ガス化複合発電

石炭 ガス化複合発電（IGCC）は、高圧ガス化装置を使用して石炭やその他の炭素ベースの燃料を加圧ガス、つまり合成ガス（合成ガス）に変える技術です。発電サイクルの前に、合成ガスから不純物を取り除くことができます。硫黄などの汚染物質の一部は、クラウス法によって再利用可能な副産物に変えることができます。これにより、二酸化硫黄、微粒子、水銀、場合によっては二酸化炭素の排出量が削減されます。追加の処理設備を使用すると、水性ガスシフト反応によってガス化効率が向上し、一酸化炭素を二酸化炭素に変換することで一酸化炭素の排出量を削減できます。シフト反応で生成された二酸化炭素は、分離、圧縮、隔離によって貯蔵できます。一次燃焼と合成ガス燃焼による余剰熱は、複合サイクルガスタービンと同様に、蒸気サイクルに送られます。このプロセスにより、従来の微粉炭燃焼に比べて熱力学的効率が向上します。

石炭は米国や他の多くの国で豊富に存在し、その価格は近年比較的安定しています。従来の炭化水素燃料である石油、石炭、天然ガスのうち、石炭は世界の発電の40％の原料として使用されています。化石燃料の消費と大規模なCO _{2排出への寄与は、}気候変動の悪影響のために差し迫った問題になりつつあります。特に、石炭は石油や天然ガスよりもBTUあたりのCO _{2含有量が多く、燃料の燃焼によるCO 2排出量の43％を占めています。そのため、IGCC技術がガス化と}燃焼前の炭素回収によって可能にする排出量の削減は、前述の懸念に対処する方法として議論されています。^[1]

以下は IGCC プラントの概略フロー図です。

ガス化プロセスでは、高硫黄石炭、重質石油残留物、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できます。

このプラントが統合型と呼ばれるのは、(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によって生成された蒸気が複合サイクルの蒸気タービンによって使用されるためです。この例では、生成された合成ガスは、電力を生成するガスタービンの燃料として使用されます。通常の複合サイクルでは、ガスタービン排気からのいわゆる「廃熱」が熱回収蒸気発生器(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、ガス化プロセスによって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、全体的なプロセス効率を向上させます。この蒸気は、その後、追加の電力を生成するために蒸気タービンで使用されます。

IGCC発電所は、従来の石炭火力発電所と比較して、熱効率が高く、非炭素温室効果ガスの排出量が少なく、低品位の石炭を処理できるという利点があります。欠点としては、資本コストとメンテナンスコストが高く、燃焼前回収を行わない場合に排出される_CO2の量が多いことが挙げられます。^[2]

• 固体の石炭をガス化して合成ガスを生成します。合成ガスは、酸素不足の密閉された加圧反応器で石炭をガス化することで合成されます。酸素不足により、石炭は完全に燃焼するのではなく、熱と圧力によって分解されます。石炭と酸素の化学反応により、炭素と水素の混合物、つまり合成ガスが生成されます。C _x H _y + (x/2)O ₂ → (x)CO + (y/2)H ₂
• 合成ガスの製造から得られる熱は、冷却水から蒸気を生成するために使用され、その蒸気は蒸気タービン発電に使用されます。
• 合成ガスは、より精製された燃料を生産するために、燃焼前の分離プロセスを経てCO2やその他の不純物を除去する必要があります_。不純物の分離には3つのステップが必要です。^[3]

1. 水性ガスシフト反応。水性ガスシフト反応器で起こる反応は、CO + H ₂ O CO ₂ + H ₂です。これにより、後の燃焼でより効率的に燃焼する、水素燃料の組成が高い合成ガスが生成されます。${\displaystyle \rightleftharpoons }$
2. 物理的な分離プロセス。これは、吸収、吸着、膜分離などのさまざまなメカニズムを通じて実行できます。
3. 乾燥、圧縮、保管/出荷。

• 生成された合成ガスは燃焼タービンの燃料となり、電気を生成します。この段階では、合成ガスは極めて純粋な H ₂です。

石炭を燃料源として使用することの主な欠点は、二酸化炭素と二酸化硫黄、窒素酸化物、水銀、微粒子などの汚染物質の排出である。ほぼすべての石炭火力発電所は、石炭を粉砕して表面積を増やし、燃焼させて蒸気を作り、その蒸気をタービンに通して発電する微粉炭燃焼を使用している。微粉炭発電所は、燃焼後に二酸化炭素を回収できるのは、二酸化炭素が希釈されて分離が困難な場合のみである。これに対し、IGCC のガス化では、燃焼前に濃縮され加圧された二酸化炭素を分離して回収することができる。合成ガスの浄化には、バルク微粒子を除去するフィルター、微粒子を除去する洗浄、水銀除去用の固体吸着剤が含まれる。さらに、燃料として水素ガスが使用され、燃焼時に汚染物質は発生しない。^[4]

