2013 02 10 10:30 12:10

石炭ガス化

4

1

ガス化の基礎

23

2

1

2

3

4

5

6

7

8

23

3

1. イントロダクション

23

4 1. 1

23

0

100

200

300

400

500

600

1960 1970 1980 1990 2000 2010

100

MTO

E

Year

P.E.

Coal

Oil

N.G.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1 2 3 4 5 6 7 8

100

200X

5 1. 2

23

R/P ratio reserves/production ratio ÷

0

50

100

150

200

250

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

216 204

192

164 155

147 133

122 R/P

, yea

r

Year

R/P

R/P

6 1. 3

23

0 

10 

20 

30 

40 

50 

60 

Coal  Oil  NG  Uranium 

Reserves of major fossil resources and uranium 

1 Total reserve: 37,000 EJ

Share

, %

‐energ

y

56

19 19

6

IPCC 4 2007 2005

2005 – 2100

= 97,000 EJ = 68,000 EJ

= 37,000 EJ

CO2 sky-rocketing ? or fossil fuels diving ?

7 1. 4

H2 & CO = syngas

23

8 1. 5

23

DME, Methanol

H2

CO

500 - 950°C

1000 °C

H2 & CO

BTX

C1

9 1. 6

23

C1

10

! vs

! ! 

! ! ! 

23

1. 7

Puertollano IGCC Power Plant http://www.netl.doe.gov/technologies/coalpower/gasification/pubs/photo.html

Negishi IGCC Power Plant

11 1

Integrated Coal gasification Combined Cycles; IGCC

JCOAL, 2007,

IGCC 1200°C-GT, dry

IGCC 1500°C-GT, wet

IGCC 1500°C-GT, dry

A/IGCC 1500°C-GT

A/PFBC 1300°C-GT

IGFC

A/IGCC 1700°C-GT

A/IGFC

USC-PCPC

→

IGFC →

23

IGCC

12

(CO/H2)

SNG

23

2poly-generation, co-production

13

2. ガス化の原理

23

14

Tromp, P.J.J. PhD Thesis 1987

23

H2, CO, CO2, CH4

O2, CO2, H2O

O2, CO2, H2O

15

C

O2 C + O2 = CO2

O2 C + ½ O2 = CO

H2O C + H2O = H2 + CO

CO2 C + CO2 = 2CO

H2 C + 2H2 = CH4

CO + H2O = H2 + CO2

CO + 3H2 = CH4 + H2O

: CHaObNcSd.

23

16

: CHxOygasifier T & P

O2 or O2/N2

H2O

2

2

4 2O 2

Q &

H2-CO-CO2-CH4-H2O

100%

T P

23

17

Assumptions for simulation: = CH0.84O0.25 10 wt%

= O2 P

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

0.25 0.30 0.35 0.40 0.45

Tem

pera

ture

, °C

O2 / C , -

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

800 1000 1200 1400 1600

Yiel

d, m

ol/m

ol-c

arbo

n

, °C

H2

CO

CO2

CH4

H2O

23

18

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

Temperature, °C

=

75 - 80%

23

19

23

3. ガス化技術基礎 ガス化炉

20

: Carpenter, IEA, 2009

23

21

BGL British-Gas/Lurgi

5 – 60 mm

2.5 – 7.0 MPa

2000 °C ( ) 1100 °C ( ) < 540 °C ( )

450 °C

2000 °C

1600 °C / vol% / vol%

H2 32 0.5

CO 55 H2S + COS 1.3

CO2 3.5 NH3 0.36

CH4 4.5 Higman and van der Burgt, 2003

23

22

Source: Carpenter, IEA, 2009

23

< 950 °C

23

Source: Carpenter, IEA, 2009

slag

coalcoal steam,

oxygen or air

23

24 5.4 Gasification / gasifier technology Entrained gasifiers

PLENFLO Shell IGCC (MHI)

EAGLE (J-Power)

E-Gas (Conoco-Phillips) GE-Texaco

, mm <0.1 < 0.1 < 0.1 < 0.1 < 0.1 < 0.1

or

MPa 2.5 - 4 2 - 4.5 2 - 3 2.5 2 - 4.1 3 - 8

°C 1200-1650 1370-1700 1600 - 1800 ( ) 1200 - 1700

1350 - 1540 ( )

1000 - 1100 ( )

1250 - 1500

°C 800-900

900

1100 – 1200

420 Syngas

1100 Radiant

450 Syngas

1000 - 1100 760 Syngas

23

25 1

EAGLE:

2

23

Coal Energy Application for Gas Liquid & Electricity

J-POWER

J-POWER

26

IGCC:

vs

?? ??

