成果報告書詳細
管理番号20150000000734
タイトル平成26年度-平成27年度成果報告書 国際エネルギー消費効率化等技術・システム実証事業 石炭高効率利用システム案件等形成調査事業 カナダにおける酸素燃焼CCUSプロジェクトの案件発掘調査
公開日2015/12/2
報告書年度2014 - 2015
委託先名株式会社IHI 電源開発株式会社 一般財団法人石炭エネルギーセンター 三井物産株式会社
プロジェクト番号P93050
部署名環境部
和文要約カナダでは、連邦レベルで2015年から、新設およびその耐用年数を終えた既設石炭火力発電所に対して420kg-CO2/MWhのEmissions Performance Standardが適用される。また、アルバータ州では、年間CO2発生量10万tを超える施設を対象として、2003-2005年比で12%のCO2削減を達成できない場合、未達分に対して炭素税$15/t-CO2を支払う義務がある。一方、CCS(CO2 Capture & Storage)あるいはCO2-EOR(Enhanced Oil Recovery)を行う事業者は、CO2貯留量に応じて$15/t-CO2のCarbon Creditを得ることができる。アルバータ州においては、産業分野からのCO2を利用する大規模なCO2-EORプロジェクトが計画されており、酸素燃焼用の酸素を製造する際に併産できるN2については、シェール開発やオイルサンド開発での、あるいはそこから得られた炭化水素を原料とした化学プラントでの利用が期待される。よって、アルバータ州における酸素燃焼技術を用いたCO2回収では、N2販売からの収入も期待でき、他のCO2回収法に比べ経済的優位性を有すると考えられる。従って、アルバータ州における既設石炭火力発電所を対象とした、CO2とN2の販売を想定した酸素燃焼技術によるCCUS(CO2 capture, utilization & storage)プロジェクトの検討を実施した。調査項目は、(1) 酸素燃焼適用プラントの選定と適用方法・システム構成・性能・コスト等の検討、(2) CO2パイプライン及びEORの検討、(3) N2利用及び供給方法の検討、(4) CO2削減効果と経済性の検討、である。プラント選定に関しては、酸素燃焼技術適用の既設改造候補プラントとして、TransAlta社がアルバータ州に所有し運営する300MW級既設石炭火力発電プラントであるSundance発電所2号機を選定し、プラントの関連図書、計画時の仕様、燃料性状等を電力会社から入手し、酸素燃焼を適用した場合のシステム構成、性能、ガス生成量・回収量等を検討した。また、CO2圧縮機保護のために上流に設置する脱硫装置については、乾式脱硫と湿式脱硫の両方式を検討した。これらに基づき、プラントの概略レイアウト検討とコスト試算を行った。CO2パイプライン及びEORについては、発電所からAlberta Carbon Trunk Lineへのパイプラインのルートを検討し、CO2買取契約の条件やEORの経済性等に関する情報を収集した。N2利用及び供給方法については、カナダ西部での現状および将来のN2需要を確認し、N2買取契約の条件やN2利用の経済性等に関する情報を収集した。経済性分析の結果から、既設石炭火力に酸素燃焼技術を適用したCCUSプロジェクトが成立し、経済的に魅力的であることが期待されるため、今後は引き続き、関係各所と協調しつつ、プロジェクトのコストや収入の精査を行っていくことが必要である。
英文要約Canada has an emissions performance standard of 420kg-CO2/MWh of electricity produced for new coal-fired units and units that have reached the end of their economic life. It comes into force in 2015. Alberta companies that emit more than the 100,000 tonnes of CO2 equivalent of GHGs per year must reduce their GHG emissions intensity by 12% below their 2003-2005 baseline intensity. Moreover, companies that are unable to meet their targets pay $15 for every tonne of CO2 that exceeds the allocated limit. On the other hand, CCS and CO2-EOR operators are eligible to receive a $15 carbon credit for most of the CO2 stored underground. In Alberta, a large-scale CO2-EOR project is being planned in order to use CO2 from industrial facilities. In addition, N2 as a byproduct of oxygen production for oxy-firing is expected to be used for shale and oil sand development and chemical plants using those hydrocarbons as feedstock. Thus, CO2 capture using oxyfuel technology could have revenue from N2 sales and is considered to be economically advantageous compared to other CO2 capture methods. Accordingly, the CCUS (CO2 capture, utilization & storage) project with CO2 and N2 sales using oxyfuel technology for existing coal-fired power plants in Alberta should be studied further. The following items were studied to find a potential oxyfuel CCUS project. (1) Site selection, plant configuration and cost, (2) CO2 pipeline transportation and EOR, (3) N2 utilization and transportation to the site, and (4) Effect of CO2 reduction and the economics of the CCUS project. As for site selection, Sundance Unit #2, a 300 MW class existing coal-fired power plant owned and operated by TransAlta Corporation in Alberta was selected as a candidate plant to be studied for being retrofitted with oxyfuel technology. System configurations, plant performances, and the amount of gases produced and captured were studied based on the drawings of the plant, original design specifications, and fuel specifications. Both Dry FGD (Flue Gas Desulfurization) and wet FGD were studied as desulfurization options upstream of a CO2 compressor to protect it. Based on the above, a rough plant layout was made and cost estimation for the plant was undertaken. As for CO2 pipeline transportation and EOR, CO2 pipeline routing from the power plant to the Alberta Carbon Trunk Line was depicted and information related to the condition of CO2 off-take contracts and economics for EOR were gathered. As for N2 utilization and transportation to the site, current and future N2 demand in western Canada was assessed and information related to the condition of N2 off-take contracts and economics for N2 utilization was gathered. Based on this economic analysis, a CCUS project using oxyfuel technology for the existing coal-fired power plant was expected to be viable and economically attractive. Consequently further collaborative work should be completed to refine the costs and revenues associated with this project.
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