Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
##### 3.1.4.2 SYNGAS 中タール、チャー濃度

SYNGAS 中のタール濃度の結果を図 3.1.4.2-1 に示す。タール濃度は運転酸素比が高いほど低くなることが確認できた。

図 3.1.4.2-1 SYNGAS 中のタール濃度

SYNGAS 中のチャー濃度の結果を図 3.1.4.2-2 に示す。チャー濃度も運転酸素比が高いほど低くなることが確認できた。

図 3.1.4.2-2 SYNGAS 中のチャー濃度
##### 3.1.4.3 冷ガス効率

ガス化改質の効率を評価するため冷ガス効率について評価した。ここで、冷ガス効率は（SYNGASの化学エネルギー（発熱量））／（原料の化学エネルギー（発熱量））であり、ガスエンジンでの発電量に直接影響するパラメータである。

運転酸素比と冷ガス効率の相関を図3.1.4.3-1に示す。冷ガス効率50～65%程度と運転酸素比との相関はなくほぼ一定となった。水蒸気の添加により$\mathrm{C}+\mathrm{H}_{2}\mathrm{O}\rightarrow\mathrm{CO}+\mathrm{H}_{2}$の水性ガス化反応による冷ガス効率の増加も期待されたが、図3.1.4.3-1の結果からは、これらの反応の影響は小さいと推測される。

図 3.1.4.3-1 冷ガス効率と運転酸素比の相関
##### 3.1.4.4 まとめ

➢ ガス化剤に空気のみを用いたプラズマ改質においては、ガスエンジンの要求下限値である $ 4.6MJ/m^{3}N $ 以上の発熱量を得ることが難しいことがわかった。

ガス化剤に酸素と水蒸気を使用して生成ガス中の窒素濃度を低下させることで、生成ガスの発熱量を向上させることが可能であるが、酸素と水蒸気の製造にはコストがかかるため、できる限りガス化剤に空気を使用し、補助的に水蒸気と酸素を使用することが望ましい。今回の試験より、ガス化剤中の空気の割合を50%程度にすることでガスエンジンの要求下限値を満たすことが可能であることが分かった。

運転酸素比が高いほどタール濃度は低くなることが確認できた。冷ガス効率は運転酸素比によらずほぼ一定となった。また、タール濃度、チャー濃度等、プロセス設計に必要なデータを得た。
### 3.2 ガスエンジン試験

#### 3.2.1 概要

当社が想定するガス組成を模擬したガス（以下模擬ガス）によるガスエンジンの稼働および性能を確認するために、ガスエンジン試験業務を担う adapt engineering 社にて実証試験を行った。

#### 3.2.2 adapt engineering 社の概要

adapt engineering 社は、1993 年にガスエンジンの試験機関としてドイツのテューリング州ノルドハウゼンに事務所を設立した。所在地を図 3.2.2-1 に示す。試験業務の他に、ガスエンジンの部品設計および新型ガスエンジンの開発業務も担う。従業員数は 35 名。

图 3.2.2-1 adapt engineering 社所在地

#### 3.2.3 実証試験用ガスエンジン

実証試験用ガスエンジンには、MAN 社の E0826E を採用した。外観を図 3.2.3-2 に、仕様を表 3.2.3-1 に示す。E0826E は天然ガスを燃料とするガスエンジンであるが、本実証試験の燃料（模擬ガス）は水素分を多く含むため、圧縮時の異常燃焼を避けるため、燃焼室を図 3.2.3-3 のように改造して実施した（圧縮比 9.25）。
図 3.2.3-2 MAN E0826E 外観

表3.2.3-1 ガスエンジン仕様

型式	E0826E
エンジン回転数	1,500 rpm
ボア	108mm
ストローク	125mm
排気量	6.9 L
図 3.2.3-3 燃焼室改造前後(左：改造前、右：改造後)

図 3.2.3-4 改造後の燃焼室

ガスエンジン実証試験設備フローを図3.2.3-5に、試験装置の外観を図3.2.3-6に示す。天然ガスによる試運転および模擬ガスによるガスエンジン試験を行うために、燃料ラインを切り替えられるようバルブ(図3.2.3-7)を設けた。模擬ガスは3個の減圧弁を通じて、燃料タンク圧力(100bar)からガスエンジン仕様圧力(60mbar)に減圧される。天然ガスおよび模擬ガスは、ミキサー(図3.2.3-8)で空気と混合され、ガスエンジンへ供給される(図3.2.3-9)。今回の試験では、機械効率を測定し、そこから発電効率（機械効率×0.95）を計算で求めた。
図 3.2.3-5 ガスエンジン試験設備フロー

図 3.2.3-6 実証試験装置外観
図 3.2.3-7 燃料ライン切り替えバルブ

図3.2.3-8 空気／窒素ミキサー

図 3.2.3-9 ガスエンジン入口部
図 3.2.3-10 点火制御ユニット

図 3.2.3-11 点火コイルと点火プラグ
#### 3.2.4 天然ガスによる試運転

##### 3.2.4.1 試運転概要

今回、模擬ガス用にシリンダーヘッドにある燃焼室の形状を変更したため、模擬ガスによるガスエンジン試験の前に、本来の燃料である天然ガスでガスエンジンが運転できるか確認した。試運転に用いた天然ガスの組成を表3.2.4.1-1に、試運転条件を表3.2.4.1-2に示す。

表 3.2.4.1-1 天然ガスの組成

天然ガス	分析値
CH4(35.82 MJ/m³N)	94.0 vol %
C2H4(59.06 MJ/m³N)	2.9 vol %
C3H8(91.25 MJ/m³N)	0.55 vol %
C4H10(118.62 MJ/m³N)	0.17 vol %
N2	1.4 vol %
CO2	0.78 vol %
O2	0.03 vol %
低位発熱量	36.0MJ/m³N
表3.2.4.1-2 試運転条件（天然ガス）