23

2

27

23

4. ガス化技術基礎 前処理・後処理

28

23

Coal-water slurry CWM

http://members.tripod.com

29

Clean gas

Crude gas

Filtration

Exfoliated dust

Pulse type back flashing

Cleaning

23

30

Combustor

slag hole

video camera Molten slag

104

103

102

10

11200 1400 1600 1800 2000

Temperature K

Visc

osity

, Pa

S

Coal A

Coal B

Coal C (CaO 25%)

23

31 Competition between gasification and puverised coal combustion ?

A technology roadmap of power generation from coal (JCOAL, 2007, modified).

PCC Mill

ion

tons

for IGCC for PCC

Source: Clean Coal Power R&D Co.,Ltd.

US China India Australia South Africa Indonesia

23

32

/ 2

23

33 5.6 Syngas treatment technologies Syngas cooling

1400 to 1000 °C

1600 °C

1000 to 400 °C

Ash

vis

cosi

ty

23

34

IGCC gas-to-liquid, GTL) 2 2

IGCC

CO + H2O = H2 + CO2 CO2

CO2 (H2 CO2 )

2/CO (GTL)

23

35

particulates < 2 ppmw IGCC

H2S, COS < 10-20 ppmv IGCC< 1 ppmv IGFC FT , etc.

HCl, HF < 1 – 2 ppmv IGCC< 0.01 ppmv FT

NH3 < 1 ppm IGFC FT , etc.Na, K < 0.03 – 2 ppmv IGCC

< 0.01 ppmvFTBTX, Below dew point

< 1 ppmv

23

36 FT Fischer-Tropsh

23

CO H2

(2n + 1) H2 + n CO → CnH2n+2 + n H2O

Vol.01 (2010)

37 FT Fischer-Tropsh

23

Vol.01 (2010)

α

38

MDEA

COS

450 °C350 °C

250 °C 40 °C

23

39

GT, MCFC, etc

450 °C

450 °C 450 °C 450 °C

Advanced

(Nunokawa et al., 2002)

23

H2S CO2

CO2

40

CO + H2O = CO2 + H2

Sour sweetCO

COS to H2S

COS to H2S

Sour shift

Sweet shift

raw syngas 200 °C

sour shift 200 - 500 °C

40 °C

CO2 40 °C clean syngas

40 °C

H2S

200 °C

sweet shift 200 - 500 °C

CO2 40 °C

raw syngas clean syngas

23

41

23

5. ガス化複合発電 IGCC, IGFC

42

Source: Clean Coal Power R&D Co.,Ltd.

air

23

IGCC 250MW IGCC

Nakoso IGCC Schematic Diagram of 250MW IGCC Demonstration Plant

EAGLE 43

EAGLE Schematic Diagram of 150 t/d plant

23

IGFC Integrated Coal Gasification Fuel cell Combined Cycle 44

23

45

23

6. ポリジェネレーション polygeneration

Polygeneration 46

Polygeneration scheme (Carpenter, 2008; modified)

CO2

SNG

FT DME,

NH3, C2H4

syngas H2-CO-CO2

H2-CO

CO2 CCS

H2-CO-CO2

H2-rich syngas

H2-CO-CO2

23

Polygeneration 47

CO/H2

SNG

(-CH2-) FT

DME

23

48

23

7. 将来展望

49

CO2 ↑

CO2

to

H2

CO2

( )

H2

1700 °C class

upgrading

23

50 IGCC

23

石炭

酸素

合成ガス (H2, CO, CO2)

スラグ

チャ

ーリ

サイ

クル

クーラー 熱回収

ガス化炉

%%4

22

19

752

いかにしてエクセルギー損失を減ずるか？

吸熱反応の導入 水蒸気ガス化 水蒸気改質

酸素吹き 噴流床石炭ガス化

部分燃焼 ＠ > 1600°C

51

23

- = 650 °C 100%

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

, %

°C

Steam/C = 0.5

target

52

Gas$from$Gasifier!

700$°C,$2.3$MPa!

To$Gasifier$

475!°C,!2.5!MPa!

Oxygen!

25!°C,!2.5!MPa!

Steam$

700$°C,$2.8$MPa$

Air!15!°C,!0.1!MPa!

Compressor!404!°C,!1.7!MPa!

Turbine!1426!°C,!1.5!MPa!

SOFC$1002!°C!1.6!MPa!

Fuel!gas!600!°C!

1.7!MPa!

HP$Turbine$

LP$Turbine$

380!°C,!2.8!MPa!

465!°C,!2.7!MPa!

605!°C!25.9!MPa!

280!°C!!2.9!MPa!

380!°C!2.8!MPa!

720!°C!0.1!MPa!

680!°C!0.1!MPa!

34!°C!28!MPa!

100!°C!0.1!MPa!

33!°C!0.005!MPa!

31!°C!0.005!MPa!

743!°C!0.1!MPa!

447!°C!2.2!MPa!

450!°C!2.3!MPa!

450!°C!0.1!MPa!

