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統合ガス化複合サイクル（IGCC）は、高圧ガス化炉を用いて石炭やその他の炭素系燃料を加圧合成ガスに変換する技術です。これにより、発電前に燃料から不純物を除去することが可能になり、二酸化硫黄、粒子状物質、水銀、場合によっては二酸化炭素の排出量を削減できます。硫黄などの不純物の一部は、クラウス法によって再利用可能な副産物に変換できます。追加のプロセス機器を用いることで、一酸化炭素を水性ガスシフト反応によって二酸化炭素に変換し、二酸化炭素を隔離してガス化効率を高めることができます。一次燃焼および合成ガス発電で発生した余剰熱は、蒸気サイクルに送られ、追加の電力を生成します。このプロセスにより、従来の微粉炭燃焼と比較して、熱力学的効率が向上します。
石炭は米国をはじめとする多くの国で豊富に産出され、近年その価格は比較的安定している。従来の炭化水素燃料（石油、石炭、天然ガス）のうち、石炭は世界の発電量の40%の原料として使用されている。化石燃料の消費と、それが大規模なCO2排出に寄与していることは、気候変動の悪影響のため、喫緊の課題となっている。特に、石炭は石油や天然ガスよりも1 BTUあたりのCO2含有量が多く、燃料燃焼によるCO2排出量の43 %を占めている。そのため、IGCC技術によるガス化と燃焼前炭素回収によって実現される排出量の削減は、前述の懸念に対処する方法として議論されている。[ 1 ]
以下はIGCCプラントの概略フロー図です。
ガス化プロセスは、高硫黄炭、重質石油残渣、バイオマスなど、さまざまな炭素含有原料から合成ガスを生成することができる。
このプラントは、（1）ガス化セクションで生成された合成ガスが複合サイクルのガスタービンの燃料として使用され、（2）ガス化セクションの合成ガス冷却器で生成された蒸気が複合サイクルの蒸気タービンで使用されるため、統合型と呼ばれています。この例では、生成された合成ガスがガスタービンの燃料として使用され、発電が行われます。通常の複合サイクルでは、ガスタービンの排気からのいわゆる「廃熱」が排熱回収ボイラー（HRSG）で使用され、蒸気タービンサイクル用の蒸気が生成されます。IGCCプラントは、ガス化プロセスで生成された高温の蒸気を蒸気タービンサイクルに追加することで、プロセス全体の効率を向上させます。この蒸気は、蒸気タービンで使用され、追加の電力を生成します。
IGCC発電所は、熱効率が高く、非炭素温室効果ガスの排出量が少なく、低品位炭を処理できるため、従来の石炭火力発電所に比べて有利です。欠点としては、設備投資と維持管理コストが高いこと、燃焼前回収を行わないとCO2が大量に放出されることなどが挙げられます。 [ 2 ]
石炭を燃料源として使用する際の大きな欠点は、二酸化炭素や二酸化硫黄、窒素酸化物、水銀、微粒子などの汚染物質の排出です。ほぼすべての石炭火力発電所は微粉炭燃焼方式を採用しており、石炭を粉砕して表面積を増やし、燃焼させて蒸気を発生させ、その蒸気をタービンに通して発電します。微粉炭火力発電所では、二酸化炭素は燃焼後に希釈されて分離が困難になるため、回収できません。これに対し、IGCCのガス化では、燃焼前に濃縮・加圧された二酸化炭素を分離・回収することができます。合成ガスの浄化には、大きな微粒子を除去するためのフィルター、微粒子を除去するためのスクラビング、水銀を除去するための固体吸着剤が含まれます。さらに、水素ガスが燃料として使用され、燃焼時に汚染物質は発生しません。[ 4 ]
IGCCは、従来の微粉炭火力発電所よりも水の消費量が少ない。微粉炭火力発電所では、石炭を燃焼させて蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンで回して発電する。その後、蒸気を冷却水で凝縮する必要があり、その際に水が蒸発して失われる。IGCCでは、ガスタービンで燃焼させることで水の消費量を削減する。発生した熱を利用して空気を膨張させ、タービンを駆動する。蒸気は、燃焼タービンの排気から熱を回収し、二次蒸気タービンで利用するためにのみ使用される。現状では、他の発電方式に比べて設備投資コストが高いことが大きな欠点となっている。
