and Construction management

FCC Fluid Catalytic Cracking（石油精製プロセスの流動接触分解）

FEED Front End Engineering Design

FID Final Investment Decision（最終投資判断）

FRN Full Range Naphtha（フルレンジナフサ）

FS Feasibility Study （事業性検討）

FSRU Floating Storage and Regasification Unit（浮体式 LNG 受入基地）

GCC Gulf Cooperation Council（湾岸協力会議）

GDP Gross Domestic Product （国内総生産）

GTG Gas Turbine Generation or Generator（ガスタービン発電、発電機）

HEx Heat Exchanger（熱交換器）

HN Heavy Naphtha（重質ナフサ）

HP High Pressure

HPU Hydrogen Production Unit

HSE Health, Safety & Environment（労働衛生・ 安全・環境）

IFV Intermidiate Fluid Vaporizer（中間媒体式気化器）

IFWBHs Indirect Fired Water Bath Heaters(ガストリムヒーター) IOC International Oil Company（国際石油開発会社）

IRR Internal Rate of Return（内部収益率)

ISO International Organization for Standardization（国際標準化機構）

IWPP Independent Water & Power Project（卸発電造水事業）

vii

本報告書での表記 正式名称・意味など

JBIC Japan Bank for International Cooperation（株式会社国際協力銀行）

KEC Kuwait Export Crude

KHC Kuwait Heavy Crude

KIPIC Kuwait Integrated Petroleum Industry Company

KNPC Kuwait National Petroleum Company

KOC Kuwait Oil Company（クウェート国営石油会社）

KPC Kuwait Petroleum Company（クウェート石油公社）

LCO2 Liquefied CO2 Plant（炭酸ガス液化設備）

LN Light Naphtha（軽質ナフサ）

LNG Liquefied Natural Gas（液化天然ガス）

LNGI LNG Import Facility（LNG 受入基地）

LP Low Pressure

LPG Liquefied Petroleum Gas（液化石油ガス）

MAB Mina Abdullah Refinery

MAA Mina Al Ahmadi Refinery

MED Multiple-effect distillation

MENA Middle East & North Africa

METI Ministry of Economy, Trade and Industry（日本国・経済産業省）

MEW Ministry of Electricity and Water（クウェート国・水電力省）

MIGD Million Imperial Gallons Per Day 1MIGD=4546m3/day 相当

MM Million

MOU Memorandum of Understanding（基本合意書）

MP Middle Pressure

NA Not Applicable

NEXI Nippon Export and Investment Insurance（株式会社日本貿易保険）

NGL Natural Gas Liquid（天然ガス液）

NOC National Oil Company（国営石油会社）

NPV Net Present Value（正味現在価値）

ODA Official Development Assistance（政府開発援助）

OECD Organisation for Economic Co-operation and Development（経済協力開

発機構）