No.	実施内容
RUN1	所定の着火タイミング(4° CA～28° CA まで 4° CA 刻み)において、空気比 1.0 でガスエンジンがノッキングするか確認する。
RUN2	所定の着火タイミング(4° CA～28° CA まで 4° CA 刻み)において、排ガス中のHC濃度が1.0 g/m³N(失火の判断基準)になるまで空気比を調整し、失火点を確認する。
RUN3	所定の着火タイミング(4° CA～28° CA まで 4° CA 刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.94 g/m³N(日本の規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN4	所定の着火タイミング(4° CA～28° CA まで 4° CA 刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.50 g/m³N(ドイツの規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN5	所定の着火タイミング(4° CA～28° CA まで 4° CA 刻み)において、空気比 1.2 (空気比の下限と上限の中間値)におけるデータ取得。

※CA＝Crank Angle シリンダーのピストンの上死点を基準とし、そこから度単位で表したエンジンの回転角度。
##### 3.2.4.2 試運転結果

各 RUN において得られた結果にもとに作成した性能曲線を図 3.2.4.2-1 に示す (各 RUN の試験結果は添付資料参照)。図 3.2.4.2-1 に示す領域が運転可能な範囲であることを確認した。

図 3.2.4.2-1 出力および機械効率分布(燃料：天然ガス)
#### 3.2.5 模擬ガスによる試験運転

##### 3.2.5.1 試験概要

所定の低位発熱量となるよう CO、 $ H_{2} $ 、 $ CH_{4} $ 、 $ CO_{2} $ 、 $ N_{2} $ を混合したガス（模擬ガス）を作成し、ガスエンジンが起動すること、および運転範囲と性能を確認した。作製した模擬ガスの組成を表 3.2.5.1-1 に、試験条件を表 3.2.5.1-2 に示す。模擬ガスの組成は、ガスエンジンの性能・運転に大きな影響を与える水素濃度を実証試験の結果と同じく、その上で CO や $ CH_{4} $ 等の可燃成分と不活性ガスの比率を調整することでガス発熱量をあわせた。

表 3.2.5.1-1 模擬ガスの組成

模擬ガス①	模擬ガス②	模擬ガス③	実証試験で得られたSYNGAS組成範囲
CO	35 vol %	28 vol %	21 vol %	14～20 vol %
H2	35 vol %	28 vol %	21 vol %	17～31 vol %
CH4	5 vol %	4 vol %	3 vol %	3～8 vol %
不活性ガス	25 vol %	45vol %	55 vol %	41～47 vol %
低位発熱量	10.0 MJ/m3N	8.0 MJ/m3N	6.0 MJ/m3N	5～9 MJ/m3N
表 3.2.5.1-2 試験条件（模擬ガス）

対象
模擬ガス	No.	実施内容
①10MJ/m³N	RUN6	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、空気比1.0でガスエンジンがノッキングするか確認する。
RUN7	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.94g/m³N(日本の規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN8	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.50g/m³N(ドイツの規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN9	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が下限になるまで空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
②8MJ/m³N	RUN10	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、空気比1.0でガスエンジンがノッキングするか確認する。
RUN11	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.94g/m³N(日本の規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN12	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が0.50g/m³N(ドイツの規制値)となるよう空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
RUN13	所定の着火タイミング(4° CA～32° CAまで4° CA刻み)において、排ガス中のNOx濃度が下限になるまで空気比を調整し、その際のガスエンジンの性能を確認する。
③6MJ/m³N	RUN14	CAを変化させてガスエンジンの性能を確認する。
##### 3.2.5.2 試験結果

各 RUN において得られた結果にもとに作成した性能曲線を図 3.2.5.2-1～図 3.2.5.2-5 に示す（各 RUN の試験結果詳細に関する図表は添付資料参照）。

空気比 1.0 の運転においても明確な失火領域が確認できなかった。

➢ 天然ガスでの運転と比べて、運転範囲が広くなることを確認した。

①10MJ/m^{3}_{N}、②8MJ/m^{3}_{N}の模擬ガスにおいては、着火タイミング16°CAにおいて効率が高くなる結果となった。また③6MJ/m^{3}_{N}の模擬ガスにおいては、今回の試験条件においては、着火タイミング24°CAで効率が最も高くなった。

実用機においては、得られる SYNGAS の発熱量に応じて今回と同様の事前試験を行えば、安定して稼働するか、効率が高くなるクランクアングルの最適点等についての事前検討が可能であることが確認できた。

模擬ガスの発熱量によって効率に大きな差は生じないことを確認した。
図 3.2.5.2-1 出力および機械効率分布(①10MJ/m^{3}N)
図 3.2.5.2-2 出力および機械効率分布(②8MJ/m^{3}N)
図 3.2.5.2-3 性能線図(③ $ 6MJ/m^{3}N $ )
図 3.2.5.2-4 発電効率比較（16° CA）

図 3.2.5.2-5 発電効率比較（24° CA）
#### 3.2.6 まとめ

天然ガスを燃料とするガスエンジンを、水素を多く含む模擬ガス用に燃焼室を改造して試験を実施した。圧縮比は9.25として実証試験を実施した。

空気比 1.0 でノッキングを起こさないこと、いずれの条件においてもガスエンジンが失火しないことを確認した。

➢ 天然ガスでの試運転と比べて、運転範囲が広くなることを確認した。

今回は模擬ガスによる小型エンジン（定格 75kW）での試験であったため発電効率は27～31%程度と低めの結果となった。実機規模のエンジン（～1000kW クラス）ではメーカーでの検討により、34.8%程度の効率が得られる見込みである。
### 3.3 ガス処理プロセス

