成果報告書詳細
管理番号20150000000790
タイトル平成26年度成果報告書 ゼロエミッション石炭火力技術開発プロジェクト クリーン・コール・テクノロジー推進事業 CO2分離回収技術の検討
公開日2016/1/26
報告書年度2014 - 2014
委託先名一般財団法人エネルギー総合工学研究所
プロジェクト番号P92003
部署名環境部
和文要約件名:平成26年度成果報告書 ゼロエミッション石炭火力技術開発プロジェクト クリーン・コール・テクノロジー推進事業 「CO2分離回収技術の検討」

 本調査研究では、国内外のCO2分離回収技術について、ポストコンバッション(ポスト)とプレコンバッション(プレ)に大別し、さらにポストは化学吸収法、固体ソルベント法、物理吸着法など19の個別技術を調査した。プレについても物理吸収法、膜分離法など、10の個別技術を調査し、更にポスト、プレ以外の酸素燃焼法、将来技術として現在開発が進むOxy-fuel IGCCやケミカルルーピング燃焼についても調査した。本調査では、各技術分野に専門の知見を有する、電源開発(株)と(一財)石炭エネルギーセンタに再委託し、(一財)エネルギー総合工学研究所が取りまとめた。
 調査した各技術の開発レベルの評価については、下に挙げる技術に着目し、CO2回収コスト(円/t-CO2)を比較して評価した。
 ・化学吸収法: 分離回収エネルギーが最も少ない(COURSE50の目標値)RITE-6
 ・固体ソルベント法: 実証試験段階にある韓国KIER法(K2CO3)とベンチ試験中の川重法
 ・チルドアンモニア法: ノルウェーのモングスタットで40MWthの試験中のAlstom法
 ・物理吸着(PSA)法: 回収量3t-CO2/dのベンチ装置(COURSE50 STEP1)で試験中のJFE法
 ・酸素燃焼法: 豪州で実証試験中のカライドプロジェクト(データはNETLの公開値を使用)
 ・プレは化学吸収法と物理吸収法、比較のためにNETLの物理吸収法の3技術
 評価の結果、CO2回収コストは、ポストは化学吸収が約3、000円/t-CO2、プレは物理吸収で約2,800円/t-CO2となり、2015年のCO2回収コストの目標値である2,000円/t-CO2が視野に入ってきた。
 本調査では、各CO2回収技術の開発進捗度から、1,000MW石炭火力への実現可能性を比較評価し、その評価結果から将来大幅な進展が望める技術を検討して、その開発課題を取りまとめた。
 燃料別発電設備におけるCO2排出量と発電原価については、天然ガスコンバインドサイクル(NGCC)、石炭ガス化複合発電(IGCC)、微粉炭火力(SCPC)の3方式によるCO2回収後の1kWh当りのCO2排出量(排出原単位)を分析した。その結果、NGCC: 約43g-CO2/kWh、IGCC: 約86g-CO2/kWh、SCPC: 約110 g-CO2/kWhとなり、CO2回収技術の採用により、多大な排出削減効果があることが確認できた。また発電原価については、CO2回収率90%でNGCC: 約17.6円/kWh、IGCC: 約9.6円/kW、SCPC: 約10.2円/kWhとなった。IGCCはEAGLEの実績に基づく試算であり、数値はかなり真値に近いと考えられるが、再生エネルギーの目標値を使っているなど、数値自体でCO2回収コストを評価するのは妥当ではなく、あくまでも各技術の相対比較や傾向の把握(定性比較分析)に使用すべきであると考える。
英文要約Title: Technical research and development projects for zero-emission coal fired power generation / Clean coal technology promotional projects / Study on the separation and collection technologies of exhaust CO2 gas from thermal power generation system

In order to realize a development tendency of CO2 separation and capture technology, we collected the detail information of almost all the techniques and considered prospective views for the thermal power generation. We inspected 19 methods in post-combustion system, e.g. chemical absorption, solid adsorbent, physical adsorption, etc. and 10 methods in post-combustion system, e.g. physical absorption, membrane separation, etc. Furthermore, the oxygen combustion method, Oxy-fuel IGCC method, the chemical looping combustion method are under development, but they were also selected in our study. We cooperated with J-POWER (Electric Power Development CO., Ltd.) and JCOAL (Japan Coal Energy Center) which have special knowledge of these technologies.
We estimated the development level of the techniques as the cost of CO2 separation and capture process, and paid attention to the following methods.
(a) RITE-6 as chemical absorption method, which has the lowest energy of separation and captured cost reported in the COURSE50 project.
(b) KIER and KHI techniques as solid sorbent method, which are in field testing and bench testing, respectively.
(c) Alstom technique as chilled ammonia method, which are in field testing of 40 MWth at Mongstad in Norway.
(d) JFE technique as physical adsorption method, which are in bench testing with recovered amount of 3 t-CO2/day in the step 1 of COURSE50 project.
(e) Callide project as oxygen combustion method, which are in field testing in Australia. Calculation was based on the NETL reported data.
(f) Chemical and 2 Physical (including the NETL model) absorption methods in IGCC techniques.
As a result, the cost of CO2 separation and capture process were estimated at approximately 3,000 JPY/t-CO2 and 2,800 JPY/t-CO2 with the chemical absorption method in the post-combustion system and physical absorption method in the pre-combustion system, respectively. These cost come into the view of the government goal of 2,500 JPY/t-CO2 at FY2015.
In this study, we considered the possibility of the practical technological use in 1,000MW coal fired power plant from the development level of the CO2 separation and capture technologies. We also investigated the advanced technologies for the future from the estimated results and summarized the development subjects.
We analyzed the amount of CO2 emission per electric power (g-CO2/kWh) and unit cost of the power plant (JPY/kWh) of the Natural combined cycle system (NGCC), Integrated coal gasification cycle system (IGCC) and Super critical pulverized coal combustion system (SCPC). We estimated unit amount of CO2 emission at approximately 43 g-CO2/kWh for NGCC, approximately 86 g-CO2/kWh for IGCC and approximately 110 g-CO2/kWh for SCPC with CO2 separation and capture techniques. It was found that these techniques made a great reducing effect of CO2 emission. We also estimated the unit cost of the power generation at approximately 17.8 JPY/kWh for NGCC, approximately 9.6 JPY/kWh for IGCC and approximately 10.2 JPY/kWh for SCPC when 90% of CO2 is captured. The result for IGCC would be trustworthy value because the estimation of IGCC was calculated by the actual results of the EAGLE (coal Energy Application for Gas Liquid and Electricity) project. On the other hands, the estimations were calculated by the prospective value of recovery energy of carrier materials used for CO2 trap. It was suggested that these estimated values should not be evaluated by the numerical values itself, be used to realize tendency and relative comparison as qualitative analysis.
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