第７章ガスタービンシステムの総合評価

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第７章ガスタービンシステムの総合評価

７．１はじめに

第６章までで，化学再生ガスタービンシステムの性能や研究要素について詳細に述べてきたが，そのコスト評価および技術的なメリット・デメリットをシンプルサイクルガスタービンや他の排熱回収型効率改善サイクルと比較しておく必要がある．第７章では，本論文で述べてきた化学再生ガスタービンシステムとして天然ガス改質型化学再生サイクルを，シンプルサイクル，空気再生サイクル，蒸気噴射サイクルおよび実証試験が完了しているメタノール改質型化学再生サイクルを技術およびコストの両側面で比較検討し，総合的な評価を行う．まず，技術的な特徴と構成の比較した上で，コスト評価について述べ，化学再生サイクルの他のサイクルに対する優位性を明確化する．

７．２システムの特徴と構成の比較

図 7-1(a)〜(d)に上記のガスタービンサイクルのうちシンプルサイクルを除く４つのサイクルの構成図を示す．表7-1にシンプルサイクルを含む５つのシステムの構成と特徴を一覧で示す．

C: Compressor, T: Turbine, FC: Fuel compressor, G: Generator

Fig.7-1(a) Block diagram of CRGT cycle with methane steam-reforming

C T

Combustor

Reformer G

Flue gas

Steam

Natural gas Air

Evaporator Water

FC

Process steam H₂-rich (Reforming) gas

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C T Combustor

G

Flue gas

Steam injection Air

Fig.7-1(b) Block diagram of CRGT cycle with methanol steam-reforming Evaporator

Water

Methanol heater Reformer

Recuperator Oil heater Oil (Heat medium)

Methanol Methanol evaporator H₂-rich (Reforming) gas

Fig.7-1(c) Block diagram of STIG cycle

C T

Combustor

Evaporator G

Flue gas FC

Water Steam

Natural gas

Air

Process steam

C T

Combustor

Recuperator G

Flue gas FC

Natural gas

Air

Fig.7-1(d) Block diagram of air-recuperated cycle

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Table 7-1 Configurations and features of 5 GT systems Reformer Evaporator Air recup-

erator Merit Demerit

Simple GT

cycle − − −

Easy operation Lowest initial cost Simple facility

Low efficiency High cost of power generation

CRGT with natural gas reforming

○ ○ −

Highest efficiency Output power increase Low NOx, Flexible H/P

High initial cost

Pure water consumption CRGT with

methanol reforming

○ ○ ○ Improvement of efficiency Output power increase

Highest initial cost Pure water consumption Less methanol distribution

STIG − ○ −

Improvement of efficiency Output power increase Low NOx, Flexible H/P

Highish initial cost Pure water consumption Air

recuperated cycle

− − ○

Easy operation

Improvement of efficiency Simple facility

Highish initial cost Limitation of suitable GT

図 7-1(a)に示した天然ガス改質型化学再生サイクルでは，第２章で述べたように，改質温度が高い

ほど水素への転化率が高く，排熱回収量も増加するため，ガスタービン排気出口から改質器および蒸発器の順で設置される．化学再生サイクルは次のような特徴を持つ．

・比較対象のどのサイクルよりも発電効率が高い．

・効率の向上とともに出力も増大する．

・蒸発器を併設しており，容易に熱供給が可能である．

・熱電比可変のコージェネレーションシステムの運転可能である．

・低NOxエミッションである．

図7-1(b)に示したメタノール改質型化学再生サイクルは，昭和63年から6年半にわたり日立造船を中心とするグループが，NEDO 委託業務として実施した「メタノール改質型発電トータルシステム実証

試験」⁽¹⁾⁽²⁾で適用したシステムの基本構成を示す．このシステムでは，天然ガス改質型化学再生といく

つか点で異なる．

・燃料にメタノールを使用している．

・注水再生サイクルを採用している．

・空気再生器をガスタービン排気直後に組み入れている．

・熱媒を用いた間接式の改質器を用いている．

表7-2にメタンおよびメタノール改質型の二つの化学再生サイクルを比較した一覧を示す．特に，排熱回収系の機器構成が大きく異なっている．まず，ガスタービン排気出口から再生器，熱媒加熱器，

蒸発器の順で設置されている．改質用の熱媒加熱器が再生器の下流側に設置されているのは，メタ

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ノール改質に必要な温度レベルは 300℃程度で十分であり，使用する Cu-Zn 系触媒の耐熱温度も 350℃と低いためである．

Table 7-2 Comparison of two types of CRGT

Natural gas steam reforming Methanol steam reforming in NEDO Project

Fuel Natural gas Methanol

Reformer temp. TET 300 ^oC

Cycle type Chemically recuperated cycle Chemically recuperated cycle and STIG Heat recovery

equipments

Reformer (direct heat exchanger type), Evaporator

Recuperator, Medium heater, Evaporator Reformer (Indirect heat exchanger type)*

Catalyst Ni, Ru based catalyst Cu-Zn based catalyst

*It is possible to use direct heat exchanger type reformer in CRGT with methanol steam reforming, but, exhaust temperature should be lowered by air recuperator or super heater due to maximum temperature of Cu-Zn based catalyst.