DOE クリーン コール実証プロジェクト[ 5 ]は、インディアナ州エドワーズポートのエドワーズポート発電所、フロリダ州タンパのポーク発電所(オンライン 1996 年)、ネバダ州リノのピニョン パイン発電所の 3 つの IGCC 発電所の建設を支援しました。リノ実証プロジェクトでは、当時の IGCC 技術は海抜 300 フィート (100 m) を超えると機能しないことが研究者によって判明しました。[ 6 ]ただし、参考文献 3 の DOE 報告書では高度の影響については一切触れられておらず、問題のほとんどは固体廃棄物抽出システムに関連していました。ポーク発電所は実証起動時の問題が解決された後、現在稼働していますが、ピニョン パイン プロジェクトは重大な問題に直面し、中止されました。
米国エネルギー省のクリーンコール発電イニシアチブ（CCPIフェーズ2）は、低排出石炭火力発電所の実現可能性を示す2つのプロジェクトのうちの1つとしてケンパープロジェクトを選定した。ミシシッピ州ケンパー郡のケンパープロジェクトは、ミシシッピ・パワー社が2010年に建設を開始し、2016年に運転開始予定だが、多くの遅延があった。[ 7 ] 3月には、予定されていた開始日が2016年初頭から2016年8月31日にさらに延期され、総額に1億1000万ドルが追加され、プロジェクトは3年遅れることになった。この発電所は、褐炭を燃焼し、予測される排出回収率65%の燃焼前IGCC技術を利用する、代表的な炭素回収・貯留（CCS）プロジェクトである。[ 8 ]
IGCCプラントの第一世代は、現代の石炭ベースの技術よりも汚染は少なかったものの、水質汚染も引き起こしました。例えば、インディアナ州ヴィゴ郡にあるワバッシュガス化施設は、1998年から2001年にかけてヒ素、セレン、シアン化物を排出していたため、水質許可に違反していました[ 9 ] 。ワバッシュは2016年まで商業運転を続け、2025年現在、低炭素水素およびアンモニア施設に転換されています[ 10 ] [ 11 ]。
IGCCは現在、二酸化炭素回収準備が整っていると宣伝されており、二酸化炭素の回収と貯蔵に利用できる可能性がある。[ 12 ] [ 13 ]（FutureGenを参照）ポーランドのケンジェジンでは、石炭ガス化技術と二酸化炭素回収・貯蔵（CCS）を組み合わせたゼロエミッション発電・化学プラントが間もなく稼働する予定である。この施設は計画されていたが、2009年以降、情報がない。世界中で稼働している他のIGCCプラントには、オランダのアレクサンダー（旧ブッヘナム）、スペインのプエルトリャーノ、日本のJGCなどがある。
テキサス・クリーン・エナジー・プロジェクトは、炭素回収・利用・貯留（CCUS）技術を組み込んだ400MWのIGCC施設を建設する計画だった。このプロジェクトは、IGCCと90%の炭素回収・貯留を組み合わせた米国初の石炭火力発電所となるはずだった。スポンサーであるサミット・パワーは2017年に破産を申請した。[ 14 ]
従来の燃焼後炭素回収およびさまざまなバリエーションと比較すると、いくつかの利点と欠点があります[ 15 ]。
IGCCの導入における重要な課題は、その高い設備投資コストであり、他の発電技術との競争を妨げている。現在、通常の微粉炭火力発電所が最も低コストの発電オプションとなっている。IGCCの利点は、既存の発電所を改修することが容易であり、高い設備投資コストを相殺できる点にある。2007年のモデルでは、ICS付きIGCCがすべてのケースで最も低コストのシステムとなっている。このモデルでは、均等化発電コストの推定値を比較し、ICS付きIGCCが71.9米ドル/MWh、微粉炭火力発電が88米ドル/MWh、天然ガス複合サイクル発電が80.6米ドル/MWhであることを示した。均等化発電コストは、天然ガスの価格と炭素貯蔵および輸送コストの包含に著しく敏感であった。[ 16 ]