Ash$

RH2$ RH1$GGH$650!°C!2.3!MPa!

501!°C!2.3!MPa!

450!°C!2.3!MPa!

Input$

Output$$$SOFC$$$GT$$$ST$Efficiency$

672$MW$

247$MW$159$MW$$$81$MW$$$72$%$(generaTng$end)$

DesulfurizaTon$

23

Advanced IGFC

14893 17-26 (2004)

53

IGCC

(SOFC, MCFC) IGCC, IGFC

CO2

e.g. CO2

e.g. A-IGCC/A-IGFC < 900 °C

H2-CO

23

GE 54

23

3.0 MPa

1250 – 1450 °C

IN: OUT:

55

23

E-Gas

56

23

8. 燃料変換の基礎

化学エネルギー変換の立場から 高効率石炭ガス化発電を考える

57

23

電力（電気エネルギー）

動力（機械エネルギー）

熱（熱エネルギー）

物質（化学エネルギー）

物質（核エネルギー）

光 音

動力

熱

電力

化学 エネルギー 光

吸熱

反応

発熱

反応

発電機

モーター

照明

デバ

イス

太陽

電池

光合成

ケミルミネッセンス

58

キーワード 1 Exergy エクセルギー

2 Endothermic and exothermic reactions 発熱反応と吸熱反応

3 Hydrogen and carbon　炭素と水素

4 Steam reforming (gasification) and combustion 水蒸気改質（ガス化）と燃焼

5 Energy/material recuperation エネルギーと物質の再生

23

59

熱力学第一法則（エネルギー保存則） 熱力学第二法則（エントロピー増大則）

20 ℃ 水

1 liter

80 ℃ 水

1 liter

50 ℃ 水

2 liter +

✖

覆水盆に返らず　There is no use of crying over spilt milk

エネルギーは保存される． しかし，エクセルギーは失われる．

23

60

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

0 500 1000 1500 2000 2500

エク

セル

ギー

率, -

温度, K

熱エネルギー （常圧の空気）

電力&動力 1.0

H2 0.83

化学エネルギー 0.92 ‒ 0.99

太陽光 0.85

蒸気タービン （600 ℃級）

ガスタービン （1500 ℃級）

エクセルギー率 = エクセルギー エンタルピー == (H – H0) – T0(S - S0)

H - H0 ギブス自由エネルギー

エンタルピー ≈≈

23

61

2000

1500

1000

500

3000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エク

セル

ギー

率, %

熱エ

ネル

ギー

の温

度, K

CH4 1mol 890 818

(92%)

エネルギー, kJ/mol-C エクセルギー, kJ/mol-C (Exergy rate, %)

熱 890 580

(65%)

エクセルギー損失 238 kJ/mol-C

燃焼＠1500 ℃

化学エクセルギーの1/3が燃焼 によって失われる．

天然ガス化力 複合発電

燃燃料料：：化化学学エエネネ

燃燃焼焼

熱熱エエネネ（（高高温温））

ガガススタターービビンン

熱熱エエネネ（（中中温温））

蒸蒸気気タターービビンン

熱熱（（低低温温））

23

62

2000

1500

1000

500

3000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エク

セル

ギー

率, %

熱エ

ネル

ギー

の温

度, K

H2 3.1mol 890 740 (83%)

エネルギー, kJ/mol-C エクセルギー, kJ/mol-C (エクセルギー率, %)

熱 890 580

(65%)

エクセルギー損失 160 kJ/mol-C

燃焼@1500 ℃

エクセルギー損失が83%と低い水素を燃焼することによって「燃焼による」エクセルギー損失を小さくできる.

23

エクセルギーダイヤグラム 堤 敦司 教授（東京大学）による提案法に従って作成．

63

23

64

水蒸気改質： CH4 + H2O = CO + 3H2 (合成ガス) 水性ガスシフト反応：CO + H2O = H2 + CO2 総括反応：　　　　　CH4 + 2H2O = 4H2 + CO2

∆H° = 253 kJ/mol-CH4 吸熱反応

化学エネ

熱エネ 吸熱反応

化学エネ 高エクセルギー率

低エクセルギー率

高エクセルギー率

吸熱反応は，エクセルギーを再生（recuperation）する．

エクセルギー損失なし H2

23

65

23

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エク

セル

ギー

率, %

CH4 1mol 890 818 (92%)

エネルギー, kJ/mol-C エクセルギー, kJ/mol-C (エクセルギー率, %)

1143 950 (83%) 2000

1500

1000

500

300

熱エ

ネル

ギー

の温

度，

K

H2 4 mol

熱 1143 744

(65%)

エエククセセルルギギーー損損失失 206 kJ/mol-C

熱

253 131 (52%)