O&M Operation & Maintenance

OPEX Operating Expenses（事業費）

ORV Open Rack Vaporizer

PDH Propane Dehydrogenation

PI Profitability Index（収益性指標）

PMC Project Management Consultant

PPP Public Private Partnership

PSA Pressure Swing Adsorption

viii

本報告書での表記 正式名称・意味など

RFCC Residue Fluid Catalytic Cracking

SCV Submerged Combustion Vaporizer（サブマージド式気化器）

SPC Special Purpose Company（特定目的会社）

TOYO Toyo Engineering Corporation

VAT Value Added Tax（付加価値税）

VGO Vaccum Gas Oil

VRDS Vacuum Residue De-sulfurization

ZOR Al Zour Oil Refinery（アルズール精油所）

9

序論

1.1 経緯

クウェートでは表 1-1 に示すように国内における電力需要が 2018 年の 14GW から 2040 年

には 38GW に増大する見通しであり、増大する電力需要を賄うため発電容量を 2013 年の

15.7GW から 2025 年に 27GW、2040 年に 39GW に引き上げることを計画している。

表 1-1 クウェート電力需給予測 1

2018 2025 2030 2035 2040

Install Capacity (GW) 18,723 26,683 31,983 38,583 39,183

Expected Peak (GW) 13,910 20,915 25,447 30,960 37,668

クウェートの発電所は石油を使用しているものが主であるが、ガスへの転換が計画されて

いる。また、今後新設される発電所の燃料はガスで計画されている。一方、クウェート国内

で生産されるガスは油田からの随伴ガスのみであり、燃料用ガスについては輸入が必要と

なっている。

クウェートでは発電に必要となるガスを供給するために、最大ガス送出量 3,000BBTU/d の

LNG 受入基地を建設中であり、2021 年の運転開始が計画されている。本 LNG 受入基地

(LNGI)は、同国初の陸上 LNG 受入基地であり、同国のエネルギー政策上も重要な設備であ

る。

LNGI では海水との熱交換にて LNG を再ガス化させる従来型の ORV および非常用の SCV

が採用されており、LNGI では BOG の再液化に利用する以外の LNG の持つ冷熱（エネルギ

ー）は再ガス化時に海水もしくは大気へ放出されている。

一方、本邦では、エネルギー有効利用の観点から LNG の再ガス化時に放出される冷熱を

回収・利用した各種設備が実用化されている。

本検討業務では、LNGI を対象として冷熱利用設備の導入可能性の検討および省エネ・環

境負荷低減促進効果の調査を実施する。更に、本検討業務を通じて本邦企業が持つ設備技術、

1 第 22 回日本・クウェート民間合同委員会 「Kuwait Energy Project」

10

建設工事関連技術の活用による省エネ・環境性能向上効果を提案することで、EPC 段階で

優先的に本邦技術・製品の採用につなげたいと考える。

1.2 本検討業務の目的

本検討業務は LNG が再ガス化する際に放散される冷熱を回収、有効活用する設備の導入

による CO2削減、LNG 受入基地の付加価値向上を図ることを目的とする。

11

アルズール LNG受入基地及び周辺施設概要

2.1 アルズールコンプレックス概要

アルズール LNGI を含むアルズールコンプレックスはクウェート南東部のアルズール地区

にあり、クウェートシティーの南約 90km、クウェート空港の東南約 78km に位置し、アル

ズール LNGI の他、アルズール製油所(ZOR)、石油化学プラントから構成される。図 2-1 に

アルズールコンプレックスの位置情報を示す。またアルズールコンプレックスの近隣には

Shamal Az Zour Al Oula K.S.C が所有・操業を行うアルズールノース IWPP および水電力省

(MEW)所有のアルズールサウス発電所が存在している。

