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前提と読み方

前提知識 電圧・電流・電力・エネルギーと単位の換算。

入門 · 原理・構成・判断のための解説です。

火力発電所を巨大な湯沸かし器だと思うと、半分は正しく、半分は見落としがある。水を蒸気にするだけなら家庭のケトルでもできる。発電所の難しさは、千数百度の燃焼ガスと数百℃・数十MPaの蒸気を扱いながら、タービン翼を毎分数千回転させ、送電網と位相を合わせ、排ガスを浄化し、需要に応じて出力を変え続ける点にある。

しかも今の火力には、安定供給と脱炭素という二つの要求が同時に突き付けられている。本稿では石炭・LNGの優劣だけを論じず、どこで熱を受け、どこで仕事を取り出し、どこへ損失が逃げるかを追いながら、現行設備から水素・アンモニア・CCSの研究までを一つの熱収支として読む。

0. 30秒で分かる結論

アイルー火力発電所のタービンと発電機タービンと発電機の例
  • 蒸気火力の基本はランキンサイクルである。ポンプで水を加圧し、ボイラで蒸気にし、タービンで膨張させ、復水器で水へ戻す。
  • 熱効率は \eta=W_{net}/Q_{in}。高温・高圧化、再熱、再生給水加熱で効率を上げられるが、材料のクリープ、腐食、熱応力が限界を決める。
  • LNGコンバインドサイクル（GTCC）は、ガスタービンの排熱で蒸気タービンも回す。単独の二つの発電機ではなく、排熱を二段目で回収する一つの複合熱機関である。
  • 発電所から捨てる熱の最大の出口は、多くの場合、煙突ではなく復水器の冷却水である。冷却条件は出力と効率を左右する。
  • 水素やアンモニアは燃焼地点ではCO2を出さないが、製造・輸送時の排出、NOx、燃料価格を含めなければ脱炭素性を判断できない。
  • CCSは排ガスからCO2を分離し、圧縮・輸送・地中貯留する。回収率だけでなく、回収設備が使う蒸気・電力を含めた「回避排出量」で評価する。

1. エネルギーはどう流れるのか

下図は、LNGコンバインドサイクルと蒸気系の主要な流れを重ねたものだ。赤は高温の流体、青は低温の水、橙は軸動力、緑は電力を表す。

図1 · ボタンで表示を切り替え
GTCCの燃焼ガス系、蒸気・給水系、冷却水系と2台の発電機を示す模式図

図1 — GTCCは燃焼ガスでガスタービン発電機を回し、その排熱をHRSGで蒸気へ渡して蒸気タービン発電機でも発電する。蒸気は復水・昇圧されてHRSGへ戻り、冷却水系が復水器の廃熱を運ぶ。

定常運転する発電所全体へ熱力学第一法則を適用すると、概略の収支は

\dot Q_{fuel}=P_{gross}+\dot Q_{condenser}+\dot Q_{stack}+\dot Q_{other}

となる。P_{gross}は発電機端の総出力、\dot Q_{condenser}は復水器から冷却水へ渡る熱、\dot Q_{stack}は煙突へ逃げる熱である。送風機、給水ポンプ、排煙脱硫、CO2回収装置などの所内動力P_{aux}を差し引いた送電端出力は

P_{net}=P_{gross}-P_{aux},\qquad \eta_{net}=\frac{P_{net}}{\dot m_f H}

で表す。\dot m_fは燃料流量、Hは発熱量である。高位発熱量（HHV）は燃焼で生じた水蒸気の凝縮熱まで数え、低位発熱量（LHV）は数えない。同じ設備でも分母の定義で効率値が変わるので、数字を比較するときはHHV基準かLHV基準かを必ず確認したい。

2. ランキンサイクル：水を何度も使う理由

蒸気火力の作動流体は、次の四工程を循環する。

  1. ポンプ：液体の水を復水器圧力からボイラ圧力まで上げる。
  2. ボイラ：燃料の熱で水を加熱・蒸発・過熱する。
  3. タービン：蒸気を膨張させ、エンタルピー低下を軸仕事へ変える。
  4. 復水器：排気蒸気を冷却して液体へ戻し、低い背圧を作る。

