水素ガスタービンでＣＯ２排出で脱炭素社会を実現するでつ。

主要国が温室効果ガスのカーボンニュートラル（排出実質ゼロ）を打ち出し、世界が脱炭素に向け大きく動き出したでつ。
目標達成には電源の脱炭素技術が鍵を握るでつ。
技術開発の最新動向が、どう進んでいるかということでつ。

国土の４分の１が海抜ゼロメートルのオランダは、温暖化によって極地の氷が溶ければ国土の一部が消失しかねないでつ。
脱炭素への関心は高く、温室効果ガス排出削減に向けて、新たなプロジェクトが動き出しているでつ。




最北部フローニンゲン州にあるエームスハーヴェン地区は、エムス川の河口付近に位置する港で、数多くの風力発電の風車が立ち並ぶでつ。
オランダのマグナム発電所は、天然ガスを燃料とする火力発電所で、発電設備が３系列あり、そのうちの１系列を２０２７年に
１００％水素で運用する計画を進めているでつ。

重要な役割を担うのが大型ガスタービン技術。
火力発電は石炭、天然ガスなどの化石燃料を燃やし、蒸気やガスでタービンを回転させて発電するでつが、その過程では
大量の二酸化炭素を発生するでつ。

そこで注目されているのが、燃やしてもＣＯ２を排出しない水素を燃料とするガスタービン。
１９９０年代から国の水素利用の研究に参画し、開発を進めてきたでつ。
２０１５年頃に欧州の電力会社からの問い合わせが増え、本格的に実用化に乗り出したでつ。

水素発電でも基礎となる高効率なガスタービン開発が重要。
高砂工場に、次世代ガスタービン・コンバインド・サイクル発電の実証設備を完成し、稼働させたでつ。
発電効率は６４％台で世界最高水準を誇るでつ。

その実現の源泉は高砂工場にあるでつ。
約９２万平方メートルにも及ぶ工場内には研究開発、設計、製造、実証の施設があり、約１０００人が働いているでつ。
世界でガスタービンの開発・設計、製造、実証を三位一体で行えるのは高砂工場だけでつ。

すぐに実証発電設備で検証できるでつ。
三位一体の検証で高い信頼性を確立しているのが強み。
試験設備などをそろえるには多額の投資が必要な上、使いこなすまでにはかなりの時間を要するでつ。

計測ノウハウも必要で高砂工場には３０～４０年の経験を持つベテランも少なくないでつ。
中国や韓国メーカーが参入できない理由がここにあるでつ。

現在、力を入れているのが水素ガスタービンの開発。
既存の火力発電所を大規模に改修するのでは多額のコストがかかり、水素発電への転換が進まないでつ。
このため「燃焼器だけを交換する形にしているでつ。

現在は３つのタイプの燃焼器の開発を進めているでつ。
マグナム発電所に導入を目指しているのは「拡散燃焼方式」と呼ばれるタイプ。

水素と空気を別々に燃焼器内に噴射するこの方式は、窒素酸化物（ＮＯｘ）の発生が増え、
それを抑える対策が必要となるが、既に１００％水素だけで燃焼させる試験に成功しているでつ。

あらかじめ燃料と空気を混合して燃焼器に入れる「予混合燃焼方式」を採用すれば、ＮＯｘを低減できるでつが、
燃焼器内の火炎が投入される燃料を伝って逆戻りする「逆火」が起こりやすくなるでつ。
水素は燃焼速度が速く、燃焼器に水素を投入すると火炎の進む速度が空気の流体の速度よりも速くなるため。

逆火によって燃料を供給するノズルまで火が達してしまうと、ノズルが破損する恐れが高まるでつ。
このため、燃焼器内の燃料や空気の流れを変えるため、燃料を供給するノズルの形状を改良。
これによりノズルの中心部にできる流速の遅い部分を解消し、逆火を防止できるようになったでつ。

天然ガスに水素を３０％混焼するタイプではこの予混合燃焼器を採用。
１８年に燃焼試験を終えたこのタイプは７０万キロワット相当の出力に対応し、従来のコンバインドサイクル型の
ガス火力と比べ、発電時のＣＯ２排出量を約１０％削減できるでつ。

こうした環境性能が認められ、米国で水素ガスタービン２台の受注が決まっているでつ。
さらに現在、開発を進めているのが水素だけを燃料にできるタイプ。
数多くのノズルがついた「マルチクラスター型」で、それぞれのノズルの穴を小さくして安定的な燃焼を実現。

２０２５年３月に燃焼試験の完了を目指しているでつ。
水素ガスタービンへの関心は高まってて、数十件の話が来ているでつ。
商談件数は２０年１月に比べ、１０月には約３割増えたでつ。