#### 3.3.1 ガスエンジンからの要求値

ガスエンジンで安定して発電するためには、ガス中に含まれる各種微量成分を除去する必要がある。仏）Eneria 社と米）Dresser-Rand 社(旧：西)Guascor 社)からの情報をもとに、ガス処理プロセスにて対応すべき項目として表3.3.1-1の項目を抽出した。

表 3.3.1-1 ガス処理プロセスにて対応する項目とガスエンジン要求値

ガスエンジン要求値
チャー/ダスト	5μm以上の粒子は許容できない
タール	ベンゼン環2rings <1000mg/m³N3rings <10mg/m³N3rings以上は許容できない
HCI	<10ppm
H₂S	<300ppm
NH₃	<10ppm
Si	<1.0mg/m³N
相対湿度	<60%
#### 3.3.2 ガス処理プロセスに導入するガス組成と処理プロセス検討

次に、3.1.2.1 項のフランス実証設備（以下、当設備で実施した試験を「実証試験」と記す）で得られた結果に基づき、ガス処理プロセスの設計条件を決定し、またその処理に必要な除去機構を決定した（表 3.3.2-1）。ガス中の微量成分濃度、除去機構の決定根拠については、次頁以降に示す。

表 3.3.2-1 ガス中微量成分に対する設計条件および除去機構

設計条件	除去機構
チャー/ダスト	10～60g/m³N(50%平均体積粒子径 0.7～12μm)	パグフィルタ
タール	数百～8.000mg/m³N	オイルスクラバ
HCI	200ppm	水スクラバ
H₂S	200ppm	除去不要(ただし水スクラバで同時に捕集される)
NH₃	300ppm	水スクラバ
Si	1mg/m³N	除去不要(ただしパグフィルタで捕集される)
相対湿度	冷却/再加熱温度に依存	冷却→再加熱→10℃の温度差を設ける(40℃冷却→50℃再加熱→相対湿度60%)
## ①チャー/ダスト

チャー・ダスト濃度は図3.1.4.2-2に示すように10〜60g/m³N程度であることから、ガスエンジンの前で除塵する必要がある。実証試験ではバグフィルタでチャー・ダストを除去しており、実用化施設においてもバグフィルタを採用するものとして排ガス処理プロセスの検討を行った。バグフィルタで捕捉された灰に対して行った示差熱分析による発火点の測定、粒度分布/比表面積の測定結果を表3.3.2-2に示す。灰の発火点は運転条件によらず400〜450℃程度であり、通常のバグフィルタ運転温度では発火の可能性がないことが確認されている。

捕集したチャーは回収し、燃焼炉にて焼却処理を行うことで顕熱を回収するものとした。

表 3.3.2-2 実証試験 チャー分析結果

分析項目	单位	分析結果
発火点	℃	400～450
粒度分布	$ \mu m $ -50%体積粒子径	0.7～1.2
比表面積	m $ ^{2} $ /g	18～69
## ② 夕一儿

実証試験におけるタール組成分析結果を表3.3.2-3に示す。タール濃度が低い場合は、タールはペンゼン環1ringがほとんどであるが、タール濃度が3,000mg/m³N-dry程度になるとベンゼン環2rings以上のものが増加している。よって、特に2rings以上を確実に除去するためにオイルスクラバを設けることとする。オイルスクラバ(図3.3.2-1)設置により、特に2rings以上の分子量が大きなタールを除去することで、ガスエンジン仕様を確実に満足することが可能となる。

表 3.3.2-3 実証試験 タール組成

合計タール濃度	mg/m³N-dry	1,443	3,519	4,356
ベンゼン環 1ring	mg/m³N-dry	1,439	2,859	3,588
2rings	mg/m³N-dry	4	457	609
3rings	mg/m³N-dry	0	118	113
4rings	mg/m³N-dry	0	85	45
5rings	mg/m³N-dry	0	1	0
出典：DAHLMAN 社 HP

http://www.royaldahlman.com/renewable/home/tar-removal/olga-technology/

図 3.3.2-1 オイルスクラバの一例
③HCl /H_{2}S /NH_{3}

実証試験におけるガス中 HCl、 $ H_{2}S $ 、 $ NH_{3} $ の分析結果を表 3.3.2-4 に示す。今回の分析において HCl、 $ H_{2}S $ の発生量は少ないが、処理対象の RDF 組成によりこれらの値は変化すると想定されるため、ガス処理プロセスではそれぞれ最大 200ppm を見込むものとした。 $ NH_{3} $ は分析結果の差異が大きいが、測定結果の平均を考慮してこちらは 300ppm 程度が発生するものとした。

除去機構は、これら3成分がともに水溶性の成分であるため、水スクラバが適切であると判断した。水スクラバの薬液の種類と除去率の一例を図3.3.2-2に示す。HClおよびH_{2}Sは酸性であるため、溶液をNaOHとすることで95%以上の除去が可能になる。NH_{3}はアルカリ性であるため、溶液をH_{2}SO_{4}とすることで95%以上の除去が可能になる。

表 3.3.2-4 実証試験 ガス分析結果

RDF
パグフィルタ前	パグフィルタ後
①	②	①	②	③
タール(タール露点)	g/Nm³-dry(℃)	-	-	5.2(102℃)	-	2.8(85℃)
微量有害成分	HCl	mg/Nm³-dry	<0.3	9.1	<0.2	<0.2	17.1
NH₃	mg/Nm³-dry	38	16	42	25	491
H₂S	mg/Nm³-dry	12	0	13	12	32
Si	mg/Nm³-dry	5.0	0.9	0.3	0.2	0.5
ガス名	分子式	洗净液	除去効率
アンモニア	NH3	H2O	85～95%
H2SO4	95～99%
塩化水素	HCI	H2O	95～98%
NaOH	95～98%
フッ化水素	HF	H2O	95～98%
NaOH	95～98%
硫酸ミスト	H2SO4	H2O	90～95%
臭化水素	HBr	H2O	85～90%
NaOH	85～90%
塩素カス	Cl2	H2O	～20%
NaOH	95～99%
二酸化硫黄	SO2	H2O	50～80%
NaOH	95～99%
二酸化窒素	NO2	H2O	—
NaOH	～30%
硫化水素	H2S	NaOH	95～99%
NaClO	95～99%
メチルメルカブタン	CH3SH	NaOH	～30%
NaClO	85～95%

