“リアル クリーン パワー”への礎石―石炭ガス化発電商業プラント見学レポート（下）―
原

図1

晋一＊

常磐共同火力（株）勿来 IGCC1）

4 月号（上）では， 勿来商業プラントの見学に料電池の併設による発電効率の向上を目指し基づき，空気吹き IGCC の開発経過と，技術的諸事た，IGCC のさらなるクリーン化技術開発の情を記し，IGCC の意味と，空気吹き IGCC の位置一環であるが，2 室 2 段噴流方式等ガス化炉付けにつき述べた。 今月号（下）では，その続き

技術11）は勿来の技術を引き継いだものである。

を紹介する。

5．今後の計画

6． 石炭火力発電の意義と空気吹き IGCC の位置づけ，および課題と対応

・空気吹き IGCC 商業化今後の予定

6 1．火力発電における比較
表 2 に火力発電の比較を示す。

空気吹き IGCC，GT 1,400 ℃，540MW，送電端効率：48 ％，灰利用率 90 ％のプロジェ

火力発電はベースロード電力として発電の中軸でクトが，2020 初頭スタートを予定し， 福島あるが，冒頭述べたように石炭火力はその燃料であ県広野町と勿来にある。この 2 つのプロジェ

る石炭が安価でありかつ資源の賦存量が多く賦存地

クトは東京電力にて計画されているが，この域が世界に分散しているため，わが国おける火力発プロジェクトの内一つに常磐共同火力（株）が電において他の火力発電方式にない強みを持ってい参加する予定である。

る（図 10，11）。

・酸素吹き IGCC 技術開発

その中でも IGCC は石炭中の無機化合物の溶解温

広島県の中国電力（株）大崎発電所構内に度が低くても，廃出灰分の減容化や炉内各所での灰166MW の酸素吹き IGCC の実証化プロジェ

分付着等が無く使用できるため，安価な亜瀝青炭がクトの設備が，大崎クールジェン（株）にて平燃料（図 5，図 12）として使いやすく，ボイラー方

成 29 年 3 月， スタートすべく建設中である11）。このプロジ
ェクトは，CCS 技術

1993

1996

20022005

1999527467

514 504457の 内 の CO2 回 収 技

339術の開発，および燃Shinichi HARA；原 技術士＊事務所（技術士，化学部門），
SEC Net エネルギー研究会
TEL/FAX：03 5370 2348
E mail：sharasetsu@yahoo.
co.jp

12250 238
164 156 172
139

190 17297

瀝青炭＋無煙炭

亜瀝青炭

図 10

褐炭

各炭種の可採年数12）
化学装置

表2

火力発電プロセス比較（開発中を含む）

空気吹き IGCC
GT1,200 ℃
燃料（灰融点）プロセス条件GT1,700 ℃

GT1,300 ℃

IGFC

瀝青炭，亜瀝青炭
（1,200 ℃〜1,500 ℃）

瀝青炭，亜瀝青炭（1,200 ℃〜1,550 ℃）

下室 1,800 ℃ 上室 1,100 ℃
2.6MPa下室 1,600 ℃ 上室 1,100 ℃
2.5MPa

発電効率（SE）

42% LHV

ガス化効率
灰分取扱い

酸素吹き IGCC＊4）

52% LHV

40.5 HHV

75% HHV

微粉炭燃焼ボイラーLNG ガスタービン（GT）

USC

1,500 ℃

AUSC

無煙炭，瀝青炭（1,400 ℃〜1,650 ℃）

55% HHV

1,700 ℃

天然ガス等

600 ℃
24.1MPa

700 ℃
24.1MPa――

39.5% HHV

46〜48% HHV

57% LHV

63% LHV

82% HHV――

主として埋め立て―

Sour Shift をガス精製系に設置，
GT 前にて乾式吸着で CO2 回収

燃焼排ガスから湿式吸収で CO2 回収

GT 燃焼後湿式吸収で CO2 回収―蒸気パイプ等高温材料開発―高温対応

灰分，対微粉炭ボイラーの半分に減容

舗装用途再使用CCS 対応GT 燃焼後湿式吸収で CO2 回収

技術開発

CCS 対応1,700 ℃ GT大崎クールジェンにて実証化
酸素吹きガス化，CCS 対応，
IGFC は SOFC 併設排出係数＊1）
kg CO2/MWh807（亜瀝青炭）652（亜瀝青炭）848（亜瀝青炭）595（亜瀝青炭）817（瀝青炭）692（瀝青炭）