単位質量当たりの理想化した仕事と熱は、各点の比エンタルピーhを使って

w_t=h_3-h_4,\qquad w_p=h_2-h_1,\qquad q_{in}=h_3-h_2
\eta_R=\frac{w_t-w_p}{q_{in}} =\frac{(h_3-h_4)-(h_2-h_1)}{h_3-h_2}

と書ける。液体はほとんど圧縮されないので、ポンプ仕事はおよそw_p\simeq v(P_2-P_1)で済む。気体のまま圧縮するより仕事が小さいから、蒸気を復水させてからポンプへ戻すのである。

復水器は「損失装置」なのか

復水器では大きな熱を海水や冷却塔へ捨てる。一見もったいないが、排気蒸気を凝縮させてタービン出口圧力を下げるほど、タービンで使えるエンタルピー差が大きくなる。ただし冷却水温が高い夏、復水器管が汚れたとき、真空系へ空気が漏れたときは背圧が上がり、同じ蒸気流量でも出力が落ちる。

排熱を地域暖房や工場プロセスへ供給するコージェネレーションでは、発電効率だけでなく総合効率

\eta_{total}=\frac{P_{net}+Q_{useful}}{\dot m_f H}

で評価する。低温の排熱にも用途が近ければ価値が生まれるが、熱は電気ほど遠距離輸送に向かない。

3. 高効率化の四つの仕掛け

3.1 高温・高圧化

熱機関の理想上限を示すカルノー効率は

\eta_C=1-\frac{T_L}{T_H}

である。高温側T_Hを上げ、低温側T_Lを下げれば効率は上がる。しかし現実のボイラ管やタービン翼は、高温で長時間荷重を受けるとクリープ変形する。蒸気の高温・高圧化は、フェライト系耐熱鋼、オーステナイト鋼、Ni基合金、溶接部の寿命評価とセットで進歩してきた。

水の臨界点（約22.1 MPa、374 ℃）を超えると液体と蒸気の境界がなくなる。超臨界圧、さらに高温化した超々臨界圧（USC）設備では、ドラムで汽水分離する代わりに貫流ボイラを使い、給水を一度の通過で高温蒸気へ変える。

3.2 再熱

高圧タービンで膨張した蒸気をボイラへ戻して再び加熱し、中・低圧タービンへ送る。これにより平均加熱温度を上げるとともに、タービン後段で水滴が増えて翼を侵食するのを抑える。

3.3 再生給水加熱

タービン途中から蒸気を一部抽気し、ボイラへ戻る給水を温める。抽気した分だけタービン出力は減るが、低温の水を燃焼ガスで直接温める不可逆性が減り、サイクル全体の効率は上がる。

3.4 排ガスの最後まで熱を回収する

節炭器で給水、空気予熱器で燃焼空気を温める。ただし煙突温度を下げすぎると、硫黄分から生じる酸の露点を下回り低温腐食が起こる。効率最大点は「最も冷やせる温度」ではなく、燃料組成、腐食、伝熱面積、送風機動力を含む経済最適点になる。

4. ガスタービンとGTCC

ガスタービンはブレイトンサイクルで動く。圧縮機で空気を圧縮し、燃焼器でほぼ定圧のまま加熱し、タービンで膨張させる。タービン入口温度を上げるほど効率と出力は増えるが、入口温度は金属の融点を超え得る。そこで中空翼の内部に冷却空気を流し、表面に微細孔から膜状の空気を出し、遮熱コーティングを施す。

単純化した軸仕事は

w_{GT}=w_t-w_c

であり、タービン仕事のかなりの部分を圧縮機が消費する。吸気温度が上がると空気密度が下がり、夏季に出力が落ちるのもこの機械の特徴である。

ガスタービン出口はまだ高温なので、HRSG（排熱回収ボイラ）で蒸気を作り、蒸気タービンを追加する。上段効率を\eta_g、残った熱に対する蒸気系効率を\eta_sと単純化すれば、複合効率は

