石炭火力発電輸出への公的支援に関する有識者ファクト検討 …³‡料３－１ IHI_提出資料...BH）で求められる。 ※BH = = = =

石炭火力発電輸出への公的支援に関する有識者ファクト検討会

ご説明用資料

2020年4月15日

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資料３－１

OKAO01

四角形

2 Copyright © 2020 IHI Corporation All Rights Reserved.

目次

1. 海外市場における石炭火力の需要

（１）海外市場における石炭火力の需要

（２）東南アジアにおける石炭火力の優位性

（３）日本への期待

2. 日本の技術と実績

(１) 高い発電効率

(２) 高い稼働率

(３) 優れた環境性能

(４) 高い運用性と調整電源としての役割

(５) CO2低減に向けた4つの取り組み

(６) 経年後の発電効率維持に向けた取り組み

目次見直し済み

2020.4.14

・持続可能な開発シナリオ（SDS）における石炭火力の新設需要の多くはアジア大洋州（78％）・アジア太平洋州の207GWの中で，中国86GW，インド63GWの他，東南アジア約30GW

東南アジアの新設需要の5割弱がUSC以上であるが，日本の技術・資金援助によってUSCの比率を高め，CO2排出削減に貢献できる

出典：IEA World Energy Outlook 2019データより当社作成

出典：IEA Southeast Asia Energy Outlook 2019

全世界（地域別）東南アジア（ボイラ性能区分別）

0 100 200 300

新設

北米中南米欧州

アフリカ中東ユーラシア

中国インド他アジア大洋州

GW

中国インド他アジア

大洋州

86GW 63GW 58GW

アジア大洋州 207GW

退役新設

USC以上


(1) 海外市場における石炭火力の需要

2040年までの石炭火力の新設需要は全世界で267GW このうちアジア太洋州が207GWを占め，東南アジアでは約30GWの需要有り

持続可能な開発シナリオにおける石炭火力発電設備の新設容量


文章見直し済み

2020.4.14

出典：自然エネルギー財団“東南アジアにおけるエネルギー転換”原典はBloombergNEF “Levelized Cost of Electrility”

• 太陽光発電は日照の変化による変動が多く，稼働率が20%程度と，石炭火力の1/3～1/4程度。需給を一致させるには，蓄電池を含む調整用の電源が必要。 • 蓄電池のコストは2019年で$187/MWh（1kWhあたりおよそ20円程度）と日本の家庭用電気（電灯料金）並みのコスト。 • 東南アジアの再生可能エネルギー発電設備に蓄電池を組み合わせた場合，基準コストはおよそ$300/MWhと石炭火力の4倍程度。

• ASEAN5ヵ国で石炭火力コストの基準値は，他の発電コストの基準値を下回る • 太陽光や陸上風力等の再エネ発電は気象条件による出力変動が大きく，蓄電池を含む

コスト評価が必要

■太陽光（蓄エネ未考慮）

■陸上風力（蓄エネ未考慮）

■地熱

■バイオマス

■小型水力

■CCGT

■石炭

◇基準値

（基準値は加重平均コスト）

インドネシアマレーシアフィリピンタイベトナム

(2) 東南アジアにおける石炭火力の優位性 (1/3)

Bloombergによると，発電コスト競争力において石炭火力は依然優位


ASEAN 5ヵ国におけるエネルギー源別の発電コスト


注釈見直し済み

2020.4.14

※発電単価は均等化発電原価（LCOE） LCOE＝（資本費＋運転維持費＋燃料費＋社会的費用（環境対策費用＋事故リスク対応費用＋事故リスク対応費用＋政策経費））／発電電力量

発電単価定義追記

2020.4.14

出典：IEA World Energy Outlook 2019データより当社作成

貿易量：域外との取引量であり，域内取引は含まない SDS：持続可能な開発シナリオ


世界の石炭生産量，貿易量および需要量


石炭利用はアジア大洋州のエネルギーセキュリティーを確保する重要な要素

• 持続可能な開発シナリオにおいて，石炭は8割以上がアジア大洋州で地産地消される • 石炭は石油や天然ガスと比較して価格が安定している

（表中の数値はアジア大洋州が占める割合）

熱量当たりの燃料価格推移

出典：財務省貿易統計


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

生産量貿易量生産量貿易量生産量貿易量

褐炭他

原料炭

燃料炭

2018 SDS 2030 SDS 2040

石油

換算

トン

80%

73%

83%

石炭火力を選ばざるを得ない事例～東南アジア某国の事例～





2020.4.14

注釈見直し済み

2020.4.14

Confidential


(3) 日本への期待（1/2）

25年以上のUSC稼働実績を有する日本製への期待は依然として高い・

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A；バングラ

B；ベトナム

C；ミャンマー

Confidential


(3) 日本への期待（2/2）

25年以上のUSC稼働実績を有する日本製への期待は依然として高い・東南アジアでは事業性の観点から「信頼性のある高効率設備」，「手厚いメンテナンスサポート」

および「競争力あるファイナンス」を求める声が多い

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事業者によってはSCで計画している案件もあるが，USCの採用を働きかけることでCO2低減に貢献可能

A；バングラ

B；ベトナム

C；ミャンマー

D；インドネシア

E；タイ

F；ブルネイ

G；フィリピン

Confidential

2. 日本の技術と実績

(添付資料１ IHI会社紹介参照)