IGCC は、従来の微粉炭発電所よりも水の消費量が少ない。微粉炭発電所では、石炭を燃焼させて蒸気を生成し、その蒸気を使って蒸気タービンで発電する。その後、蒸気の排気を冷却水で凝縮し、蒸発によって水が失われる。IGCC では、ガスタービンでの燃焼によって水の消費量が削減される。ガスタービンは、発生した熱を使って空気を膨張させ、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捕捉して二次蒸気タービンで使用するためだけに使われる。現在、主な欠点は、他の発電方法に比べて資本コストが高いことである。

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ルク発電所（オンライン1996）、ネバダ州リノのピニョンパインの3つのIGCCプラントの建設を支援しました。リノの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メートル）以上では機能しないことが研究者によって発見されました。^[6]しかし、参考文献3のDOEレポート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形廃棄物抽出システムに関連するものでした。ワバッシュリバー発電所とポルク発電所は、実証開始時の問題が解決され、現在稼働していますが、ピニョンパインのプロジェクトは重大な問題に遭遇し、中止されました。

米国エネルギー省のクリーンコールパワーイニシアチブ（CCPIフェーズ2）は、低排出石炭火力発電所の実現可能性を実証する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。ミシシッピパワーは2010年にミシシッピ州ケンパー郡でケンパープロジェクトの建設を開始し、多くの遅延があったものの、2016年に運転を開始する予定である。^[7] 3月には、予定日が2016年初めから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年遅れとなった。この発電所は、褐炭を燃焼させ、65％の排出回収率を予測する燃焼前IGCC技術を利用する、旗艦的な炭素回収・貯留（CCS）プロジェクトである。 ^[8]

第一世代のIGCC発電所は、当時の石炭ベースの技術よりも汚染が少なかったが、水質汚染も起こした。例えば、ワバッシュ川発電所は、1998年から2001年の間、ヒ素、セレン、シアン化物を排出したため、水質許可を遵守していなかった^[9] 。ワバッシュ川発電所は現在、ワバッシュ川電力協会によって完全に所有され、運営されている。

IGCCは現在、二酸化炭素回収の準備が整っていると宣伝されており、二酸化炭素を回収して貯留するために使用できる可能性があります。^{[10] [11]} ( FutureGenを参照)ポーランドのケンジェジンには、石炭ガス化技術と炭素回収・貯留(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建設される予定です。この施設は計画されていましたが、2009年以降は情報がありません。世界中で稼働中の他のIGCCプラントには、オランダのアレクサンダー(旧ブゲナム)、スペインのプエルトヤーノ、日本のJGCがあります。

テキサスクリーンエネルギープロジェクトは、炭素回収・利用・貯留（CCUS）技術を取り入れた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。スポンサーのサミットパワーは2017年に破産を申請した。^[12]

従来の燃焼後炭素回収法や様々なバリエーションと比較して、いくつかの利点と欠点がある^[13]

IGCC 導入の大きな課題は、その高い資本コストであり、他の発電所技術と競合できないことである。現在、通常の微粉炭火力発電所は最も低コストの発電所オプションである。IGCC の利点は、既存の発電所の改造が容易で、高い資本コストを相殺できることである。2007 年のモデルでは、CCS を備えた IGCC がすべてのケースで最も低コストのシステムであった。このモデルは、均等化発電原価の推定値を比較し、CCS を備えた IGCC が 71.9 米ドル 2005/MWh、CCS を備えた微粉炭が 88 米ドル 2005/MWh、CCS を備えた天然ガス複合サイクルが 80.6 米ドル 2005/MWh であることを示した。均等化発電原価は、天然ガスの価格と炭素貯蔵および輸送コストの組み込みに著しく敏感であった。^[14]

これまでのところ、改修の潜在的なメリットは、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による 2013 年のレポートでは、CCS を備えた IGCC の一晩のコストが 2010 年以降 19% 増加していることが示されています。3 種類の発電所のうち、CCS を備えた微粉炭火力発電所の一晩の資本コストは 5,227 ドル (2012 年ドル)/kW、CCS を備えた IGCC の一晩の資本コストは 6,599 ドル (2012 年ドル)/kW、CCS を備えた天然ガス複合サイクルの一晩の資本コストは 2,095 ドル (2012 年ドル)/kW です。微粉炭火力発電所とNGCC のコストは 2010 年以降大幅に変化していません。レポートではさらに、IGCC コストの 19% 増加は、予算を超過し、予想以上のコストがかかった IGCC プロジェクトに関する最近の情報によるものだと述べています。^[15]