図 2-1 アルズールコンプレックス位置図

12

以下の各項に各設備の概要を示す。アルズールコンプレックス内の各施設および発電所の

配置は図 2-2 に示す通りである。

図 2-2 アルズール地区の各プラント位置情報 2

2.2 アルズール LNGI 概要

2.2.1 アルズール LNGI の仕様

アルズール LNGI はクウェート南部のアルズール地区にあり、アルズール地区沿岸を埋め

立て建設される。近隣には KIPIC が所有・操業を行う ZOR、石油化学プラントが建設され

る。また、Shamal Az Zour Al OulaK.S.C が所有・操業を行うアルズールノース IWPP がある。

クウェートは中東諸国の中では主要な原油生産国として位置づけられるが、天然ガスの生

産は随伴ガスのみのため、国内需要を十分に満たしていない。発電用燃料は主として、燃焼

時に硫黄酸化物が発生する重油を燃焼しており、環境対策を考慮して、従来Clean Fuel Project

(CFP)と称して重油の脱硫施設を重視してきた経緯がある。従ってアルズール LNGI が稼働

2 Bureau Veritas「Environmental & Social Impact Assessment for Al-Zour LNG Import (LNGI) Facility」

13

した暁には発電用燃料のガス転換という大きな方針転換が達成される。アルズール LNGI は

図 2-3 に示す完成予想図の通りの設備である。図 2-4 に示す Coral Reaf Map の通り、アル

ズール LNGI は大型 LNG 船の桟橋が必要なため、アルズール沿岸を埋め立てて建設されて

いる。

図 2-3 アルズール LNGI 完成予想図 3

3 KIPIC Web Site：https://kipic.com.kw/

14

図 2-4 Coral Reaf Map

2.2.2 LNG再ガス化設備の特徴

アルズール LNGI では、LNG の再ガス化設備として前述の通り、ORV 及び SCV を採用し

ている。LNG 再ガス化を行う ORV および海水システムトラブル等で ORV が使用できない

際の非常用に SCV が採用されているが、LNG の内包している冷熱を ORV では海水中に、

SCV では大気中に放散させるのみで、有効な活用はなされていない。 ORV および SCV の

概要を以下に記載する。

ORV は，伝熱管内部を流れる LNG と伝熱管外部を流れる海水との間で熱交換し，LNG を

ガス化させる気化器である。ORV は以下の特徴を有しており，LNG 受入基地では最も一般

的に使用されている。

① 加熱源が海水のため，ランニングコストが安価である（主にポンプの動力費のみ）

② システムが単純で運転性が良く，運転中の伝熱管状況を外部から目視で確認する

ことが可能であり，信頼性が非常に高い

③ パネル枚数・ブロック数の増減で気化能力に応じた設計が容易であり，300t/hr を

超えるような大容量の気化器としても対応が可能である

15

図 2-5 ORV 概念図 4

4 神戸製鋼技報/Vol. 63 No. 2（Sep. 2013）より(http://www.kobelco.co.jp/technology-review/pdf/63_2/033-

036.pdf)

16

SCV は，水中バーナによる燃料ガスの燃焼熱により LNG を気化させる構造であり，水槽，

水中バーナ，伝熱管バンドル，燃焼空気ファン，および燃料供給制御装置などから構成され

る。SCV の特徴は次のとおりである｡

① 燃焼ガスを熱源とするため，同容量の他の気化器に比べて気化器のサイズが小さ

くなる。

② 燃料ガスが突然停止した場合でも，水槽内の温水の熱容量によって短時間ながら

気化ガス供給を継続することが可能である。

③ ORV や IFV のような取排水設備が不要であり，建設費が安い。

④ LNG 気化量に対して約 1.5％の気化ガスを燃料として消費するため，ランニングコ

ストが非常に高い。

⑤ 燃焼排ガスの環境規制対応が必要とされる。

図 2-6 SCV 概念図 5

5 神戸製鋼技報/Vol. 63 No. 2（Sep. 2013）より(http://www.kobelco.co.jp/technology-review/pdf/63_2/033-

036.pdf)

17

2.3 周辺施設の概要

2.3.1 アルズール製油所(ZOR)