349316

燃料コスト＊2）（円/kWh）
（図2）

2.66

2.15

2.8

1.96

2.86
（3.9〜4.2）

2.42

7.18（8.2〜8.6）

6.5

設備費＊3）
（相対値）

1

1.1

1.04

1.15

0.85

1.00

0.65

0.85

全コスト
（相対値）

11弱
◎

1.04

1○

1.03

1.11

1.36

1.33

＊1）独立行政法人経済研究所，（RIETI)，「エネルギー源別標準発熱量・炭素排出係数―2013 改訂版」を利用し補正・換算実施＊2）燃料費は DU：70$/B と設定し，2010 から 2015 間の各燃料の対 DU 相関関係から想定（図 11），瀝青炭 / 亜瀝青炭価格は（図 5，図 12）を参考かつ発熱量，CEF 補正＊3）設備費用は 地球環境産業技術研究機構システム研究グループ，「電源別発電コストの最新推計と電源代替の費用便益分析」，平成 26 年
10 月 20 日を参考にして高コスト部補正＊4）大崎クールジェン計画および Eagle Project の電子情報による式の USC や AUSC よりコスト的に優位な方式と評した後の低濃度 CO2 をコスト的に高い湿式吸収で価される。なお，日本の LNG においてスポット取回収することであり，そのために多くの内部消費電引が多くなり価格が下がる可能性があるが，もし 2力を消費する（約 30 ％）可能性があるということ割半程度安くなるようなら LNG ガスタービン発電である。これに対しては，酸素吹き IGCC において，が石炭 IGCC と同等となると考えられる。

ガス化されたシンガスを GT で燃焼させる前で，空気吹き IGCC と燃料電池併設のない酸素吹き

CO シフト反応を起こさせる方法（サワーシフト）

IGCC の間では，未だ同一条件での比較ができる酸により水素濃度を上げると同時に CO2 濃度を高くし，素吹き IGCC のデータが得られないので評価は確定

コスト的に安い乾式吸着で CO2 を回収できる方法

的ではないが，ASU による電気消費の差により送が可能性としてある15）。

電端発電効率において空気吹き IGCC の方がやや高い
ASU 設備費用の差等から空気吹き IGCC の方が優位にあると窺える。
6 2．IGCC 課題への対応
空気吹き IGCC の課題は，石炭という高排出係数燃料

DU FO発熱量等価・LNG/Coal/FO価格相関
FO発熱量等価・価格〔$/B〕（図 9）と考えられることや，

120.00100.0080.00

2016 年 5 月号

y＝0.8561xR2＝0.9713

40.00
20.00

図 11

LNG
Coal

60.00

を 使 用 す る 上，CCS 化 す
る場合ガスタービンで燃焼

y＝0.7408x＋18.956
R2＝0.5398

at DU：70$/B
LNG：70.8$/B FOE
12.0$/MMBTU
Coal：8.17$/B FOE
81.4$/T
FO：59.9$/B

FO
y＝0.0624x＋3.8046
R2＝0.3288

0.00
0.00
50.00
100.00150.00
DU 2010 2015 monthly price〔$/B〕

線形（Coal）
線形（FO）
線形（LNG）

対 DU 価格の各化石燃料発熱量等価・価格相関と DU70$/B 時の各燃料の価格13）13

Price〔$/T〕

90
Coal HHV Price（Indonesia,2014）85
y＝0.0153x−21.278
80
R2＝0.9747
75
70
Bitumen65
60
55
Lignite50
Sub Bit.
45
40
4,000
4,500
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000HHV〔kcal/kg〕

図 12

石炭発熱量と価格の関係14）

さらには高濃度化，高精製化された水素を使いさらなる高発電効率を得るため，燃料 電 池（FC， 個 体 酸 化 物 燃 料 電 池：SOFC）を併設し発電する方法が考えられる15）（図 13）。
いずれにしても，これら今後の IGCC 技術のさらなる高度化には，基盤として，勿来で培われた空気吹き IGCC のガス化技術が具体的姿で寄与してきたし，今後の実ビジネス環境における技術の進歩が，引き続き寄与するのは間違いない。