出典：株式会社協立製作所 HP、http://www.kyoritsu-yes.co.jp/product/kougai/nwo.html

図 3.3.2-2 水スクラバによる除去率の一例

④Si

発生濃度が低く、かつバグフィルタでダストとともに除去されるため、特段の対応は不要と判断した。

## ⑤ガス中相対湿度

ガスエンジンからの要求値は相対湿度 60%以下である。よって、ガスエンジンに導入する前にガス処理の過程で減温して水分を凝縮/除去し、再加熱を行って相対湿度を 60%以下にする必要がある。ここでは、40℃程度に減温した後に 50℃程度に再加熱することで、相対湿度を 60%程度とするようにした。
#### 3.3.3 まとめ

これまでの検討に基づき設計したガス処理プロセスを図3.3.3-1に示す。まずバグフィルタにてダストの除去を行い、その後オイルスクラバにてタール成分の除去を行う。次に、水スクラバにて減温による排ガス中の水分除去と、HCl/H_{2}S/NH_{3}の除去を行う。最後に相対湿度60%程度となるように加温した後に、ガスエンジンにガスを導入する。これらのプロセスにより、ガスエンジンによる安定した発電が可能になるものと考える。

図 3.3.3-1 ガス処理プロセス
## 第 4 章 開発した技術がもたらす効果

### 4.1 プロセス計算前提条件

これまでの検討結果に基づき、廃棄物ガス化発電プロセスの経済性を評価するためにプロセス計算を実施した。計算に使用した廃棄物組成を表4.1-1に示す。

表 4.1-1 想定廃棄物組成

名称	廃棄物
三成分	可燃分 wet%	83.0
水分 wet%	8.6
灰分 wet%	8.4
元素組成	C dry%	52.2
H dry%	6.1
N dry%	1.4
S dry%	0.1
Cl dry%	0.1
O dry%	30.9
低位発熱量	MJ/kg wet base	18.4
kcal/kg wet base	4,400

想定する実機プロセスフローを図 4.1-1 に示す。廃棄物をガス化炉に投入し、改質炉、No.1 ボイラ、ガス洗浄を経たガスをガスエンジンに導入して発電する(No.1 ガス化発電ライン)。バグフィルタで捕集されたチャー（未反応炭素）は後段の燃焼炉にて焼却し、ガスエンジン排気とともに No.2 ボイラにて顕熱を回収する。No.1 ボイラと No.2 ボイラで発生した蒸気により蒸気タービンで発電する（No.2 焼却発電ライン）。

図 4.1-1 ガス化発電 実機プロセスフロー
計算に使用した前提を表 4.1-2 に示す。目標炉内温度は実証設備と当社ガス化実験設備における温度と同等に設定した。ガス化剤も実証設備と当社ガス化実験設備における結果を鑑み、①空気 100%、②空気 50%+酸素・水蒸気 50%、③酸素・水蒸気 100% とした。

必要な空気比は炉内温度目標値とガス化剤の組成から計算した。ただし、今回の試算は100t/日であり、実証設備や当社ガス化実験設備よりも大型であるため、炉からの放熱量低減が見込まれる。そのため、今回試算した空気比は、実証設備や当社ガス化実験設備における結果より若干低いものとなった。

ガス化剤に水蒸気を使用する場合は、発生した蒸気タービンの抽気蒸気を用いることとした。その場合は常時炉内に水蒸気を投入するため、それを補うためにボイラヘ補給水を必要量投入するものと考え計算を行った。

表 4.1-2 プロセス計算 前提条件

処理規模	t/日炉	100
温度	砂層 ℃	750
ガス化炉出口 ℃	900
改質炉出口 ℃	1,000
使用ガス化剤	①空気 100%
②空気 50%+酸素·水蒸気 50%
③酸素·水蒸気 100%
### 4.2 発電効率、送電効率の試算条件

発電効率、送電効率試算の前提となる発電量、場内消費電力量の試算条件を表4.2-1に示す。ガスエンジンの発電効率については、欧州のガスエンジンメーカに検討を依頼し、その結果から34.8％とした。蒸気タービンでの発電量は、蒸気条件450℃×6MPaの条件で試算した。なお、蒸気タービンは抽気タービンとし、ガス化炉に供給する蒸気は蒸気タービンからの抽気により得るものとして計算した

また、ガスエンジンからは90℃の温水が回収できる。この熱量を有効に活用するために、回収した温水にて①ボイラ給水加熱を行う、②ボイラ給水加熱で取りきれなかったガスエンジン温水廃熱を活用して低温熱源でも発電可能な ORC（Organic Rankin Cycle）ユニットを用いて発電する、こととした。ORC ユニットは神戸製鋼製 MB-70 とした。ORC 概略フローを図 4.2-1 に示す。