アルズール LNGI に隣接する陸上の敷地に世界最大級の製油所である ZOR の建設が進ん

でおり 2019 年 6 月に稼働予定となっている。ZOR の原油処理能力は 615,000 bpd であり、

クウェート国内で生産する 3 種類の原油を処理する計画である。3 種類の原油は Kuwait

Export Crude(KEC)、Kuwait Heavy Crude(KHC)および Eocene & Lower Fars と分類される。

KEC は軽質原油であり, KHC は Ratawi & Burgan 原油で重質原油、Eocene & Lower Fars は超

重質原油である。

表 2-1 および図 2-7 に示すように示すように ZOR は、先に述べたコンセプトのもとに設

計されており、主要製品は発電燃料としての低硫黄重油（硫黄分 1%）、EURO5 仕様の超低

硫黄ディーゼル油、超低硫黄灯油（ジェット燃料）である。ナフサは石油化学用原料として

の Full Range Naphtha(FRN)と Liqefied Petroleum Ga(LPG)を生産する所謂コンヴァージョン

タイプの製油所ではない。FRN は主に輸出用である。従ってガソリンの生産は計画されて

いない。LPG は MAA 製油所に送り精製される。それぞれに水素化脱硫設備を有するため水

素製造装置が併せて建設される。特に重油脱硫設備は大量の水素を必要とするため 145

MMSCFD の能力を持つ水素製造装置を 4 基建設する。水素製造装置の原料は FRN である。

水素製造プロセスではスチームリフォーミング反応により炭化水素を分解して副産物とし

て CO2を発生する。発生する CO2 は Pressure Swing Adorption(PSA) Unit で分離され大気放出

される。

18

表 2-1 ZOR の各製品生産量 6

図 2-7 ZOR のフローダイアグラム 7

6 KNPC Tech 2018 年 4 月号

7 KNPC Tech 2018 年 4 月号

19

2.3.2 石油化学プラント

2018 年 11 月 20 日に開催された第 22 回日本・クウェート民間合同委員会 Kuwait’s Plan For

Future の記載によれば石油化学プラントでは Polypropylene を 945 キロトン/年 Para-Xylene

を 1.4 百万トン/年, Benzene を 421 キロトン/年, ガソリンを 2 百万トン/年生産するとして

いる。

2016 年 1 月 28 日に開催された第 34 回 JCCP 国際シンポジウムにおける KNPC の Planning

& Local Marketing 担当 DCEO の講演資料によると図 2-8 のように石油化学プラントの構

成として、複数案を検討しているとしている。

図 2-8 石油化学プラント構成案 8

8 第 34 回 JCCP 国際シンポジウム講演資料より抜粋

20

2.3.3 火力発電所

図 2-9 アルズールノース IWPP 立地図

クウェートでは国内電力需要の増大に伴い発電所の建設・増強が急務となっており、いく

つかのプロジェクトが進行中である。そのうちのひとつがアルズールノース IWPP 計画であ

る。その Phase 1 プロジェクトは完成し、Shamal Az Zour Al OulaK.S.C が所有・操業を行っ

ている。更にアルズールノース IWPP には Phase 2, 3 の計画がある。各 Phase の立地は図 2-9

に示すとおりである。

Phase 1 はクウェートでは初の民間プロジェクトであり発電能力約 1,540MW・淡水化能力

約 48 万立方メートル／日の BOOT 方式で 40 年間にわたって MEW に売電・売水するプロ

ジェクトである。発電機は CCGT 方式であり 5 基の ガスタービン(型式 GE GTG 9F-3（225.8

MW／基））および 2 基の蒸気タービン(型式 GE STG D1（251 MW／基））を有す。当初は発

電燃料として重油を使用する計画であったが、最終的には天然ガス(アルズール LNGI 完成

後はアルズール LNGI より供給)を主燃料として（軽油をバックアップ用燃料として）使用

している。

造水プラントは 107 MIGD の能力（Net Water Output）の Multiple-effect distillation（MED）

プロセス（10 基 x 10.84 MIGD）および関連パイプライン等の付帯設備からなる。

21

冷熱利用方法

3.1 冷熱利用概要

国土交通省の資料によれば、相馬 LNG 基地建設による進出企業イメージは図 3-1 に示す

通りである、この資料には、LNG 冷熱発電所、冷蔵倉庫、冷熱利用空気分離プラント等の

冷熱利用方法が示されている。

図 3-1 LNG 受入基地に付帯する冷熱利用概要 9

本章では冷熱利用設備のうち主な用途について次項に記載する。

3.1.1 冷熱発電

冷熱発電は低温の LNG を海水などによって温めて気化にする際に生じる冷熱エネルギー

を利用した発電方法である。基本的な原理としては火力発電や原子力発電と同じように、液

体を熱で温めて気体にしてこれを使ってタービンを回して発電するものであるが、火力発

電や原子力発電が常温で液体の流体を加熱して気体にするのに対して、冷熱発電の場合は、

-162℃の LNG を常温の媒体等で温めて気体とすることが異なる。

9 国交省 HP(http://www.pa.thr.mlit.go.jp/kakyoin/miryoku_hasshin/html/soumakou_shikiten_index.html)