改修による潜在的なメリットは、これまでのところ、炭素回収技術を備えたIGCCのコストを相殺していません。米国エネルギー情報局の2013年の報告書によると、CCSを備えたIGCCの夜間コストは2010年以降19%増加しています。3種類の発電所のうち、微粉炭CCSの夜間資本コストは$5,227 (2012ドル)/kW、IGCCの夜間資本コストは$6,599 (2012ドル)/kW、天然ガス複合サイクルCCの夜間資本コストは$2,095 (2012ドル)/kWです。微粉炭とNGCCのコストは2010年以降大きく変化していません。報告書はさらに、IGCCコストの19%の増加は、予算を超過し、予想以上にコストがかかったIGCCプロジェクトからの最近の情報によるものだと述べています。[ 17 ]
規制手続きにおける最近の証言によると、IGCCのコストはゴッデルが予測した2倍の$96から$104/MWhであることが示されています。[ 18 ] [ 19 ] これは炭素回収・貯留を追加する前の金額です（貯留は過去10年間、カナダのウェイバーン（石油増進回収用）と北海のスレイプナーの両方で商業規模で成熟した技術となっています）。90%の回収率では、$30/MWhの追加コストがかかると予想されています。[ 20 ]
ワバッシュ社はガス化装置の不具合により、長期間にわたって操業停止を繰り返すことが多かった。エクセルシオール社のメサバ・プロジェクトなど、後続のプロジェクトでは、3基目のガス化装置とガス化列車が組み込まれている。
ポーク郡IGCCには設計上の問題がある。まず、鉄道貨車からガス化炉へスラリー状の石炭を供給するスラリーパイプラインの腐食が原因で、プロジェクトは当初停止された。その後、パイプ用の新しいコーティングが開発された。次に、熱電対が2年足らずで交換された。これは、瀝青炭から亜瀝青炭まで、さまざまな原料でガス化炉に問題が発生していたことを示している。ガス化炉は低品位の褐炭も処理できるように設計されていた。さらに、耐火ライナーの問題によりガス化炉が計画外に停止し、その修理費用が高額になった。ガス化炉は当初、ポーク郡で建設されたものの半分の規模でイタリアで設計された。新しいセラミック材料は、ガス化炉の性能と寿命の向上に役立つ可能性がある。現在のIGCCプラントの運転上の問題点を理解することは、将来のIGCCプラントの設計を改善するために不可欠である。 （ポークIGCC発電所、https://web.archive.org/web/20151228085513/http ://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html。）Keim, K.、2009年、「IGCC：発電所の再設計とイメージ刷新のための持続可能性管理システムに関するプロジェクト」。これはハーバード大学の未発表論文です。
ゼネラル・エレクトリックは現在、より高い信頼性を実現するIGCCモデルプラントを設計している。GEのモデルは、石炭合成ガスに最適化された先進的なタービンを特徴としている。テネシー州キングスポートにあるイーストマンの工業用ガス化プラントは、GEエナジーの固体供給式ガス化装置を使用している。フォーチュン500企業であるイーストマンは、州や連邦政府の補助金なしで1983年にこの施設を建設し、利益を上げている。[ 21 ] [ 22 ]
ヨーロッパには、初期の試運転期間を経て高い稼働率（90～95％）を達成した製油所併設型IGCCプラントがいくつか存在する。この高い稼働率には、いくつかの要因が寄与している。
