分散配置型電力･水素供給システムの経済性評価
Economica一

feasibility
systemon

studyhydrogenanddistributed
fue=ngloadleveling

station(技)研究開発部第1研究室

多

井

勉

TsutomuOi(技)研究開発部第2研究室

中井Ⅲiroshi
uC事業室

寛
Nakai

贋

瀬

Jun

Hirose潤

電力需要はコンピュータの利用拡大,エア･コンディショニングシステムの普及等に伴って着実に増加している｡そして電力需要量は夏･冬と春･秋とでは大きな格差を生じている｡特に夏季の暑い日の24時間においては大きな電力需要の格差が顕著である｡このために発電設備の稼働時間が低下し,電力コストが高くなり,電力負荷平準化対策が要求されている｡電力負荷平準化対策には
低コスト電力の安定的供給という本来的意義に加えて省エネルギー,二酸化炭素の排出抑制といっt●た意義もある｡地球環境問題,化石燃料の枯渇問題を解決するためにクリーンエネルギー自動車の開発が進められている｡これらの開発において究極の石油代替燃料として水素が位置付けられている｡水素エネルギー導入のためにはインフラストラクチャーの整備とコスト低減が課題である｡本
報告では固体高分子電解質型水電解装置(HHOG)と固体高分子電解質型燃料電池を組み合わせ
た分散配置型電力負荷平準化システム,および燃料電池自動車用水素供給ステーションの経済性について評価した｡なお本報告は1998年度に中部電力㈱電力技術研究所殿の委託を受けて行った｢水素･酸素発生装置の燃料電池への適用に関する調査研究+の一部である｡
Theof computerandis big difference

spreaddemand･Thereinwinterandhotsummer's

that

generation

plantstoday

generation
dioxidethesprlngand autumn･
big･
This
difference
causesvery
Sothe rislng
cost･
Of electricity
The
load
levelinglS
Slgnificant

andplants･carbon
solve

the
is

The

exhaust･

warmlng
globalin thesedevelopment･
decreasetheandenergy･The

economical

stationwhich

consistmembranesby Chubu

bypoweredfuel
drain･

vehiclesfossilandfuelultimateforhydrogenI̲J

has
increased
theusageelectriclty
in thedemandsummertheelectricity
andThe
differencein thedemandof electriclty

air‑conditionlng

betweenfeasibility

study

of

to

to

Company

in

time
level

drop
the

of
load

cost

in

load

leveling

energyandis developed

systemfuel
or waterelectrolyzer
andcell uslng
in this report.
done
in the
This
was
study

is shown
Electric
Power

to

the
reducein ordertohydroge.n
asis positioned
aninfrastructure
socletyprovideWith
tointroducethehydrogen
order
save

energyclean
The

It is necessaryhydrogentheoperation
it is necessary

andtheresearchhydrog･en
protonfuelingexchangecommissioned

1998.

電力負荷平準化システム

Electricalload

水素エネルギー

Hydrogen

Energy固体高分子電解質型水電解装置

Waterleveling

systemuslng

theelectrolyzer

protonexchangemembrane燃Vol.

43 No.

1

料

電

池

Fuel

cell

燃料電池自動車

Fuel

cell

水素供給ステーション

Hydrogen経 済 性Economical(1999/9)

評 価

神鋼パンテツク技報

vehiclefueling

stationfeasibility

study

31

秋とでは大きな格差が生じて,電力需要量の曲線は

ま えがき
電気は使用しやすいエネルギーとして着実にその消費量は増加している｡

第2図に示すように｢ふたこぶらくだ+型になって1980年と1996年の電力需要いる｡

を比較すると,先進主要7カ国における給発電量は

わが国の夏季の一日の電力需要を第3図に示す｡3)50%程度増加している｡すなわちいず

夏季の暑い日の24時間においても電力需要の格差はれの国においても,その国の生産水準,国民の生活顕著である｡午前から午後にかけて気温が上昇する

水準を向上させていくために電力消費が増加していと冷房用の電力需要が鰻登りになり,午後2暗からる｡

3時にかけて,電力需要はピークになる｡このピー

平均して,わが国のエネルギー需要は第1図に示すように

クと最も電力需要量が少ない未明時のボトムでは2倍以上の格差がある｡

1979年度に原油換算で4億4300万キロリットルのピークを示した｡1)その後は第2次石油ショックを

1997年12月のCOP3においてわが国は地球温暖化

契機として省エネルギーが進んだことなどから,
1982年度までは減少した｡そして1983年度からは増2 000

加に転じたものの,過去の推移と比較すると低い伸び率になっている｡これは主としてエネルギー多消

1997

1711

1 678

1995

冒

費型産業からエネルギー寡消費型産業‑の産業構造

l●

.̲坐

1

含

の変革や省エネ)i,ギ‑の進展などによってなされたものである｡エネルギー源別の需要動向では,石油

⊂⊃
⊂=)

×

89

〔コ

需要の減少が顕著である反面,電力需要はコンピュー

1103
1 157

･B
CL

タの利用拡大,エア･コンディショニングシステム

弓1
∽

;=
⊂)
U

の普及等に伴って着実に増加している｡

1985
725

h

794

q)

わが国の月別に見た電力10社合計の電力需要量をa⊂)n

第2図に示す｡2)わが国の電力需要は1965年初頭ま

532

【て;

･=o

では1年間通じて,ほぼ一定した量の電気が消費さ

U

q)

[土】

れていた｡しかし近年生活水準の向上,コンピュー

343

1967

281

タの普及,冷暖房用機器の普及等により夏･冬と春･
4

5

6

7

8

9

10

11

1

12

2

3

Month

第2図

46B.9

oil

2

Monthlyelect,ricalpower

consumptlOn

two

Betw9甲the
く=ヽ)

月別の電気使用量

Fig.

450
crlSISeS

し●

400

J

;=

1st oi

risi

=?

2nd

oil crisis
beyond

and

召

350

Be for.e lst

×GNP

oil crlSis

⊂:
q)

588.0

(て;
>

300

声

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≡

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吐)

250

678
August

674

巨一

437

Q)

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コ
ゝ{

200

U

T()tat energy
demand

｢こ】
l=
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u
:ll 03

328.0
150

≡

q)
｢:コ

demand

g7.0

LNG

70

75

80

90

95

喜

500
40()
400

旨
き

300
200

1B

August7, 199050
29, 1985

IOO
o
1

2

3

4

5

6

7

8

9

第1図

32

Changes

inenergy

:
̲53
Fi]

Ⅲour

第3図

エネルギー需要とGNPの変化
1

昌一

101112131415161718192021222324

Year

Fig.

亡

∃

demand

85

こ≡

600

0
965

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700

2, 1997

64.0

nd

?

1 200
1100
lOO

喜

649

ust

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1 300

764

504
Electric power

%

.2

⊂コ

仁工]

宣

1 500
1400
400

900
800

September100

Oil demalld

l{
Q)

1 600

1000
000

78

216A

A
ら()

1 700

4, 1994

demand

and

GNP

Fig.

神鋼パンテツク技報

1日の電気使用量
3

Dailyelectric

power

consumptlOn

Vol.

43 No.

1(1999/9)

OptimalⅠ□creasedenergluse

generating

configロrationof r】onfossil

Efficier)cy

improvementsupp】y･side

facilities

PR

Energyimprovement

savlngactivities

Develop7Tlent

Enhanced

Load

一eveling

arld distribution

at

aimed

energ)∫ saving

diffusion

and

loss

of highly efficient

appliances

utilization

Promotionof untappedof load levelingthe used

regenerative

SIDICIDl

SeriesUDIO◇

中sourcesenergymanagement
systems

through

二酸化炭素排出抑制策
4

Carbondioxidecontrolmeasures

ガスを2008年から2012年において,1990年に比較して6%削減することが決められた｡発電分野から排

Tier

I

出されている二酸化炭素の割合がわが国全体の排出量の約30%であることを考えると電力分野への削減の期待は大きい｡二酸化炭素の排出削減にあたっては総合的な対策が必要である｡電気事業連合会でParauel

Em issiorlSw itb
futureSIDT

svsterns

Series

.=

㊨ gas

ULEV

LdE:

● Series stirli昭

turbille
Series fuel ce】l[gas]秦EZE＼/

Series fuel cell [H2]圏
ZEV
50

60

70

80

Gasolille equivalent

らなる｡これらの対策の中に電力負荷平準化が含ま
第5図

1994年12月16日,石油代替エネルギーの供給目標

令■F元の供給面での対策+と｢電力の使用面での対策+かれている

Parallel
CIDI[コ

書TierIIは第4図に示す対策を考えている｡3)それは｢電力

t･●

power

side

●

Fig.

of thermal

0f transmission

alld energ),‑saving

第4図

sourcesgellerationofReductiolltenergyof naturalside
Efficiency

DemandsourceseS

Develc‑pment
Supply

power

of

Fig.