(1) 高い発電効率

他国に比べて長年にわたる高効率実績を有し，且つ，適切なメンテナンスサポートによって経年劣化も少ない

出典: A国の効率経年データは電気事業連合会資料よる

• 石炭火力発電所の発電効率は長年にわたり日本が他国をリード • IHIが現在建設中の最新鋭石炭火力の熱効率は46%以上(発電端・低位発熱量ベース※1)と高い • 日本の石炭火力は長年の経験に基づく信頼性の高い設計・品質管理・製作技術と適切な

メンテナンスサポートによって，経年後も他国製に比べて高い効率を維持

発電効率の経年劣化各国の石炭火力発電所の平均熱効率

２．日本の技術と実績

出典: International comparison of fossil power efficiency

and CO2 intensity – Update 2018, ECOFYSより作成

・日本は1993年にUSC（超々臨界圧火力）適用以来，長年にわたり世界最高水準の熱効率を維持・近年は中国石炭火力の熱効率が向上しているが，USC適用は 2007年からと日本に比べて歴史（経験）が浅い

IHI納入石炭火力の効率変化

A国の石炭火力の効率変化

▼’93 日本初USC運開

▲’07 中国初USC運開

●

他国製石炭火力は経年的な熱効率の低下が著しいが，IHI納入の石炭火力は経年的な熱効率の低下が低い

●

●日本の最新鋭石炭火力



2020.4.14

※1；添付資料２参照

• 他国製に比べて設備の稼働率・利用率が高く，電源の信頼性向上に貢献 • インドネシア，インド，ラオス等に納入された中国製石炭火力は，設計不備やメンテナンスへの

考慮不足により，多くのトラブルが顕在化しており，IHIにも多くの問題解決要請が到来

低稼働率・低利用率の電源により，更なる新規電源が必要となっており，日本の技術・資金援助がなければ，他国製の信頼性の低い石炭火力を更に増加させる可能性あり

インドネシア中国製石炭火力（Suralaya8）における運用率

出典：2018Statistic Report, PT Indonesia Powerに基づき作成

(2) 高い稼働率

中国製等の石炭火力に比べて高い稼働率および設備利用率を有している


IHI納入の石炭火力：80%

IHI納入の石炭火力：90%

IHI納入国内石炭火力の稼働率，利用率は中国製に比べて大幅に高い

インドネシア中国製石炭火力（Suralaya8）の稼働率および設備利用率の例（2016~2018）

<定義> ・稼働率＝（ユニットが運転していた時間―等価負荷制限時間*）÷ 総時間

*等価負荷制限時間＝(給電指令出力に対し負荷制限していた時間×負荷制限量） ÷（定格発電設備容量）

・利用率＝年間発電量 ÷ (定格発電設備容量×総時間）×100％

・稼働率：IHI納入国内石炭火力の稼働率は90%以上 Suralaya8の稼働率は60~70%程度・利用率：IHI納入国内石炭火力の利用率は80%程度 Suralaya8の利用率は50~60%程度



2020.4.14

各国の一般的な環境規制値 I発電所（日本）マレーシアベトナムインドネシア

中国（2014~)

NOx窒素酸化物 mg/Nm3 500 455 214 50 27

ばいじん mg/Nm3 50 140 54 10 5

SOx硫黄酸化物 mg/Nm3 500 350 214 35 29

• IHIが納入する環境設備は日本の極めて厳しい環境値を満足しており，環境負荷の低いクリーンな石炭火力を実現している

• 一方，中国における環境値は2014年以降厳しくなってきているものの，日本レベルの環境性能の実績を有していない


(3) 優れた環境性能

日本の厳しい環境規制値を満足してきたIHIの環境設備は，納入国のさらなる環境負荷低減に貢献することが可能

注)濃度は6%O2換算値



2020.4.14

• 再エネの導入拡大には，負荷調整ができる発電・蓄電設備との共生が必須 • 石炭への依存度が高い産炭国において，高い負荷調整機能を有する石炭火力は，

エネルギーセキュリティーと再エネ導入拡大の両立に貢献可能 • 国内某電力管内では，再エネの積極的な開発・受入れを背景に，再エネの出力制御も行わざる

を得ない状況から，石炭火力も出力調整運用を実施 • 中国も石炭火力の運用性改善に取り組んでいるが，日本の水準まで到達していない

出典:Status and Future Development of China’s Clean Coal-fired Power, 国家能源局

急速起動・負荷変化への対応

低負荷を下げることで出力調整幅を拡大

国内某電力R発電所の出力実績


(4) 高い運用性と調整電源としての役割

石炭への依存度の高い産炭国では，再エネ導入拡大に石炭火力の調整機能が不可欠

国内某電力 R発電所

中国の一般的な石炭火力

発電端出力 700MW 600MW

最低出力 15%負荷 30%負荷

出力変化率 4%/分 2%/分程度

出力

M

W

SC: 超臨界圧ユニット（Super Critical Unit）

石炭火力による出力調整運用の実施例急速負荷変化・急速起動への対応，最低負荷を下げることで出力調整幅の拡大が可能



2020.4.14

出典:石炭火力の負荷追従運転システムについて, 九州電力株式会社


(5) CO2低減に向けた4つの取り組み

石炭火力の将来的な更なるCO2排出低減に向け，以下4つの取り組みを実施中

A. 石炭専焼の高効率化 B. バイオマス燃料転換， C. アンモニア（水素）燃料転換 D. CO2回収・有効利用・貯留

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

CO

2排出原単位

[k

g-C

O2

/kW

h]