22

本邦ではガス炊き火力発電所向けの燃料や都市ガスとして家庭に供給するため天然ガスを

海外から輸入しているが、輸送上の観点から天然ガスを液化させ体積を抑えた LNG として

受け入れている。しかしながら、LNG のままでは上記の用途に利用できないため、LNG 受

入基地では海水等を利用して外部から熱を加えることで気化させている。この際に発生す

る冷熱エネルギーは海水中に放散されているが、冷熱発電はそのエネルギーを海水中に放

散させることなく、発電機のタービンの動力として活用することで、冷熱を有効利用する発

電方式である。発電出力自体は、火力発電や原子力発電といった他の発電方法と比較して小

さいものの、他の発電方式とは異なり発電の過程で CO2 等の温室効果ガスや放射性廃棄物

などの有害物質を出さないことが特徴であり、環境保全と省エネ、資源の有効利用に繋がる

発電方法である。

LNG の冷熱発電設備としては、直接膨張方式、ランキンサイクル方式及びランキンサイク

ルと直接膨張のハイブリット方式が実用化されている。それぞれの方式の概要を以下に記

載する。

直接膨張方式

直接膨張方式は、図 3-2 に示すように、海水などで LNG を昇温・気化させて生じた高圧

の天然ガスで直接タービンを回す発電方式である。気化後の天然ガスは、火力発電所の燃料

や都市ガス向けの用途に利用される。構造としては単純であるが、タービン出口でのガス送

出圧が低下するため、ガス送出圧を十分に低くすることが可能な LNG 受入基地においての

み適用可能である。なお、直接膨張方式は冷熱発電の一種として通常取り扱われるが、厳密

には LNG 冷熱は気化器で海水もしくは大気に放散されており、冷熱を利用した発電ではな

い。

23

図 3-2 直接膨張方式フロー図

ランキンサイクル方式

ランキンサイクル方式は、図 3-3 に示すように、LNG の冷熱で中間熱媒体（フロン、ブタ

ン、プロパンなど）を冷やし、この中間熱媒体を海水などで昇温・気化させて生じる高圧の

ガスでタービンを回す方式である。中間熱媒体は循環系（クローズドサイクル）となる発電

方式であり、ランキンサイクルの冷却・液化に LNG の冷熱を使う方式である。

本方式の例としてプロパンを中間熱媒体として用いたランキンサイクルの概要を以下に記

載する。LNG タンクに貯蔵された LNG はポンプにより 3.5～4.5MPaG に昇圧され、LNG 蒸

発器でプロパンガスと熱交換し、約-50℃で天然ガス加温器に入れられる。ここで海水によ

り 0℃以上の温度まで加温される。LNG 蒸発器で LNG との熱交換により凝縮したプロパン

液は、循環ポンプにより加圧され、プロパン蒸発器に送られ、ここで海水の温度に見合った

圧力で蒸発する。気化したプロパンガスは、膨張過程でタービンを駆動し発電を行い再び

LNG 蒸発器で凝縮される。上記の加温された天然ガスは、燃焼や都市ガス化等の用途に使

用される。

24

図 3-3 ランキンサイクルフロー図 10

ランキンサイクルと直接膨張のコンバイン方式

本方式は、図 3-4 に示すように、ランキンサイクル方式と直接膨張方式を組み合わせた方

式であり、ランキンサイクル方式による発電に加え、直接膨張方式のように中間熱媒体との

熱交換によって気化した天然ガスでタービンを回し発電する方法である。また、直接膨張式

と同じく、タービン出口でのガス送出圧が低下するため、ガス送出圧を十分に低くすること

が可能な LNG 受入基地においてのみ適用可能である。

10 大阪ガス HP より(http://www.osakagas.co.jp/company/efforts/rd/technical/1191168_3909.html)

25

図 3-4 コンバイン方式フロー図

3.1.2 液化炭酸ガス/ドライアイス製造

液化炭酸ガスは、現在、アンモニア工業、石油精製工業、製鉄工業等からの副生炭酸ガス

を精製することで製造されており、また、ドライアイスは、その精製された液化炭酸ガスを

減圧することで製造されている。

具体的な液化炭酸ガスの製造過程は図 3-5 に示すとおり、1）原料の粗製炭酸ガスに含ま

れる水素、酸素、窒素その他の不純物を精製工程で除去し高純度の炭酸ガスとして圧縮行程

に移送する、2）高純度炭酸ガスを高圧圧縮機で圧縮し凝縮水の分離を行ない、さらに脱湿

器を通して十分に水分を除去、3）その後、液化器を用いて液化することで液化炭酸ガスが

製造される。液化炭酸ガスはその微量不純物を除くため蒸留塔を通り、99.99％以上の高純

度の液化炭酸ガスに精製された後、液化炭酸ガス貯槽にて低温・高圧で貯蔵される。また、

ドライアイスは、高圧、低温に貯蔵された液化炭酸ガスを減圧することで、気化熱が奪われ

ることにより自身の温度が凝固点を下回る現象を利用して粉末状の固体にし、その後圧縮

機で成形して製造される。

Rankine Cycle

Seawater

LNG

turbine

Vapor

Liquid

Pump

Propane vaporizer

LNG vaporizer(Propane Condenser) Natural

GasHeater

turbine

Direct Expansion

GeneratorGenerator

Gear

Box

High pressure send out line

Gear

Box

Low pressure send out line

26

図 3-5 液化炭酸ガス製造プロセス 11

LNG 冷熱を利用する場合は、図 3-6 に示すように不純物を除去した炭酸ガスを高圧炭酸ガ

ス圧縮機に移送する前に LNG 冷熱により予冷することで高圧炭酸ガス圧縮機出口の圧力を

低下させている。また、蒸留塔塔頂部ガスのコンデンサーにおいて冷媒の代わりに LNG 冷

熱を利用することで塔頂部ガスの液化に要するエネルギーを削減している。

図 3-6 LNG 冷熱を利用した液化炭酸ガス製造プロセス 12

11 昭和電工ガスプロダクツ HP より(http://www.sdk.co.jp/gaspro/dryice/process.html)