90
fuel

100

ecollOm)′

110

120

｢mpg]

PNGVコンセプト車の排Hガスと燃料予測
5

Emissions

and

fuel

economyof PNGV

concept

CarSを達成するために新エネルギー導入大綱が制定された｡この大綱の中で自動車関連分野ではク1)‑ンエ
ネルギー自動車の積極導入が決定された｡クリーンPNGVプロジェクト(Pertnership

エネルギー自動車の開発･導入の意義は,･二酸化炭素等の地球温暖化ガスの排出削減

Generation

of

for

Vehicles)が推進されている｡5)寡5図に示すようPNGVプロジェクトにおいては究･石油代替エネルギーの開発･都市の大気環境悪化への対応等である｡わが国においては㈲日本自動車研究所が極の石油代替燃料として水素を位置付けている｡そ新エネルギー･産業技術総合開発機構(NEDO)/リットルの6人乗りセダン車を開発しようとしてより委託を受け,自動車会社と協力して1997年度かいる｡水素エネルギーは供給面のインフラストラク

ら7カ年計画で｢高効率ク1)‑ンエネルギー自動車

チャーとコストの点で制約があり,その実用化はの研究開発プロジェクト+が実施されている｡4)ま2030年以降とも考えられている｡しかし地球環境問た米国においても同様に産官学が一体となって

題,化石燃料の枯渇問題を考えると,水素エネルギー

Vol.

43

No.

1

(1999/9)Newa

して2011年の目標で,ガソリン相当で燃費が42km

神鋼パンテツク技報∂∂

電気設備で実際に使用される電力を負荷と呼ぶ｡の供給･利用のための基盤を早急に築いていくこと

この電力のある期間における平均電力の最大電力にが必要である｡6)

対する比率を負荷率といい,一般に次式のように定過去に電力負荷平準化に水電解技術を適用するこ義される｡とが提案されている｡安価な深夜電力を使って水電
解により水素を発生させた場合の水素価格が試算さ

負荷率‑平均電力/最大電力×100

れている｡7)また深夜電力を用いて水電解し,発生(1)した水素と酸素を貯蔵しておく｡そしてこの水素と酸素を電力需要ピーク時にエンジン,または燃料電

発電設備の稼働時間が低下する,すなわち負荷率が池に供給して発電するシステムについて解析されて低下すると固定費が高くなり,電力コストが上昇すいる｡8),9)ピークロード用電力を供給する原子力発電所を想定し,そのオフピーク電力による水電解水

る｡

および電力供給コスト低減のために不可欠である+

素製造について検討されている｡10)しかし将来の水との認識のもとに1997年から官民をあげて,電力負電解装置と燃料電池の設備費を想定し,経済性を詳

荷平準化対策に取り組まれている｡12)電力負荷平準細に検討されている例が少ない｡11)このような背景化対策の意義は低コストの電力の安定的供給というのもとに水電解装置と燃料電池を組み合わせた分散

本来的意義に加えて省エネルギー,二酸化炭素の排配置型電力負荷平準化システム,および燃料電池自出抑制といった意義もある｡負荷率を1%改善する

動車用水素供給システムの経済性を評価した｡と,二酸化炭素を20‑30万トン炭素換算/年削減で｢電力負荷平準化が今後の電力供給の安定確保,

1.電力負荷平準化

きる効果がある｡

1.

1電力負荷平準化の意義

1, 2

我々の生活の中で電気エネルギーはスイッチを入(1)揚水発電れるだけでいつでも使用できる非常に便利なエネル

電力負荷平準化の方法13)
揚水発電を第6図に示す｡発電所の上部と下部ギーである｡しかし電気エネルギーは大量に貯蔵がに貯水池(上池,下池)を設ける｡夜間,休日等できないため,供給者は常に需要がどこまで増加すの電力需要が低下した時に余剰電力により水を下るかを予想し,最大需要に対しても供給できるよう部池から上部池に汲み上げる｡そして電力需要のな発電設備を用意しておかなければならない｡

ピーク時に上池から下地に水を流して,発電する

Upper

reservoir

Electric

Day tim与[Generat10n]generator

≒さ＼

Upper

Lower

吐●
reseT･vojT･

reservoir
Night

time

[Pロmping up]
ElectricgelleratOr

Lower

き＼
第6図
Fig.

34

lノ

reservoir

揚水発電システム
6

Pumped‑storagehydroelectric

generation

system

神鋼パンテツク技報

Vol.

43

No.

1

(1999/9)

Electricity

Clutch A

Compresso

Gas turbine

Clutch B

Generator/M

r

grid

otor

β

J

UndergTOund

第7図
Fig･

I

cave

圧縮空気貯蔵ガスタービンシステム
7

Compressed

air energy

storagegas

andturbinesystem方式である｡水の汲み上げ時のポンプと発電時の貯蔵しておいた圧縮空気を再生器で加熱した後,水車,ポンプ駆動用モーターと発電機はそれぞれ燃料とともに燃焼させる｡そしてガスタービンを同一のものを使用するのが普通である｡我が国で回転させて,発電する｡本システムでは気密性,

は1960年代に入って,大容量可逆式水車技術等が安定性に優れ,経済的に掘削の行える圧縮空気貯進み,現在では出力100万kWを越える揚水発電

蔵空洞が必要である｡岩塩層内にこのような地下所がいくつも建設され,稼働している｡

空洞が得られる欧米では実用化されている｡しか(2)圧縮空気貯蔵ガスタービンシステム

し日本では軟弱な地盤の点から,本システムは導このシステムは深夜,休日の電力需要が低下した時に余剰電力により圧縮空気をつくり,それを入されていない｡(3)超電導マグネットエネルギー貯蔵システム

地下空洞に貯蔵しておく｡昼間の電力需要のピー

第8図にエネルギー貯蔵の原理を示す｡超電導

ク時にはこの圧縮空気を取り出して,燃料とともに燃焼させて,ガスタービンを回転させて発電す

マグネットを液体ヘリウムで冷却し,スイッチを閉じる｡そして所定の電淀を通電した後に電気抵るシステムである｡

抗がゼロの超電導スイッチで超電導マグネットの第7図に圧縮空気貯蔵ガスタービンシステムを示す｡電力需要オフピーク時にはクラッチAを

両端を短絡する｡このとき超電導マグネットと超電導スイッチから回路の全抵抗をR,インダク接続して,系続から得られる電力でモーターを回

タンスをLとするとこの回路の電流の減衰時定転し,空気を高圧圧縮する｡そして高圧空気を地

数Tは次のとおりになる｡

下空洞に貯蔵する｡電力需要のピーク時にはクラッ
チAを切って,クラッチBを接続する｡そして
Vol.

43

No.

1

(1999/9)

丁‑L/R
神鋼パンテツク技報(2)35

RがゼロであるならばTは無限大となり,電源をている｡このシステムでは深夜,休日の電力需要

超電導マグネットから分離したのちも超電導マグが低下した時に余剰電力を交流から直流に変換しネット内を電流は流れ続ける｡超電導マグネットて,電池に貯蔵する｡昼間の電力需要のピーク時を流れる電流をⅠとすると超電導コイルにはLI2には貯蔵された直流を交流に変換して,需要家に/2のエネルギーが貯蔵される｡電流が減衰しな送る｡(5)氷畜熱システム

いかぎり,このエネルギーは一定に保存される｡
本システムを大型化するためにはマグネット技術,

電力エネルギーを熟エネルギーとして貯蔵する

マグネット保護技術,極低温冷凍技術等の開発とシステムとして氷畜熟システムがある｡このシス

コスト低減の解決するべき課題があり,まだ実用化されていない｡

テムでは深夜の電力需要が低下した時に余剰電力により氷を作り,貯蔵しておく｡昼間の電力需要(4)電池エネルギー貯蔵システムのピーク時には貯蔵した氷を溶かして,冷房に使

かつては電池はスケールメリットは小さいと言用する｡

われていた｡しかし近年ナトリウムー硫黄電池のような高効率の二次電池が開発されて,変電所等

2.水素エネルギーを用いた電力負荷平準化システムに設置される分散配置型として使用されようとし

2.