場内消費電力量は当社検討により下記にて試算した。

・ファン消費電力を風量、設計圧力より計算

• PSA 酸素発生装置を前提とし、 $ 0.4\mathrm{kWh/m^{3}N^{-}O_{2}} $ の消費電力が必要として試算

・その他汎用機器の消費電力として72kWh/ごみtを計上

表 4.2-1 発電量、場内消費電力量 試算条件

項目	試算条件
発電量	ガスエンジン : 発電効率 34.8%として試算
蒸気タービン : 当社設計標準により試算 蒸気条件 : 450℃×6MPa
ORC : ガスエンジン回収渋水量より試算 神戸製鋼製 MB-70 を想定 (詳細は添付資料③参照)
場内消費
電力量	ファン : 風量、圧力より計算
PSA : 酸素必要量より 0.4kW/m³N-O₂ として計算
その他汎用機器 : 72kWh/ごみtとして計算
出典：株式会社神戸製鋼所 HP

http://www.kobelco.co.jp/machinery/products/rotation/microbinary/index.html

図 4.2-1 神戸製鋼所 マイクロバイナリーMB-70 概略フロー
### 4.3 発電端効率、送電端効率の試算結果

前述の前提に基づいて行った計算結果の要約を図 4.3-1 および表 4.3-1 に示す（詳細は添付資料 $ ^{③} $ 参照）。空気ガス化に対し、酸素・水蒸気ガス化を実施した場合、

・酸素製造のため所内消費電力が増加する

・水蒸気を炉内に供給するため抽気蒸気量が増加して蒸気タービンの発電量が減少する

• SYNGAS 発熱量を上げても冷ガス効率が上昇せずガスエンジン発電量が増加しないために、発電端/送電端効率は低下した。一方で、空気ガス化の場合のガス発熱量はガスエンジンの目標値を下回るため、安定した運転が難しいと考えられる。したがって空気に50%程度酸素・水蒸気を混合させたガス化剤でガス化改質するプロセスが、ガスエンジンの安定稼働および送電端効率向上の観点から望ましいと考えられる。

今回の試算の結果、100t/日規模（4,400kcal/kg）の施設で5,805kWの送電量が見込まれ、ごみ1トンあたり1,392kWの送電が可能となる。売電単価15円/kWhを前提とすると、ごみ1トンあたり約20,000円の売電収入が見込まれる。100~200t/日規模の一般廃棄物での維持管理費はおおよそ12,000円から15,000円程度であり、売電収入で維持管理費が賄え経済的にも成り立つ可能性のあるプロセスであることが示された。今回提案したプロセスが実用化できれば、小規模高効率発電施設として社会に大きく貢献するものである。

図 4.3-1 発電端/送電端効率 試算結果
表 4.3-1 発電端効率、送電端効率の試算結果

項目	単位	①100%空気	②50%酸素・水蒸気50%空気	③100%酸素・水蒸気
ガスエンジン前ガス発熱量	MJ/m³N-wet base	4.6	6.2	8.6
発電	ガスエンジン	kW	4,345	4,291	4,188
蒸気タービン	kW	2,410	2,250	2,100
ORC	kW	123	123	123
合計	kW	6,878	6,664	6,411
発電端効率	%	32.3	31.3	30.1
場内消費	ファン	kW	305	273	248
PSA	kW	0	286	553
汎用機器	kW	300	300	300
合計	kW	605	859	1,101
送電	送電量	kW	6,273	5,805	5,310
送電端効率	%	29.5	27.3	25.0
### 4.4 まとめ

100t/日炉を対象に発電端/送電端効率の試算を行った。

ガス化改質炉内に供給する水蒸気量を増やすほど蒸気タービンからの抽気蒸気量が増加するため、蒸気タービンの発電量が低下してシステム総発電効率が低下する。酸素発生装置の消費電力も大きくなるため送電端効率はさらに低下する。

炉内に供給する酸素・水蒸気量を増やすほど SYNGAS 発熱量は高くなるが、SYNGAS 発熱量が高くなってもガスエンジンの発電効率は上昇せず、システム全体の発電効率の向上に寄与しない。

一方、「空気」によるガス化改質ではガスエンジンが求める最低発熱量をクリアできないため、酸素・水蒸気・空気の比率の最適化を図り、ガスエンジンが動作する最低限のSYNGAS発熱量を満足する条件が、最もシステム全体の送電端効率が高くなると考えられる。

今回の試算条件における検討では、50%酸素・水蒸気、50%空気によるガス化プロセスが、SYNGAS 発熱量、送電端効率の観点から望ましいと考えられる。その場合の送電端効率は27.3％と試算された。

ごみ1トンあたり1,392kWの送電が可能であり、売電単価15円/kWh程度を前提とすると、ごみ1トンあたり約20,000円の売電収入となり、施設の維持管理費を賄え経済的にも成り立つ可能性のあるプロセスであることが示された。
## 第5章 まとめ

廃棄物をガス化して得た改質ガスを利用して、高効率で安定的に発電できることを実証することを目標とした。発電効率は、100t/日～200t/日規模で、送電端効率27%を目標とし、そのために必要な下記技術検討を実施した。

➢ OFA（Over Fire Air）によるガス化効率の向上

プラズマ改質、酸素・水蒸気改質の効果検証

試験結果に基づく全体プロセス設計

➢ 設計したプロセスにおける送電端効率の試算

## 検討の結果、以下のことが判明した。

● 灰分を含む廃棄物を対象とした場合、ガス化効率の向上に OFA が有効である。

● 空気＋プラズマ改質ではガスエンジンが安定して稼働するためのガス発熱量の確保が難しい。酸素と水蒸気を使用した場合、生成ガスの発熱量を向上させることが可能であるが、酸素と水蒸気の製造にはコストがかかるため、できる限りガス化剤に空気を使用し、補助的に水蒸気と酸素を使用することが望ましい。

● 今回の試験より、ガス化剤中の空気の割合を 50%程度にすることでガスエンジンの要求下限値を満たすことが可能であることが分かった。

● 模擬ガスによる小型ガスエンジン試験を行い、問題なくガスエンジンが動作することを確認した。

● 排ガス処理プロセスを含む実機プロセスフローを構築した。

● 上記プロセスにおいて送電端効率を試算した結果、ガス化剤中の空気の割合を50%、酸素・水蒸気の割合を50%にした場合に、ガスエンジンの安定稼働、および送電端効率27%が両立する目途を得た。