図 7-2(a)および(b)に天然ガス改質型で用いる直接式の改質器およびメタノール改質型で用いる間

接式の改質器をそれぞれ概念図として示す．図 7-2(b)に示した間接式の熱媒加熱型の改質器では，

管本数が比較的少なく，安全対策も比較的容易であり，化学プラント等で実績のある改質器構造を採用できるメリットがある反面，システムが複雑となり，伝熱損失も大きく発電効率の低下の要因となる．

Exhaust duct

Fuel + Steam

Exhaust duct Reforming gas

Fuel + Steam

Reforming gas

Heat medium

(a) Direct type reformer system (b) Indirect type reformer system Fig.7-2 Two types of reformer system

図7-1(c)に示した蒸気噴射サイクルは，排熱回収系として過熱器を含む蒸発器のみ設置される．化

学再生サイクルと同様に，蒸気を発生するために純水供給系が必要となる．

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図 7-1(d)に示した空気再生サイクルは，タービン排気と圧縮空気との熱交換を行う再生器のみ設置される．空気再生サイクルでは，水を使用しないため比較的シンプルな構成となり，潜熱放出によるエンタルピロスが無い．しかしながら，シンプルサイクルとタービン作動ガス流量において変化がないため，化学再生サイクルや蒸気噴射サイクルのように出力の増加はない．また，数MWクラスのガスタービンでは圧力比が10以上であり，圧縮機出口空気温度は350℃に達するため，ガスタービン排気との温度差が小さくなって空気加熱による効率の向上幅は小さくなる．

表7-3に，５つのサイクルの現状と技術課題の一覧を示す．

Table 7-3 Present state and technical issues of five GT cycles

Cycle name Technical issue Development phase Application examples Simple cycle GT Higher TIT

Low NOx combustion

Proven technology Practical use

Many products by heavy industry companies

High reliability of reformer

Cost reduction of reformer

Durability improvement of catalyst

Development of GT control system

Design for

demonstration test is completed.

Collaboration between Toshiba and Kepco

CRGT with

methanol reforming

High reliability of reformer

Cost reduction of reformer

Durability improvement of catalyst

Demonstration test is completed.

Demonstration test in NEDO project

STIG Cost reduction

Efficiency improvement

IHI FLECS series KHI PUC series

Air-recuperated cycle

Low pressure loss of air recuperator

Heat recovery enhancement Cost reduction

High power GT is under development.

Capstone C30, C60 KHI PUC07D

Solar Turbine Mercury 50

７．３コスト評価

第６章で述べた天然ガス改質型化学再生ガスタービンシステムの概念設計を基に，燃料，用水等の使用量および設備費用を概算して発電原価を試算した．発電原価試算の対象は７．２項で述べた５つのサイクル，すなわちシンプルサイクル，天然ガス改質型化学再生サイクル，メタノール改質型化学再生サイクル，蒸気噴射サイクルおよび空気再生サイクルとした．発電規模はいずれも4MWクラスのガスタービン１機をベースとした．発電原価の試算における５つのシステムの概略仕様を表7-4に示

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す．メタノール改質型化学再生サイクルの仕様では，文献(1)のNEDO委託研究成果報告書「メタノール改質型ガスタービンの概念設計」から，出力 4MW クラスのガスタービンを想定して値を算出し，発電効率は目標値を使用した．空気再生サイクルの仕様では，4MWクラス空気再生サイクルガスタービンとして，Solar Turbine社の Mercury 50の仕様を用いた．表7-5に，全てのサイクルに共通の試算条件を示す．

Table 7-4 Cost estimation of power generation in five GT systems

Fuel Output Efficiency* Fuel mass

flow

Steam mass flow

Simple GT cycle Natural gas 4.20MW 32.7% 0.261kg/s − CRGT with natural gas

reforming Natural gas 6.87MW 45.9% 0.304kg/s 2.48kg/s CRGT with methanol

reforming Methanol 4.57MW 45.0% 0.508kg/s 1.03kg/s

STIG Natural gas 6.96MW 38.7% 0.300kg/s 2.48kg/s

Air-recuperated cycle Natural gas 4.10MW 40.5% 0.206kg/s −

*LHV base

Table 7-5 Postulations in cost estimation Facility utilization 10, 40, 50, 60%

Interest 3.0%

Depreciation period 15 years

Property tax 1.4% of initial cost Personnel, repair and other expenses 2.7% of initial cost