石炭火力の転換を進める米国で需要が高く、欧州でも改造工事が多いでつ。
今後は日本や東南アジア、中東での需要増も見込んでいるでつ。

水素だけでなく、やはりＣＯ２を排出しないアンモニアを燃料としたガスタービンの開発にも着手したでつ。
火力発電の脱炭素化のトップランナーとしての地歩を固める構えでつ。

さらに、水素の製造や輸送・貯蔵、利用の技術を磨き、エコシステムの構築に取り組むでつ。
発電所から発生するＣＯ２を回収し、輸送・貯蔵、燃料に転換利用する事業の拡大も目指しているでつ。
原子力発電も脱炭素に貢献する技術と捉え、世界最高水準の次世代軽水炉の３０年代後半の投入を計画。

火力発電の脱炭素化と水素・ＣＯ２エコシステムの構築を同時並行で迅速に推進するでつ。
技術開発を強化し、世界の脱炭素化を後押しするでつ。

水素ガスタービンがこりから世界の主流になるでつ。
この技術だけは国産でやってほしいでつ。
技術の海外流出は避けてほしいでつ。

石炭火力を水素発電に変身させるでつ。

瀬戸内海に浮かぶ長島で、石炭火力発電を二酸化炭素をほとんど出さない水素発電に変えようとする
実証実験が最終段階に入ろうとしているでつ。
石炭火力への逆風が強まる中、同プロジェクトは2050年の目標「排出実質ゼロ」を大きく左右するとあって注目度は高い。

水素社会の実現に向け、石炭はCO2フリーの水素を作り出せる可能性を持っているでつ。
運転が休止している中国電力の大崎発電所の敷地を使うでつ。

経済産業省や新エネルギー・産業技術総合開発機構の補助金を受けて12年度から実験に取り組んでいるでつ。
通常の石炭火力は石炭を燃やして発生した熱で蒸気を発生させてタービンを回すでつ。
これに対し大崎クールジェンが取り組むのは石炭に酸素をふき込みながら蒸し焼きにしてガスをつくり、
ガスタービンを回したうえで廃熱で蒸気タービンも回す仕組み。
従来の石炭火力の発電効率は40%程度だが、46%まで上昇。CO2も15%削減できるでつ。

ただこれだけではCO2削減量は限られ、石油火力や液化天然ガス（LNG）火力に比べても排出量は多いでつ。
19年からの第2段階の実験ではこのプラントにCO2分離・回収設備を付け、ガスからCO2をあらかじめ取り除くようにしたでつ。
CO2除去後のガスは高濃度の水素。

90%のCO2の回収に成功し、基本性能はクリアした。今後発電効率やプラントの信頼性についてさらに検証を進めるでつ。
そして今、大崎クールジェンでは敷地の一角に大型の燃料電池を設置する工事が進みつつあるでつ。
22年2月から始まる第3段階の実験のもので、水素でガスタービンを回すだけでなく、燃料電池も動かす複合発電にして
発電効率をさらに高めようとするもの。
もちろん実際の商業運転でのハードルはなお高いでつ。

例えば回収したCO2は化学品や燃料などとして再利用するか地下に貯留するしかないが、いずれもまだ実験段階。
政府の「50年に温暖化ガス排出実質ゼロ」宣言に足並みをそろえ、50年の排出実質ゼロを掲げたでつ。
石炭火力への逆風のなか、2月に公表した排出ゼロへの工程表の中で、既存の発電所の水素発電への転換を打ち出したでつ。

26年度には長崎県の松島火力発電所での運転開始を予定。
ベースとなるのは大崎クールジェンで実験中の技術で、成否は目標を達成できるかどうかを大きく左右。
50年に生き残れるのはCO2フリーの火力。

この設備はそれを実現できるでつ。

次世代原子炉「高温ガス炉」で未来は変えるでつ。

化石燃料に代わる高温供給源として期待の次世代原子炉「高温ガス炉」。日本原子力研究開発機構は高温ガス炉の試験研究炉「
高温工学試験研究炉（ＨＴＴＲ）」（茨城県大洗町）を利用し、技術を蓄積しているでつ。



高温ガスの利用で発電や水素製造、海水の淡水化などを可能とするでつ。
二酸化炭素（ＣＯ２）削減効果もあり、２０５０年までに温室効果ガス排出実質ゼロを目指す
「カーボンニュートラル」実現への貢献が期待されるでつ。




高温ガス炉の最大の特徴はその安全性。
ＨＴＴＲは１６００度Ｃでも放射性物質を閉じ込められるセラミックス被覆燃料粒子をはじめ、
耐熱性や伝熱性が高い減速材の黒鉛、冷却材のヘリウムガスを使うでつ。

冷却機能を失っても燃料が溶け出さず、自然に冷える仕組み。
１１年の東日本大震災に伴う東京電力福島第一原子力発電所の事故で、
軽水炉のリスクが認識されるようになったでつ。