7．CCS 技術
回収CO2

炭酸ガスの捕捉・回収・固定化（CCS）を行う技術は現在開発途上であるが， 捕煙突FC捉・回収技術にはアミン吸収液や PSA 等複合発電︵精密精製︶

脱硫・脱炭酸シフト

空気分離ガス化炉

CO

は膜分離技術等によるコストダウンが可能な技術開発が行われており，捕捉・回収においては 2020 年に 2,000 円/t–CO2 の目標の設定ができた16，18）。しかし固定化は地中O2
空気

図 13

Sour Shift，Pre Combustion CCS，FC 併設概念図15）

表3分類

火力発電排出 CO2 関係の CCS 技術開発状況
テーマ16）にて A 評価されたもの，他19，21）

CO2 分離・回収 ・高分子膜技術
・CO2 吸 収 液 再 生 省 エ ネ
Alumina 膜でのフラッシュ化
・PSA 改良

海洋貯留
大規模植林
微生物利用

CO2 有効利用

成果，確認等
これらの開発および CO2 排出プラントでの技術開発で，
従 来 4,000 円/t CO2 が 2,000円/tCO2 の分離回収コストになる

1,600mill.t CO2
1,000 円/t CO2，貯留可能
背斜構造を伴わない帯水層：
陸域堆積盆地：72,042mill.t CO2
海域堆積盆地：15,847mill.t CO2
それぞれ貯留可能
1,180mill.t CO2・CO2 含排ガスと水の高温地 2,800 円/t CO2，中への注入，地質の炭酸塩 貯留可能
化で固定・回収 CO2 隔離との関係無し
・回収 CO2 隔離との関係無し
深地下微生物による C への・深地下に存在する微生物を 還元全量 2×1014 t CO2 の 1%
利 用 し CO2 の C へ の 還 元 で CO2 固 定 で 2×1012 t CO2，固を定化
貯留・固定可能・回 収 CO2 と 水 分 解 水 素 のFT 反応によるオレフィン生産19）・バイオリアクターにおける回収 CO2 による微細藻由来
バイオ燃料生産19，21）

隔離が技術的に確実であるとされているが日本のように地震の多い国土への地中隔離については未だ評価中である16）（表 3）。

16)

CO2 隔離・蛇紋岩体（超苦鉄質体）へ
陸上隔離の CO2 固定・貯留（海底地下含） ・CO2 貯留シール層の安定性
評価

14の物理吸着のような従来技術がある。現在

ただ米国等では地中への Storage は実証化テストがなされており現在 Leakage 等
安全性評価が試みられている17）。いずれにしても石炭火力から排出される年間数億トン規模の CO2 の有効な隔離技術の開発が急がれている（表 3）。
石炭火力からの CO2 の CCS は今後必須となると思われ， ここでは CO2 排出の少ない LNG ガスタービン発電と排出の多い石炭火力について，CCS を伴う場合の発電コストの大小の逆転が生ずるか検討しておく。CO2 の Storage については，米国でテストされコスト算出も行われている22，23）。
これに地震の少ない地域への輸送・貯留等日本固有のコストや捕捉・回収コストを加え次のように CCS コストを設定した。

4,600t CO2/y/11.8ha 受 光 面積20）

捕捉・回収コスト18）：30$/t CO2105t CO2/y/1ha 受光面積20），
リアクター開発により；474t
CO2/y/0.9ha Reactor 敷地面積21）

輸送・貯留コスト21，22）：20$/t CO2（（現状コスト＋2020 目標コスト）/2）
日本固有コスト：10$/t CO2
合計 CCS コスト：60$/t CO2
化学装置

表4

予測 CCS コスト（60$/t CO2）を加味した全コスト相対値

空気吹き IGCC＊

微粉炭ボイラーガスタービン＊＊

GT1,200 ℃

GT1,700 ℃

GT1,300 ℃

IGFC

USC

AUSC

1,500 ℃

1,700 ℃

10.93
○1.05

0.90
◎

1.03

1.01

1.00

0.96

全コスト
（相対値）
＊＊

酸素吹き IGCC＊

酸素吹き IGCC は Sour Shift と Pre–Combustion CCS が可能で CCS にかかるコストを低減できる可能性があるが，この推算には含まず。
天然ガスの LNG 化には約 10% の天然ガスエネルギーのロスを伴うが，この推算には含まず。

この CCS コストを表 2 に示す各発電方式についてプラスした場合，表 4 のような合計コストと推算される。 その結果 IGCC は CCS を付加しても相対的に安い方法と考えられる。