最新鋭 USC

B.バイオマス C.アンモニア（水素※）

30% 混焼

20% 混焼

専焼 A-USC

A.石炭専焼

専焼 SC

D.CO2回収

BECCS

亜臨界

-0.8

-0.6

50% 混焼

CCUS

A-USC ：Advanced-Ultra Super Critical 先進超々臨界圧火力発電 CCUS ：Carbon Capture, Utilization and Storage 二酸化炭素回収・有効利用・貯留 BECCS ：Bioenergy with Carbon Capture and Storage 回収・貯留（CCS）付きバイオマス発電

※ 再エネ由来の水素キャリアとして，IHIではアンモニア利用を推進


A. 高蒸気条件化による石炭火力のCO2排出削減：添付資料３


(5) CO2低減に向けた4つの取り組み (2/3)

• IHIは発電効率の向上によるCO2低減を目的に，蒸気条件の高温・高圧化に取り組んでいる • 2020年には国内初の再熱蒸気温度630℃を実現し，亜臨界石炭火力に比べ約15%の効率向上（相対値）を達成する見通し • 石炭火力のさらなる高効率化のために，700℃級A-USCボイラの技術開発を推進中

IHIは常に蒸気条件の高温・高圧化をリードし，石炭火力の高効率化に貢献さらなる高効率化に向けて，700℃級A-USCボイラの開発に取り組んでいる

国内における蒸気条件の高温・高圧化の変遷 A-USCプラントの効率

SC(Super-Critical)：超臨界圧火力 USC(Ultra Super-Critical )：超々臨界圧火力， A-USC (Advanced Ultra Super-Critical ) ：先進超々臨界圧火力

東南アジア等で計画されている石炭焚亜臨界火力をUSC/A-USCに置き換えることで大幅な効率向上が期待できる。

亜臨界からの効率向上 (相対値)

USC 15%

AUSC 26%


SC

最新鋭USC

A-USC

B. 石炭からバイオマスへの燃料転換によるカーボンニュートラル化：添付資料４（現状）混焼率30%（既存の石炭火力発電設備の改造実績あり）（将来）バイオマス専焼プラントを2022年に納入予定

C. アンモニア燃焼による石炭火力のCO2排出削減：添付資料５（現状）混焼率20%（自社試験設備で実証試験を実施）実稼働中の発電所における実証試験 (2023) に向けてFS開始（将来）実証試験の結果に基づいた混焼率向上（2025）アンモニア専焼に向けた技術開発

D. カーボンリサイクル技術の開発（CCUS）：添付資料６（現状）実証試験完了段階：豪州でCO2回収2方式（酸素燃焼・化学吸収）の実証を完了（将来）回収CO2を原料とした化学原料合成技術を開発，一部実証試験実施中


(5) CO2低減に向けた4つの取り組み (3/3)

A. 石炭からバイオマスへの燃料転換によるカーボンニュートラル化

（現状）既存の石炭火力に対するバイオマス混焼率30%の改造実績あり。（将来）更に混焼率を向上させた，バイオマス100%専焼プラントを受注した。2022年納入予定。

B. アンモニア混焼による石炭火力のCO2排出削減（現状）自社試験設備での20%混焼試験を実施。実稼働中の発電所における実証試験 (2023) に向けてFS開始。（将来）実証試験の結果に基づいた混焼率向上（2025）

C. カーボンリサイクル技術の開発（CCUS）（現状）豪州で酸素燃焼・化学吸収技術の実証試験を完了（2018）。商用化に向けて活動中。（将来）回収CO2の有効活用方法として，CO2を原料とした化学原料合成技術を開発中。


A. ボイラ保守運転支援システムの開発・導入：添付資料7

• ICTを活用したボイラーの運転監視と寿命評価の精度向上ならびに保守計画の最適化・省力化が可能となるボイラー保守運転支援システムを開発し，発電所への導入を開始

• 遠隔監視による異常予知，検出精度を高めるためのアルゴリズム開発を行い，海外の発電所を対象に実証試験を実施中

B. 海外メンテナンスサービス拠点の拡大

• 東南アジアのお客様から，他国製ボイラも含めたメンテナンスサポート要請が多数有り • これらの要望に迅速に応えるため，現地拠点の整備，リソースの充実化を推進中


(6) 経年後の発電効率維持に向けた取り組み

メンテナンスの高度化やサポート体制の強化など，メンテナンスサポートの充実化により，経年後の発電効率維持に対しても責任をもって取り組んでいる。（２.(1)参照）

IHI保守運転支援サービス（MEDICUS NAVI）


IHI 会社紹介


添付資料1

添1-1

汎用機械

(車両過給機，圧縮機.)

2

産業システム

(物流システム，真空夏処理炉等)

社会基盤・海洋

(橋梁)

資源・エネルギー・環境

(ボイラ, ガスタービン/ガスエンジン, LNG受入基地, プロセスプラント等.)

航空・宇宙・防衛

資源・

エネルギー・環境

社会基盤・海洋

産業システム・汎用機械

航空・宇宙・防衛

(ジェットエンジン, ロケットシステム)

添1-2 Copyright © 2020 IHI Corporation All Rights Reserved.

1. 事業領域

• 微粉炭焚きボイラ • 油／ガス焚きボイラ • 脱硝・脱硫システム • ＣＣＳシステム •排熱回収ボイラ

• ガスタービン (常用, 非常用, 防災兼用)

・ディーゼル・ガスエンジン

•ＬＮＧ受入基地 (プラント設計・調達・建設)

•極低温タンク (ＬＰＧ・ＬＮＧ・ヘリウム他)

アジア拠点EPC SBU (Jurong Engineering

Ltd.)