高温ガス炉は福島第一原発のような事故を起こすことはないでつ。

また、ＨＴＴＲは９５０度Ｃと高温の熱が利用できるため、多くの産業や生活分野で活用が期待されるでつ。
例えば熱化学法を利用することで、９５０度Ｃのヘリウムガスで水を分解し水素を製造できるでつ。
化石燃料を使わないため、ＣＯ２の排出量を減らせるでつ。

１９年の運転では１時間当たり３０リットルの水素を１５０時間連続製造できたでつ。
大量製造した水素を製鉄にも使えるでつ。
さらに熱効率の高さも大きなメリット。

軽水炉で得られるガスの温度は３００度Ｃ程度でタービンによる発電の熱効率は３５％。
一方、９５０度Ｃのヘリウムガスでタービンを駆動すれば熱効率は５０％まで向上できるでつ。
ＨＴＴＲは０４年、９５０度Ｃの熱の取り出しに世界で初成功。

その後、東日本大震災での運転停止を経て、従来基準の約３倍の地震動に耐えられる政府の新規制基準をクリア。
現在は２１年７月の運転再開を目指して準備中。
運転再開後、安全性の実証実験を２２年１月にも開始。

ＨＴＴＲにガスタービン発電施設と水素製造施設をつなぎ、コージェネレーション熱利用技術を３０年に実証する予定。
高温ガス炉は世界中で導入が検討されているでつが、稼働しているのは日本と中国のみ。
中国は高温ガス炉の実証炉を２１年中に稼働し、発電する見込み。

一方、日本政府は２０年１２月に策定したグリーン成長戦略の中で、高温ガス炉を含む次世代原子炉の研究開発を
重要な柱に位置付けたでつ。

さらに原子力機構とポーランド国立原子力研究センターが研究協力し、ポーランドで高温ガス炉の研究炉の２５年以降運転開始を目指すなど、
ＨＴＴＲで培った知見を海外で生かそうとしているでつ。
脱炭素化に向けた動きが世界中で加速する中、日本で培った高温ガス炉の技術でどう貢献していくのか、政府の戦略が問われるでつ。

ガスタービンと原子炉をドッキングした技術。
こりを実現するのはいいけど、燃料の廃棄は考える必要があるでつなぁ～

水素で火力発電なり～

カーボンニュートラル（温暖化ガス排出量実質ゼロ）に貢献できるとして注目を集める水素技術。
2018年には天然ガスに30%の水素を混合して燃焼させる「予混合燃焼」（DLN）式のガスタービンを実用化し、実圧燃焼試験を完了。

25年には水素だけを燃焼させる「水素専焼ガスタービン」の実用化を目指すでつ。
第二T地点は、次世代高効率ガスタービンと、新開発の高効率蒸気タービンを組み合わせた、出力56.6万キロワットの
最新鋭ガスタービン・コンバインド・サイクル（GTCC）発電設備。




周辺地域の電力網に接続して実際の火力発電所と同様に運用しつつ、長期的な信頼性を検証しているでつ。
GTCCとは、ガスタービンで発電した上で、その排熱を利用した蒸気で蒸気タービンを回して二重に発電する、高効率の発電システムでつ。
第二T地点に設定されたGTCCの発電効率は64%。

GTCCの発電効率としては世界トップクラスでつ。
水素やアンモニアなどを燃焼させて発電する「カーボンフリー発電システム」のラインアップの拡充を進めているでつ。

特に注力しているのが、水素ガスタービンの開発。




既に実用化が進んでいる天然ガスを使用するGTCC発電は、二酸化炭素（CO2）の排出量を石炭火力発電に比べて半分以下にできるでつ。
とはいえ、CO2を排出するのに変わりはないでつ。
その点、水素発電ならCO2排出をゼロにできるでつ。

加えて、市場規模も大きいと予想されるでつ。
将来的には風力や太陽光などの再生エネルギーがもっと普及すると想定してるでつ。
だけど、再エネは偏在している上に変動電源。

再エネを直接使うのには限界があり、貯蔵と輸送ができる水素のニーズが高まるのは間違いないでつ。
大がかりな改修なしに既存の天然ガスタービン設備を流用できるのも、水素ガスタービンの利点。
燃料が天然ガスでも水素ガスでも、高圧の空気を送り込む点や、タービンを回して発電する点は変わらないでつ。

燃料が変わるため燃焼器や配管など交換は必要でつが、原則として、既存の天然ガスタービンの燃焼器を
水素ガスタービン用のそれに交換するだけでつ。

発電設備の大規模な改修が不要なので、低コストで水素ガスタービンに変換できるでつ。
燃焼器はもともとメンテナンスのために分離できる設計になっているので、交換は難しい作業ではないでつ。
燃焼器の交換による水素ガスタービンへの変換は、現実的な解でつ。