● ごみ 1 トンあたり 1,392kW の送電が可能であり、売電単価 15 円/kWh 程度を前提とすると、ごみ 1 トンあたり約 20,000 円の売電収入となり、施設の維持管理費を賄え経済的にも成り立つ可能性のあるプロセスであることが示された。
## 第6章 事業概要図

1. 研究課題名：廃棄物ガス化発電技術の高効率化の実証

2．申請者：株式会社神鋼環境ソリューション

3. 補助金申請金額：金 17,007,000 円 （平成 26 年度）

4. 研究事業予定期間：2 年間（平成 25 年度～26 年度）

### 5. 事業の概要

地球温暖化対策としての二酸化炭素排出削減、および、エネルギー源の多様化の要請により、廃棄物等からのエネルギー回収が求められており、特に高効率での発電技術が重要となっている。申請者は、本技術開発事業において、国内のごみ処理プラントで培った流動床式ガス化炉を発展させることにより、廃棄物のガス化と、ガスエンジンによる発電を組み合わせて、高効率の廃棄物ガス化発電技術を開発する計画である。平成25年度は(1)流動床炉内で効率よくタール分を低減できるOFA(Over-Fire Air)吹込み技術の実証を、平成26年度は(2)改質後のガスの発熱量低下を最小限とするため、改質炉において空気に替えて酸素を添加する技術の実証、および(3)実験で得られた改質ガスと同種の成分による模擬ガスによって、高効率の発電方法であるガスエンジンが駆動できることの実証、を行った。

将来的に、廃棄物発電の高効率化は経済性改善のために重要な課題であると認識しており、本技術は高効率廃棄物発電の普及のために非常に有用な技術となると考える。
## 第 7 章 英文概要

【Title】

Development of a high-efficiency waste gasification and power generation process

【Author】

Shigeyoshi Tagashira

Waste treatment systems and process development department

Technical development division

Kobelco Eco-Solutions Co., Ltd.

## 【Abstract】

The authors have developed a new and innovative gasification process to produce energy from waste. This technology employs two stage gasification processes. The first stage of this process is to produce a product gas by fluidized-bed gasifier and the second stage reforms the product gas. The reformed gas is called syngas. This syngas can be injected into gas engines and it drives a generator to produce electricity.

The aims of this study are to:

• Improve the efficiency of the gasifier,

• Evaluate the reforming process by plasma or oxygen/steam injection,

• Design the industrial scale process,

• Evaluate the net electrical efficiency of designed process.

Based on our test results, we designed the gasification and reforming process using mixture of oxygen, steam and air as gas supplied to the gasifier. This gasification method was essential to operate gas engines under required conditions so that the process can yield high net electrical efficiency. The feasibility study for the industrial scale installation (100 tons/day) was carried out, and the net electrical efficiency for this case was estimated more than 27%.

We expect that this process contributes to increase the net electrical efficiency of small and middle scale waste treatment facilities in Japan.

【Key Words】

廃棄物発電 Waste to Energy

流動層 Fluidized-bed

ガス化 Gasification

改質 Reforming

ガスエンジン Gas Engine
## 参考文献

1）燃烧工学 第3版、水谷幸夫、森北出版、p.41

2) CEN/TS 15439:2006 “Biomass Gasification –Tar and Particle in Product Gases-Sampling and Analysis”

3）平成3年度研究開発協力事業 木質系廃棄物の熱分解ガス化技術と生成ガスの利用技術

開発報告書、平成4年3月、財団法人、エンジニアリング振興協会
添付資料

添付資料① 天然ガスを用いたガスエンジンの性能試験結果

図 1 排ガス濃度分布(燃料：天然ガス)
図 2 排ガス温度分布(燃料：天然ガス)
表 1 試験結果(RUN1)：ノッキング有無の確認

RUN	1-1	1-2	1-3	1-4	1-5	1-6	1-7
着火タイミング	°CA TDC	4	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.01	1.00	1.00	1.01	1.00	1.01	1.01
天然ガス流量	m³N/h	21.2	21.2	21.1	20.9	21.1	20.9	20.8
空気流量	m³N/h	206.9	205.4	204.6	203.9	203.1	203.1	202.3
出力	排ガス温度	℃	644	623	606	593	582	577	576
HC濃度	g/m³N	0.43	0.46	0.46	0.50	0.52	0.55	0.54
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	2.77	2.98	3.42	4.08	3.65	4.04	4.35
CO濃度(5%O2)	g/m³N	8.22	9.29	8.82	7.05	10.29	9.35	8.75
機械出力	kW	64.8	67.7	70.0	70.8	70.8	70.2	69.2
機械効率	%	30.2	31.6	32.8	33.6	33.3	33.3	32.9
発電出力	kWe	61.6	64.3	66.5	67.2	67.3	66.7	65.8
発電効率	%	28.7	30.0	31.2	31.9	31.6	31.6	31.3

表 2 試験結果(RUN2)：失火限界の確認

RUN	2-1	2-2	2-3	2-4	2-5	2-6	2-7
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.47	1.45	1.48	1.55	1.55	1.53	1.56
天然ガス流量	m³N/h	15.2	15.2	14.9	14.4	14.3	14.4	14.1
空気流量	m³N/h	218.5	217.8	217.8	217.8	217.0	216.2	216.2
出力	排ガス温度	℃	590	560	536	517	498	483	471
HC濃度	g/m³N	1.06	0.95	1.13	0.99	1.05	1.05	1.10
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.11	0.24	0.26	0.20	0.33	0.86	0.86
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.49	0.41	0.46	0.54	0.56	0.54	0.57
機械出力	kW	35.2	41.8	43.3	43.7	45.8	49.2	48.9
機械効率	%	22.6	26.8	28.4	29.6	31.3	33.3	33.8
発電出力	kWe	33.5	39.7	41.2	41.5	43.5	46.7	46.4
発電効率	%	21.5	25.4	27.0	28.1	29.7	31.6	32.1
表 3 試験結果(RUN3)：日本の規制目安