原子力SBU

• EPC Service • Construction • メンテナンス

Copyright © 2020 IHI Corporation All Rights Reserved. 添1-3

２. 資源・エネルギー・環境事業領域概要

日本における石炭火力の蒸気条件遍歴

IHIボイラ事業遍歴

USCボイラ蒸気温度条件: 593℃以上

IHI USCボイラ実績

1950

1970

1980

1990

2000

2010

1952 ; Foster Wheeler Energy Co.と技術提携契約を締結 ( - 1999)

1955 ; IHI製ボイラ初号機納入, 68MW

1971 ; 日本初の超臨界圧貫流ボイラ納入, 鹿島2号:600MW

1978 ; 初SCR System

1980 ; 日本初超臨界圧変圧貫流再熱蒸気式ボイラ納入, 広野1号:600MW

1991 ; 初HRSG

1993 ; 日本初 596oC超々臨界圧ボイラ, 碧南3号 (日本初 Mod.9Cr 材採用ボイラ)

2000 ; 世界最大容量の超々臨界圧ボイラ納入, 橘湾1号 (1,050MW)

2000 ; 全世界最大容量PFBC納入, Karita (350MW)

2003 ; 米国初HRSG納入

2009 ; 世界最高の再熱蒸気温度（ 623oC）を誇る超々臨界圧ボイラ納入, 磯子新2号

2013 ; IHIとしてドイツ初超々臨界ボイラ納入/ TKL Luenen

2014 ; アフリカ初超々臨界ボイラ納入, モロッコ / Safi IPP


IHIは1853年に設立された石川島造船所を起源とし，20世紀初頭からボイラ製造を開始。舶用ボイラから始まったIHIボイラの歴史はいくつかの技術革新を得て，一般産業用，電気事業用の陸用ボイラへと事業を拡大し続けました。

そして現在，IHIでは，小型の汎用ボイラから超々臨界圧ボイラ（最高蒸気条件620℃，最大出力1,050MW）まで，幅広いラインナップを有しており，また，石炭，ガス，油，副生燃料，オリマルジョン，オイルコークスなどの多様な燃料に対応しています。

IHIボイラの歴史

添1-4

3. ボイラSBU 概要

1,000 t/h

5,000 t/h

10,000 t/h

Sandy Creek Energy Station No.1 Sandy Creek Energy Associates, L.P.

Location : USA

Boiler Type : SOVR(SC)

Turbine Output : 998.5MW

Steam Conditions : 26.9MPa x 586/583℃

Commercial Operation : 2013

Photo is provided by J-POWER(EPDC) Photo is provided by J-POWER(EPDC)

Lünen Trianel Kohlekraftwerk Lünen

Location : Germany

Boiler Type : SOVR(USC)

Turbine Output : 813MW

Steam Evaporation : 2,225 t/h



Tachibana-wan No.1 Electric Power Development Co., Ltd.

(J-POWER)

Location : Japan


Turbine Output : 1,050MW



Isogo New No.1 and 2 Electric Power Development Co., Ltd.(J-POWER)

Location : Japan

Boiler Type : SOVR(USC One-pass type)

Turbine Output : 2 x 600MW

Steam Conditions : (No.1) 27.5MPa x 605/613℃

(No.2) 27.2MPa x 605/623℃

Commercial Operation : 2002/2009

Photo is provided by J-POWER(EPDC) Photo is provided by J-POWER(EPDC)

Safi Safi Energy Company S.A

Location : Morocco




Under Construction

Jimah East Power Jimah East Power

Location : Malaysia


Turbine Output : 2×1,000MW(NET)


Steam Condition : 27.9MPa x 603/612℃

Under Construction

Lontar Extension PT PLN

Location : Indonesia


Turbine Output : 2×315MW

Steam Evaporation : 980 / 804t/h


Under Construction

Matarbari (2 x 600MW) Coal Power Generation Company

Bangladesh Ltd..

Location : Bangladesh

Boiler Type: SOVR(USC)




Under Construction

IHIボイラの納入実績



IHI本社(東京) IHI Inc. PPED

(カンザス州，米)

IHI Engineering Australia

(シドニー，豪)

IHI本社

PT.Cilegon Fabricators

マレーシア:

IHI Power System Malaysia

(メンテナンス)

シンガポール : JEL (設計/ 建設工事)

ベトナム:

IHI Infrastructure Asia Co.,LTD.

(Bridge / Steel Structure

Manufacturing)

設計拠点

製造拠点

メンテ拠点

日本 IHI相生工場

(Boiler pressure Parts)

フィリピン:

IHI Philippine Inc. (設計)

インドネシア:

PT.Cilegon Fabricators

(ボイラ/鉄骨製造 )

タイ:

IHI Power System Thailand

(メンテナンス)

IHI Asia Pacific (IHIAP) (シンガポール)

相生工場

ドイツy: Steinmüller Engineering GmbH

(設計/メンテナンス)