1電力負荷平準化システムの基本仕様
電力負荷平準化システムの基本仕様を第l表に示l/●す｡水電解装置の水素発生能力を次のように決定した｡
Switch水素の標準状態における高位発熱量

L^

3 050

Cryostat

発電効率

Wh/Nm355%

6時間水電解し,SしIperC()nduct lug

547

kcal/Nm3‑3

3時間発電する｡

switchLiquidbeliし1m

燃料電池の発電能力1000kWあたりの水電解装置の水素発生能力は次のようになる

つSuperconductillg
magnet

水素発生能力‑(1000×103wx3h)÷(3)(0.55×3547Wh/Nm3×6h)‑256Nm3/h
14%の余裕を見て,燃料電池の発電能力1000kWI)i●あたり292Nm3/hとする｡配置する燃料電池の発
第8図
Fig.

電能力を2400kWとすると,水電解装置の水素発

超電導宙左石によるエネルギー貯蔵の原理
8Princlple
energyofthestoragesuperconductlng

生能力は700Nm3/也,酸素発生能力は350Nm3/hmagnetic

systemとなる｡それに伴って水素貯蔵量は4000Nm3,醍
素貯蔵量は2000Nm3となる｡

第1表
Table

分散配置烈電力負荷平準化システムの仕様
1

SpecificationsofHydrogen

HHOG

distributed

load

generation

rate

Oxygengeneration
Operation
time
Storage
Fuel

cell

tank

Hydrogen
Oxygensystem
700

Nm3/h
Nm3/h

rate

350
23:00‑5:00

volumevolumeOutputOperation

36

storagestorageleveling

4 000

Nm3

2000

kW

2400
13:00‑16:00

time

神鋼パンテツク技報(6hours/day)

Nm3(3hours/day)

Vol.

43

No.

1

(1999/9)

水電解装置2.2

2. 3

水電解装置には次のものがある｡

燃料電池は水素と酸素を電気化学的に反応させて(1)アルカリ水電解装置

電気を発生させる発電装置である｡使用する電解質

現在商用に運転されている水電解装置の大部分
はアルカリ水電解装置である｡の種類によって,第2表に示すようにリン酸型,浴

KOHを電解質と融炭酸塩型,固体電解質型,固体高分子電解質型等

して純水に25%程度添加し,水電解する｡固体に分類できる｡発電効率が40‑60%と高く,オン

高分子電解質型水電解装置に比較すると電解電流サイト設置,コージェネレーション使用としても適密度が低いにもかかわらず,エネルギー効率は高していることから,省エネルギー効果が高い｡また

くない｡電解電流密度が低いため,固体高分子電水素を発生させるもととなる燃料として天然ガス,

解質型水電解装置と比較して装置が大きい｡

メタノール,石炭ガスなどが使用でき,石油代替エ(2)固体高介子電解質型水電解装置

t●

ネルギーの利用促進になる｡さらに燃料電池は硫黄分散配置型電力負荷平準化システムは都市近郊

酸化物,窒素酸化物の排出量が極めて少ないこと,に配置されることから水電解装置にはコンパクトで発電部に回転体を使用していないため振動音が小さあることが要求される｡また深夜のみ水電解する
ため低温で作動し,即座に水電解を開始すること

いなど環境上の立地制約条件が少ない｡また建設工期も短いなどの利点がある｡

が要求される｡固体高分了層解質型水電解装置は分散配置型電力負荷平準化システムは都市近郊に電流密度(固体高分了一電解質膜の単位面積当たり配置されることから燃料電池にはコンパクトであるの電解電流)が高く,ことが要求される｡また電力需要ピーク時のみ発電

100℃以下の低温で作動する等の特徴がある｡また水電解装置と燃料電池をすることから低温で作動し,即座に発電を開始する

一体化した可逆型燃料電池が将来可能になる｡これらのことから今回の経済性評価では固体高分子

は電力密度(電池の単位面積当たりの発生電力)が電解質型燃料電池を取り上げた｡詳細は後述する｡

高く, 100 ℃以下の低温で作動する等の特徴がある｡

ことが要求される｡固体高分子電解質型燃料電池に(3)固体酸化物電解質型水電解装置

また現在自動車の駆動用として固体高分子電解質型

イットリアで安定化したジルコニアを酸素イオ

燃料電池が開発されている｡そして自動車メーカー℃程ン導電体として利用する,運転温度が1000

I

燃料電池14)は来世紀初頭に燃料電池自動車を販売すると新開発

度の高温水蒸気電解装置である｡現段階では電解表している｡多数の乗用車に固体高分子電解質型燃質,電極の製作法,接続材料などに技術的課題を料電池が使用されると,大量生産の効果により固体抱えている｡将来核熱水蒸気などによる安定した高分子電解質型燃料電池の価格が下がると期待され高温熱源が確保できるようになれば,高効率水電ている｡これらのことから今回の経済性評価では固解装置として期待できる｡

体高分子電解質型燃料電池を取り上げた｡

J
第2表
Table

燃料電池の分類
2

Fuel

cell

categories

Phosphoricacidtype
Electrolyte

Phosphoricacid

Chargecarrierin

HlMoltencarbonatetype
Carbonate
COヨ2￣￣Solidoxidetype
Yttria‑stabilizedzirconia
02￣￣￣

Polymerelectrolytetype

Protonexchangemembrane
H＋

electrolyte

Operationtemperature

200℃

Fuel

Hydrogenヨydrocarbon‑reformedgas

Features

Closetocommercialization

600‑700℃
Hydrogen,Carbonoxide
Hydrocarbon
Hydrocarbon‑reformedgas

1000℃

80℃

Hydrogen,Carbonoxide
Hydrocarbon
Hydrocarbon‑reformedgas

Hydrocarbon‑reformedgas

Highefficiency,WideuseHighefficiency,Wideuse

offuels,Possibilityofin‑
ternalreformlng

offuels,Possibilityofin‑
ternalreformlng

Powergenerationefficiency

40‑450/o

45‑600/o

50‑600/o

Cellmaterials

CarbonNickel,Stainlesssteel

Ceramics

Vol.

43 No.

1(1999/9)

神鋼パンテツク技報

HydrogenHighefficiency
Usedforelectricalvehicles‑600/oCarbon∂7

固体高分子電解質型水電解装置

2. 4

ルホン酸基を持ち,プロトン伝導性のあるフッ素

固体高分子電解質膜を使った水電解装置は1970年

系カチオン交換樹脂である｡電解電圧を下げるた

代に米国において宇宙船,潜水艦等の生命維持装置

めに白金族金属の電解触媒が固体高分子電解質膜として開発されたのが最初である｡15)水素をエネルの両面に接合されている｡純水を固体高分子電解

ギーとして利用する技術開発が石油危機を契機に

質膜の陽極側に供給し,固体高分子電解質膜の両1974年以降通産省工業技術院大阪工業技術研究所に極に直流電流を通電する｡純水は次式に従って,おいて開始された｡16)近年地球温暖化問題の点から電気分解される｡

石油,石炭等にかわる燃料として,燃焼時に二酸化炭素の排出がない水素への期待が高くなっている｡

陽極

2H20‑→4H＋＋02＋4e(4)

新エネルギー･産業技術総合開発機構の｢水素利用陰極

4H＋＋4e‑2H2(5)

国際クリーンエネルギーシステム技術+(WE‑NET)計画では,この水素を世界各地に未利用の酸素が陽極側に発生する｡陽極側に発生したプロ

形で存在する水力,太陽光,風力などの自然エネル

トンが固体高分子電解質膜中を移動して,陰極側

ギーと固体高分子電解質型水電解装置を組み合わせ

で電子と結合する｡そして水素になる｡結果として次の式に従って,水は水素と酸素に電気分解さて発生する技術の開発がなされている｡17)
当社では数十Nm3/h規模の水素発生能力のある

れる｡

lノ●

固体高分子電解質膜を使った水電解装置(以下
[High

HHOG

HydrogenpurityandOxygen2H20‑‑2H2＋

02

(6)

