成果報告書詳細
管理番号20110000001003
タイトル平成22年度成果報告書 革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電プロジェクト 発電からCO2貯留に至るトータルシステムのフィジビリティー・スタディー 特定サイトにおける石炭ガス化発電からCO2貯留に至るトータルシステムの概念設計
公開日2011/8/25
報告書年度2010 - 2010
委託先名日本CCS調査株式会社
プロジェクト番号P08020
部署名環境部
和文要約本委託業務は、我が国に適したより高効率な発電技術である空気吹きIGCC(石炭ガス化複合発電設備)において、CO2分離・回収時の出力・効率低下を最小限に抑え、経済性についても考慮して、最適なCO2分離・回収システム検討を行い、我が国におけるゼロエミッション型のIGCC技術の実施可能性評価に資することを目的に実施した。
 具体的な実施内容は、常磐共同火力発電所構内に設置されている空気吹きドライフィード2段噴流床ガス化炉を用いたIGCC実証機とCO2分離・回収設備の組み合わせについて、技術的課題を明確にし、課題解決のための指針を得るためのFS事前検討を行い、また、貯留地点としては、磐城沖の生産終了ガス田(楢葉町の沖合約40km、水深約150m、ガス田海面下深度約2,000m)を選定し、CO2昇圧及び輸送方法、昇圧地点及び輸送ルートの検討、当該ガス田のCO2貯留ポテンシャル評価、海洋設備・坑井施設等の検討、及びCO2挙動モニタリング手法について検討を実施した。
 以下に、プロセスごとの開発実績について記載する。
 まず、CO2分離・回収システムとしては、既設IGCC実証試験設備のユーティリティー制約を考慮して、石炭ガス化ガスの分岐率を10%に設定、分離・回収方法としては、化学吸収法のうちaMDEA法を採用することとした。また、分離・回収されるCO2は純度99%以上(ドライベース)、回収量400トン/日と設定した。これらの前提条件に基づき、分離・回収装置の概念設計を順次実施し、その結果として、プロセスフロー、マス・ヒートバランス、プラントシステム構成が決まり、全体配置計画図並びに設備建設の概略工程を作成、建設費用の概算額を求めた。詳細設計から、機器調達、建設工事、試運転の終了に至るまで、約4年間を要するとの結果を得た。
 次に、CO2輸送システムとしては、海底パイプラインによる輸送を選択し、流動解析を行い輸送条件の検討を実施した。当初、超臨界状態での輸送を想定し検討を実施したが、圧力差に起因する極低温域が発生してしまうことが判明し、輸送圧力を下げ、気相状態での輸送が適当であるとの結論を得た。システム構成として、脱湿設備、昇圧設備を地上に設置、海底に総延長約80kmのパイプラインを敷設、水深約150mの海底面に海底施設を設置し、貯留層に至る。海底施設の運転は、油圧によって行うこととし、陸上制御ユニットと海底施設は総延長約40kmアンビリカルケーブルで繋ぐ。これら設備のシステム概要設計、設備仕様、運用方法、点検・保守方法の検討を行い、建設工程を作成した結果、分離・回収設備と同様、詳細設計開始から約4年間で運転が可能になるとの結果を得た。
 最後に、貯留層に関しては、生産終了ガス田に関する基本データから、貯留層モデルを構築し、貯留層適性を評価し、貯留可能なポテンシャル評価を実施した。その結果、貯留層は3つのブロックに分割されており、中央ブロックが最大の約1,500万トン、全体では約2,000万トンを貯留可能と算出された。また、地化学反応シミュレーションを実施し、圧入後のCO2の挙動予測を実施した。圧入井の掘削作業計画、圧入時並びに圧入後の状態を監視するための、モニタリング施設の概念設計も実施した。
 概念設計の結果を用いたコスト評価においては、年間CO2圧入規模が10万トンの場合、イニシャルコスト構成は、分離回収・脱湿昇圧設備が約40%、海底パイプラインが約30%、海底圧入設備が約15%、貯留層が約15%となった。100万トン規模を想定した場合、分離回収設備・脱湿昇圧設備が約65%、海底パイプラインが約15%、海底圧入設備、貯留層がそれぞれ10%前後と推定され、分離・回収設備の費用の割合が高まるものと推察された。
英文要約This feasibility study is aimed at gaining the estimation of CO2 capture and storage technology integrated in an air-blown IGCC dem plant constructed in Nakoso, Area. The power generation efficiency of IGCC is estimated higher than that of conventional coal-fired power generation systems. CO2 captured from coal gas is planned to be transported and stored in the Iwaki-oki offshore depleted gas field located around 40km far from Naraha-town.
We conduct the optimization of CCS system to minimize the enormous operation energy required by the CO2 recovery system.
A summary of the conceptual design for carbon dioxide capturing system
・Establishment for the basic design conditions of the CO2 capturing system
- processing about 10% of the coal-gasified syn-gas produced.
- MDEA
- CO2 purity in the captured gas > 99%(dry-base)
- CO2 capturing rate from the syn-gas introduced to this system > 90%
- about 400 tons per day of CO2 are captured (about 100ktons/y)
・Examination for the elements of CO2 capturing system
(CO sweet-shift reactors,etc)
・Estimation for the gas composition in several points in this system
- CO2 purity attains 99.6% (dry-base) at the outlet of the compressor
・Estimation for power generation efficiency at transmission end in case of processing about 10% of syn-gas
- about 5% point drop relatively compared to the rated power net generation efficiency
・about 4 years required for detailed-design, procurement, construction and test-run
A summary of the conceptual design for carbon dioxide transportation system
・Basic process flow studies for the transportation system
・Layout studies on the onshore compressor station
・Route selection and mechanical designs of the subsea pipeline
・Installation studies on the subsea pipeline (e.g. adoption of HDD method)
・HAZID/HAZOP studies on the onshore compressor station
・RAM analysis of the onshore compressor station
A summary of the conceptual design for carbon dioxide subsea and storage system
<subsea system>
・Study on layout of subsea system consists of subsea tree, pipeline end
termination and overtrawlable structure ( for one or two wells )
・ Study on preliminary design of overtrawlable structures
・ Study on route finding of umbilical cable
・ Study on umbilical cable laying method ( Reel laying method )
・ Study on layout of onshore control facilities located Naraha existing gas plant
・ Study on preliminary design of subsea control module including valve fail-safe function
・ Study on installation philosophy of subsea system deployed ROV and/or diver assist
・ Set a tentative schedule for EPC
・ Summarize CAPEX estimate and OPEX estimate
<storage system>
・Construct Iwaki-oki Depleted Gas field reservoir simulation model using geological and drilling data.
・Study on conceptual design for mineralization at the reservoir, injection well.
<monitoring system>
・ Establishment for conceptual design for field monitoring system has finished.
A summary of the evaluation for the initial and running cost
We estimate roughly the initial and running cost of the CCS system that is planned to capture and store about 400 tons/d of CO2 (100k tons/y) at demonstrational scale. The initial cost of CO2 capturing system with dehydration and compression equipment leads to 40% of total cost, the subsea pipeline 30%, subsea system 15% and storage system 15%.
The share of the initial cost of the CCS system that is assumed to capture and store about 4,000 tons/d of CO2 (1,000k tons/y) at commercial scale, the cost of CO2 capturing system with dehydration and compression equipment leads to 65% of total cost, the subsea pipeline 15%, subsea system 10% and storage system 10%.
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