ボイラSBUの海外拠点



熱効率の定義について


添付資料2

添2-1


熱効率の種類熱効率は（出力P）÷（ボイラに供給した熱量 B×H）で求められる。 ※B: 燃料投入量，H: 燃料の発熱量

効率の種類出力の種類発熱量の種類

効率の式効率値

送電端熱効率（高位発熱量基準）

送電端出力高位発熱量

発電端熱効率（高位発熱量基準）

発電端出力高位発熱量

送電端熱効率（低位発熱量基準）

送電端出力低位発熱量

発電端熱効率（低位発熱量基準）

発電端出力低位発熱量

𝜂𝑃,𝐻 =3600 ∙ 𝑷𝑮

𝐵 ∙ 𝑯𝑯

𝜂𝑃,𝐿 =3600 ∙ 𝑷𝑮

𝐵 ∙ 𝑯𝑳

𝜂𝑆,𝐻 =3600 ∙ 𝑷𝑺

𝐵 ∙ 𝑯𝑯

𝜂𝑆,𝐿 =3600 ∙ 𝑷𝑺

𝐵 ∙ 𝑯𝑳

タービン

ボイラ

復水器

給水ポンプ

G

発電機 PG

[kW]

送電端

所内電力

発電端燃料

B [kg/h] HH [kJ/kg]

or

HL [kJ/kg]

PS

[kW]

PL

[kW]

集塵機給水ポンプ脱硫設備 etc.

（地域蒸気供給など）熱効率を算出する際には，出力として発電端出力と送電端出力のどちらを使うのか，また燃料の発熱量として高位発熱量と低位発熱量のどちら使うのかで数値が異なる。すなわち，どの定義式を使うかよって，同じプラントでも算出される効率が変わる（下表）。一般に，発電端・低位発熱量基準が最も効率が大きくなり，送電端・高位発熱量が小さくなる。効率値にどれを適用するかは，適用規格やお客様内の基準・意向によってプロジェクト毎に決められる。

※上記は単純化のためにランキンサイクル（再熱器なし）としている数値大

数値小

＜出力＞発電機から電力を出す時点の電力を「発電端電力」、さらに発電端電力の一部を発電所内で消費するため，所内で必要な電力分を差し引いた電力を「送電端」と呼ぶ。また，たとえ同じ送電端効率であっても，所内電力を使う給水ポンプや環境設備等の構成および種類，地域蒸気供給（コジェネ）の有無などによっても効率が変わるため，効率を比較する際は，計算条件を十分確認する必要がある。＜燃料の発熱量＞化石燃料を燃焼させると水が生成されて、気体から液体に変わる時の凝縮熱が生まれる。この凝縮熱を発熱量に含める方法が「高位発熱量基準（HHV： Higher Heating Value）」で、含めない方法が「低位発熱量基準（LHV：Lower Heating Value）」と呼ぶ。 HHVの方発熱量は大きくなるために、熱効率を計算するとLHVよりも低くなる。特に石炭発熱量は，石炭種類（瀝青炭，亜瀝青炭など）によっても大きく異なるため，効率を比較する際は，計算条件を十分確認する必要がある。

添2-2

A-USC技術の紹介

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添付資料3

添3-1

基本構成は従来の汽力発電設備と同じ


A-USC技術の特徴

信頼性の高いシステム構成既設設備への改造等での部分導入が可能オペレーション・メンテナンスも従来同様で人材育成の必要が無い幅広い炭種での適用が可能（現行のUSCと同等の炭種に適用可能）各種クリーンコールテクノロジーとの組合せにより，よりCO2低減／環境負荷低減に寄与できる設備とすることが可能

添3-2

A-USCボイラ技術開発

A-USC (Advanced USC) 技術は火力発電の蒸気条件を700℃レベルまで引き上げることにより，熱効率を現行USCの42%から46%（net,HHV）まで約10%（相対値）向上させるものです。

IHIは2008年度から9ヵ年の計画で開始された700℃級A-USC発電設備開発の経産省補助事業（2016年度からNEDO補助事業）に参画し，Ｎｉ基系材料等の高温材料を適用した700℃級A-USCボイラの技術確立に向けた共同開発を実施してきました。2016年度には，集大成として実缶試験を実施，予定通り試験を完了し，商用化に向けた目途を立てました。

今年度からは，NEDO助成事業に参画し，商用化を加速すべく，保守技術の高度化に向けた開発を行っています。

A-USC補助事業開発スケジュール（～2016年度）

700℃級の蒸気条件の実現にはNi基合金材の適用が必須

ボイラ用高温材料のクリープ強度


A-USC補助事業（2008-2016年度）の開発成果

2008年度からのA-USC補助事業でのボイラ開発として，前半5年間で，候補材選定，溶接・加工等を始めとした製作技術の開発を行った。またその集大成の一つとして，開発材を石炭焚商用機に挿入した実缶試験を2015年~2016年に実施。約13,000時間の700℃蒸気条件下による各機器（伝熱管・大径配管・弁等）の検証試験を実施し，予定通り完了した。

実缶試験で挿入した開発材の伝熱管等の抜管材の評価を実施，特に問題ないことを確認した。

実缶試験装置

700℃運転時の

試験伝熱面


バイオマス燃料転換技術の紹介


添付資料4

添4-1

バイオマスへの燃料転換の紹介

石炭ミルペレットミル

0分（挿入直後） 2.5時間 5時間


ハンターバレー炭

バイオマス60cal%


バイオマス30cal%

灰付着（火炉，後部伝熱管）

火炉解析

伝熱管腐食

バーナ

炉内混焼（CCTF)