Generator]と呼ぶ)を商品化し,半導体工業,化水を電気分解する電解セルは第11図に示すよう

学工業,発電所等に納入してきた｡18)･19),20)(1)水電解の原理に電極板,白金族金属を両面に接合した固体高分

HHOGにおけるガス発生の原理を第9図に示

子電解質膜,給電体,ガスケットから構成されてす｡固体高分子電解質膜は第10図に示す構造のスいる｡陽極側の電極板には純水を供給するポートと酸素と純水を放出するポートが設けられている｡
また陰極側の電極板には水素と純水ミストを放出

Cata

CF‑CF2
4e

＋nCF2

‑CF2
TFE

1

0

口20

第9図
Fig.

l

4R＋＋02･4e‑一(二亘)

H20

●

CF

llh

ガス発生の原理
9Princlpleofgas

CF‑CF3

generation∫
0

Deionized

lVaterF

Mixtureof oxygenand deionized l∇ater

CF(

Electr()de

Bolt

and

I

nut

plate

CF

Electricalpower

GasketSO2F

supplier

第10図Electr()deplate

Mixtureof hydrogFn
deionized
water
mist
Pr()t()n exchange

Fig.10電解セルの構造

Fig.llStructureof

Structureofprotonmem‑

exchangemembrane

第11国

∂β

and

固体高分子電解質膜(フッ素系イオン交換膜)の構造(Perfluoro‑

brane
sulfonic
electrochemical

皿er

cell

神鋼パンテツク技報

Vol.

43

acid

poly一

membrane)No.

1(1999/9)

ExbalユSt tO air

Exhaust

to

air

02

‑→

Control pane一

Debumi

Ⅲ2

difierElectrolysis tank

Demheralizer

Pressurereg□】atlngl′a】1′e‑i‑‑‑‑一一⊂ニュ‑＼R｡｡tifi｡rtElectrolysis rnodtlle

●

Beat

Make･np

第12図

HHOGのフローダイアグラム

Fig.12

Flow

tank

water

HHOG

of

するポートが設けられている｡水素発生量に併せによって上昇する｡熱交換器によってこの熟は取て必要な固体高分子電解質膜の表面積が決まる｡

り除かれ,電解に適した純水温度に保持される｡

その結果,第11図に示した構造の電解セルの必要

イオン交換樹脂がHHOGに取り付けられてい数が決まり,これらの部品が積層されて,麗解モる｡電解タンク,水素ガス分離タンク,熱交換器,

ジュールが構成される｡

配管等はオーステナイト系ステンレス鋼で製作さ

(2)

t ●

gas

separation

Pump

excharlger

diagram甘ydrog.en

HHOGのフローダイアグラムれており,これらの内面は電解研磨等の洗浄処理

水素発生圧力が4kg/cm2をこえる高圧型がなされている｡この洗浄処理によってステンレ

HHOGのフローダイアグラムを第12図に示す｡

ス鋼表面からの金属成分の溶出が少なくされてい

高圧型HHOGは電解モジュール,電解タンク,る｡またイオン交換樹脂によっても水質は一定に

水素ガス分離タンク,附虚器,整流器,コントロー

保たれる｡

ルパネルから構成されている｡電解モジュールは電解モジュールの陽極側圧力は電解タンクの圧電解タンク中の純水中に浸漬されている｡純水は力と同じである｡水素側と酸素側の圧力差を常に循環ポンプによって電解モジュールの陽極に供給される｡純水は電解モジュールにおいて電解され一定に保つことによって原理的には電解タンクの耐圧まで水素,酸素の発生圧力を高めることが可る｡電解モジュールの陰極は水素ガス分離タンク能である｡に接続されている｡水素に含まれている純水は水

水素発生圧力が4kg/cm2以下の低圧型HHOG

素ガス分離タンクにて分離される｡酸素は電解タ

では電解モジュールは大気空間に設置される｡そンクにて純水と分離される｡

して電解モジュールの陽極側の出口側に酸素分離

陽極に供給される純水の一部が電気分解される｡
残りの純水は電解モジュールの冷却に使用される｡
純水は循環ポンプによって循環される｡

HHOGはタンク(循環水気液分離タンク)を設ける｡
2.5

水素･酸素の貯蔵方法

深夜電力を用いてHHOGにより発生させた水素,

閉鎖系になっていて,外部への純水の放出はない｡

および酸素を昼間の電力負荷ピーク時に燃料電池に電解タンク中の純水温度は電解モジュールの発熱供給するためには,一時的に発生ガスを貯蔵する必

Vol.

43

No.

1

(1999/9)

神鋼パンテツク技報

39

要がある｡貯蔵方法には以下のような方法がある｡

大量の水素が蒸発する｡この蒸発を防止するため(1)圧縮ガスに水素ガスを液化する過程で水酸化鉄などの触媒と接触させることによって強制的にオルソ水素かガスの最も一般的な貯蔵方法である｡大きく分類して,タンク方式と高圧容器方式がある｡タンらパラ水素に転換する｡

クは通常,球形,もしくは円筒形のものが使用さ

水素自身を冷媒として水素膨脹タービンとジュー

れ,大容量のガス貯蔵に向いている｡大容量のタル･トムソン効果の組み合わせにより液化する｡

ンクは一般的に現地施工で組み立てられる｡高圧

水素圧縮機にて高圧となった水素ガスを予冷し,貯蔵用ではタンクの肉厚が厚くなるため,製作時,

膨脹タービンで常圧付近まで膨脹させて温度を降

溶接による歪みを取り除く焼純が必要になる｡こ下させる｡そして液化水素を生成し,この液化水

れらの点から製作時における焼純が必要でないタ

素で原料水素を液化する｡この方法は水素サイクンクの肉厚にし,かつ現地施工で組み立てて経済ル法と呼ばれ,中･大型液化プラントに適用され性を出している｡このために貯蔵圧力は10‑30気ている｡比較的小型のプラントにはヘリウムを冷圧が一般的である｡

媒として水素サイクルと同様な冷凍サイクルを形

高圧容器方式にはボンベとシリンダーがある｡

成するヘリウムサイクル法が適用される｡水素サイ

小容量の場合にはボンベ(内容積約50リットル,

クル法で液化能力が100‑1000キロリットル/日,

充填量約7Nm3),またはこのボンベを集合させたカードルが使い分けられる｡カードルとは50リッ

ヘリウムサイクル法で10‑30キロリットル/日のプラントが運転されている｡‑253℃までの極低トルボンベを20‑50本集合連結し,架台にのせた

温に水素を冷却しなければならないため,スケー

集合容器であるo

ルメリットがある大容量プラント,および安価なシリンダーとは1本の内容積が500‑600リットルの長尺容器を架台上に30‑40本

電力が経済性成立のための条件である｡約

固定し,配管で接続した一つの容器として使用す35%の液化効率で1Nm3の水素を液化するためるものである｡に1kWhの電力が必要である｡

200kg/cm2で2800Nm3を貯蔵できる｡ 150kg/cm2ではマンガン鋼を,液化酸素に関しても概ね同様である｡

200kg/cm2

ではクロムモリブデン鋼を容器用材料として使用(3)地下貯蔵する｡

廃坑,岩塩空洞,帯水層などの地下空間に水素,(2)液化ガス

酸素を圧縮貯蔵する方法である｡岩塩空洞は1億

水素にはオルソ水素とパラ水素があり,水素分

Nm3程度まで,帯水層はそれ以上の量の大規模

子中の二つの原子核の回転方向が同じものをオル

貯蔵に適している｡この方法には次のような利点

ソ水素,逆のものをパラ水素と呼ぶ｡大気温度でがある｡の水素はオルソ水素が75%,パラ水素が25%の割合で混合している｡液化水素になると平衡値は･設備投資と運転費用が低く抑えられる｡･温度変化が少ないため,貯蔵圧力の変動が小さい｡

パラ水素99.8%となる｡水素を液化した場合,
オルソからパラ‑の転換速度は極めて遅く,平衡備に達するのに数百時間を要する｡液化水素をそ･長期保存に適している｡
しかし欧米では実績があるが,国内では適した廃のまま貯蔵するとオルソ/パラ変換により発熱し,坑,岩塩空洞がない｡

第3表
Table

水素充填密度の比較
3

Comparisonoffillingup

densltyOfhydrogenAtom/cm3(×1022)

Weightpercent(o/o)

Gaseoushydrogen(Normalstate)
Liquifiedhydrogen(20K)
Metalhydride(MgH2)
Metalhydride(Mg2NiH｡)
Metalhydride(LaNi5H6)
Metalhydride(TiFeHl.9)
Gaseoushydrogeninhigh‑pressurecylinder(15MPa)

5.4×10￣3

100

4.2

100

Note:

is included

40

The

●

weightofhigh‑pressure

cylinder

6.6

7.6

5.6

3.6

6.2

1.4

5.7

1.8

0.8

1.2(辛)

神鋼パンテツク技報

Vol.