現時点で開発が完了しているのは、天然ガスが70%、水素が30%の水素混合天然ガスを用いる「混焼タイプ」。
水素100%で発電できる「専焼タイプ」の水素ガスタービンは現在開発中で、開発の完了時期は23年以降になると見込んでいるでつ。

混焼タイプでは、燃料と空気をあらかじめ混合して燃焼器内に投入する「予混合燃焼」方式を採用。
水素の燃焼による窒素酸化物（NOx）の排出を既存の天然ガス火力発電と同レベルに抑制し、
70万キロワット相当の出力に対応させ、天然ガス発電に比べて約10%のCO2の排出量削減に成功しているでつ。

水素を燃料とする際、最も大きな壁が「フラッシュバック」。
これは燃焼器の中で発生した火炎の燃焼速度が、燃焼器内の空気の流速より速くなり、投入される燃料を伝わって逆流する現象。
水素は燃焼性が高くフラッシュバックが起こりやすいでつ。

旋回流を利用して燃料と空気を予混合する混焼タイプは、旋回流の中心付近の低流速部分を火炎が逆流するリスクが高いでつ。
逆流した火炎の熱で部品が焼損する危険性があるので、回避しなければならないでつ。
そこで、混焼タイプでは燃料供給ノズルを改良して旋回中心に空気を供給。

低流速領域の発生を解消して火炎の逆流防止を実現。
専焼タイプでは、混焼タイプより燃料供給ノズルが多いマルチクラスター燃焼器を採用し、燃料と空気を混ぜる領域を短くして、
逆流するいとまを与えずに火炎を外に出すようにしたでつ。

既に専焼燃焼器のモデルバーナーで燃焼特性を確認してて、フラッシュバックのない安定燃焼に成功。
現在、25年3月の工場実圧試験の完了を目標に技術開発を進めているところでつ。
石炭から天然ガスに変えるだけでCO2排出量は65%程度減るので、それだけでも大きなインパクトがあるでつ。

その後、50年に向けて水素に変換していくという流れになるでつ。
先進国では既に、米国や英国、オランダ、オーストラリアなどで水素ガスタービン受注につながる
プロジェクトが動いているでつ。

例えば、オランダのマグナム発電所では、27年に3系列のうち1系列を天然ガスタービンから
水素ガスタービンへ転換するプロジェクトに参画。

英国のソルトエンド発電所でも、天然ガスから水素に転換する技術検討を実施。
26年の運用開始を目指しているでつ。

自然界に存在しない水素ガスは、製造に大量の1次エネルギーを消費するでつ。
しかも水素をパイプラインで輸送、貯蔵もできる欧州などと違って、日本は水素の輸送と
貯蔵のコストが高いでつ。

まだ需要が安定していないので、水素の価格も安定しないでつ。
水素ガスタービンのニーズは、市場の動きと技術革新がそろった段階で初めて本格化するでつ。

3月1日にはアンモニアを燃料として100%直接利用する4万キロワット級ガスタービンシステムの
開発に着手したと発表。

25年以降の実用化を目指す。
実用化すれば4万キロワット級の出力規模のガスタービンシステムでは世界初。

加速するカーボンニュートラルの流れの中で、ビジネスチャンスをつかむためにさらなるメニューの拡充を図るでつ。

再生可能エネルギーとガスタービン

2020年11月、GEはエネルギーの未来をテーマにしたホワイトペーパーを発表。
世界の脱炭素化に重要な役割を担う電力部門にフォーカスし、現状のペースと進め方では
適切に対処できないと強く警鐘を鳴らしたでつ。

ホワイトペーパーで論じた課題と選択すべきアプローチ、低炭素化への道筋があるでつ。
脱炭素化に向けた主力電源は再生可能エネルギーでつ。

日本が2050年までに温室効果ガスの実質排出ゼロを表明し、米国もパリ協定に復帰したでつ。
両国をはじめ世界の足並みがそろった今、脱炭素化は達成が望まれる将来目標ではなく、
必ず達成しなければならない現実課題となったでつ。

特に重要なのが電力部門だ。世界のCO2排出量に占める割合は41％に達し、気候変動の進行を
抑制する重要な役割と責任を担うでつ。
再生可能エネルギーが電源の柱になるのは間違いないでつ。

世界の設備容量は2000年の風力約17GW、太陽光約１GWから2019年はともに約650GWに増大。
IEAの予測では、風力、太陽光のみで脱炭素化を進めるなら、今後20年間に追加される設備容量の
74％を両者で賄う必要があるでつ。

一方、電力需要も増加していく。電気自動車、電気式ヒートポンプ（エアコン、冷蔵庫、給湯器などで使用）、
IH調理器などの普及により今後20年で50％増加し、その結果、風力、太陽光が増加してもその電源構成に占める
割合は28％にとどまるとIEA予測してるでつ。