ペレットミル

石炭火力からのCO2排出量削減（カーボンニュートラル）のために，木質バイオマスを石炭と混焼する技術開発に取り組んでいる。

バイオマス燃焼技術に関するIHIの技術開発


IHIのバイオマス混焼プラント

中山名古屋共同発電株式会社殿名古屋第二発電所

発電端出力 110MW

主燃料瀝青炭，木質ペレット

ﾊﾞｲｵﾏｽ混焼率 30%

操業開始 2017年9月

日本製鉄株式会社釜石1号


主燃料瀝青炭, 木質ペレット


実証実験完了 2015年度

日本製紙石巻エネルギーセンター株式会社石巻雲雀野発電所


主燃料瀝青炭, 木質ﾍﾟﾚｯﾄ, 木質ﾁｯﾌﾟ


操業開始 2018年3月

※混焼率は全て発熱量基準

相生バイオエナジー株式会社相生発電所2号


主燃料木質ペレット

ﾊﾞｲｵﾏｽ混焼率 100%専焼

操業開始 2023年

鈴川エネルギーセンター株式会社鈴川発電所


主燃料木質ペレット

ﾊﾞｲｵﾏｽ混焼率 100%専焼

操業開始 2022年


石炭／ペレットの容易な切り替え

⇒ ミル基本構造の維持

⇒ 取り付け・取り外し可能なパーツ

（縮流リング）

石炭同等の処理容量

⇒ミル内循環バイオマス量の低減

および最少化

→ ミル内滞留時間の最短化

→ 分級性能の適正化

木質バイオマスは石炭の代替燃料であるため，混焼率の変動による設備の遊休・

過負荷を避けるため，石炭用ミルを木質バイオマス用ミルに改造

IHI-VS 微粉炭装置

木質ペレットミル


アンモニア利用技術の紹介

添付資料5


（内閣府戦略的イノベーション創造プログラム（SIP）の成果から抜粋）

エネルギーキャリアの種類

出典：ＳＩＰ「エネルギーキャリア」プロジェクト資料


エネルギーキャリアとしてのアンモニアのメリット

工業プロセスや肥料として既に広く使われており、インフラが整っている。サプライチェーン中で，貯蔵、輸送プロセスは既にある。製造、利用は、既存プロセスを活用しつつ、徐々に再生エネ由来の燃料に変換していくことで、社会実装の負担を軽減できる。⇒ 早期にＣＯ２低減への貢献が可能。

ハーバーボッシュ法など製造工程やインフラが確立している。

他の水素キャリアよりも社会実装を進めやすい

製造コストが安い

アンモニアは燃えるので、ガスタービンや工業炉等で燃料として直接利用できる。

直接利用が可能（再度、水素に変換する必要が無い）

体積当たりの水素含有量が他のキャリアよりも多い NH3 （アンモニア）: H2 （水素） = ３：２液化しやすい（20℃で8.46気圧） ※H2の液化は-253℃の低温が必要

運搬しやすい

肥料と燃料の併用可能（食糧生産）


本当にアンモニアは使われるのか？

水素価格の比較出典：World Energy Outlook 2018

アンモニアは水素キャリアの中では最も安価に発電できる。

エネルギーの大規模・長距離輸送，貯蔵として日本以外でも可能性あり。

直接利用の場合は脱水素コスト不要！


ＳＩＰプロジェクト全体の成果（IHI受託分，2018.4時点）

水素キャリアとしてのアンモニアの利点 ①液化しやすい（LPGと同等） ②既存の製造・輸送インフラを利用できる ③燃料として直接利用できる（水素への再変換が不要）

ガスタービン固体酸化物形燃料電池微粉炭焚ボイラ

※IM270ガスタービン ※CFT(Coal Firing Test Furnace)

2MWガスタービンでの20%

アンモニア混焼に成功

燃焼器の改良によりNOxを抑制，環境規制をクリア（脱硝装置利用）

主な成果(2018.4時点）

10MWth燃焼試験装置での20%アンモニア混焼に成功

バーナーの工夫により，微粉炭専焼の場合と同等のNOx

を達成

ホットモジュール試験によりアンモニアでの熱自立運転に成功

1kW級直接アンモニア供給型システムの発電試験に成功


微粉炭焚ボイラでの実証

アンモニア投入方法

大容量燃焼試験装置

燃焼用空気

アンモニア

微粉炭＋１次空気

NOxの還元領域

化学反応モデル（CHEMKIN）によるNH3投入位置の検討

大容量燃焼試験の結果


プロジェクト全体像

全体目標

石炭火力発電における微粉炭/アンモニア混合燃焼技術の開発と社会実装に向けた課題の抽出


数値解析を用いたボイラ/アンモニア混焼技術の検討

火炎構造の検討（ガス温度、滞留時間）化学反応モデル（CHEMKIN）を用いた

NO抑制効果の検討

・数値解析を用いてNO抑制方法を検討した。

還元雰囲気が強く且つガス温度の高い雰囲気にNH3を投入することがNO抑制に効果的であることを確認した。燃焼試験の仕様に反映した。

大容量燃焼試験

温度場の予測

化学反応モデル（CHEMKIN）によるNH3投入位置の検討

＋

ガス温度

(K)

1800

300


大容量燃焼試験

NH3混焼率20 %を達成（投入熱量 10 MWth（低位発熱量ベース））

石炭専焼混焼率20 %

空気比：1.22

二段燃焼率：30 % 空気比：1.23

二段燃焼率：30 %

石炭専焼混焼率20 %

CO2 %（O2 6%換算）

13.3 % 10.7 %

N2O ppm 検出限界5 ppm未満 ←

NH3 ppm 検出限界0.2 ppm未満 ←

バーナバーナ

バーナスロートバーナスロート

火炉出口排ガスの組成

NH3の残留/N2O増加は無し。安全に混焼できることを確認した。

NH3混焼に伴いCO2が割合で20%減少。CO2排出削減に寄与できることを確認した。

微粉炭

アンモニア

微粉炭


//x4nas01/本部外データ共有2/9RA7346石炭アンモニア/01_全体/2017FY/00_全体/10_打合せ/20180320_SIPチームミーティング/180111-t-1.mov

