３．サブタスク３　全体システム概念設計

3.1　全体システム概念設計

3.1.1 研究開発目標

　全体システム概念設計は、水素の製造から利用までのシステムについて実用規模の概念設計を行い、システムの設備構成を描きだすとともに、水素コストなどの試算、分析を行い、経済性の観点から技術開発目標を提示することを目的としている。
　平成5年度は、本研究の初年度として、水素の製造から利用までの個別技術の現状および海外類似プロジェクトの現状を調査し、これに基づきWE-NETシステムに適用可能な技術を選定し、平成6年度以降実施する概念設計のベースとなるシステムを設定した。この結果に基づき、平成6年度は、WE-NETで研究開発が進められている技術をシステム全体として評価するために、固体高分子水電解による水素製造、液体水素による水素大量輸送・貯蔵および水素燃焼タービン発電から構成されるシステムについて概念設計、コスト試算および感度分析を行った。平成7〜8年度は、既存技術から構成されるシステムとしてメタノール及びアンモニアによる輸送・貯蔵システムを選定し、概念設計、コスト試算、感度分析を行い、液体水素によるシステムと比較し、技術開発課題を提示した。
　9年度からは、8年度に工業技術院により実施されたWE-NET研究開発の中間評価での種々の指摘を踏まえ、水素エネルギーを早期に社会に導入・普及していく観点から、再生可能エネルギーによる水素の大規模・集中利用にとらわれない全体システムとして、代替水素製造方法、水素の分散利用技術、パイプラインによる水素輸送技術、二酸化炭素の排出に係るライフサイクルアセスメントの導入など幅広く検討を行った。
　本年度は、WE-NET第 I 期の最終年度に当たり、各サブタスクの要素技術研究開発の成果を踏まえるとともに、前年度の成果を一歩進める研究開発として、以下の項目について検討を行った。

（１）液体水素輸送・貯蔵システム概念設計等の精緻化
（２）代替水素製造方法と水素燃焼タービン発電システムでの経済性の検討
（３）水素の分散利用システムでの経済性の検討
（４）代替水素製造システムのCO₂排出原単位の検討

3.1.2 平成10年度の研究開発成果

3.1.2.1 液体水素輸送・貯蔵システム概念設計等の精緻化

（１）設備費等システム投入データの見直し

ａ．平成10年度までの各サブタスクにおける研究開発の進展状況等を踏まえて、以下の項目について投入データの見直しを行った。

水素燃焼タービン発電設備を「冷熱利用酸素製造設備」と「水素燃焼タービン発電設備」とに整理し、各々に設備費、年経費率、スケールファクター等の設定を行った。

イ．平成6年度実施の液体水素輸送・貯蔵システム

ロ．平成10年度設定の液体水素輸送・貯蔵システム

ｂ．固体高分子電解質型水電解設備の設備費、年経費率の見直しを行った。

ｃ．水素液化装置等のその他の設備については、年経費率の見直しを行った。

（２）発電コスト等の試算

　液体水素輸送・貯蔵システム、メタノール輸送・貯蔵システム及びアンモニア輸送・貯蔵システムの発電コストの試算結果は次表のとおりであり、平成6〜8年度計算値に比し、約5〜7円/kWhの低減となった。

3.1.2.2 代替水素製造方法と水素燃焼タービン発電システムでの経済性の検討

　既存技術の延長線上で大量の水素が確保できる水素製造方法として、化石燃料改質からの水素製造の代表的な方法である石炭ガス化及び天然ガス改質により水素を製造し、水素燃焼タービンによる発電システムでの発電コストを試算した。

（１）石炭ガス化水素製造、水素燃焼タービン発電システム（図１）

　石炭ガス化炉の型式としては、ガス化剤として酸素を使用する加圧二段噴流床部分酸化方式で、このプロセスに水素燃焼タービンの設備を加えてシステムを構成した。
　酸素製造装置は、石炭ガス化炉及び水素燃焼タービンの両設備に供給できるように増容量を図るものとし、石炭使用量 3,000t/日、水素製造量 149×10³m³_N/hにおける水素製造コストは、19.2円/m³_N（設備稼働率70％）である。
　 水素燃焼タービンによる発電システムでの発電コストは、15.1円/kWhであり、送電端システムエネルギー効率は、30.1％となった。

