LNG再気化プロセス

LNGサプライチェーンにおける最終工程

液化天然ガス（LNG）は、特殊に設計された船舶で数千里にわたる大洋を越えて輸送され、-162°Cの極低温タンクで液体状態が維持されます。しかし、天然ガスの大多数の利用者は液体ではなく、気体を燃焼させています。LNG運搬船と燃焼器の先端の間にあるどこかで、この液体を再び気体に戻す必要があります。それが再気化プロセスであり、LNGサプライチェーンにおける最終的かつ極めて重要な工程です。

その規模は驚くほど大きいものです。単一の大型再気化ターミナルでは、1日に10億立方フィート以上の天然ガスを処理できます。これは、数百万世帯に相当する供給量です。設備は非常に大規模であり、熱力学的な要件は厳しく、経済的な影響も極めて重大です。再気化ターミナルでの稼働停止が1時間発生するだけで、事業者にとって数十万ドルもの容量保証料の損失が生じます。

基本プロセス：液体から気体へ

再気化プロセス自体は概念的には単純であるが、実際の運用は複雑である。LNG（液化天然ガス）は約-162°C、大気圧に近い状態でターミナルに到着する。これをパイプライン品質のガスに変換するには、事業者が行うべき作業は2つある：圧力を上昇させることと、熱を加えることである .

まず圧力を上昇させる。LNGは貯蔵タンクから一連のポンプを通じて送られる——最初に主低温ポンプへ供給するための低圧ポンプ、次に圧力をパイプラインレベル（通常80～100 bar程度）まで上昇させる高圧ポンプ——である この圧力では、LNGは低温を保っている限り液体のままである。極低温でのLNGのポンピングには特殊な設備が必要である：ポンプは液体中に没して冷却を維持し、シールは極低温と高圧の両方に耐えられるよう設計されている。

次に熱を加える。高圧のLNGはボイラライザー（気化器）を通過し、約5～10°Cまで加熱されて再びガス状になる その後、ガスは計量ステーションおよび（必要に応じて）臭気付装置を通過し、送気用パイプラインへと導かれます。

気化装置技術：ターミナルの心臓部

気化装置は、再気化ターミナルにおいて最も重要な機器です。現在、市場をリードする主な気化装置技術は3種類あり、それぞれ異なる運転特性を有しています。

オープンラック式気化装置（ORV） 熱源として海水を使用します。海水は高圧LNGを流すフィン付き管束の上をポンプで循環させ、LNGを加熱して気化させ、最終的にガスとして管から排出します。ORVは構造が単純で信頼性が高く、海水が無料であるため運用コストが低いという特長があります。一方で、大量の海水を取水・放流する必要があるため、環境関連の許認可手続きが課題となります。また、海水温が十分に高い（通常5℃以上）地域でのみ運用可能です。

水中燃焼式気化装置（SCV） 天然ガスの一部を燃焼させて熱を発生させ、その熱を温水浴を介してLNGに伝達します。SCV（沈下式燃焼気化器）はコンパクトで、気候条件を問わず運用可能です。これは海水温度に依存しないためです。ただし、燃料消費量が課題となります。SCVでは、気化するガスの約1.5～2％を燃料として消費します。つまり、販売できない分の製品が失われるということです。

中間流体気化器（IFV） プロパンやグリコール・水混合液などの中間熱伝達流体を用いて、熱源（海水または燃焼）からLNGへ熱を伝達します。これにより運用の柔軟性が向上し、LNGが熱源と直接接触することを防げますが、構造が複雑化し、コストが増加します。

浮体式貯蔵・再ガス化装置（FSRU）の台頭

再ガス化はすべて陸上で行われるわけではありません。浮体式貯蔵・再ガス化装置（FSRU）は、過去10年間にLNG輸入市場を大きく変革しました fSRUとは、船舶上に建設された再ガス化ターミナルであり、LNG貯蔵タンク、気化器、およびガス輸出システムがすべて浮体式船体上に設置されています .

数字が物語っています。2023年末時点で、世界中で運用中のFSRUは51隻に達し、2020年の30隻から3年間で70％増加しました 世界のFSRU市場は2024年に9億300万ドルの規模であり、2033年までには17億8,000万ドルに達すると予測されています .