43

No.

1

(1999/9)卜●(4)水素吸蔵合金21)

3. 1分散配置型電力負荷平準化システム

水素吸蔵合金と水素ガスの反応を次式に示す｡

電力需要の少ない夜間の23時から翌朝5暗まで
HHOGにより水電解を行い,水素と酸素を貯蔵しM＋H2‑MH2＋Q(7)ておく｡そしてこの水素と酸素を用いて固体高分子
電解質型燃料電池により電力需要ピークの13時から

ここでMは水素吸蔵合金(金属水素化物をつく

16時まで発電する｡

る合金), MH2は金属水素化物,

3. 2

Qは反応熱であ

電力負荷平準化機能,発電機能と水素供給機

る｡水素吸蔵合金では水素が結晶格子間に原子状能を合わせ持つ分散配置型水素供給ステーションに侵入して金属水素化物を形成する｡この性質を電力需要の少ない夜間の23時から翌朝5時まで

利用して水素を貯蔵する｡水素吸蔵時に発熱反応,

HHOGにより水電解を行い,水素と酸素を貯蔵し水素放出時に吸熱反応を起こすため,それぞれ冷ておく｡そしてこの水素と酸素を用いて固体高分子

却と加熱が必要である｡

電解質型燃料電池により電力需要ピークの13時から

国内ではガスクロマトグラフィー用に水素貯蔵
量100リットルの容器が販売されている｡海外で16時まで発電する｡電力需要の少ない深夜と電力需
要ピーク時以外はHHOGにより水素を発生させて,燃料電池自動車に供給する.電力需要ピーク時以外

し･

芸㌘諾慧Bl*;ioS蒜3*,4n,S>S;LSl,Bfk'j;急設三宝●

は都市ガスを改質した水素を固体高分子電解質型燃を適用する開発が進められている｡現在の水素吸料電池に供給して発電する｡

蔵合金には次の点の課題があるが,これからの開3.3

電力需要ピーク時の13時から16時以外の時間に発を通じての解決が期待できる｡

HHOGにより水素を発生させて,燃料電池自動車･高価である｡･第3表に示すように液化水素相当の高充填密度であるが,ボンベ相当の高重量である｡に供給する｡

4.経済性の評価方法
4.1計算式･吸蔵,放出を繰り返すと粉塵化する｡(1)設備費

ガス貯蔵設備2.6

水素供給ステーション

分散配置型電力負荷平準化システム用ガス貯蔵設

設備費(¥)‑水電解装置設備費(¥)＋ガス貯蔵装備であるがために,次に示す特徴を有している｡

置設備費(¥)＋燃料電池設備費(¥)(8)

･夜間の6時間のみ水素と酸素を貯蔵する｡･昼間の3時間のみ水素と酸素を燃料電池に供給
する｡

I

J

(2)設備単価
設備単価(¥/kW)‑設備費(¥)÷燃料電池

この特徴を考慮すると,次の理由から液化貯蔵方(9)の発電能力(kW)式は適さない｡液化能力的にはヘリウムサイクル法
で対応できる｡しかし夜間の6時間以外も液化装置
を極低温に保持しておく必要があるため,多くの電(3)減価償却率力が必要である｡またガス化にもエネルギーが必要

減価償却率(%)‑

である｡よって次の3方法に絞り,設計を行った｡

l(1＋7,)n‑1＋α×?,‡･タンク方式の貯蔵･高圧シリンダー方式の貯蔵･水素吸蔵合金方式の貯蔵

(1‑α)

α:残

存 価格(10%)

γ:金

利(%)

×γ

(1十γ)ソ(10)n:減価償却年数(年)そして既存技術で実績を有し,敷地面積が少なく,
建設費および消費動力がもっとも安価であるタンク(4)年経費率貯蔵方式が現時点では最適と判断した｡

3.システムのコンセプト
経済性を検討したシステムを第13,

年経費率(%)‑減価償却率
14,

15図に示
す｡またこれらのシステムの1日の運転スケジュー
ルを第16,

17,

Vol.

1

43

No.

18図に示す｡(1999/9)

十固定資産税(%)十資本費諸費率(%)＋修繕費率(%)十給与手当率(%)十直接費諸費率(%)＋業務分担関連費率(%)

神鋼パンテツク技報(%)＋金利(%)(ll)
41

Nighttime

Storage
Water

f､＼

for

electrolyzer

uslng proton
exchangemembraneStorage tank

I

＼
＼

Day

time

for oxygen
Fuel

cell

usl□g proton
exchange

Electricaltankhydrogenmembrane

grid

第13図

分散配置型電力負荷平準化システム

Fig.13Distributed

loadleveling

systemStorage tankfor hydrogen

Water electrolyzer
uslng

protonexchangemembraneStorage
Storage

tank

Water

for oxygen
Fuel

celi

uslng

protonexchange
Electricalusing

protonexchangemembranelmembrane‑̲̲̲̲̲̲I

grid

Steam reformed

Fuel

metbanHydrogencellvehicleElectrical

第14図

電力負荷平準化機能,発電機能と水素供給機能を合わせ持つ分散配置型水素供給ステーション

Fig.14

Distributed
the

tank
for hydrogenelectrolyzerhydrogenfunctionsoffuelingloadleveling

and

cell

vehiclehavingstation

Fuel

grid

第15国

分散配置型水素供給ステーション

Fig.15Distributedhydrogenfueling

stationelectricalgeneration

Hour

1

3

2

4

516HE8】9110==12=3F14r15い6117!18(19120r21122‡23f24

Waterelectrolysis
llHOG

L

r

Storage

Storagetank‑ーーーー‑‑‑‑‑I
Generationofelectricity

Fuelcell‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑>

第16図

分散配置型電力負荷平準化システムの運転時間スケジュール

Fig.160perational

†Iour
日日OG

schedule

distributed

of

load

leveling

system10】11 12

112I314Z5i61718E9

13114115L16

17J18 19Z20121122123124･′ー

Waterelectrolysisfor】oadlevelirlgWaterelectrolysisforfuelingoffuelcellvehicles

I‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑一一‑‑‑‑‑‑=‑ト■Storagetank

StorageI‑‑‑‑‑‑‑◆
FuelcellGeneratiopofelectricityforGeneratio□ofelectricityusingSRMhydrogenGen̲e二aiT̲o̲f聖子1̲CILu̲sl̲ng}R̲Thldr̲o苧elio竺d空音竺̲第17国

電力負荷平準化機能と水素供給機能を合わせ持つ分散配置型水素供給ステーションの運転スケジュール

Fig.170perational
generation

Hourscheduleofhydrogenoffueling

stationhavingthefunctions

of

load

̲̲̲̲̲̲̲̲ーー̲I̲̲〜̲

leveling

andelectriclty

1F2暮3F415161718

9JIOllり12113F14F15116117r18い9120F21

22i23r24

WaterelectrolysisforfuelcellvehicleWaterβ1ectrolysisforfuelcel】vehicle

I‑IHOG‑I‑‑I‑‑‑‑ll‑‑‑‑‑‑‑‑I‑‑‑1‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑一‑‑‑=‑‑‑‑‑トStorageandfuelingStorageandfueling

Storagetank‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑‑I

第18図

分散配置型水素供給ステーションの運転スケジュール

Fig.180perational42

scheduleor

distributedhydrogenfueling

神鋼パンテツク技報

station

Vol.

43

No.