RUN	3-1	3-2	3-3	3-4	3-5	3-6	3-7
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.31	1.33	1.38	1.43	1.48	1.53	1.56
天然ガス流量	m³N/h	16.6	16.1	15.6	15.1	14.7	14.3	14.0
空気流量	m³N/h	213.1	213.9	213.9	213.9	214.7	214.7	215.4
出力	排ガス温度	℃	586	560	538	517	500	484	465
HC濃度	g/m³N	0.29	0.32	0.39	0.44	0.62	0.98	2.21
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.94	0.95	0.93	0.94	0.94	0.94	0.93
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.26	0.26	0.30	0.35	0.43	0.53	0.62
機械出力	kW	49.4	50.9	51.0	51.0	50.3	49.0	47.1
機械効率	%	29.2	30.8	32.0	32.9	33.4	33.4	32.8
発電出力	kWe	47.0	48.3	48.4	48.4	47.8	46.5	44.8
発電効率	%	27.7	29.3	30.4	31.3	31.8	31.7	31.2

表 4 試験結果(RUN4)：ドイツの規制目安

RUN	4-1	4-2	4-3	4-4	4-5	4-6	4-7
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.34	1.39	1.43	1.48	1.53	1.56	1.59
天然ガス流量	m³N/h	16.06	15.62	15.17	14.68	14.29	13.85	13.47
空気流量	m³N/h	214.7	214.7	215.4	215.4	215.4	216.2	216.2
出力	排ガス温度	℃	583	559	538	516	496	464	419
HC濃度	g/m³N	0.308	0.381	0.468	0.633	1.338	3.578	7.529
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.509	0.499	0.504	0.494	0.509	0.506	0.506
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.286	0.309	0.357	0.435	0.557	0.691	0.759
機械出力	kW	46.1	47.1	47.6	47.5	46.4	42.7	36.8
機械効率	%	28.1	29.4	30.7	31.6	31.7	30.1	26.7
発電出力	kWe	43.8	44.7	45.3	45.1	44.1	40.6	34.9
発電効率	%	26.7	27.9	29.1	30.0	30.1	28.6	25.3
表 5 試験結果(RUN5)：空気比 1.2 でのデータ取得

RUN	5-1	5-2	5-3	5-4	5-5	5-6	5-7
着火タイミング	°CA TDC	4	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20
天然ガス流量	Nm³/h	17.91	17.84	17.80	17.71	17.70	17.63	17.57
空気流量	Nm³/h	212.4	212.4	211.6	210.8	209.3	209.3	208.5
出力	排ガス温度	℃	599	577	560	547	539	533	528
HC濃度	g/m³N	0.274	0.318	0.332	0.351	0.380	0.388	0.397
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	2.380	3.246	4.370	5.811	7.174	8.327	9.301
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.223	0.201	0.190	0.196	0.204	0.228	0.244
機械出力	kW	55.9	59.2	61.5	62.8	63.4	63.2	62.6
機械効率	%	30.5	32.4	33.7	34.6	35.0	35.0	34.8
発電出力	kWe	53.1	56.2	58.4	59.7	60.2	60.0	59.4
発電効率	%	29.0	30.8	32.0	32.9	33.2	33.2	33.0
図 1 排ガス濃度分布(①10MJ/m^{3}N)
図 2 排ガス温度分布(①10MJ/m^{3}N)
表 1 試験結果(RUN6)：ノッキング有無の確認

RUN	6-1	6-2	6-3	6-4	6-5	6-6	6-7	6-8
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28	32
入力	空気比	-	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
模擬ガス流量	m³N/h	72.6	71.8	71.3	71.3	71.4	71.2	71.2	70.8
窒素流量	m³N/h	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
空気流量	m³N/h	155.2	154.4	153.7	152.9	152.1	152.1	151.4	151.4
出力	排ガス温度	℃	632	622	612	604	601	601	601	603
HC濃度	g/m³N	0.04	0.05	0.06	0.07	0.07	0.07	0.08	0.08
NOx濃度(5%O₂)	g/m³N	3.70	3.78	4.34	4.51	4.81	5.33	5.50	5.89
CO濃度(5%O₂)	g/m³N	2.41	4.65	6.90	9.19	8.65	6.38	6.47	5.29
機械出力	kW	57.3	58.6	58.9	58.4	57.3	55.8	53.8	51.5
機械効率	%	28.5	29.5	29.9	29.6	29.1	28.4	27.4	26.3
発電出力	kWₑ	54.4	55.7	56.0	55.5	54.5	53.0	51.2	48.9
発電効率	%	27.1	28.1	28.4	28.2	27.6	27.0	26.0	25.0

表 2 試験結果(RUN7)：日本の規制目安

RUN	7-1	7-2	7-3	7-4	7-5	7-6	7-7	7-8
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28	32
入力	空気比	-	1.37	1.46	1.53	1.60	1.65	1.72	1.76	1.83
模擬ガス流量	m³N/h	58.5	55.9	54.1	52.3	50.7	49.2	47.8	46.4
窒素流量	m³N/h	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
空気流量	m³N/h	173.0	174.5	176.1	177.6	179.2	180.7	180.7	182.2
出力	排ガス温度	℃	542	517	495	474	457	443	431	420
HC濃度	g/m³N	0.04	0.05	0.05	0.06	0.07	0.07	0.08	0.09
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.94	0.93	0.94	0.94	0.95	0.94	0.94	0.93
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.55	0.65	0.76	0.89	1.09	1.26	1.49	1.79
機械出力	kW	47.6	47.5	46.8	45.7	44.2	42.6	41.0	39.2
機械効率	%	29.5	30.7	31.3	31.6	31.6	31.4	31.1	30.6
発電出力	kWe	45.2	45.1	44.5	43.4	42.0	40.5	39.0	37.3
発電効率	%	28.0	29.2	29.8	30.0	30.0	29.8	29.5	29.1
表 3 試験結果(RUN8)：ドイツの規制目安