風力や太陽光の発電量は気象条件により変動することも忘れてはならないでつ。
ホワイトペーパーの作成者も再生可能エネルギーは素晴らしいものでつが、常に利用可能ではないという点が
課題と指摘するでつ

脱炭素化を進めながら、消費者が必要とする時に電力を確実に供給するためには再生可能エネルギーだけに
依存することはできないでつ。
他の電源とのエネルギーミックスを進める必要があるでつ。

2015年にパリで開かれた国連気候変動枠組条約締約国会議で合意、2016年11月に発効。
2030年までに世界の平均気温上昇を産業革命以前に比べて２℃未満に抑えるため、
約180カ国が削減目標を定めて低炭素化に取り組むでつ日本の目標は2013年度比26％削減。

「再生可能エネルギー＋ガスタービン」が現実的な最適解でつ。
どのような電源と組み合わせるべきか。
条件としては低炭素、低コスト、安定性のほかに需要変動への高い追随性も求められるでつ。

石炭火力はこれら条件の多くを満たしてきたが脱炭素化の時代を迎えてその役割を終えたでつ。
代わって注目を集めるのがガスタービンでつ。

ガスタービンが有利な理由は、まず、燃焼時CO2排出量が石炭の半分以下となる天然ガスを使えることでつ。
天然ガスは資源が豊富で安価、発電施設構築の設備投資額も少なくて済むでつ。

また、柔軟な出力調整力を持ち、不安定な再生可能エネルギーの需給ギャップの平準化に貢献するでつ。
ガスタービンは送配電網の需給バランスをとる緩衝材のようなものと考えているでつ。

電力需要も再生可能エネルギーの供給量も変動するが、その間でガスタービンが常に増減のバランスを取り、
出力を数百MW単位で迅速に増減させることが可能。

さらに発電施設の設置面積も資本コストも小さいため、風力や太陽光と違って需要の大きい都市部でも
有効活用できるでつ。
相互に補完関係にある「再生可能エネルギー+ガスタービン」の組み合わせは脱炭素化に向けた
最強のカップルでつ。

組み合わせ次第でCO2削減ポテンシャルは最大80％
石炭火力を「再生可能エネルギー＋ガスタービン」に転換することで大きなCO2削減効果が得られることが
実証されているでつ。

2019年には米国で2007年のピーク時から33％減少、欧州全土でも2010年から28％減少したでつ。
この組み合わせによるCO2削減ポテンシャルは非常に高いでつ。

例えば、最先端のガスタービンと蒸気タービンを併用するコンバインドサイクル発電を採用すれば、
単独でも排出ガスを60％削減でき、さらに蓄電技術を組み合わせると最大80％削減可能でつ。
蓄電池のコストは低下しており、日内利用（1日８時間以内の充放電）なら採算がとれる水準に達しているでつ。

GEの輸送コンテナ型蓄電池は風力発電所などの付近に設置可能で、数時間の短期的な需給変動を調整し、
送配電網の安定性の確保に貢献するでつ。

削減できずに残されたCO2については回収、隔離、貯蔵、利活用などの技術で適切に対処できるでつ。
この分野でもGEは豊かな知見を持ち、日本の様々な事業者に提供できるでつ。

さらに水素ガスを活用、混焼から専焼でほぼ100％削減へ
次世代燃料として注目を集める水素。ガスタービンで水素専焼が可能になればさらなる低炭素発電が実現するでつ。

水素活用を阻んできた理由のひとつが天然ガスの10倍とされる燃えやすさ。
タービン内で逆火を引き起こす可能性があり、GEはこの課題に立ち向かい水素活用に挑んできたでつ。

これまで工場からの廃水素ガスを燃料の一部に使い、GE製ガスタービン75基以上で合計600万時間以上の運転実績があり、
これは今、活用できる技術と断言できるでつ。

水素の混合比率を高めるために燃焼システム「DLN2.6e」を開発しすでに大型タービンでも水素混焼50％を達成、
現在も技術革新を続けているでつ。

こうした技術を生かして米国初の水素燃料専用発電所「ロングリッジ・エナジーセンター」プロジェクトに参画し、
2030年までに水素専焼による低炭素発電の実現を目指すでつ。

水素には燃料として使うための高純度化に高いコストがかかるという課題もあるでつ。
水素の安定確保に向け、GEは再生可能エネルギーを使った水の電気分解で製造する「グリーン水素」にも注力。

この技術はエネルギー貯蔵の仕組みとしても有効で、再生可能エネルギーを水素のかたちで貯蔵しておけば必要な時に
ガスタービンで使用することが可能になるでつ。

現状ではまだ高コストだが、風力や太陽光の業界が集中的な政策と優遇措置で成長したように、
今後は水素の供給量と廉価性も大幅に高まると期待。

低炭素発電の実現へ、ガスタービンがカギ
発電燃料は石炭から天然ガスへ、そして水素も加わるでつ。
この流れの鍵となるのがガスタービンに他ならないでつ。

もし今、ガスタービン火力発電所の建設を決定しても、設備寿命期間を通じて当初の炭素排出量が固定化されるわけではなく、
水素の活用や炭素回収技術を通じて段階的に低炭素発電を目指していけるでつ。
水素への移行に際しても、ガスタービンなどにわずかの変更を加えるだけで容易に対応できることを付け加えておきたいでつ。