成長を牽引している要因は何でしょうか？それは導入の速さとコストです。従来の陸上再ガス化ターミナルの許認可取得および建設には5～7年かかりますが、FSRUであれば18～24か月で稼働可能です 2022年のドイツの事例がその好例である。ロシアからのパイプラインガス供給が停止された後、同国は18か月以内に5隻のFSRU（浮体式LNG受取端末）を導入し、陸上ターミナル建設に必要な数年という長期間を回避した。 .

FSRUには欠点も存在する。陸上ターミナルと比較して運用コストが高くなる——推進用燃料の消費や船舶の保守費用が積み重なる。また、大規模な陸上タンクと比べて貯蔵容量が限られる。しかし、LNGを迅速に必要とする市場、あるいは土地の確保が困難または政治的に難しい地域では、FSRUがしばしば唯一実現可能な実用的解決策となる。

冷エネルギー回収：見過ごされている機会

あまり議論されないが重要な点がある。LNGには、液化プラントで付与された大量の「冷エネルギー」——つまり冷却能力——が含まれている。LNGを気化する際、この冷エネルギーは通常、海水や大気中に無駄に放出される。しかし、必ずしもそうする必要はない。

世界中のいくつかのターミナルでは、この低温エネルギーを他の用途に再利用する取り組みが始まっています。日本では、LNGの輸入量が非常に多いため、低温エネルギーは空気分離（液体酸素および液体窒素の製造）、低温CO₂回収、さらにはデータセンターの冷却などに活用されています。経済性も魅力的で、LNGに含まれる低温エネルギーの価値は、地域の電力価格や用途によって異なりますが、概ね1MMBtuあたり2～5ドル程度と評価されています。

課題は統合です。低温エネルギーの回収には、その冷熱を活用できる近隣の産業ユーザー、あるいは温度差を電力に変換できる発電システムが必要です。しかし、すべてのターミナルがこうした条件を満たしているわけではありません。一方で、条件を満たすターミナルでは、低温エネルギーの回収により、ターミナルの運用コストの相当部分を相殺することが可能です。

運用リスクおよび信頼性に関する検討事項

再気化ターミナルは高信頼性施設でなければなりません。電力網がガスを必要とする際に供給できないターミナルは、単に財務上のペナルティを受けるだけでなく、規制当局の監視や評判の損失にも直面します。

最も大きな運用リスクは気化器の凍結です。LNGの流量が熱投入量に対して過大になると、気化器が凍結し、熱伝達効率が低下したり、チューブが閉塞する可能性があります。運用者は、LNGの流量を制御し、気化器出口温度を監視することでこのリスクを管理しています。また、一部のケースでは防氷添加剤を用いることもあります。

もう一つのリスクは熱衝撃です。-162℃から5℃への急激な温度変化は、配管および機器に著しい熱応力を生じさせます。適切なウォームアップおよびクールダウン手順が極めて重要です。スペインのあるターミナルでは、起動時に低温のLNG配管を急激に開いたため、熱膨張差によりパイプ支持部が破断するという教訓を得ました。修理には2週間を要し、費用は100万ドル以上かかりました。

端末の信頼性における製造品質の役割

再気化端末内の機器は、極限条件下で稼働します。一方では極低温、他方では高圧という状況に加え、起動および停止時に急激な温度変化が生じます。このような環境下では、あらゆる機器にとって厳しい要求が課され、製造品質が極めて重要となります。

極低温配管における不良溶接は、脆性破壊を引き起こす可能性があります。低温配管への不十分な断熱は、結氷および腐食を招くことがあります。計装機器の不適切な設置は誤った計測値をもたらし、オペレーターが誤った判断を下す原因となります。これらは単なる理論上の懸念ではなく、実際の現場で発生しており、コスト増加につながっています。

プロジェクトのオーナーおよび運用者にとって、低温および高圧アプリケーションにおいて豊富な実績を持つファブリケーターと協業することで、こうしたリスクを低減できます。ガス処理バリューチェーン全般にわたり、高品質なファブリケーションと厳格な試験で評判を築いてきたGreenFirのような企業は、再気化設備に対しても同水準の品質を提供します。現場に到着した気化器が即時稼働可能であり、配管が漏れなく所定の圧力を保持できれば、ターミナルは計画通りに起動し、最も重要な時期に安定して稼働を続けられます。