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水素先進利用研究の取り組み

【水素先進利用研究に適した研究インフラ】水素製造・利用も含めた形で，再生可能エネルギーの有効利用技術を実証水素供給インフラが整備され，長時間の水素関連実証試験が可能に

【地域貢献】

水素関連の研究を，国内外の研究機関・企業と共同で行えるオープンイノベーションの場を提供することにより，研究者等の交流人口増加により地域の活性化が期待できる

地域に水素等の科学・エネルギーを身近な存在にするための活動の取り組み →地域の小中学校と企業との連携による体験学習の場を提供

IHIの水素関連研究開発候補（例）

バイオマス

太陽光水電解

ガス化

水

水素の効率的製造技術水素キャリアへの変換技術水素キャリア利用技術

触媒反応器水素

水素

窒素

アンモニア

発電

産業用ガス

都市ガス


カーボンリサイクル技術の紹介


添付資料6

DAC

Direct Air Capture

BECCS

Bio Energy CCS

人工光合成

CO2直接利用

酸素燃焼

回収技術

利用技術

化石燃料水素・炭素併産

電解水素製造

各種プロセスへの適用

合成ガス製造（ガス化・電解）

酸素製造設備CO2液化回収設備

蒸気タービンボイラ

農業利用

太陽・電気

リアクタ

化学吸収法

豪州PICA

プロジェクト

豪州Callide

プロジェクト

発電鉄鋼セメント

バイオマス発電・ガス化＋化学吸収

H2

CO

H2

凡例

ｽﾏｰﾄｺﾐｭﾆﾃｨ構築事業

福島復興実用化開発(ｲﾉﾍﾞｰｼｮﾝ･ｺｰｽﾄ)

水素研究施設(水素研究ｴﾘｱ)

水素研究棟(計画中)

先進型太陽光発電設備

下水処理場へ電力供給

地域エネルギーマネジメント管理棟

災害対応事業復興交流センターへ専用回線で

災害時に電気供給

下水汚泥乾燥設備バイオ燃料製造実用化開発

相馬市下水処理場

水素製造研究設備(水電解装置、水素ﾀﾝｸ)

大容量蓄電池

災害時の燃料電池発電

(BCP)

太陽光電力

燃料電池電力

特定送配電事業(小売供給含)

送配電設備(自営線)

そうまIHIグリーンエネルギーセンター：相馬市光陽2丁目相馬中核工業団地 (東地区)広さ：約 54,000m2

工業利用

化石燃料炭素

有価物合成

燃料・化学原料触媒リアクタ

水電解そうまIHIグリーン

エネルギーセンター

原料ガス化

TIGAR®

CO

2削減量

2020年度頃 2030年度頃 2050年度頃

バイオマス製造・利用

パーム

廃棄物

CO2鉱物固定

バイオ燃料

藻類バイオ燃料

回収

CO2

添6-2

IHIのカーボンリサイクルロードマップ


CO2回収技術に対する取り組み

化学吸収法

酸素燃焼

Air Separation Unit

Coal

Flue Gas Recirculation H2O

O2

CO2

Air

Non-condensable Gases N2 Boiler

CO2

Processing

Unit

Flue Gas

Treatment

CO2

N2, H2O, O2

CO2 Capture

Air

Boiler

Flue Gas

Treatment Coal

豪州カライドA石炭火力発電所において実証試験を実施。1万時間の運転を達成するなど、当社システムの信頼性を確認した。また、回収したCO2は地下（帯水層・地下1,500m）に圧入した（豪州初）。商用化に向けてFSを継続実施中。

豪州AGLロイ・ヤンA石炭火力発電所で化学吸収法の実証試験を行い， 90％以上のCO2 吸収効率を達成した。また，運転時間累積1万3千時間を達成し，長期運用に耐えられるロバスト性を有することを証明した。商用化に向けてFSを継続実施中。


カライド酸素燃焼実証プロジェクト

オーストラリアのクイーンズランド州にあるカライドA発電所において，実際の石炭火力発電所を改造し，酸素燃焼を適用することでCO2を回収および地下注入までの一貫プロセスを実証するプロジェクトであり，世界最大の酸素燃焼発電プラント。

IDF

ボイラバグフィルタ

石炭バンカ

FDF/GRF

排ガス給水加熱器

O2

O2

(一部直接注入)

H2O

除去装置

A

H

ミルCO2

酸素混合地点

ウインドボックス

ASU

N2

空気CPU

空気

回収へ

カライド酸素燃焼システムフロー（酸素製造設備（ASU），CO2回収設備（CPU），排ガス循環系統等を追設）

カライド発電所外観

カライド酸素燃焼プロジェクト関係者

ボイラ（改造後）

酸素燃焼技術の実証試験（1/4）


ビデオ/プラント全景（東側）.MTS

主な実証内容実証運転実績性能確認： 30MWe運転、ボイラ入口O2濃度変化特性、純O2注入特性

ボイラ管材曝露試験、回収CO2純度（99.9%以上）など運用性確認：石炭変化、最低負荷確認、負荷変化など

信頼性確認：長時間運転、機器点検など

総発電時間：14,800時間

酸素燃焼運転時間：10,200時間

CO2回収運転時間：5,600時間

石炭合計燃焼量：320,000トン

カライド酸素燃焼実証プロジェクトと商用化

カライドA発電所での酸素燃焼およびCO2回収実証では、1万時間の実証運転を達成するなど、その信頼性を確認した。また、実際に回収されたCO2を地下に圧入した。

CO2圧入サイト（Otway/CO2CRC）

<運用性> 最大負荷30MW（空気、酸素）燃焼モード切替最適化（約1時間）石炭種変更（ブレンド炭-3種類）負荷変化（最大3%/min）急速減負荷（24MW⇒18MW）最低負荷（15MW）

