天然ガス複合サイクル発電所への炭素分離回収（CCS）技術の導入
天然ガス複合サイクル発電所への炭素分離回収（CCS）技術の導入
二酸化炭素（CO2）は、地球規模の気候変動を引き起こす主要な温室効果ガス（GHG）排出物の1つです。石炭火力発電所と天然ガス複合サイクル発電所（NGCC）は、いずれも二酸化炭素の主な排出源ですが、その排出量は2種類の発電所間で異なります。
石炭火力発電所
石炭火力発電所は、世界的に見ても二酸化炭素の排出量が多い発電所の1つです。石炭を燃やして蒸気を発生させ、その蒸気でタービンや発電機を駆動し、電気を作ります。石炭は世界各地に豊富に存在するため、エネルギー源としてよく利用されている設備です。しかし、石炭火力発電は温室効果ガスの排出など環境負荷が大きいため、天然ガス複合サイクル発電所のような代替エネルギー源の開発と導入が進んでいます。
天然ガス複合サイクル（NGCC）発電所
天然ガス複合サイクル（NGCC）発電所は、天然ガスの燃料効率が高まったため、北米や欧州で広く発電に採用されています。NGCC発電所は、石炭火力発電所に比べて二酸化炭素の排出量は少ないものの、排出量では依然大きな割合を占めています。この方式では、ガスタービン発電機で電気を作り、排熱を再利用して蒸気を作り、蒸気タービンでさらに電気を作ります。NGCC発電所は、資本コストが低く、建設期間も短いのが特徴です。
主な違いは、石炭火力発電所では燃料が最大100％炭素（C）で構成されているため、CO2以外には変換できないことです。天然ガスはほとんどがメタン（CH4）で構成されているため、CO2に変換できる燃料はごくわずか（5原子中1原子）です。メタンではC原子は1個につき4個の水素原子を持ち、水素の燃焼によりCO2は発生せず、水だけが発生します。これが、NGCC発電所がよりカーボンフレンドリーであることの主な理由です。
また、各発電所の効率も異なる点の１つです。ブレイトンサイクルとランキンサイクルを組み合わせたNGCC発電所では、63％を超える効率を得ることができます。ランキンサイクルのみに頼る石炭火力発電所の効率は37％程度で、最高でも50％を下回ります[1]。つまり、同じ電力量を発電するために排出される二酸化炭素（CO2）は、石炭火力発電所よりもNGCC発電所の方が少ないのです。
そして最後に、エネルギー業界では、再生可能エネルギーの比率が高まっていますが、現在も近い将来も、石炭と天然ガスが発電の主役であることに変わりはありません。
炭素分離回収（CCS）でCO2排出量を削減
大気中の二酸化炭素を回収し、分離するプロセスを炭素分離回収（CCS）と呼びます。温室効果ガス（GHG）の大気中への排出を削減し、気候変動の長期的な影響を抑制する有望な方法です。なぜなら、新設・既設を問わず、最小限の工事で容易に発電所に組み込むことができるからです。炭素分離回収技術（CCS）には、一般的に3つのタイプがあります：
- 燃焼後の回収は、発電所の排ガスに含まれるCO2を溶媒で回収します。その後、溶媒を再生さ せます。
- オキシ燃料燃焼は、化石燃料をほぼ純粋な酸素とリサイクルされた排ガス、またはCO2と水蒸気で燃焼させ、CO2と水からなる排ガスを発生させる方法。
- 燃焼前の回収は、燃料を空気または酸素と反応させ、COとH2を含む燃料を生成するとき起こります。これをシフトリアクターで水蒸気と反応させ、CO2とH2の混合物を生成します。
特に、モノエタノールアミン（MEA）を溶媒とする化学吸収法による燃焼後のCO2回収技術は有望視されています。これは、過渡的なプラントの出力性能を評価でき、室温と大気圧で運転できるためです。 炭素分離回収と天然ガス発電システムの統合は、エネルギーおよび産業分野において技術的に可能であることが証明されています。天然ガス複合サイクル技術と燃焼後の炭素回収技術の組み合わせは、CO2排出を削減するための費用対効果の高いソリューションです。
CCSとNGCCの併用でエンジニアが直面する課題
NGCC発電所に燃焼後の炭素回収技術を導入するには、越えなければいけない課題がいくつかあります。
1. 燃焼後の炭素分離回収のためのエンジニアリング設計の変更と、必要な設備の高い資本コストが必要である。
2. 技術者や研究者は、商業規模の天然ガス複合サイクル発電所と統合された燃焼後CO2回収の動的運用データの欠如に直面せざるを得ない。したがって、燃焼後の炭素回収を備えたNCCC発電所の過渡性能に関する研究は限定的である。
発電所の効率は、その制御システムの設計に大きく影響され、特にCCS技術を使用する天然ガス複合サイクル発電所（NGCC）では、その傾向が顕著です。NGCC発電所でCCSを使用すると、その効率を低下させる可能性があります。発電所の性能を最適化するためには、エンジニアは制御システムとCCSの相互作用の動的解析を行う必要があります。そこで、モデリングとシステムシミュレーションの技術が、エンジニアが非効率な部分を特定し、CCSを搭載したNGCC発電所の統合を改善するのに役立つのです。