12 大阪ガスリキッド株式会社 HP：http://www.liquidgas.co.jp/product/carbonic_acid.html

27

3.1.3 ASUによる産業ガス製造

地表付近の空気の主な成分は、比率が高い順に、窒素が 78.08%、酸素が 20.95%、アルゴン

が 0.93%となっており、高純度の液化窒素/酸素/アルゴンは原料空気を深冷分離することで

製造されている。図 3-7 に示すように原料空気は圧縮機により圧縮されたのち、触媒、吸着

塔で不純物を除去され、空気分離器へ移送される。空気分離器では冷凍機で-180℃近くまで

冷却して液化した空気が精留塔へ移送され、精留塔では、沸点の違いを利用して、酸素・窒

素・アルゴンに分離される。

LNG 冷熱を利用する ASU による産業ガス製造では図 3-8 に示すように冷凍機による空気

冷却の一部を LNG 冷熱による冷却で代替しており、また、精留塔塔頂部から出る窒素を

LNG にて冷却することで、設備の稼働に要する電力量を、LNG 冷熱を利用しない場合と比

較して約 1/2 に低減することが可能となる。

図 3-7 LNG 冷熱を利用した ASU による産業ガス製造フロー図 13

13 東京ガスケミカル HP より(http://www.tgc.jp/product/lox.html)

28

図 3-8 ASU による産業ガス製造フロー図 14

3.1.4 石油化学プラントでの利用

石油化学プラントでは、ナフサ(粗製ガソリン)を熱分解してエチレン、プロピレンなどの

基礎原料を製造しているが、その製造過程において各成分を分離精製するために、大型冷凍

機による大量の冷熱が利用されている。一般的に、大型冷凍機はスチームタービン駆動によ

るコンプレッサー方式であり、気体の冷媒をコンプレッサーで圧縮し、凝縮器で冷却して圧

力が高い液体をつくり、膨張弁で圧力を下げ、さらに蒸発器を使い低温で気化させ、この気

化熱で熱を奪い取っている。従って、LNG 受入基地と石油化学プラントが隣接している場

合、LNG 冷熱を利用することにより、大型冷凍機のコンプレッサーの動力が削減可能とな

る。図 3-9 に石油化学プラントと LNG 冷熱の融合による省エネプロセスの一例を示す。

14 太陽日酸 HP より(https://www.tnhk.co.jp/service/gas/)

29

図 3-9 石油化学プラントと LNG 冷熱の融合による省エネプロセス（例）15

3.1.5 発電用ガスタービンの吸気冷却

ガスタービンによる発電は、特性上、吸気の温度が高くなり質量流量が少なくなると出力

が低下するため，外気温度が高くなる夏季には定格出力を下回ることが知られている。従っ

て、ガスタービンの出力を外気温度が高くなった際にも定格まで増加させ電力供給を維持

するためには，吸気を冷却する装置を設置する必要がある。一般的にガスタービン吸気を冷

却するためには電気式チラーを用いることが多いが、ガスタービン発電所に隣接して LNG

受入基地がある場合、吸気冷却のため、LNG 冷熱を利用することが可能である。LNG 冷熱

を利用した発電用ガスタービン吸気冷却の一例のフローは図 3-10 に示すとおりである。

15 三井化学 HP より(https://www.mitsuichem.com/jp/release/2016/2016_0822.htm)

30

図 3-10 ガスタービン吸気冷却フロー図 16

16 千代田化工建設 HP より(https://www.chiyodacorp.com/jp/service/receive/gasturbine/)

31

各種製品及び冷熱設備の運転に必要な用役の価格

4.1 クウェートの市場動向

中東、アフリカ地域における産業ガスの需要は 2016 年には本邦の約 80%であったが、2020

年には本邦と同程度の需要になるものと予測されており 17、クウェートにおいても 2006 年

より 2016 年までの産業ガス需要増加率は表 4-1 のように年率 7.6%を記録しており、今後

も需要増加が期待できる市場である。クウェートにおける産業ガス会社としは Shuaiba

Oxygen 社がある。Shuaiba Oxygen 社は Air Liquide Middle East社と Gulf Cryo 社の Joint Venture