IGCCの成功事例としては、1994年に稼働を開始し2013年に閉鎖されたオランダの250MWブッゲナム発電所[ 23 ]が挙げられます。この石炭ベースのIGCC発電所は、当初、補助原料として最大30%のバイオマスを使用するように設計されていました。所有者であるNUONは、バイオマスを使用するために政府から奨励金を受け取りました。NUONは 、437MWのCCGTユニット3基で構成される1,311MWのIGCC発電所をオランダに建設しました。Nuon Magnum IGCC発電所は2011年に稼働を開始し、2013年6月に正式に開業しました。三菱重工業が発電所の建設を受注しました。[ 24 ]環境団体との合意により、NUONは2020年までマグナム発電所での石炭とバイオマスの燃焼を禁止されている。オランダのガス価格が高騰しているため、3基のうち2基は現在停止しており、3基目も使用レベルが低い。マグナム発電所の効率は比較的低い59%であるため、より効率的なCCGT発電所（ヘムウェグ9発電所など）が（バックアップ）電力供給に好まれる。
IGCC（石炭ガス化複合発電）をベースとした新世代の石炭火力発電所が提案されているが、まだ建設中のものはない。米国ではAEP、デューク・エナジー、サザン・カンパニーが、欧州ではZAK/PKE、セントリカ（英国）、E.ONとRWE（いずれもドイツ）、NUON（オランダ）がプロジェクトを開発している。ミネソタ州では、州商務省の分析により、IGCCはコストが最も高く、排出量プロファイルも微粉炭と比べてそれほど優れているわけではないことが判明した。デラウェア州では、デルマーバ地域と州のコンサルタントによる分析結果もほぼ同じだった。
IGCCの高コストは、電力市場への統合における最大の障害ですが、ほとんどのエネルギー幹部は、炭素規制が間もなく導入されることを認識しています。炭素削減を義務付ける法案は、下院と上院の両方で再び提案されており、民主党が多数派を占める次期大統領の下では、炭素規制への推進力が強まる可能性が高いと思われます。EPAに炭素規制を義務付ける最高裁判所の判決（マサチューセッツ州ほか対環境保護庁ほか）[20]も、将来の炭素規制が遅かれ早かれ導入される可能性が高いことを示しています。炭素回収により、IGCC発電所からの電力コストは約33%増加します。天然ガスCCの場合は約46%増加します。微粉炭火力発電所の場合は約57%増加します。[ 25 ]この低コストの炭素回収の可能性により、IGCCは、炭素制約のある世界で低コストの石炭を利用可能な燃料源として維持するための魅力的な選択肢となっています。しかし、業界はリスクプレミアムを削減するために、より多くの経験を必要としています。 CCS付きIGCCには、業界を適切に奨励するために何らかの義務、より高い炭素市場価格、または規制の枠組みが必要である。[ 26 ]
日本では、電力会社が三菱重工業と共同で、 1990年代初頭から日量200トンのIGCCパイロットプラントを稼働させてきました。2007年9月には、那古総市に250MWのデモプラントを稼働させました。このプラントは、 酸素ではなく空気吹き込み式の乾燥原料炭のみを使用しています。未燃炭素含有率が0.1%未満で、微量元素の溶出が検出されないPRB炭を燃焼させています。F型タービンだけでなくG型タービンも採用しています。（下記のgasification.orgのリンクを参照）
CO2回収技術を搭載した次世代IGCCプラントは、従来のIGCCに比べてシステムが簡素化されるため、熱効率が高く、コストも抑えられると期待されています。主な特徴は、石炭のガス化に酸素と窒素を使用する代わりに、酸素とCO2を使用することです。主な利点は、冷ガス効率の向上と未燃炭素（チャー）の削減が可能になることです。
発電所の効率に関する参考情報として：