1

(1999/9)

(5)年経費

電解水素価格(¥/Nm3)‑

1Nm3の水素を発

年経費(¥)‑水電解装置設備費(¥)×水電解

生させるために必要な電力(kWh/Nm3)×深装置の年経費率(%)＋ガス貯蔵装置設備費(¥)

夜電力料金(¥/kWh)(14)

×ガス貯蔵装置の年経費率(%)＋燃料電池設
備費(¥)×燃料電池の年経費率(%)(8)深夜に発生させた水素が電力負荷ピーク時に変(12)換される発電原価(燃料相当分)(6)固定費分発電原価
燃料相当分の発電原価(¥/kWh)‑(7)の電解固定費分発電原価(¥/kWh)‑年経費(¥)÷(燃料電池の出力(kW)×365日×

水素価格(¥/Nm3)

1日の発電

時間×年稼働率(%))(kWh/Nm3)

÷(水素の高位発熱量

×燃料電池の発電効率(o/.)) (15)(13)(9)事業税(7)深夜に発生させる電解水素の価格(電力代のみからなり,水電解装置の年経費分は事業税(¥/kWh)‑(固定費分発電原価(¥/

上記の年経費に含まれる)kWh)＋(8)の燃料相当分の発電原価(¥/kWh))

し･l

I.･･)

第4表
Table

HHOGの経済性評価係数
4Factorsofeconomicalfeasibility

study

for

HHOG

ElectrolysISmOdule
Depreciationtime

OtherequlpmentS

Year

10

15

Rateofinterest

0/o

6

6

Rateoffixedpropertytax

0/o

0.75

0.75

RateofrepalrS

0/o

1.8

Rateofsalary

0/o

0.3

1.8
0.3

O/o

2

Totalofotherrates
ElectricltyCOStinthenight‑timeElectricltyCOStintheday‑time
Rateofoperationperyear

第5表
Table

10

0/o

80

ガス貯蔵設備の経済性評価係数5

Factors

Depreciationofof■ interestRateof■ fixedRateof■ repairs

Rate

of

salary

Total

of

other

Rate

of

operation

第6表

economical

time

Rate

Table

2
3

Yen/kWhYen/kWh

property

tax

rates
per

year

feasibility

study

for

tank

storage

Year

15

%

6

%

0.75

%

1.8

%

0.3

%

2

%

80

燃料電池の経済性評価係数
6Factorsofeconomicalfeasibility

study

for

fuel cell

Cellmodule
Depreciationt,ime

Year

OtherequlPmentS
15

10

Rateofinterest

O/o

6

6

Rateoffixedpropertytax

0/o

0.75

0.75

RateofrepalrS

0/o

1.8

1.8

Rateofsalary

0/o

0.3

0.3

Totalofotherrates

0/o2

Rateofoperationperyear

%

Vol.

43 No.

1(1999/9)280

神鋼パンテツク技報

43

×(1.5/98.5)(16)

5.固体高分子電解質型水電解装置の概念
設計(10)発電原価

消費電力を最小化するためには薄い固体高分子電解質膜を用いて,高温で水電解を行うのが望ましい｡

発電原価(¥/kWh)‑固定費分発電原価(¥/kWh)＋(8)の燃料相当分の発電原価(＋事業税(

一方固体高分子電解質膜を透過するガスはエネルギー
効率を下げる｡この透過ガス量は電解温度が上昇す¥/kWh)¥/kWh)(17)

ると増加し,国体高分子電解質膜の膜厚さが減少す
ると増加する｡電解電流密度を高くすると電解電圧(ll)水素供給ステーションのみでの電解水素の価格は高くなる｡最適な電解電流密度はHHOGの設備費と電力費の両方を考えて決めなければならない｡

電解水素の価格(¥/Nm3)
備費(¥)

‑

(水電解装置設

5. 1＋ガ×水電解装置の年経費率(%)

HⅢOGの最適設計点

HHOGは広範囲の温度,圧力,電解電流密度でス貯蔵装置設備費(¥)
×ガス貯蔵装置の年経÷費率(%))(水電解装置の水素発生能力

運転することが出来る｡最も経済的な運転条件を決(Nm3/h)た｡

1日の電解時間×年間稼

×365日×働率(o/o))
4. 2

(18)

定するために次のトレードオフ･スタディーを行っ(1)電解温度

経済性評価係数･(●

電解温度が高くなると電解電圧は低くなり,莱

各装置の経済性評価係数を第4.

5,6表に示す｡

19図に示すように水素を1Nm3発生させるために必要な電力は減少する｡一方電解温度が高くなると第20図に示すように固体高分子電解質膜表面≡

温度は高くなる｡固体高分子電解質膜の膨潤によElectro】vsis㍗とem pcratureFC

る機械的強度の低下,固体高分子電解質膜を通じ

芦=

ど+

/□
/□/

･S
ーと､
C

/

□/

＋

/●

一[コー

/●/

‑‑＋‑I

U

‑:

4
/□
□/
●/

〔I∃

a

て透過するガス量の増加によるエネルギー効率の373E低下を考慮すると,固体高分子電解質膜の使用上

413K/□/メ/●/

/

くじ

333K

限温度は423Kである｡市販されている機器の使//●用とチタンの水素脆化を考慮して,電解温度を

/●/

.ヱ

373Ⅰくとして設計した｡

ー>･

て;

rj=

(2)電解電流密度

U
d)

〔土〕

2

4

Current

6

density

第19図

水電解に必要な電力

Fig.19

Electriclty

for

HHOGの設備費に占める電解モジュールの割

8[A/cm2J合は高い｡電解電流密度を高くすると固体高分子
電解質膜の電解面積は小さくなる｡結果として電

waterelectrolysis･し●解モジュールの設備費は安価になる｡一方策19図に示したように電解電流密度を大きくすると電解

巨二
⊂:

45̀)!

Electrolys】stemperattlre

/

̲□

≡

≡
̀￣岩

/

40〔)

/

/･/

￣￣/

313Ⅰ(

‑

‑‑‑‑‑
‑

/

=)

/

∈

rd

350

∈
∈
￣記
=

+

Pressure

Current

density

:

373 K

LG

393Ⅰ(

￣j;

413K

%

U

1

〇

･B
cT5

5

u一しノ0

2

rA/cm2]固体高分子電解質膜表面の最高温度

Fig.20Maximumchangetemperature

Ambient

･3
4

第20図

surfaceニi=･+.̲̲̲ー ]】3

2

Electrolvsis

353Ⅰ(

PressureArnbierlL

=1

44

1

373I(

1 ‑
‑‑‑‑
1

n

1.2

333Iく

temperature

4
Currentofproton

ex‑

6

第21図

電解電流帝度と電力コスト比の関係

Fig.21

Relationmembranecost

神鋼パンテツク技報

ratio

f･

[A/cm2]

densit),betweentheofelectriclty

currentVol.

denslty

43 No.

1

and

the

(1999/9)

に必要な電力が高くなる｡

3+

電解電流密度と電解温度373Kにおける電力コ

Pressure:⊃'￣⊂プスト比の関係を第21図に示す｡横軸の電力コスト

≡

373 K

:

AlⅥbie11t:

Optimum⊂)

比は電解電流密度3A/cm2における電力コスト

temperature

Electrolysisq)current

density

3 A′/cm2

:

2

ra
⊂)
̲ii‑>･と他の電解電流密度における電力コストの比を意

U
Q)
V

味する｡

1A/cm2では0.9に減少し,

Ls

6A/cm2で

1

⊂)

'L
T3

は1.1に増加する｡

も三
(⊃

しJ

電解電流密度と電解温度373Ⅰくにおける電解モ

)0

1

2

ジュールコスト比の関係を第22図に示す｡横軸の3
Current

電解モジュールコスト比は電解電流密度3A/cm2
における電解モジュールコストと他の電解電流密4density

5

6

第22図

電解電流密度と電解モジュールコスト比の関係

Fig･22

Relation度における電解モジュールコストの比を意味する｡

ratio

betweenortheelectrolysISl[Aノcm2]current

densltyandcost

module1A/cm2では2.7倍に電解モジュールのコストは増加する｡

6A/cm2ではほぼ一定になる｡電解モジュールコストの増加が電力コストの減少より

Vt‑Vo＋RXT/(2×F)

×1n(P‑Pwater)3/2(21)も大きいため,最適な電解電流密度を3A/cm2

しJ

とした｡
5.2

Vo‑1.518‑1.542×10￣3×T＋9.523×10￣5×T

高圧水電解

XlnT＋9.84×

10￣8×T2(22)

水電解により発生させた水素と酸素を貯蔵しておく必要がある｡すでに述べたように高圧ガス状態で

ただしV
Vt

理論電解電圧(Ⅴ)

合は水素吸蔵合金により貯蔵する方法などがある｡

Va

陽極側過電圧(Ⅴ)
陰極側過電圧(Ⅴ)

1日の電解時間が6時間と非常に短いことから,液Vc化して貯蔵する方法は経済的でない｡また水素吸蔵

IR:オーム損失(Ⅴ)