General administrative expense 8.0% of personnel, repair and other expenses

Enterprise tax 1.52%

次に各費目について詳細を述べる．

・建設費

建設費の概算では，ガスタービン設備をすべてのシステムにおいて同額とした．また，排熱回収機器は回収熱量あたりの単価を同額とし，改質器では触媒費用をさらに加えた．ただし，メタノール改質型化学再生サイクルでは排熱回収機器の構成が複雑なため，文献(1)の値を参考に5万円／kWとした．その他の付帯設備は建設コストの一律 20%と仮定し，建設工事費は建設コスト全体の 20％とした．

表7-6に，試算した建設費の比較一覧を示す．

・燃料費

燃料単価は0.478円／MJ（2円／Mcal），0.717円／MJ（3円／Mcal），0.955円／MJ（4円／Mcal）

および1.194円／MJ（5円／Mcal）の４ケースを仮定した．メタノールの燃料単価は，市中流通価格では発熱量あたりの単価が天然ガスの2倍程度であるが，ここでは天然ガスと揃えて試算した．純水のコストは128円／tとした．

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Table 7-6 Initial cost summary (×¥1,000) GT facility Heat

recovery

Incidental

facility Construction Sum

Simple GT cycle 343,000 0 68,600 82,320 494,000

CRGT with natural gas

reforming 343,000 132,390 95,080 114,090 685,000

CRGT with methanol

reforming 343,000 228,500 114,300 137,160 823,000

STIG 343,000 89,280 86,460 103,750 622,000

Air-recuperated cycle 343,000 31,980 75,000 90,000 540,000

次に発電コストの計算方法を述べる．

① 資本費

資本費は式(7-1)で求める．

資本費＝建設費合計×（金利3.0%＋１／償却年数15年＋固定資産税1.4%）

(7-1)

② 直接費

直接費は人件費・修繕費・諸費用で構成され，式(7-2)で求める．

直接費＝建設費合計×2.7% (7-2)

③ 関連費

関連費は一般管理費および事業税で構成され，式(7-3)で求める．

関連費＝直接費×8.0%＋（資本費＋直接費＋燃料費＋一般管理費）×1.523%

(7-3)

④ 燃料費

燃料費は式(7-4)で求める．

燃料費＝（燃料流量×燃料発熱量×燃料単価＋純水流量×純水単価）×365日 ×24時間×3600秒×稼働率(%)／100

(7-4)

⑤ 発電原価

発電原価は式(7-5)および式(7-6)で求める．

年間発電電力量（kWh）＝発電出力（kW）×365日×24時間×稼働率(%)／100 (7-5)

発電原価(円／kWh)＝（資本費＋直接費＋間接費＋関連費＋燃料費）／年間発電電力量 (7-6)

表 7-6 に試算結果を示す．天然ガス改質型化学再生サイクルの発電原価は設備利用率 10%においては蒸気噴射サイクルよりも高くなるが，それ以上では燃料単価によらず最も安価であった．なお，

設備利用率40%以上では空気再生サイクルと蒸気噴射サイクルは燃料単価によらずほぼ同程度の発電原価となった．また，メタノール改質型化学再生サイクルは設備費が高価で発電効率が高いという特徴を持つため，発電原価は設備利用率あるいは燃料単価の高い場合にのみシンプルサイクルより

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も安価となった．

Table 7-6 Estimation summary of power generation cost power generation cost (¥/kWh) Facility

utilization

Fuel cost

(¥/MJ) Simple GT cycle

CRGT with methanol reforming

STIG Air-recuperated cycle

0.478 24.8 20.4 33.7 19.5 24.8

0.717 27.7 22.5 35.9 22.0 27.0

0.955 30.6 24.5 38.1 24.4 29.2

10%

1.194 33.4 26.5 40.3 26.8 31.4

0.478 10.5 8.3 11.8 8.7 9.5

0.717 13.4 10.3 14.0 11.1 11.7

0.955 16.3 12.4 16.2 13.5 13.9

40%

1.194 19.1 14.4 18.4 16.0 16.2

0.478 9.6 7.5 10.3 7.9 8.5

0.717 12.4 9.5 12.5 10.4 10.7

0.955 15.3 11.6 14.7 12.8 12.9

50%

1.194 18.2 13.6 16.9 15.2 15.1

0.478 8.9 7.0 9.4 7.4 7.8

0.717 11.8 9.0 11.6 9.9 10.0

0.955 14.7 11.0 13.7 12.3 12.3

60%

1.194 17.5 13.1 15.9 14.7 14.5

図7-3に，５つのサイクルの建設費構成を示す．燃料単価および設備利用率は，それぞれ0.717円

／MJおよび40%であり，シンプルサイクルの土木費用を含む建設コストを100として相対的に比較した．建設コストは機器構成の単純なシンプルサイクルが最も安価である．一方，メタノール改質型化学再生サイクルは最も高価であり，天然ガス改質型化学再生サイクルが次に高い．