\eta_{CC}=\eta_g+(1-\eta_g)\eta_s

となる。たとえば\eta_g=0.40、\eta_s=0.35なら\eta_{CC}=0.61である。三菱重工のJAC形を用いたGTCCでは、LHV基準で64%に達する商用設備が報告されている。重要なのは「64%」の暗記ではなく、基準発熱量、外気条件、発電端か送電端かを揃えて比較することだ。

5. 石炭、LNG、石油は設備の性格をどう変えるか

燃料・方式 主な設備 強み 技術上の課題
微粉炭ボイラ ミル、バーナ、ボイラ、蒸気タービン 燃料貯蔵性、大規模連続運転 CO2、SOx、ばいじん、灰、起動時間
LNG-GTCC ガスタービン、HRSG、蒸気タービン 高効率、比較的速い起動・出力変更 LNG調達、メタン漏洩、燃焼振動
石油火力 ボイラまたはガスタービン 液体で貯蔵・輸送しやすい 燃料費、排出、利用率低下
IGCC 石炭ガス化炉、ガス精製、GTCC 燃焼前処理と複合発電 設備複雑性、コスト、信頼性

石炭火力では石炭をミルで粉砕し、空気とともにバーナへ吹き込む。燃え残りを減らすには細かくしたいが、粉砕動力は増える。溶けた灰が伝熱面へ付着するスラッギング、灰が高温部へ堆積するファウリングも、炭種と炉内温度で変わる。

LNGは硫黄分や灰が少なく、ガスタービンへ直接使える。一方で、供給網上流のメタン漏洩はライフサイクル排出へ効く。設備の煙突だけを見て「クリーン」と結論づけてはいけない。

6. 発電所はどうやって出力を変えるか

再生可能エネルギーが増えるほど、火力は一定出力で走るだけでなく、日中に下げ、夕方に上げる役割を求められる。ボイラ入力とタービン入口弁を調整するが、金属温度は急には変えられない。

肉厚部材の内外に温度差\Delta Tが生じると、拘束された熱応力は概略

\sigma_{th}\propto\frac{E\alpha\Delta T}{1-\nu}

となる。Eはヤング率、\alphaは線膨張係数、\nuはポアソン比である。急速起動を繰り返すと低サイクル疲労が増え、長時間高温に置けばクリープ損傷が進む。運用者は発電単価だけでなく、起動停止が寿命をどれだけ消費するかを管理する。

最低出力を下げる研究では、燃焼安定性、ボイラの流量偏り、脱硝触媒に必要な温度、蒸気温度制御を同時に解く。蓄電池のようなms応答はできなくても、同期発電機として慣性、短絡容量、無効電力を供給できる価値がある。

7. 排ガス浄化は「煙突の前の化学工場」

火力発電所の環境設備は、燃料と方式に応じて次を組み合わせる。

  • NOx：低NOxバーナ、二段燃焼、排ガス再循環、アンモニアを還元剤に使う選択接触還元（SCR）。温度が低すぎると反応せず、高すぎると副反応が増える。
  • SOx：石灰石スラリーへSO2を吸収させ、石こうとして回収する湿式脱硫など。
  • ばいじん：電気集じん器やバグフィルタ。石炭灰の電気抵抗率や粒径で性能が変わる。
  • 水銀・微量物質：活性炭、脱硝・集じん・脱硫設備の組合せで除去する。
  • 灰と排水：石炭灰のセメント原料利用、重金属を含む排水の処理、温排水の環境管理が必要になる。

排出濃度だけを見ると落とし穴がある。出力を下げて排ガス量が減れば濃度が同じでも総量は変わるため、ppm、kg/h、発電量当たりg/kWhを目的に応じて使い分ける。