（２）天然ガス改質水素製造、水素燃焼タービン発電システム（図２）

　天然ガスを原料として水蒸気改質により水素を製造するプロセスは、アンモニア合成プラントやメタノール合成プラントのような大量に水素を必要とする化学工業の主力となっており、この水素製造プロセスに水素燃焼タービンと酸素製造の両設備を加えてシステムを構成した。
　本方式による天然ガス使用量 79.1t/h、水素製造量 200×10³m³_N/hにおける水素製造コストは、13.6 円/m³_N（設備稼働率70％）である。
水素燃焼タービンによる発電システムでの発電コストは、11.9円/kWhであり、送電端システムエネルギー効率は、29.8％となった。

3.1.2.3 各水素燃焼タービン発電システムでの発電コスト評価

コストの比較を次表に示す。

　WE-NETシステムでは、エネルギー効率では液体水素によるシステムが、コスト面においてはメタノールによるシステムが優位であるが、液体水素システムは今回の見直しコスト試算結果に見られるように、今後の研究開発の進展によるコスト低減の可能性が大きい。
　また、液体水素およびアンモニアシステムがCO₂を排出しないのに対して、メタノールシステムではCO₂を排出するという問題があり、このCO₂を回収処理した場合は発電コストが6円程度上昇するので、現時点におけるCO₂の回収処理を考慮した場合の発電コストは、液体水素によるシステムが優位となった。
　しかしながら、未だ既存の発電システムの発電コスト9〜10円/kWhとは相当の差があり、今後、一層の研究開発が望まれる。
　代替水素製造システムでは、石炭ガス化水素製造システムと天然ガス改質水素製造システムとを比較した場合、システムエネルギー効率は同程度であるが、発電コストは、天然ガス改質システムが石炭ガス化システムに比べて安価であった。
　なお、化石燃料改質による発電コストと従来想定してきた海外での水力発電を利用した再生可能エネルギーからのWE-NETシステム発電コストとを比較した場合、化石燃料改質は、CO₂の固定化処理コスト加味しても安価であるが、現時点においてはCO₂固定化処理技術の経済性が確立していないことを考慮すると、両者の比較は、慎重に行う必要があろう。

3.1.2.4　水素の分散利用システムでの経済性の検討

　水素エネルギーを早期に社会に導入普及していく観点から水素の分散利用システムとして、水素ディーゼルシステム、燃料電池システム、自動車用燃料供給システムの経済性の概略検討をおこなった。

（１）水素ディーゼル設備向け水素供給発電システムの概略フロー（図１）

（２）燃料電池への水素供給発電システムの概略フロー（図２）

（３）水素自動車への水素供給発電システムの概略フロー（図３）

（４）水素ディーゼル、燃料電池での発電コスト及び水素自動車供給コストの概算発電コスト及び供給コストの概算結果は次表のとおりとなった（表１）。

3.1.2.5　代替水素製造システムのＣＯ₂排出原単位の検討

　代替水素製造システムの石炭ガス化水素製造水素燃焼タービン発電システムと天然ガス改質水素製造水素燃焼タービン発電システムについて、建設から運用までの素材インベントリー分析を行い環境負荷影響評価としての二酸化炭素排出原単位の試算を行った。 　その結果は、CO₂排出原単位（g-C/kWh）はシステムの共用期間を30年間とした場合には、石炭ガス化水素製造システムで297g-C/kWh、天然ガス改質水素製造システムで166g-C/kWhとなった。 　石炭ガス化水素製造システムのCO₂排出原単位は、既存の石炭火力発電システム と同程度であり、また、天然ガス改質水素製造システムのCO₂排出原単位は、既存のLNG発電システム及びメタノール輸送・貯蔵発電システムと同程度となった（表２）。

3.1.2.6 システム設計ソフトの開発

　石炭ガス化水素製造水素燃焼タービン発電システム及び天然ガス改質水素製造水素燃焼タービン発電システムマテリアルバランス作成・支援システムを開発し、コスト計算に活用するとともに、両システムの二酸化炭素排出原単位の算出可能なソフトの開発を行った。

3.1.3 今後の課題

　液体水素の輸送・貯蔵技術は、今後の技術革新に伴い大幅なコストダウンが期待されることから、要素技術開発への着実な取組みが重要である。さらに、中核的要素技術研究開発の進展状況を踏まえて、状況に応じ、概念設計の精緻化を図ることが必要である。また、水素の本格的な実用化までの途中段階での利用の形態や制約条件の検討、海外水素利用に必要な条件整備の検討が必要である。