最近の規制手続きにおける証言によると、IGCCのコストはゴッデルの予測の2倍、96ドルから104ドル/MWhになるとのことです。^{[16] [17]} これは炭素回収・貯留を追加する前のコストです（貯留はカナダのウェイバーン（石油増進回収法）と北海のスレイプナーの両方で過去10年間商業規模で成熟した技術でした）- 90％の回収率では30ドル/MWhの追加コストがかかると予想されています。^[18]

ワバッシュ リバーは、ガス化装置の問題により、長期間にわたって何度も停止していました。ガス化装置の問題は解決されていません。エクセルシオールのメサバ プロジェクトなどの後続プロジェクトでは、3 つ目のガス化装置とトレインが組み込まれています。しかし、過去 1 年間、ワバッシュ リバーは他の技術と同等かそれ以上の可用性で、確実に稼働しています。

ポーク郡の IGCC には設計上の問題があります。まず、このプロジェクトは、貨車からスラリー化した石炭をガス化装置に送るスラリー パイプラインの腐食が原因で、当初は停止されました。パイプの新しいコーティングが開発されました。次に、サーモカップラーが 2 年未満で交換されました。これは、ガス化装置が瀝青炭から亜瀝青炭まで、さまざまな原料で問題を抱えていたことを示しています。ガス化装置は、低品位の亜炭も処理できるように設計されていました。3 番目に、耐火ライナーの問題により、ガス化装置が予定外に停止し、その修理には多額の費用がかかりました。ガス化装置は、もともとイタリアで、ポークで建設されたものの半分のサイズになるように設計されました。新しいセラミック材料は、ガス化装置の性能と寿命を改善するのに役立つ可能性があります。現在の IGCC プラントの運用上の問題を理解することは、将来の IGCC プラントの設計を改善するために必要です。 (Polk IGCC 発電所、https://web.archive.org/web/20151228085513/http://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html.) Keim, K.、2009、「IGCC 発電所の再設計と再イメージ化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からの未発表論文です)

ゼネラル・エレクトリック社は現在、より高い信頼性をもたらす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産業ガス化プラントはGEエナジーの固体供給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1983年に州や連邦政府の補助金なしでこの施設を建設し、利益を上げている。^{[19] [20]}

ヨーロッパには、初期の試運転期間後に良好な可用性 (90 ～ 95%) を示した製油所ベースの IGCC プラントがいくつかあります。このパフォーマンスに貢献している要因はいくつかあります。

1. これらの施設ではいずれも先進技術（F型）ガスタービンを使用していません。
2. 製油所ベースのプラントはすべて、石炭ではなく製油所の残留物を原料として使用します。これにより、石炭処理および石炭準備設備とその問題が解消されます。また、ガス化装置で生成される灰の量が大幅に減少するため、ガス冷却および洗浄段階での清掃と停止時間が短縮されます。
3. これらの非公益事業プラントは、ガス化システムを先行化学処理プラントとして扱う必要性を認識し、それに応じて運営スタッフを再編成しました。

もう一つのIGCCの成功例は、1994年に稼働を開始し、2013年に閉鎖されたオランダの250MWのブゲナム発電所である^[21]。この発電所は稼働率が高かった。この石炭ベースのIGCC発電所は、当初は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た。所有者のNUONは、バイオマスを使用するために政府から奨励金を支払われた。NUONは、オランダに1,311MWのIGCC発電所を建設しており、これには3基の437MWのCCGTユニットが含まれている。Nuon Magnum IGCC発電所は2011年に稼働を開始し、2013年6月に正式にオープンした。三菱重工業がこの発電所の建設を受注した。^[22]環境団体との協定により、NUONは2020年までマグナム発電所を石炭やバイオマスの燃焼に使用することを禁止されている。オランダのガス価格の高騰により、3基のうち2基は現在オフラインで、3基目のユニットは使用レベルが低い。マグナム発電所の効率は59%と比較的低いため、（バックアップ）電力を供給するには、より効率的なCCGT発電所（ヘムウェグ9発電所など）が好まれる。

IGCC ベースの新世代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、Duke Energy、Southern Companyがプロジェクトを開発しており、欧州ではZAK/PKE、Centrica (英国)、E.ONおよび RWE (ともにドイツ)、 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、同州商務省の分析で IGCC のコストが最も高く、排出プロファイルは微粉炭と比べてそれほど優れていないことが判明した。デラウェア州では、 Delmarva と州のコンサルタントの分析で基本的に同じ結果となった。

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あるが、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る。下院と上院の両方で炭素削減を求める法案が再提出されており、民主党が多数派を占めることから、次期大統領の下では炭素規制がさらに推進される可能性が高いと思われる。EPA に炭素規制を義務付けた最高裁判所の判決 (マサチューセッツ州他対環境保護庁他)[20] も、将来の炭素規制が遅かれ早かれ導入される可能性を示唆している。炭素回収により、IGCC プラントの電力コストは約 33% 増加する。天然ガス CC の場合、増加率は約 46%、微粉炭プラントの場合、増加率は約 57% である^[23] 。炭素回収のコストが下がる可能性があるため、IGCC は炭素制約の厳しい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る。しかし、業界はリスクプレミアムを削減するためにさらに多くの経験を必要としている。 CCSを備えたIGCCには、業界に適切なインセンティブを与えるために、何らかの義務、より高い炭素市場価格、または規制枠組みが必要である。^[24]