合金は高価である｡これらの理由から高圧ガス状態

Vo:標準理論稼動電解電圧(Ⅴ)

で水素と酸素を発生させる方法を検討した｡

T

HHOGは高圧の水素と酸素を発生させることがt̲ I

電解セル電圧(Ⅴ)

貯蔵する方法,液体状態で貯蔵する方法,水素の場:電解温度(a)Pできる｡ HHOGを高圧で運転しても,電気化学的:電解圧力(atm)Pwater:水の電解温度における蒸気圧(atm)な損失は大きくない｡電解に必要な直流電流の量はR:気体定数(‑8.314Jmol￣1K￣1)電解圧力に関係なく,次のファラデーの法則によっF:ファラデー定数(‑9.648×104cmol￣1)て与えられる｡
Ⅰ‑FXw/(txEq)(19)

一定の電解電流密度,電解温度において,電解圧力が変化すると理論電解電圧は変化する｡一方陽極側
過電圧,陰極側過電圧,オーム損失は変化しない｡

ただしⅠ:電解電流(A)すなわち電解電流密度と電解温度を一定に保った場

w二水素発生量(mol)令,高圧水電解に必要な電力と低圧水電解に必要なF:ファラデー定数(‑9.648×104cmol

電力の差は理論電解電圧の差と電解電流の積に等し
1)

い｡

t

機械的圧縮に必要な動力は次の式によって与えら:電解時間(s)Eq:水素のグラム当量(‑)

れる｡(19)式によると1Nm3の水素を発生させるためには

Pa‑MfXRXTixmxγ/(γ‑1)×2393Ahが必要である｡

j(Po/Pi)(T￣1)/mT‑1i/7(23)電解セル電圧は次の電圧から構成されている｡
ただしPa:機械的圧縮に必要な動力(W)
Ⅴ‑Vt＋Va＋Vc＋IR

Vol.

43

No.

1

(1999/9)臣o)

神鋼パンテツク技報

Mf:圧縮される気体量(mols￣1)
45

400
Iiydrogen
Oxygerl

flow
flow

:

rate

rate

700

Nm3/h
Nm3/h

350

:

Power

for compressing

the hydrogen
300

P()wer

/
/

the

Total

/

S

･/

200

C Om

/

,1

>

/

fc･r

for high‑pressしIre

electrolysIS

/

○
凸一

power
pressing

Power

/

l{
U

for compresslng

oxygen

/

1()0

/
′/
/ノ

1

loo

10

Pressure

LMPaJ

第23図

高圧水電解と機械的圧縮の必要電力

Fig.23Required

for

power

high‑pressure

electrolysISandmechanicalcompression⊂::

ど.
Electrolysis⊂=≡

Hydrogen
IIIydrogen

つ･くtemperaturepressure:rate

generation
:

00

373 K
:

Electrolysis

700 Nm3/h

40 MPa≡temperature

373 K

:

Hydrogengeneration

rate

Hydrogengenerationpressure

:

700

Nm3/h
:

40 MPa写直ぶ.

Electricity

(/つ

C
U

cost

【=
くじ
bD
く⊃

【13

Capital

cost

+=

｢コ
>

=

i
LJ

2

4
Current

density

Totalcost6̲̲̲̲ーI̲I‑I‑‑‑‑‑‑‑‑‑[A/clⅥ2]

l′o

第24図

固体高分子電解質型水電解装置の将来の価格

Fig.24

Prospective

R

cost

of

the

water

2

electrolyzer

64Current

density第25図

将来の水素の発生価格

Fig.25

Prospectivehydrogen[A/cm2】cost:気体定数(‑8.314Jmol￣1K￣1)Ti

この電力は大気圧の水素を機械的に40MPaに圧縮:圧縮機入口の気体温度(K)
Po:圧縮機出口の気体圧力(atm)するために必要な電力よりも若干多い｡しかし水素Pi:圧縮機入口の気体圧力(atm)と酸素の両方を40MPaの高圧状態で水電解により

γ:気体の比熱比(‑)

発生させるための電力は大気圧の水素と酸素を機械m:圧縮段数(‑)

的に40MPaに圧縮する合計電力の80%である｡
燃料電池の効率が向上するため発生酸素を貯蔵して叩:圧縮効率(‑)

おき,空気の代わりにピーク時に使用するのは望ま
1時間に水素を700Nm3,酸素を350Nm3高圧水

しい｡水素と酸素の高圧貯蔵を考えると高圧水電解電解により発生させた場合と同量の大気圧の水素とはエネルギー的に圧縮機よりも優れている｡また圧

酸素を圧縮機により機械的に圧縮した場合の動力を縮機が必要でないため,設備費が削減できる｡

第23図に示す｡圧縮機の効率を70%とした｡

1時

間に大気圧の水素700Nm3を40MPaまで圧縮する

5. 3

HⅢOGの将来の設備費

HHOGの将来の設備費を第24図に示す｡このと222kW必要である｡また同様に1時間に350Nm3

HHOGは40MPaの水素を1時間に700Nm3発生の酸素を圧縮すると111kW必要である｡合計すると333kW必要になる｡
40MPaで水電解すると水める割合が高いため,電解電流密度が大きくなると,素と酸素を発生させる以外に268kW必要である｡

設備費は減少する｡

46

させる｡電解モジュールのコストが設備費全体にし神鋼パンテツク技報

Vol.

43

No.

1

(1999/9)

5. 4

将来の水素発生価格(2)設備費第24図に示すHHOGを深夜の安価な電力により40MPaで高圧水電解が行えるHHOGを想定

1日に3時間のみ運転した場合の水素の発生単価をした｡電解温度を373Ⅰ(,電解電流密度を3A/

第25図に示す｡運転時間が1日に3時間のみであり,稼働率が低いため,固定費分の価格全体にしめる割

cm2とした時の設備費の試算値は第24図に示すように2.4億円である｡ガス貯蔵装置については仕合が高い｡深夜の安価な電力を使用しているため,様に基づき見積もりを行い,電力費分の価格全体にしめる割合は低い｡

電池は固体高分子電解質型を想定した｡この燃料

3A/cm2

1億円とした｡燃料で電解すると59円/Nm3の水素価格になる｡

電池は自動車用に現在,開発が進められている｡

6.経済性評価の結果

2005年頃に大量生産されると発電能力16.

り, 200千円になると予想されている｡また米国

1分散配置型電力負荷平準化システム(1)

1日の運転スケジュール

kWあた

夜間の23時から翌朝5時まで水電解を行い,水エネルギー省のHydrogen
Programでは発電
能力1kWあたり1000‑1500ドル(1ドル‑120

素と酸素を貯蔵する｡そしてこの水素と酸素を用円で120‑180千円)と予想されている｡22)これら

いて,電力需要時の13時から16時まで発電する｡のデータを参考にして1kWあたり150千円とし

仁 }
第7表

分散配置型電力負荷平準化システムの経済性評価

Table

7

Economicalfeasibility
Capitalcostof

distributed

levelingload

Costofsystem

Costofelectriclty(×100millionyen) (×1000yen/kW)
HHOG

2.4

Storagetank1

Fuelcell

3.6

Total

7

(Yen/kWh)

292

第8表
8

Economicalandfeasibility

generationofof

distributed

electricity

Proportionaldivisionrate
tooperationhours∫

79

電力負荷平準化機能,発電機能と水素供給機能を合わせ持つ分散配置型水素供給ステーションの経済性評価(電力負荷平準化運転用)

Table

I;

HHOG

hydrogen(for load

Fuelcellfueling station

havingthefunctions

of

load

leveling

leveling)

Capitalcost

Costofsystem(×100millionyen)(×1000yen/kW)

Costofelectriclty(Yen/kWh)

0.69

6/21
9/24
3/24

Storagetank

0.38
63

0.45

Total

22

1.52

第9表

電力負荷平準化機能,発電機能と水素供給機能を合わせ持つ
分散配置型水素倶給ステーションの経済性評価(水素供給運
転用)

Table

9

Economicalfeasibility
havingstationgenerationof

distributedoffunctionsoftheelectricity(forhydrogen

Proportionaldivisionrate Capitalcost
tooperationhours

HHOG

15/21
15/24

Storagetankhydrogenload

fueling

leveling

andfueling)
Costofhydrogen(×100millionyen) (Yen/Nm3)
1.71
0.63

62

Fuelcell

i

Total

Vol.

system43 No.