800°C steam

改改質質 &

燃燃焼焼 800°Cのの熱熱をを1500°Cのの熱熱にに 汲汲みみ上上げげるる．．

800 °Cのの熱熱

1500 °Cのの熱熱

化学ヒートポンプ

66

23

排ガス損失 139/ 46 (33%)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100 CH4 1mol 890 818 (92%)

エエネネルルギギーー, kJ/mol-C エエククセセルルギギーー, kJ/mol-C (エエククセセルルギギーー率率, %)

Heat 890 580

(65%)

電力

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エエクク

セセルル

ギギーー

率率, %

2000 1500

1000

500

300

熱熱エエ

ネネルル

ギギーー

のの温温

度度, K

334 334

(100%)

熱 417 167 (40%)

電力 166 166

(100%)

熱 250 0

(0%)

燃焼 @1500 °C

ガスタービン 発電 蒸気タービン発電

理理論論効効率率 = (332+166) / 890 = 56%-HHV 最最新新鋭鋭ププラランントトのの 発発電電効効率率 = 53 - 54%-HHV

エクセルギー 損失 33

エクセルギー 損失 238

67

23

熱

電力

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エク

セル

ギー

率, %

CH4 1mol 890 818 (92%)

エエネネルルギギーー, kJ/mol-C エエククセセルルギギーー, kJ/mol-C （（エエククセセルルギギーー率率, %)

1143 950 (83%) 2000

1500

1000

500

300

熱エ

ネル

ギー

の温

度, K

H2 4 mol

熱 1143 773

(67.6%) 熱 253 131 (52%)

800 ℃℃ 水水蒸蒸気気

439 439

(100%)

熱 253 131 (52%) 451

203 (45%)

電力 172 172

(100%)

熱 279 31 (11%)

熱熱エエネネルルギギーーのの再再生生

水素燃焼 @1700 °C

水蒸気改質 ガスタービン 蒸気タービン

理理論論効効率率 = (439 + 172)/890 = 69%

水水蒸蒸気気改改質質

1700°C級級 水水素素タターービビンン

68

/ /

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

エク

セル

ギー

率, %

石炭 100 / 95 (95%)

エネルギー, kJ/mol-C エクセルギー, kJ/mol-C (エクセルギー率, %)

2000 1500

1000

500

300

熱エ

ネル

ギー

の温

度, K

電力 42 / 42 (100%)

理論発電効率 = 42 %

熱 100 / 45 (45%)

Heat

48 / 0 (0%)

エクセルギー損失 10 / 3

蒸気タービン

エクセルギー 損失 50

69 IGCC

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Exe

rgy

rate

, %

石炭 100 / 95 (95%)

, kJ/mol-C , kJ/mol-C

( , %)

2000

1500

1000

500

300

Tem

pera

ture

of t

herm

al e

nerg

y, K

28 / 28 (100%)

電力 25.7 / 25.7

(100%)

ガスタービン 蒸気タービン 酸素吹きガス化

= 28.0 + 26 = 54%

H2 80 66

(83%)

熱 20 / 8 (40%)

@1500

80 / 52 (65%)

電力

熱 64.3 / 25.7

(40%)

38.6 / 0 (0%)

= 5%

=54 – 5 = 49%

燃焼

熱

2.6 (33%)

3.7

21

23

70 Advanced IGCC

23

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

, %

100 95

(92%) 135 112

(83%) 2000

1500

1000

500

300

, K

H2

135 / 87 (65%)

35 17

(48%)

47.3 47.3

(100%)

40.8 16.3

(40%)

16.3 16.3

(100%)

Heat40.8 / 0

(0%)

ガスタービン 蒸気タービン 水素燃焼 @1500 ℃℃

水蒸気ガス化

= (47.3 + 16.3) = 63.6% IGCC 9

2.5

12 4 (33%)

35 17

(48%)

, kJ/mol-C , kJ/mol-C

( , %)

A-IGCC CCT , 11:17-22 (2004)

71

23

Fuel Cell 2H2 + O2 = 2H2O

2H2 = 4H+ + 4e-

4H+ + O2 + 4e- = 2H2O

SOFC 900 – 1000 °C

?

http://www.nedo.go.jp/activities/ZZ_00145.html

72

IGFC

23

水素

電力

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100 石炭 100 95

135 112

2000

1500

1000

500

300

熱

35 17

81 81

熱

電力 8 8

11 0

水蒸気ガス化 750 °C

35 19

19 8

= (81 + 8) / 100 = 89% !!

2

SOFC発電 蒸気タービン 900 K

, kJ/mol-C , kJ/mol-C

( , %)

, %

, K

2

熱

10 2003.2.24

73

23

ガス化による資源の統合と持続的な電力・化学原料・水素生産

ガス化 石炭

バイオマス

重質油

廃棄物

排熱

太陽熱

H2 CO

水素 液体燃料

電力

化学原料 CO2

エネルギー・化学 共通のPlatform

74

23

- END -