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 200 t/d の IGCC パイロットプラントを運営してきました。2007 年 9 月には、勿来に 250 MW のデモプラントが稼働しました。このプラントは、空気吹き (酸素吹きではない) の乾燥原料炭のみで稼働しています。未燃炭素含有率が 0.1% 未満で、微量元素の浸出が検出されない PRB 石炭を燃焼します。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。 (下の gasification.org リンクを参照)

_CO2回収技術を採用した次世代IGCCプラントは、従来のIGCCに比べて熱効率が高く、システムが簡素化されるためコストを抑えることが期待されます。主な特徴は、石炭をガス化するため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、冷ガス効率の性能を向上させ、未燃炭素（チャー）を削減できることです。

発電所の効率の参考として：

• フレーム E ガスタービン、30bar クエンチガス冷却、低温ガス洗浄、および 2 レベル HRSC により、約 38% のエネルギー効率を達成できます。
• フレーム F ガスタービン、60 バール急冷ガス化装置、低温ガス洗浄、および 3 レベル + RH HRSC を使用すると、約 45% のエネルギー効率を達成できます。
• フレームGガスタービンの最新開発、ASU空気統合、高温脱硫により、性能がさらに向上する可能性があります。^[25]

このシステムでは、ガスタービンの排気ガスから抽出されたCO2_{が利用される。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、分離回収システムが不要になる。^[26]

燃焼前のCO ₂除去は、水性ガスシフト反応後の高濃度のCO ₂と合成ガスの高圧のため、燃焼後の回収における排ガスからのCO ₂除去よりもはるかに簡単です。IGCCの燃焼前では、CO ₂の分圧は燃焼後の排ガスの約1000倍になります。^{[27]燃焼前のCO} ₂の濃度が高いため、化学溶剤よりもSelexolやRectisolなどの物理溶剤の方がCO ₂除去に適しています。物理溶剤は、従来のアミ​​ンベースの溶剤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によって機能します。その後、圧力を下げることで溶剤を再生し、CO ₂を脱着することができます。物理溶剤の最大の障害は、合成ガスを分離前に冷却し、その後燃焼のために再加熱する必要があることです。これにはエネルギーが必要であり、プラント全体の効率が低下します。^[27]

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ています。使用する試験コードの選択は、購入者と製造業者の間の合意であり、発電所と関連システムの設計に一定の意味を持ちます。米国では、アメリカ機械学会が2006年にIGCC発電所の性能試験コード（PTC 47）を発行しました。このコードでは、燃料ガスの流量、温度、圧力、組成、発熱量、汚染物質の含有量によって燃料ガスの量と品質を決定する手順が規定されています。^[28]

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しい、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、または連邦の地球温暖化法の制定を含む）のいずれかが_、炭素集約型石炭発電に多大なコストを追加することになるだろう」^{[29]。ニューヨーク州のヒラリー}・クリントン上院議員は、この完全なリスク開示を全国のすべての上場電力会社に義務付けることを提案した。^[30] この正直な開示により、IGCCを含むすべてのタイプの既存技術の石炭火力発電所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年米国上院多数党院内総務）は、2007年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新しいIGCC石炭火力発電所の建設を阻止するために全力を尽くすと述べた。リード議員は、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。リード議員は、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つだけでも、年間700万トンの石炭を燃やすことになり、温暖化を助長することになると述べた。長期的な医療費はあまりにも高額になると同議員は主張した（出典は不明）。「私はこれらの発電所を阻止するために全力を尽くすつもりだ」と同議員は述べた。「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」^[31]

IGCC プラントから排出される H ₂ S ガスを処理する最も効率的な方法の 1 つは、湿式ガス硫酸プロセス(WSA プロセス)でそれを硫酸に変換することです。ただし、硫黄市場のインフラストラクチャと硫酸と硫黄の輸送コストを比較すると硫黄生産のほうが有利であるため、H ₂ S 処理プラントの大部分は改良クラウス プロセスを利用しています。

• 異なる電源で発電された電力の相対コスト
• 石炭産業の環境への影響
• 統合ガス化燃料電池サイクル

• ハンツタウン: アイルランドで最も効率的な発電所 @シーメンスパワー ジェネレーション ウェブサイト
• 天然ガス複合サイクルガスタービン発電所 北西電力計画協議会、第 5 次電力計画のための新しい資源特性、2002 年 8 月
• 複合サイクル太陽光発電