1(1999/9)

神鋼パンテツク技報47

た｡これらの値をまとめると第7表のようになる｡(4)発電原価(3)建設単価

第8表に示す建設費を用いて計算すると22円/

総設備を燃料電池の発電能力で割り,建設単価

kWhになる｡電力需要ピーク時以外に都市ガス

292千円/kWとなった｡この値は現在最も高効率を改質した水素を供給することによって固体高分で大容量のコンバインドサイクルLNG火力発電

子電解質型燃料電池の稼働率を高めると,建設単設備の設備単価200千円/kWよりも高い｡本シス

価,発電単価ともに競争力が出る｡(5)水素発生単価

テムが分散配置型で使用されること,短い建設期間,高効率であること等を考慮すると,この建設第9表に示す設備費を用いて計算すると62円/

単価は充分競争力のある値と考えられる｡

Nm3になる｡運転時間帯を考慮して,昼間の電(4)電力需要ピーク時の発電原価

力代10円/kWhを用いた｡

既にのべた計算式と経済性評価係数を用いて計算すると,現在開発が進められている燃料電池自動車の場
合,水素2kgを消費して,79円/kWとなった｡このように高い

250km走行する｡23)値になったのは,電力需要ピークの3時間のみ発

1 km走行あたりの水素消費量は0.09Nm3になる｡

電しているためである｡

ガソリン1リットルを100円,ガソリン車の1km

電力負荷平準化機能,発電機能と水素供給機

走行あたりのガソリン消費量を0.1リットルとす

能を合わせ持つ分散配置型水素供給ステーションる｡このガソリン価格と同等の水素価格は111円(1)/Nm3となる｡この価格と比較して,水素供給ス

6. 2

1日の運転スケジュール
電力負荷平準化機能のみでは稼働時間が短いた

テーションにより製造される水素は競争力がある｡

め,電力需要ピーク時の発電原価が高くなる｡次6.3のように稼働時間を長くすることによって,電力(1)運転スケジュール

水素供給ステーション
電力需要ピーク時以外の16暗から翌日の13時ま需要ピーク時の発電原価を下げた｡
夜間の23暗から翌朝5時まで水電解を行い,水での21時間,HHOGにより水素を発生させて,燃料電池自動車に供給する｡

素と酸素を貯蔵する｡そしてこの水素と酸素を用(2)設備費

いて,電力需要時の13時から16時まで発電する｡

第10表に示すHHOG,ガス貯蔵装置の設備費

電力需要ピーク時以外の時間帯では都市ガスを改と同じである｡

質した水素を固体高分子電解質型燃料電池に供給して,発電する｡また5時から13時までと,16時(3)水素発生単価
電力需要ピーク時以外,

から23時にはHHOGにより水素を発生させて,燃料電池自動車に供給する｡

HHOGを運転するため,運転時間の長さにより重み付けした深夜電力
代と昼間電力代の平均電力代8円/kWbを計算(2)建設費に用いた｡そして60円/Nm3の水素発生価格が得

運転時間を考慮して第7表に示す建設費を案分すると建設費は第8,られた｡この水素価格も前述と同じように競争力

9表のようになる｡

がある｡(3)建設単価
む

電力負荷平準化機能に関しての建設単価は63千円/kWになる｡

すび

HHOGと固体高分子電解質型燃料電池を組み合

第10表

分散配置型水素供給ステーションの経済性評価

TablelO

EconomicalfeasibilityofCapitalcost(×100millionyen)
HHOG

2.4

Storagetank1

distributedhydrogenfueling

stationCostofhydrogen(Yen/Nm3)

60

Fuelcell
Total

48

′､●

3.4

神鋼パンテツク技報

Vol.

43 No.

1(1999/9)●)/･1

わせた分散配置型電力･水素供給システムの経済性

3)電気事業連合会編,を評価した｡ HHOGの設備費の内,電解モジュー4)森田ほか,自動車研究,

ルのしめる割合が高いため,

5

3A/cm2の電流密度Vol.21,) http://www.uscar.org/(1998),

解質膜の耐熱性,チタンの水素脆化,および市販周7

辺機器の耐熱性等を考慮して373Kとした｡そして

et al., Intersociety

Conference,8 ) S.Stucki,

体高分子電解質型水電解装置の設備費を2.4億円と

No.2

Int.

Energy15th,

J.HydrogeTt

Conversion

3, 2015‑2018

Energy,(1980)(1991),

Vol.16

p.461.

した｡また固体高分子電解質型燃料電池の価格を発9 ) S.P.Cicconardi

電能力1kWあたり150千円として経済性を評価しVol.18al.,: Int.

et10)清水三郎:日本原子力学会誌,

力負荷平準化のみでは発電原価は競争力がない｡電ll)

J.J.Iannucci

力需要ピーク以外は都市ガスを改質した水素による

U.S.Hydrogen

発電と燃料電池自動車‑の水電解水素の供給を行う(1998), p.281.

と稼働時間が長くなり,競争力が得られる｡また水

et

al.,

Program

Vol.36
Proceeding

Energy,(1993), p.335.
1998

the

of
Verglnia,

Review,

Vol.50,12)金子史彦:省エネルギー,

素供給のみでも競争力がある｡

J.Hydrogen(1993), p.993.

た｡電力需要ピークの3時間のみ発電するため,蛋

April(1998),

No.3

p.77.

13)鈴木,伊東弘一編著:エネルギー貯蔵システム,エ現状の化石燃料システムには地球温暖化問題,化

ネルギー･資源学会(1992)

石燃料枯渇問題等がある｡これらの問題を解決する

14)電気学会燃料電池運転性調査専門委員会編,燃料電ためには無尽蔵に存在し,地球環境の保全性に優れ

池発電,コロナ社発行(1994)

た再生エネルギーの利用技術を開発する必要がある｡

15) L.∫.Nuttall:

再生エネルギーには化石燃料に比較して種々の欠点

Int. J.HydrogenEnergy,

Vol.2(1977),

Energy,Vol.7

p.395.

がある｡この欠点を補うのが水素エネルギーである｡

H.Takenaka

16)

再生エネルギーを使った水素発生技術では水電解装

etal.: Int.

J.Hydrogen(1982), p.397.

置が重要な役割を担う｡当社では固体高分子電解質

17)第18回新エネルギー･産業技術総合開発機構事業報

膜を使った水電解によるオンサイト型水素発生装置

告会,水素･アルコール･バイオマス技術分科会資料,(HHOG)を半導体工業,化学工業,発電所向けに(1998)

製品化してきた｡この技術をベースに大型化,高圧

18)贋瀬潤ほか:化等の技術開発を行うことによって,電力負荷平準(1996),

化システム,水素エネルギーシステムに適した

神鋼パンテツク技報,

Vol.40,No.2:神鋼パンテツク技報,

Vol.41,

No.1

Vol.42,

No.1

p.48,

19)三宅明子ほか

HHOGとするように努めていく所存である｡(1997),

Q:J

p.55.

20)平井清司ほか[参考文献]:神鋼パンテツク技報,(1998), p.61.

1)省エネルギーセンター発行,省エネルギー便覧(辛21)田村英雄監修

成8年版)
2

Vol.42,

p.2.

) K.E.Johnson
Engineering

1時間に40MPaの水素を700Nm3,発生させる固(1998)(1999)

No.1

6)多井勉ほか:神鋼パンテツク技報,

で設備費を試算した｡また電解温度を固体高分子電し●｢環境とエネルギー+,22) Strategic)電気事業連合会編,｢電気事業の現状1998‑1999+,

DOE

HYDROGEN

January

DOE/GO‑10098‑532,(1998)

NTS社発行(1998):水素吸蔵合金

PlanForPROGRAM

199823)トヨタ自動車カタログ

連絡先
多

井

勉

技術開発本部

中井

技術開発本部

研究開発部

研究開発部

第1研究室

第2研究室

鹿

瀬

潤

UC事業室
担当課長

室長
TE
FAX
E‑mail

Vol.

43

No.

1

L

078
078

992

TE

‑
‑
992
6504
‑
‑

t.oi@pantec.

(1999/9)

6525

co,jp

FAX
E‑mailL

078‑992‑6525

TE

078‑992‑6504

FAX

hr.nakai@pantec.

神鋼パンテツク技報

co.jp

E‑mailL

078‑232‑8100
078‑232‑8110

i.hirose@pantec.

co.jp

49