ガスタービンは、ガス発電の特徴である幅広い燃料への対応や負荷追随性を考えると、今後も主要技術の一つとして重要な役割が
期待されるでつ。

電力部門が気候変動と闘うためには、再生可能エネルギーとガスタービンによるエネルギーミックスへと速やかかつ大規模な変更を
行うことが必要。

そのためには政策や規制枠組み、関連する幅広い分野の事業者の力を結集したオールジャパンの体制構築と、
米国をはじめとする世界各国の政府、事業者との連携も必要になってくるでつ。

いよいよ日本でも千葉・秋田県沖でかつてない規模の洋上風力発電の事業化が始まるが、残された時間は少ないでつ。
脱炭素化に向けた長期的な目標や野心を持つことは良いことでつが、砂時計の砂がすべて落ちる前にチャンスを生かさなければ
ならないでつ。

2050年における脱炭素の道筋を考えるだけでなく、今年、来年、またその翌年と、1年ごとに最大の削減を図るにはどうすれば
良いかを考える必要があるでつ。
現在手に入る手段で何ができるか、まずそこから考える時でつ。

ラストチャンスを生かした2050年脱炭素化の表明
GEホワイトペーパーは日本のエネルギー政策研究者にもインパクトを与えているでつ。

エネルギー転換に向けた規制改革を提唱するでつ。
GEホワイトペーパーを大変興味深い。

気候変動の進行を速やかに抑制するため、再生可能エネルギーを中心にして電力システムを変革する長期的な視座を持ち、
当面は石炭の代替燃料として天然ガスを補完的に使いながら再生可能エネルギーを拡大し、さらに水素やCCS（炭素回収・隔離）技術も
活用しトータルで脱炭素化を実現すべき。

このアプローチは重要かつ極めて現実的な選択肢と評価しているでつ。

GEホワイトペーパー発表直前の10月、日本政府も「2050年に温室効果ガスの実質排出量ゼロ」を打ち出したでつ。
すでに欧州や中国が積極的な脱炭素化目標を公表し、米国のパリ協定復帰も確実視された中での表明を、
日本の最後のチャンス、ここで表明しなければエネルギー、環境、経済に関わる政策に大きな影響が出ることは明らか。

遅れたとはいえ意義ある決断でつ。。
長期・短期アプローチの総合的、同時実践が必要
2050年の目標達成に向け、再生可能エネルギーの主力電源化が喫緊の重要課題となるでつ。

2012年のFIT（固定価格買取制度）開始から太陽光発電の導入が拡大したが、今後、規制緩和などにより洋上・陸上を含む風力の導入が
拡大すれば、太陽光とのバランスがとれて昼間だけでなく夜間も供給力が高まり、変動性が緩和されるメリットも生まれるでつ。

変動性とは風力、太陽光などの電源で昼夜や気象条件の違いにより出力変動が生じるでつ。
電力を安定供給するためにはつねに需給を一致させる必要があるでつ。

現状では変動性再生可能エネルギーは全電源の10％に満たずほぼ問題ないが、
主力電源化が進めばインフラを含め総合的な変動対策が必要になるでつ。

これから日本の電力システムは大きく変わっていくでつ。
目標年の2050年からバックキャストし、長期的、短期的なアプローチを組み合わせ総合的かつ同時に
実行していく必要があるでつ。

現在、改定の議論が行われている第６次エネルギー基本計画の内容が鍵を握るが、当面の対策として相対的に
クリーンな天然ガスを利用する高効率なガスタービンの需要は、調整電源としても続くでつ。

将来の水素活用まで視野に入れ、世界的実績のあるGEには日本の脱炭素化へ
の貢献を期待したいでつ。
2050年の目標達成へ、いよいよ日本も実践のステージに入るでつ。

ガスタービンは再生可能エネルギーには、欠かせないでつ。

「夢の燃料」水素

燃やしても二酸化炭素（CO2）が出ず「夢の燃料」と期待される水素。
燃焼した時のエネルギーが大きく、宇宙ロケットの燃料に使われるほか、
発電所などでも活用の研究が進むでつ。

水素のイロハは…
水素（H）は全宇宙の元素の9割以上を占め、最もありふれた物質。

地球上にも多く存在するでつ。

だけど、水素そのままではなく、酸素（O）と結びついた水（H2O）の状態であることがほとんど。
水素に火を近づけて燃やすと大きなエネルギーと水が生まれるでつ。
自然界では炭素（C）と結びついた炭化水素としても存在しているでつ。