<信頼性> 酸素燃焼運転累計1万時間機器点検（定検）

（ボイラ、熱交換器、排ガスクーラ、ファンetc）

<特性確認> ボイラ入口O2濃度変化（22~30%）二段燃焼（模擬）管材曝露、低温腐食炉内計測

圧入サイト

CO2タンクローリ

石炭火力発電所の酸素燃焼ボイラで回収したCO2の世界初の地下圧入

火力発電所から回収したCO2の豪州初の地下圧入（帯水層・地下1,500m）



ミル

石炭ビンボイラ

GRF

AH

ASU

O2

Air

N2

煙突

CO2タンク

CO2液化

非液化ガス

排ガス圧縮精製

コールドボックス

(CO2, H2O, SO2…)

FF

火炎の安定性

輻射伝熱

燃焼特性

対流伝熱

チューブ腐食

CO2濃度など

灰の特徴

FGLPH

IDF CO2純度

不純物

CO2回収率

O2とRFGの混合

第１ステージでの主な成果

既設ボイラプラントへの酸素燃焼適用に際し，要求される空気燃焼と同等の性能で運転されること，また，空気燃焼と酸素燃焼との間を自動切り替えすることを確認した。空気燃焼とボイラ持ち込みO2 濃度を変化させた，酸素燃焼運転における火炎を写真に示す。火炎輝度は異なるが，空気燃焼と同等の性能を満足している。

改造部，既設流用部それぞれについて，長期間運転における機器健全性を確認した。

大規模商用機において重要な要素となる低負荷運転，負荷変化，制御性，非常時のプラント動作（安全な停止，急速減負荷），低負荷での酸素燃焼への切り替えを確認した。

CO2 回収プラント ( CPU ) により，回収されたCO2 濃度はほぼ100％の純度を確保できた。また，装置の運転性能，排ガス中の大気汚染物質の除去特性，微量成分の挙動を確認することができた。



CO2圧入サイト（Otway/CO2CRC）

圧入サイト

CO2タンクローリ

石炭火力発電所の酸素燃焼ボイラで回収したCO2の世界初の地下圧入

火力発電所から回収したCO2の豪州初の地下圧入（帯水層・地下1,500m）

第2ステージでの主な成果



•吸収性能の向上 •ガス圧損の低減

•反応熱の低減 •放散性能の向上 •CO2サイクル吸収量増加

充填材

パイロットプラントによる統合試験

吸収液

プロセス

•高効率熱回収 •リッチ吸収液の CO2ローディング向上

開発充填材

100

62

0

20

40

60

80

100

120

Conventionaltechnology

IHI's advancedtechnology

En

erg

y c

on

sum

pti

on

[%]

約40%の再生エネルギー低減

一般的なアミン(MEA)・市販充填材・通常プロセス

を使用した場合

ISOL-162・ IHI充填材・IHIプロセスを

使用した場合

再生エネルギー

(%

)


20 ton CO2/day パイロットプラント全景

添6-8

化学吸収法のパイロットプラント

BCIA

IHI

CSIRO

AGL LY

Project steering committee

実施体制

PICA（Post combustion carbon capture, IHI, CSIRO, AGL LY）

スケジュール

石炭火力発電所の排ガスを用い，開発技術の信頼性を評価。 CO2分離回収後の排ガス排出特性，吸収液の酸化劣化/熱劣化を評価。

* AGL LY社 AGL Loy Yang Pty Ltd. CSIRO Commonwealth Scientific and- Industrial Research Organisation

BCIA Brown Coal Innovation Australia

オーストラリア

ビクトリア州

FY2015 FY2016 FY2017 FY2018

初期性能確認試験

豪州据付・運転調整

試運転/標準液による運転

IHI液・システムによる運転

CSIRO液・システムによる運転

計5,000時間

計5,000時間

計10,000時間


PICA 2

添6-9

化学吸収法の長時間実ガス連続実証 - 豪州PICAプロジェクト -

メタネーション CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O ΔH = -165.0 kJ/mol-CO2 オレフィン合成 2CO2 + 6H2 → C2H4 + 4H2O ΔH = -151.8 kJ/mol-CO2

3CO2 + 9H2 → C3H6 + 6H2O

共同研究

排ガス由来のCO2と再エネ由来の水素から，クリーンな燃料(メタン)や，プラスチックなどの化成品原料(低級オレフィン)

を製造する触媒とプロセスを開発している。

バイオマス発電との組み合わせにより，カーボンネガティブとすることも可能。


カーボンリサイクル技術の開発（CCUS）

ボイラ保守運転支援システムの開発・導入


添付資料7

添7-1

IHI保守運転支援サービス（MEDICUS NAVI）


ボイラ保守技術高度化システム












Documents

石炭火力発電輸出への公的支援に関する有識者ファクト検討 …³‡料３－１ IHI_提出資料...BH） で求められる。 ※BH = = = =

石炭火力発電輸出への公的支援に関する有識者ファクト検討 …³‡料３－１ IHI_提出資料...BH）で求められる。 ※BH = = = =