炭素分離回収のためのシステムシミュレーション機能
Modelon Impactは、燃焼後の炭素回収を行うNCCC発電所の負荷変動時の過渡性能を評価するための動的シミュレーションを提供します。システムモデル内の炭素分離回収（CCS）ユニットは交換可能であるため、NGCCプラントと異なる燃焼後の炭素回収ユニットとの動的相互作用を解析することが可能です。MEAによる二酸化炭素の吸収は、NGCC発電所で使用可能な炭素回収ユニットの種類の１つです。欧州の大手エネルギー会社や大学などで採用されています。CO2吸収ユニットの新機能である1ファクタースケーリングにより、20MWから800MWの負荷で運転する関連発電所に対応したユニットモデルを実現しました。また、Modelon Impactは、燃焼後炭素回収を行うNGCCプラントの制御構造や燃焼後炭素回収の効率低下を解析する機能を備えています。
炭素回収を伴うNGCC発電所のユースケース
Modelon Impactに搭載されている火力発電ライブラリは、図1に示すように、再熱三重圧システムとオプションの燃焼後二酸化炭素回収を備えた天然ガス複合発電所モデルを提供します。
このモデルには、熱回収蒸気発生器（HRSG）、タービンと天然ガスによる発電のためのブレイトンサイクル1基からなる一つの蒸気サイクルが含まれています。オプションの燃焼後CO2回収装置は、HRSGの炉に接続されています。タービンから取り出された蒸気は、図2に示すように、スケーラブルな炭素回収装置のリボイラーに供給されます。
制御構造は、蒸気サイクル、HRSG、炭素分離回収（CCS）の各ユニットに対して実装されています。吸収器と脱着器を含むCO2化学吸収ユニットのモデルは検証済みで[2,3]、400 MW NGCC発電所と互換性があるようにスケールアップされています。提示されたシナリオには、負荷変化を伴う2つの運転ポイントと、CO2除去の設定値の2つのバリエーションが含まれています。まず、負荷100％、CO2吸収率80％の定常状態での運転です。低負荷（75%）への負荷変更をシミュレートし、実装された制御システムが期待通りに機能することを確認します。このシナリオは、プラント全体の効率に与える影響を検証するために、吸収量60％の設定値で繰り返されます。
Modelon Impactによるコンバインドサイクルプラントのモデリングとシミュレーション
炭素回収、利用、分離を伴うNGCC発電所の役割を探ることは、炭素排出量の削減と気候変動の緩和につながります。そしてNGCC発電所とCCS/CCUSの統合を開発・設計するためには、動的な解析が不可欠です。Modelon Impactは、システムレベルのシミュレーションや制御戦略の設計の開発だけでなく、NGCC発電所の過渡的な負荷変化の評価、炭素分離回収の実施、効率損失、制御構造、拡張可能なユニットモデルの活用、システムレベルの最適化など、これらの技術の統合にさらなる可能性と機能を提供できる強力な動的ツールです。同時に、先に紹介したように、ガスタービンで水素を混合することも検討することができます。炭素回収システムにおけるシステムシミュレーションの活用方法についてご質問等ありましたら、ぜひ当社の専門家までお問い合わせください。
References
[1] Energy Information Agency – International Energy Outlook 2022 (https://www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/AEO2022_ReleasePresentation.pdf)
[2] Montañés, Rubén M., et al. “Demonstrating load-change transient performance of a commercial-scale natural gas combined cycle power plant with post-combustion CO2 capture.” International Journal of Greenhouse Gas Control 63 (2017): 158-174.
[3] Montañés, Rubén Mocholí. “Transient performance of combined cycle power plant with absorption-based post-combustion CO2 capture: dynamic simulations and pilot plant testing.” (2018).