として 2006 年クウェートで設立された。Shuiaba Oxygen 社は ASU による産業ガス製造設備

を保有、操業しており、酸素、窒素、アルゴンと乾燥空気を生産している。Shubaia Oxygen

社はクウェートの石油化学会社である Equate Petrochemical 社との間で長期提携を結んで産

業ガスを供給している。Shubaia Oxygen 社の酸素製造能力は 1,500ton/day である。

また、液化炭酸ガスについては Gulf Cryo 社が Equate Petrochemical 社のエチレングリコー

ルプラントから発生する CO2を原料として 150t/d の液化炭酸ガスを製造する設備を 2014 年

に稼働開始させている。更に、Gulf Cryo 社では 130t/d の新たな液化炭酸ガス製造設備を建

設することを計画している。

表 4-1 湾岸各国の産業用ガス市場の概要 18

17 太陽日酸 HP より

18 www.gasworld.com/intelligence-2011 より作成

country annual growth2016 2006

Bahrain 35 17 7.3%Iran 280 100 10.5%Israel 210 110 6.5%Kuwait 110 53 7.6%Oman 71 19 16.6%UAE 280 67 15.4%Yemen na na na

total 1021 381average 10.4%

revenue, million US$

32

4.2 各種製品価格

中東、クウェートの産業ガス価格情報については、一般公開情報および JETRO 等の本邦公

的機関の調査報告書での調査を試みたが、本検討業務において適用可能となる情報を得る

ことはできなかった。このため、本検討業務では本邦における産業ガス価格情報調査を実施

した。

本邦においては、毎年の統計として 経済産業省生産動態統計年報 化学工業統計編や一

般社団法人 日本産業・医療ガス協会発行の産業ガスレポートが公開されている。

平成 29 年の化学工業統計によると、高圧ガスの生産・出荷・在庫統計は表 4-2 のとおりで

あり、平成 29 年度での液体酸素/液体窒素/液体アルゴン/液化炭酸ガス販売価格はそれぞれ

で 18/12/123/123 千円/ton 程度である。

表 4-2 本邦の高圧ガスの生産・出荷・在庫統計 19

19 平成 29 年 経済産業省生産動態統計年報 化学工業統計編より抜粋

生産・出荷・在庫統計 (1) 製　品　年　表 Annual commodities

⑦　高圧ガス

High pressure gas

品　　　　目 単位 販　売 Sales そ の 他

数 量 金額（千円） 千円/千m3 円/m3 千円/ton

Commodity Unit QuantityValue

(thousand yen)Others Inventory

酸　素 (空気分留法) 103m

3 9,079,269 73,094,552 234,955 27,492 8.05 8.05 気液平均

酸　素 （ガ ス） 103m

3 8,337,727 61,259,791 212,847 72 7.35 7.35

酸　素 （液 化） 103m

3 741,542 11,834,761 22,108 27,420 15.96 15.96 18.21

窒 素 103m

3 11,317,472 66,080,536 277,163 35,587 5.84 5.84 気液平均

窒 素 （ガ ス） 103m

3 9,471,482 38,899,235 229,654 141 4.11 4.11

窒 素 （液 化） 103m

3 1,845,990 27,181,301 47,509 35,446 14.72 14.72 11.91

ア ル ゴ ン 103m

3 267,543 23,454,743 7,173 4,715 87.67 87.67 122.56

炭 酸 ガ ス ＊ 4 t 901,539 20,869,409 16,358 8,549 23.15

出　荷販売単価年末在庫

33

4.3 産業用電力価格

GCC 諸国では各国の電力融通などを目的として 2001 年に高圧線グリッドが建設されてい

る。建設当初は、利用率が低かったが、2011 年頃からフルに活用されている。一方、人口増

加、経済発展、気候変動などで電力需要は GCC 各国で増大しており、新規の発電所建設プ

ロジェクトも増加している。図 4-1 に GCC グリッド図を示す。

図 4-1 GCC の電力グリッド概念図 20

2018 年 10 月に開催された Japan-Kuwait Electricity and Water Policy Dialogue 3rd Session でク