RUN	8-1	8-2	8-3	8-4	8-5	8-6	8-7	8-8
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28	32
入力	空気比	-	1.46	1.52	1.57	1.66	1.73	1.79	1.87	1.93
模擬ガス流量	m³N/h	56.3	54.7	53.3	50.8	48.9	47.5	46.0	44.8
窒素流量	m³N/h	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
空気流量	m³N/h	176.1	177.6	179.2	179.9	180.7	182.2	183.8	185.3
出力	排ガス温度	℃	530	502	480	462	444	431	418	407
HC濃度	g/m³N	0.06	0.07	0.07	0.08	0.08	0.09	0.10	0.10
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.50	0.49	0.50	0.51	0.50	0.51	0.49	0.49
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.65	0.77	0.93	1.11	1.37	1.57	1.85	2.14
機械出力	kW	45.8	45.6	45.1	44.1	42.8	41.4	39.8	38.2
機械効率	%	29.4	30.2	30.7	31.4	31.6	31.6	31.3	30.9
発電出力	kWe	43.5	43.3	42.9	41.9	40.6	39.4	37.8	36.3
発電効率	%	28.0	28.7	29.1	29.8	30.1	30.0	29.7	29.3

表 4 試験結果(RUN9)：NOx 下限でのデータ取得

RUN	9-1	9-2	9-3	9-4	9-5	9-6
着火タイミング	° CA TDC	8	12	16	20	24	28
入力	空気比	-	1.97	2.00	2.10	2.15	2.22	2.35
模擬ガス流量	m³N/h	45.2	44.9	42.7	42.1	41.3	39.5
窒素流量	m³N/h	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
空気流量	m³N/h	191.5	191.5	193.8	194.6	195.4	196.9
出力	排ガス温度	℃	445	430	410	398	385	369
HC濃度	g/m³N	0.07	0.08	0.09	0.11	0.11	0.12
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.02	0.03	0.02	0.02	0.03	0.02
CO濃度(5%O2)	g/m³N	1.53	1.71	2.18	2.46	2.71	3.26
機械出力	kW	36.5	37.9	36.6	36.6	35.9	34.1
機械効率	%	29.2	30.6	31.0	31.4	31.5	31.3
発電出力	kWe	34.7	36.0	34.8	34.7	34.1	32.4
発電効率	%	27.7	29.1	29.5	29.9	29.9	29.7
図 3 排ガス濃度分布(②8MJ/m^{3}N)
図 4 排ガス温度分布(②8MJ/m^{3}N)
表 5 試験結果(RUN10)：ノッキング有無の確認

RUN	10-1	10-2	10-3	10-4	10-5	10-6	10-7	10-8
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28	32
入力	空気比	-	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
模擬ガス流量	m³N/h	67.1	66.4	66.5	66.1	65.9	65.4	64.8	64.7
窒素流量	m³N/h	16.5	16.8	16.6	16.5	16.5	16.5	16.3	16.3
空気流量	m³N/h	144.4	142.9	142.1	142.1	141.3	140.5	139.8	138.2
出力	排ガス温度	℃	600	585	573	567	562	560	558	555
HC濃度	g/m³N	0.04	0.05	0.06	0.06	0.06	0.06	0.06	0.06
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	1.78	2.11	2.48	2.96	3.33	3.63	3.72	3.46
CO濃度(5%O2)	g/m³N	3.72	7.20	10.02	9.82	10.15	10.41	12.32	17.28
機械出力	kW	54.0	55.3	55.7	55.4	54.6	53.2	51.4	49.0
機械効率	%	29.3	30.3	30.5	30.5	30.1	29.6	28.9	27.5
発電出力	kWe	51.3	52.5	52.9	52.6	51.8	50.5	48.9	46.6
発電効率	%	27.8	28.8	29.0	29.0	28.6	28.1	27.4	26.2

表 6 試験結果(RUN11)：日本の規制目安

RUN	11-1	11-2	11-3	11-4	11-5	11-6	11-7	11-8
着火タイミング	° CA TDC	4	8	12	16	20	24	28	32
入力	空気比	-	1.27	1.37	1.44	1.51	1.58	1.64	1.70	1.76
模擬ガス流量	m³N/h	57.8	54.9	52.7	51.0	49.4	48.1	46.8	45.5
窒素流量	m³N/h	14.5	13.9	13.2	12.8	12.4	12.0	11.6	11.2
空気流量	m³N/h	156.8	159.8	162.2	164.5	166.8	168.3	169.9	171.4
出力	排ガス温度	℃	544	517	493	472	456	442	430	419
HC濃度	g/m³N	0.03	0.04	0.05	0.05	0.05	0.06	0.06	0.07
NOx濃度(5%O2)	g/m³N	0.94	0.93	0.93	0.94	0.94	0.95	0.94	0.95
CO濃度(5%O2)	g/m³N	0.48	0.54	0.65	0.76	0.89	1.03	1.22	1.44
機械出力	kW	47.9	47.7	46.8	45.5	44.0	42.4	40.6	38.8
機械効率	%	30.2	31.6	32.3	32.4	32.4	32.1	31.6	31.1
発電出力	kWe	45.5	45.3	44.4	43.2	41.8	40.3	38.6	36.9
発電効率	%	28.7	30.0	30.6	30.8	30.8	30.5	30.0	29.5