燃料として広く使われるメタン（CH4）も炭化水素の一種だ。炭化水素は天然ガスや石油、石炭などに多く含まれているでつ。
メタンを燃やすときは、メタンのなかの炭素と水素が同時に燃えているでつ。
水素を語るには、まず燃料としてのライバルである炭素のことを語らなければならないでつ。

人類の歴史上、最も身近な燃料は炭素。
炭素を含む化合物のことを有機物というでつが、生物の体をつくるたんぱく質や炭水化物、脂肪は全て有機物。
つまり炭素を含むでつ。

動物や植物といった生物の遺骸が地中に閉じ込められ、そこに含まれる炭素は長い時間をかけて濃縮されていくでつ。
その結果生まれるのが天然ガスや石油、石炭というのが一般的な学説。
生物の体が地層内でおし固められたものを化石というでつが、化石が変化し石油などになるでつ。

だから「化石燃料」と総称されるでつ。
化石燃料は木材よりエネルギー効率が良く、18世紀から始まる産業革命を支えたでつ。
炭素は燃えるとCO2になる。大気中のCO2は地球表面から発せられる熱を吸収し、地球を温めてしまうでつ。

地球温暖化。
環境を激変させ、生物の生存を脅かす可能性もあるでつ。
CO2の排出を抑える手法は主に2つ。

1つは発生するCO2を大気中に逃がさないよう回収し、地中に埋めたり、炭酸ガスなどとして再利用したりするでつ。
もう1つはそもそもCO2が出ない燃料に変えるでつ。
そこで水素にスポットライトが当たったでつ。

水素は燃えても水しか排出しないでつ。
1キログラムあたりの発熱量は炭素が約8000キロカロリーなのに対し、水素は約3万キロカロリーと発熱効率もいいでつ。
水素が夢の燃料と呼ばれるゆえんでつ。

もっとも、燃料用としては主に宇宙ロケットにしか使われてこなかったでつ。
2002年にトヨタ自動車とホンダが水素を燃料とする燃料電池自動車（FCV）のリース販売を始めたでつが、
そこから20年を経てもFCVは広く普及しているとは言い難いでつ。

これにはいくつか理由があるでつ。
まず水素は常温ではかなり体積の大きいガスということ。
天然ガスの体積が標準状態で1キログラムあたり約1立方メートルなのに対し、水素は11立方メートルを超えるでつ。

ガスのままだと、エネルギー効率はあまりよくないでつ。
これに対する解決法が液体化。
水素はマイナス253度に冷やせば液体になり、体積は800分の1に圧縮されるでつ。

ただ極低温を維持し続けなければ一気に膨張し、事故につながる可能性があるでつ。
つまり水素は取り扱いが難しいでつ。

もう1つの課題は、現在主流の水素生成方法ではCO2が出てしまう点。
具体的には天然ガスなどの化石燃料が含む炭化水素に、水蒸気をぶつけてCO2と水素に分離するでつ。
水素は肥料として使われるアンモニアの原料になるため、世界中で地産地消されているでつ。

アンモニアの化学式はNH3で、水素に窒素（N）を反応させてつくるでつ。
つまりアンモニアをつくれる企業は水素もつくれるということでつが、一方でアンモニア産業から出る副産物の
CO2の量は多いでつ。

解決の糸口も見えてきているでつ。
FCVには燃料タンクにガスの水素が入っているでつが、充塡する場所である一部の水素ステーションでは液体の状態で
備蓄できるようになっているでつ。

これは水素を極低温に保つ技術が一般化してきたことを意味するでつ。
独ダイムラーは20年9月、燃料タンクそのものに液体水素を積むコンセプトトラックを発表。

水素生成の過程で排出するCO2を回収して地中に埋めたり、再利用したりする技術（CCUS）も研究が進むでつ。
化石燃料を原料とするが、CO2を回収してつくられた水素を「ブルー水素」と呼ぶ。国際エネルギー機関（IEA）によると、
天然ガスから水素を生産する場合のコストは欧州で1キログラムあたり1.73ドル。

CCUSを併用した場合は同2.32ドルだ。このコストをいかに抑えるかが今後の課題となるでつ。
水に電気を流して水素と酸素をつくる理科の実験をあるでつ。
その規模を大型化して水素をつくる手法も、欧州を中心に広がっているでつ。

風力や太陽光など再生可能エネルギー由来の電気を使ってつくられた水素は、生成過程も含めCO2を出さないため
「グリーン水素」と呼ばれるでつ。

水素関連技術の開発をけん引する欧州では、このグリーン水素が水素社会の本丸になると考え、欧州連合（EU）域内で
30年までにグリーン水素だけで年1000万トンの生産能力を導入する方針を打ち出しているでつ。
再生エネのコストが高い日本では、当面ブルー水素の研究が先行。