8. CO2排出を数式で分解する

発電量当たりの直接CO2排出原単位は、単純化すると

I_{CO_2}=\frac{EF_{fuel}}{\eta_{net}}

である。EF_{fuel}は燃料投入熱量当たりのCO2排出係数。効率を上げれば同じ電力に必要な燃料が減るが、化石炭素を燃やす限りゼロにはならない。

より正確には、採掘、液化、輸送、燃料製造、発電、CO2輸送・貯留までを含めて

I_{life}=I_{upstream}+I_{transport}+I_{plant}-I_{stored}

と考える。水素・アンモニアは燃焼時に炭素を含まなくても、製造電力や原料が化石燃料で、そこでCO2を十分回収しなければライフサイクル排出は大きい。

9. 水素・アンモニア燃焼：炎を変える難しさ

水素

水素は燃焼速度が速く、着火しやすく、逆火を起こしやすい。天然ガス用燃焼器へ単純に混ぜるだけでは、燃焼振動やNOxが増える恐れがある。希薄予混合、マイクロミックス、拡散燃焼と希釈を使い分け、混焼率の上昇に合わせて燃料ノズルと制御を設計し直す。

体積当たりの発熱量が低いので、配管、弁、圧縮機の流量能力も問題になる。高温部だけでなく、水素脆化、漏洩検知、パージ手順までが発電技術である。

アンモニア

アンモニアNH_3は炭素を含まないが、燃えにくく、毒性があり、燃料中の窒素からNOxや温室効果の強いN_2Oが生じ得る。火炎温度、空燃比、燃料投入位置、二段燃焼、SCRを一体で最適化する必要がある。

JERAとIHIは2024年、碧南火力発電所4号機（定格100万kW）で熱量比20%の燃料アンモニア転換実証を行った。JERAの公表では、定格運転で20%転換を達成し、石炭専焼時に比べNOxは同等以下、SOxは約20%減、N2Oは検出限界以下だった。これは大規模実機で燃焼・運用できた重要な成果だが、全量専焼、燃料供給量、ライフサイクル排出、価格という次の課題が消えたわけではない。

IEAは、低炭素水素・アンモニアならライフサイクル排出を大幅に減らせる一方、CO2を抑えず化石燃料から製造した燃料では、置換前より排出が増える場合があると指摘している。したがって混焼率だけでなく、製造地点の電源、CO2回収率、メタン漏洩、輸送までを認証する必要がある。

10. CCS：捕まえた後までが設備である

CCSはCarbon Capture and Storageの略で、次の鎖が一つでも欠けると成立しない。

  1. 排ガスまたは燃料ガスからCO2を分離する。
  2. 脱水し、パイプラインや船舶輸送に適した圧力まで圧縮する。
  3. 輸送して、地質を調査した貯留層へ圧入する。
  4. 圧力、地震、漏洩兆候を長期間監視する。

既設火力へ追加しやすい燃焼後回収では、アミン吸収液、固体吸収材、膜分離などを使う。吸収液の再生に蒸気、CO2圧縮に電力が要るため、正味効率が下がる。回収率rだけでなく、設備追加による燃料増加を含む回避率を区別する。

\text{Avoidance rate}=1-\frac{I_{CCS}}{I_{reference}}

たとえば煙道ガス中CO2の90%を回収しても、回収装置のため燃料消費が増えれば、発電量当たりの回避率は90%より低くなる。逆に回収熱をヒートポンプやプロセス統合で削減できれば差を縮められる。

研究の焦点は、低温で再生できる溶媒、耐久性の高い固体吸収材、CO2選択膜、LNG冷熱を使う分離、負荷変動時にも回収率を保つ制御である。さらに、貯留可能量は岩石の空隙体積だけで決まらず、圧入時の圧力上昇、断層、井戸、地域合意、輸送網が実用容量を決める。

11. 次世代サイクルと材料研究

超臨界CO2サイクル

臨界点近傍のCO2は密度が高く、圧縮仕事を小さくできる。sCO2ブレイトンサイクルはタービンや熱交換器を小型化しやすく、高温熱源との組合せが研究されている。一方、再圧縮ループの制御、臨界点付近の物性変化、シール、材料、起動停止が難しい。