図7-4に，単位出力あたりの建設コストを示す．燃料単価および設備利用率は，それぞれ0.717円

／MJ および40%であり，図7-3と同様にシンプルサイクルの土木費用を含む建設コストを100として相対的に比較した．同図に見るように，単位出力あたりの建設コストに視点を移すと，出力の増加する蒸気噴射サイクルおよび天然ガス改質型化学再生サイクルがシンプルサイクルよりも安価になった．

図7-5に，５つのサイクルの発電原価構成を示す．燃料単価および設備利用率は，それぞれ0.717 円／MJおよび40%であり，図7-3と同様にシンプルサイクルの発電原価を100として相対的に比較した．図 7-5 から明らかなように，天然ガス改質型化学再生サイクルの発電原価が最も安価であり，シンプルサイクルに比べて20%以上の低減が可能であることが分かった．これに続き，蒸気噴射サイクル，

空気再生サイクル順で発電原価が安価であった．一方，メタノール改質型化学再生サイクルが最も高価であったが，これは高価な建設費の影響により，発電原価をあまり低減できなかったためであると考えられる．

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0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Simple GT Natural gas CRGT

Methanol CRGT STIG Air-recuperated GT

Initial cost %

GT equipment Heat recovery equipment Incidental facility Construction Fig.7-3 Comparison of initial cost breakdown among five GT cycles

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Initial cost %

GT equipment Heat recovery equipment Incidental facility Construction Fig.7-4 Comparison of initial cost per kW among five GT cycles

0 20 40 60 80 100 120

Power generation cost %

Capital charge Fuel cost Direct cost Indirect cost Fig.7-5 Comparison of power generation cost among five GT cycles

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なお，天然ガス改質型化学再生サイクルにおいて，開発段階にある改質器のコスト見積もりは現時点では流動的である．そこで，改質器コストが 50%および 100%増加した場合，設費利用率 40%の発電原価を試算した．その結果，燃料単価が0.478〜1.194円／MJ であれば，改質器コストが 100%増加しても蒸気噴射サイクルよりも発電原価は低くなった．また，化学再生サイクルや蒸気噴射サイクルでは発電規模が大きくなると純水の消費量が増えるため，淡水があまり豊富ではない砂漠地帯などでは特に大容量 GT の導入が難しい．排気中の水を回収するためには，直接接触凝縮器（Direct Contact Condenser; DCC）などの大掛かりな装置が必要であり，機器の追加による排気圧損も増加するため現実的な手段とは言えない．このような場合は，コンプレッサ吸気に水分を含ませるHATサイクルなどがむしろ適している．また，数百MWクラスのガスタービンであれば，クローズドの蒸気タービンを用いたコンバインドサイクルを適用することになる．これらのことを考慮すると，化学再生ガスタービンは数十kWから数十MWクラスまでに適した技術であると言える．

７．４まとめ

天然ガス改質型化学再生サイクルをシンプルサイクル，メタノール改質型化学再生サイクル，蒸気噴射サイクルおよび空気再生サイクルと技術およびコストの両側面で比較検討した．その結果，次のことが分かった．

① 技術的な側面で比較すると，天然ガス改質型化学再生は開発途上であるため課題が多いが，他のいずれのサイクルよりも発電効率が高く，メリットが大きい．

② 単位出力あたりの建設コストで比較すると，出力の増加する蒸気噴射サイクルおよび天然ガス改質型化学再生サイクルは，シンプルサイクルよりも安価である．

③ 発電原価で比較すると，天然ガス改質型化学再生サイクルが最も安価であり，シンプルサイクルに比べて20%以上の低減が可能である．

④ たとえ改質器コストが見積もりの2倍に達しても，蒸気噴射サイクルよりも発電原価は低い．

７．５参考文献

(1) エネルギー総合工学研究所，昭和58年度石油火力発電所メタノール転換等実証試験海外資源供給可能量調査（メタノール利用可能性調査）NEDO 委託研究成果報告書，メタノール改質型ガスタービンの概念設計，(1984)

(2) NEDO，平成 6 年度石油火力発電所メタノール転換等実証試験委託業務報告書，メタノー

ル改質型発電トータルシステム実証試験，(1994)

第７章 ガ スタービンシステムの総合評価

第７章 ガスタービンシステムの総合評価

第７章ガスタービンシステムの総合評価

第７章ガスタービンシステムの総合評価