ウェートの電力需要予想が発表されており、図 4-2 に示すように、毎年 5%以上の電力需要

の伸びが予想されている。

20 Assessment of the Political Feasibity of Developing a GCC Power Market, September 2018

34

図 4-2 クウェートの電力需要予想図 21

電力価格については、現地報道によると補助金削減により、2017 年より 1kWh あたり

2fils(0.002KWD)であったものが 25fils(0.025KWD)となっている。最終的に産業用電力につい

ては補助金をなくして 40fils(0.04KWD)とする予定となっているが、いつ 40fils に値上げす

るかは決着ついていない。

21 Japan-Kuwait Electricity and Water Policy Dialogue 2018 年 10 月

35

本邦企業の優位性の調査・裨益予測

5.1 適用可能な本邦技術及びその優位性

本検討業務推進にあたり、適用可能な本邦技術及びその優位性について述べるとともに、

本邦技術を適用した場合の経済効果を述べる。

5.1.1 冷熱利用設備における本邦企業の優位性

冷熱利用設備は主に本邦の主要な LNG 受入基地において採用実績があり、それらの LNG

受入基地を操業する本邦企業にその知見が蓄積されており、関連技術も本邦における需要

を基に発達してきたため、本邦企業に最先端の知見と実績がある技術分野となる。

LNG 気化器は複数の種類が製造され、世界各国の製造業者によって製造されているが、本

邦企業が製作する LNG 気化器は信頼度・実績共に最適な選択肢の一つであると思われる。

また、設備建設の EPC コントラクターについても実績が本邦企業に集中している。実績か

らすれば本邦企業が優位であることが確認できる。

本邦の LNG 受入基地では LNG 冷熱は様々な設備において利用される。本邦会社には冷熱

利用設備の設計、運転、保守管理のノウハウが備わっている。

5.2 本邦技術をクウェート以外の LNG受入基地に適用した場合の経済効果

LNG 受入基地はクウェート以外にも中国、東南アジア、インドを中心に建設され、また多

くの計画がある。いずれの LNG 受入基地においても LNG 冷熱有効利用の提案を行うこと

で同様の事業展開が見込まれる。LNG 冷熱の有効利用については本邦企業に先進技術が集

中しており、本邦企業への裨益が期待できる。

36

平成 30 年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向け

た事業実施可能性調査事業 （クウェート国・LNG 受入基地向け省エネシステム導入に

よる環境負荷低減検討事業） 調査報告書（和文） 2019 年 3 月

東洋エンジニアリング株式会社 資源エネルギー事業本部

TEL (047)454-1725

（様式２）

頁 図表番号9 表 1-1　11 図 2-1　12 図 2-2　13 図 2-3　14 図 2-4　15 図 2-5　16 図 2-6　18 表 2-1 18 図 2-7　19 図 2-8　20 図 2-9　21 図 3-1　23 図 3-2　24 図 3-3　25 図 3-4　26 図 3-5　26 図 3-6　27 図 3-7　28 図 3-8　 29 図 3-9　30 図 3-10　31 表 4-1　32 表 4-2　33 図 4-1 　34 図 4-2　

Coral Reaf MapORV概念図 SCV概念図 ZORの各製品生産量

二次利用未承諾リスト

委託事業名：平成３０年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査事業（クウェート国・LNG受入基地向け省エネシステム導入による環境負荷低減検討事業）

報告書の題名：調査報告書（和文）

受注事業者名：東洋エンジニアリング株式会社

アルズールLNGI完成予想図

タイトルクウェート電力需給予測 アルズールコンプレックス位置図アルズール地区の各プラント位置情報

ランキンサイクルフロー図 コンバイン方式フロー図

LNG受入基地に付帯する冷熱利用概要 直接膨張方式フロー図

アルズールノースIWPP立地図

ZORのフローダイアグラム 石油化学プラント構成案

液化炭酸ガス製造プロセス LNG冷熱を利用した液化炭酸ガス製造プロセス LNG冷熱を利用したASUによる産業ガス製造ﾌﾛｰ図 ASUによる産業ガス製造フロー図 石油化学ﾌﾟﾗﾝﾄとLNG冷熱の融合による省ｴﾈﾌﾟﾛｾｽガスタービン吸気冷却フロー図 湾岸各国の産業用ガス市場の概要 本邦の高圧ガスの生産・出荷・在庫統計 GCCの電力グリッド概念図 クウェートの電力需要予想図