酸素燃焼とケミカルループ

酸素燃焼は空気の代わりに酸素で燃やし、排ガスをCO2と水中心にして分離しやすくする。ただし酸素製造に電力が要る。ケミカルループ燃焼は金属酸化物などの酸素キャリアで燃料と空気を直接混ぜずに反応させ、原理的にCO2分離を容易にするが、粒子の反応性・摩耗・循環装置が研究課題である。

デジタルツインと予兆保全

現行設備でも研究効果が大きいのが保守である。タービン振動、軸受温度、ボイラ管肉厚、燃焼圧力、排ガス組成を物理モデルと機械学習で統合し、異常の前兆を探す。ただし相関だけの警報は負荷変更やセンサ故障に弱い。熱収支を満たすか、冗長計器と一致するかを確認する「物理制約付き」の診断が重要になる。

12. 1 kg/sの燃料で何MW出るか

LHVが50 MJ/kgの燃料を毎秒1 kg使い、送電端効率が60%のGTCCを仮定すると、

P_{net}=1\times50\times0.60=30\ \mathrm{MW}

である。残り20 MW相当が排熱や所内消費へ回る。ここへCO2回収設備を追加し、同じ燃料流量で正味効率が50%へ下がれば送電端は25 MWになる。同じ30 MWを維持するなら燃料は

\dot m_f=\frac{30}{50\times0.50}=1.2\ \mathrm{kg/s}

必要である。CCS評価で「回収装置を付けた」だけでなく、正味効率と送電電力量を揃える必要がある理由が見える。

13. 技術ニュースを読むためのチェックリスト

「高効率」「CO2フリー」「混焼成功」という見出しに出会ったら、次を確認すると技術の位置が見える。

  1. 効率はHHV/LHV、発電端/送電端のどちらか。
  2. 定格点だけか、起動・最低負荷・急速な出力変更でも成立するか。
  3. 燃料の混合比は体積比、質量比、熱量比のどれか。
  4. CO2は燃焼地点だけか、製造・輸送・貯留を含むライフサイクルか。
  5. NOx、N2O、SOx、ばいじん、水使用量はどう変化したか。
  6. CCSの数字は回収率か、発電量当たりの回避率か。
  7. 実験炉、数MW級、数百MW級商用機のどのスケールか。
  8. 燃料・CO2の輸送設備、貯蔵設備、法規、安全対策まで含むか。

14. まとめ：火力発電は「熱を捨てる場所」の設計である

火力発電の本質は、燃焼温度を高くする競争だけではない。ボイラ、タービン、復水器、排熱回収、排ガス処理のどこで温度差と圧力差を使い、不可逆性を減らし、最後にどの温度で熱を環境へ返すかという設計である。

ランキンサイクルを理解すれば、再熱と再生の意味、復水器真空の価値、材料が高温化を制限する理由がつながる。ブレイトンサイクルを重ねれば、GTCCが排熱を二度使う仕組みが分かる。さらに炭素収支を重ねれば、水素・アンモニア・CCSが「燃やしたときのCO2」だけでは評価できないことも見える。

火力は将来、発電量の主役から、再生可能エネルギーを補う調整力・供給力へ役割を変える可能性がある。その価値を判断するには、効率、柔軟性、排出、燃料供給、設備寿命を同じ表の上で比較しなければならない。電力系統全体との関係は電力工学入門も参照してほしい。

理解を確かめる
発電効率の数字だけで方式を比較してよい？

発熱量の基準、送電端・発電端、負荷条件をそろえる。同じ設備でも部分負荷では効率が変わる。

参考資料

英語版との出典範囲をそろえるため、IEA gas、IEA CCUS、ASME power and energy、GE Vernova gas power、MHI energy、資源エネルギー庁電力も参照する。

英語版の図版出典はWikimedia Commonsである。SVGの名前空間はW3Cに準拠する。

英語版では燃料入力を Q_{in}、電気出力を P_e、燃料流量を \dot m_f、低位発熱量を LHV、圧力比を r_p、比熱比を \gamma、炭素質量分率を w_C、ランプ率を R=dP/dt、最低負荷を P_{min}、起動時間を t_{start} と表記している。

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