Techno-Economic Feasibility of Post-Combustion CCUS Integration in existing LNG Plants: A Case Study of Oman LNG

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a detailed methodology for techno-economic assessment of CCUS in LNG, including cost breakdown and sensitivity to capture rate.

🏢実務担当者:Offers realistic cost and technical insights for LNG operators considering CCUS retrofits, including space constraints and energy penalties.

🏛政策担当者:Demonstrates that abatement costs are high (USD 100-150/tCO2), underscoring the need for carbon pricing and regulatory frameworks to incentivize CCUS deployment.

脱炭素化に向けた世界的な動きにより、既存の液化天然ガス（LNG）施設への炭素回収・有効利用・貯留（CCUS）技術の統合への関心が高まっている。CCUSは、削減が困難なセクターにとって重要な脱炭素化経路として浮上しており、これはスルタン国のネットゼロ戦略への秩序ある移行に実証されている。Oman LNGは、Oman Vision 2040および2050年までのネットゼロ排出達成という国家目標に沿って脱炭素化を推進している。同社のScope 1排出量の86%超はタービンおよびエンジンにおける燃料ガス燃焼に由来しており、燃焼後CCUSは、温室効果ガス排出削減における完全電化に代わる実行可能な選択肢となっている。 本研究は、同社の3つのLNGトレイン全体への燃焼後CO2回収・有効利用・貯留（CCUS）統合の技術経済的実現可能性評価を提示する。本研究では、既存のタービンスタックへのCO2回収統合の技術的実現可能性、回収技術の評価、廃熱回収オプション、および将来のCO2パイプラインを活用したオマーン国内における潜在的なCO2有効利用・貯留経路を評価した。 燃焼後CCUSの事前実現可能性調査は、技術経済的評価アプローチに従い、サイトの実際の報告データに基づくベースライン排出量評価、回収・圧縮・脱水技術のレビュー、エネルギーおよびユーティリティ分析、ならびに資本費および運転費の見積りを用いた経済モデリングによるCO2トン当たりの削減コストの決定を含んだ。主要なリスク、機会、および国内のCCUS準備状況も評価され、Oman LNGの既存LNGトレインへの導入の実現可能性が評価された。 結果は、燃焼後CCUSが最大90%の回収効率を達成でき、年間約240万tCO2eの削減を可能にし、これはOman LNGのScope 1排出量の84%に相当することを示している。アミン溶剤を用いた化学吸収法が、最も成熟し商業的に実行可能なオプションとして特定された。検討された統合シナリオには、エネルギー損失を最小化するための廃熱回収ユニット（WHRU）および予冷システムを備えた集中型およびモジュール型構成が含まれた。資本投資は10億～15億米ドルと見積もられ、削減コストはCO2トン当たり100～150米ドルの範囲であった。 本研究は、スペース制約により、既存のタービンスタックへの廃熱回収ユニットの後付け設置に関する技術的課題を特定した。廃熱回収ユニットの設置は、回収プラントのユーティリティ要件を満たし、OPEXを削減するために不可欠であることが判明した。 CCUSは資本集約的であり、経済的実行可能性はCO2価格メカニズム、規制枠組み、およびオマーン国内における有効利用または貯留経路の利用可能性に依存する。本方法論と知見は、他のLNGトレインおよび発電所の実現可能性評価の指針ともなり、セクター全体のより広範な脱炭素化努力を支援する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The global drive towards decarbonization has increased interest in integrating carbon capture, utilization, and storage (CCUS) technologies into existing liquefied natural gas (LNG) facilities. CCUS has emerged as a key decarbonization pathway for hard-to-abate sectors, as demonstrated in the Sultanate's orderly transition toward net-zero strategy. Oman LNG is pursuing decarbonization in alignment with Oman Vision 2040 and the national target of achieving net-zero emissions by 2050. Over 86% of the company's Scope 1 emissions originate from fuel gas combustion in turbines and engines, where post-combustion CCUS presents a viable alternative to full electrification for reducing greenhouse gas emissions. This study presents a techno-economic feasibility assessment of post-combustion CO2 capture, utilization, and storage (CCUS) integration across the company's three LNG trains. The study assessed the technical feasibility of integrating CO2 capture to existing Turbine stacks, evaluation of capture technologies, waste heat recovery options and potential CO2 utilization and storage pathways within Oman utilizing future CO2 pipelines The pre-feasibility study of post-combustion CCUS followed a techno-economic assessment approach, including baseline emissions evaluation based on site actual reported data, review of capture, compression and dehydration technologies, energy and utility analysis, and economic modeling using estimation of capital and operational costs to determine the abatement cost per tonne of CO2. Key risks, opportunities, and the national CCUS readiness were also evaluated to assess the feasibility of deployment in Oman LNG's existing LNG trains Results indicate that post-combustion CCUS can achieve up to 90% capture efficiency, enabling abatement of approximately 2.4 MtCO2e per year—representing 84% of Oman LNG's Scope 1 emissions. Chemical absorption using amine solvents was identified as the most mature and commercially viable option. Integration scenarios examined included centralized and modular configurations with Waste Heat Recovery Units (WHRU) and pre-cooling systems to minimize energy penalties. Capital investment was estimated at USD 1–1.5 billion, with abatement costs ranging from USD 100–150 per tonne of CO2 The study identified technical challenges to retrofit existing turbine stack with waste heat recovery unit due to space constraints. Installing waste heat recovery unit was found to be essential to meet utility requirements for capture plant and to reduce OPEX. CCUS is capex intensive and economic viability will depend on CO2 pricing mechanisms, regulatory frameworks, and the availability of utilization or storage pathways within Oman. The methodology and findings can also guide feasibility assessments for other LNG trains and power plants, supporting broader decarbonization efforts across the sector.

• semanticscholar https://doi.org/10.2118/232326-msfirst seen 2026-05-23 05:43:02 · last seen 2026-08-10 05:15:40