このシステムでは、ガスタービン排ガスから抽出されたCO2が利用されます。直接圧縮と液化によってCO2を回収できる密閉型ガスタービンシステムを使用することで、分離および回収システムが不要になります。[ 28 ]
水性ガスシフト反応後のCO 2の高濃度と合成ガスの高圧のため、燃焼前の CO 2除去は、燃焼後の排ガスからのCO 2除去よりもはるかに容易です。IGCC の燃焼前では、CO 2の分圧は燃焼後の排ガスの 1000 倍近く高くなります。[ 29 ]燃焼前のCO 2 の高濃度のため、化学溶媒よりもSelexolやRectisolなどの物理溶媒がCO 2の除去に好まれます。物理溶媒は、従来のアミン系溶媒のように化学反応を必要とせずに酸性ガスを吸収することで機能します。その後、圧力を下げることで溶媒を再生し、CO 2を脱着できます。物理溶媒の最大の障害は、分離前に合成ガスを冷却し、その後燃焼のために再加熱する必要があるため、エネルギーを消費し、プラント全体の効率が低下することです。[ 29 ]
IGCC発電所の試験に使用される手順と定義を標準化するために、国内および国際的な試験コードが使用されます。使用する試験コードの選択は、購入者と製造業者間の合意であり、発電所および関連システムの設計に一定の意味を持ちます。米国では、米国機械学会が2006年にIGCC発電プラントの性能試験コード（PTC 47）を発行し、流量、温度、圧力、組成、発熱量、および汚染物質含有量による燃料ガスの量と品質の決定手順を規定しています。[ 30 ]
2007年、ニューヨーク州司法長官事務所は、IGCC石炭火力発電所の開発を提案している電力会社の株主に対し、「温室効果ガスによる財務リスク」の完全な開示を要求した。「発電所からのCO2排出に関するいくつかの新規または可能性のある規制イニシアチブ（州の炭素規制、大気浄化法に基づくEPAの規制、または連邦地球温暖化法の制定など）のいずれかが、炭素集約型の石炭発電にかなりのコストを追加することになる」[ 31 ]。ニューヨーク州選出の米国上院議員ヒラリー・クリントンは、この完全なリスク開示を全国のすべての公開電力会社に義務付けることを提案した[ 32 ] 。 この正直な開示により、IGCCを含むあらゆるタイプの既存技術の石炭火力発電所の開発に対する投資家の関心が低下し始めている。
ハリー・リード上院議員（2007/2008年度米国上院多数党院内総務）は、2007年のクリーンエネルギーサミットで、ネバダ州で計画されているIGCC石炭火力発電所の建設を阻止するためにあらゆる手段を講じると述べた。リード氏は、ネバダ州の電力会社が石炭技術ではなく、太陽エネルギー、風力エネルギー、地熱エネルギーに投資することを望んでいる。リード氏は、地球温暖化は現実であり、計画されている石炭火力発電所1基だけでも年間700万トンの石炭を燃焼させることで地球温暖化を助長すると述べた。長期的な医療費はあまりにも高額になるだろうと彼は主張した（情報源は不明）。「私はこれらの発電所を阻止するためにあらゆる手段を講じるつもりだ」と彼は述べた。「クリーンな石炭技術など存在しない。よりクリーンな石炭技術はあるが、クリーンな石炭技術など存在しないのだ。」[ 33 ]
許可基準を満たしていません。これらの懸念を是正するために、プラント担当者は、排出物を基準に適合させるために、いくつかの潜在的な機器の変更と処理の代替案に取り組んできました。Wabash River は現在、2001 年 9 月までにこの問題を解決する義務を負っています。[p. ES-6] 廃水中のセレン、シアン化物、ヒ素の濃度上昇により、プロセス廃水が許可基準を満たさなくなっています。上記の表には示されていませんが、セレンとシアン化物については日最大値が日常的に超過しており、ヒ素についてはごくまれにしか超過していません。[p. 6-14、表 6.1L]
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