8．終 わ り に政府は，2030 年に向けての電力エネルギー構成計画を策定し，火力発電は 56 ％とし，その内 50 ％以下を石炭火力とするとしている。
燃料価格の安い（現状石油発熱量等価・価格：燃料炭：8$/B，LNG：40$/B，VR：20$/B）石炭は，今後さらに高効率発電技術の開発を通し，電力コストの低減の原動力として存続することが必要とされているのは，現実的な政策方向であろう。
その意味で，空気吹きとはいえ石炭のガス化技術が商業環境において実働し，さらに大規模発電の計画が進んでいることは，酸素吹き石炭ガス化プロセ
スさらにはその酸素吹き石炭ガス化技術を基にした課題」，平成 26 年 5 月 9 日15）METI，「石炭ガス化燃料電池複合発電実証事業費補助金」，評価検討会（第 2 回）資料 1 416）METI，「プログラム式 CO2 固定化・有効利用技術開発」，プロジェクト事業評価事後報告書，H23 年 3 月
17）RITE， 革新的環境技術開発シンポジウム 2015 ，2015
年 12 月 18 日，「CO2 地中貯留安全性評価技術開発」
薛自救18）資源エネルギー庁，「CO2 回収・利用に関する今後の技術開発の課題と方向性」，平成 27 年 6 月，次世代火力発電協議会第 2 回会合19）METI，「CO2 回収・利用に関する技術開発の現況」，
平成 27 年 6 月，次世代火力発電協議会第 2 回会合20）METI，「CO2 有効利用技術の特徴」，平成 27 年 6 月，
次世代火力発電協議会第 3 回会合
21）佐藤徹，東京大学新領域研究科，「バイオリアクターの開発プロセスの効率化と性能予測」，lemons.k.u-tokyo.
ac.jp/SATO/lecture/Special/microalgae.pdf
22）“Report for the Interagency Task Force on Carbon
Capture and Storage“, August 2010, DOE, EPA23）J.J. Dooley etc., “On the Long term Average Cost of CO2
Transport and Storage“, March, 2008

燃料電池併設発電プロセス（IGFC）の実現に向けて，将来の石炭火力の存続の礎を設定したといえる。
一方，地球規模の気候変動に対し，その主要因とされる石炭火力にとっては，高効率化技術開発を行うとともに，CCS 技術の開発は必然であり，IGCCにおける CO2 対策としての Pre-Treatment や乾式分離というプロセス技術の開発とともに，CO2 の固定化における貯蔵条件の選定や輸送，圧入，リーケイジモニタリングに関する技術開発は非常に重要であるということを実感できた。
CO2 の捕捉・ 回収技術を備えかつ CO2 の固定化環境が確立した暁には，IGCC はコストの安い，安定・安全な電力の柱となると考えられる。
＜引 用 資 料＞
11）第 1 回石炭ガス化燃料電池複合発電実証事業中間評価
検討会資料 6，平成 27 年 6 月 22 日，METI12）www.meti.go.jp/committee/materials2/downloadfiles/
g90529b09j.pdf
METI WEC, “Survey of Energy Resources“
13）3）のデータからグラフ化
14）資源エネルギー庁，資源燃料部，「石炭をめぐる現状と2016 年 5 月号

■ ミニ用語解説 ■（1）CO2 リーケージモニタリング：
リーケージモニタリングは，CCS 活動により貯留された CO2 の潜在的な漏洩を決定するための測定，分析や解析であり，高分解能地震探査，地球化学的土壌調査や地表モニタリング等を使い行われる。地表モニタリングは，井穴ガスのサンプリングと分析の他，飲料地下水のサンプリングと分析などが有り，それらをベースデーターとしたシミュレーションを駆使し広範囲に行われる。個別の方法は実験開発中であるが，ガストレーサー，温度・圧力調査，トモグラフィ，重力ベースライン調査研究，微生物調査，4D 地震探査，衛星による地表面撮影および地盤工学的モニタリングなどの技術からなる。
モニタリングの期間は，削減 CO2 取引等の取り決めの検討において，約 10 年間の取引期間中はもとより，その後においても 20 年間以上のモニタリング実施の必要性が論議されている。
（2）PSA：PSA は Pressure Swing Adsorption の略であり，CO2 に対する活性炭素や，合成ゼオライトに対する水分のように，ガスと個体の吸着特性の強さを使い他のガスとの分離を行う方法であり，圧力の高い吸着槽と圧力の低い吸着槽を交互に圧力変換し対象ガスの分離を行う方式である。

15