世界の水素需要は18年時点で約7000万トンと40年前の3倍以上に増えたでつ。
水素関連技術の開発競争は既に号砲が鳴っているでつ。
日本政府が掲げるカーボンゼロを達成するためにも、水素エネルギーの導入は必要な要素となるでつ。

水素ガスタービンの開発速度も上がっていくでつなぁ～

火力発電の救いの手はアンモニア

経済成長が続くアジアでは増大するエネルギー需要を満たす発電能力の増強が急務。
一方、成長センターといえども世界規模で加速する脱炭素のうねりから逃れることはできないでつ。
経済成長と脱炭素をどう両立するのか。

太陽光や風力など再生可能エネルギーですべてをまかなえないとすれば、既存の火力発電を
使い続ける方法を考える必要があるでつ。

インドネシア・ジャワ島で運営するパイトン石炭火力発電所はアジアで最初に実現した
独立系発電事業者（IPP）プロジェクトのひとつ。
1997年のアジア通貨危機を乗り越え、企業が新興国で発電所をつくり、運営するノウハウを確立したインフラビジネスの記念碑的存在でつ。

金融機関や投資家はESGの観点から、石炭や石油などの化石燃料を使う火力発電に厳しい目を向けるでつ。
日本企業も石炭火力からの撤退や保有資産の売却を迫られているでつ。

アジアの電源構成に占める火力発電の比率は7割を超え、日本と同様に火力発電への依存度が高いでつ。
国際エネルギー機関（IEA）によれば、過去20年間に建設された石炭火力の9割はアジア。
石炭火力設備は50年単位で使うでつ。

米欧は高い温暖化ガスの排出源が固定化されると懸念を示すでつ。

アジアのエネルギー事情は、脱石炭だけでなく、今後は脱天然ガスの動きも進む可能性があるでつ。
アジア各国は経済成長を最優先するこれまでの電力政策から、環境保護の優先や、成長と環境の両立を
追求する政策との間で揺れ動くでつ。

ただし、アジアの再生可能エネルギーの導入余地は限定的で、太陽光、風力、地熱だけでは電源構成の3割程度が限界。
環境省が昨年まとめた「石炭火力発電輸出ファクト集2020」によれば、発電コストが一定以下となる太陽光発電の
導入余地はベトナムで28億キロワット、タイで195億キロワットという大きな数字が示されているでつ。

ただし、ベトナムは国土の4分の1、タイは6割の土地に太陽光パネルを敷きつめる前提での試算。
現実には森林が多く、人口密集度の高いアジアでは、メガソーラーの設置場所が限られるとの指摘もあるでつ。
環境省の資料でもアジアには風力発電の適地が少ないでつ。

一方、各国が再生エネ導入を急いでも、インドでは石炭火力が26年度までに日本の既存容量に
ほぼ相当する4600万キロワット分が増えるでつ。
インドネシアは28年までに2倍に、ベトナムは30年までに2倍以上に増えるでつ。

火力発電を短期間で再生エネに転換するには限界があるでつ。
原子力発電を導入するか、今の火力発電を使い続ける方法を探らねばならないでつ。

日本は昨年末にまとめた「グリーン成長戦略」で、燃焼させても二酸化炭素を出さない水素やアンモニアの
普及を重点分野に位置づけたでつ。
特にアンモニア燃料は石炭火力発電所の燃料に混ぜるなどの利用から始め、50年に3000万トンの消費を掲げるでつ。

アンモニアの世界貿易量は足元で2000万トン。
発電への本格利用には大量のアンモニアを安価で安定的に調達する体制が必要。

生産には太陽光や風力などの再生エネを使った水の電気分解により水素を取り出すか、
石炭や天然ガスから水素を取り出し、残る二酸化炭素（CO2）を集めて地中に埋めるなど処理が必要となるでつ。

広大な土地があり、豊かな太陽光や風力が見込める場所か、天然ガスや石炭が大量に埋蔵されている場所が生産地の候補。
オーストラリアや中東、東南アジアなどでアンモニア燃料を生産・輸出する計画が進んでいるでつ。

これらの活用はアジアにとっても有効な脱炭素の手段だ。石炭火力に混ぜて使うことから始め、
将来はアンモニア100%に切り替えることができれば、耐用年数が残る既存設備の継続利用が可能。
日本政府は長期的に世界全体で1億トンを流通させる絵を描くでつ。

化石燃料を脱炭素化して使うサプライチェーンを、エネルギー消費国と資源国が連携して作り上げることが
できるかどうかが突破口になるでつ。

電力各社は慌ててLNGの調達に走ったものの、日本への到着には2カ月かかるでつ。
生産国のトラブルも重なり、アジア各国との間で奪い合いとなった結果、
スポット価格が100万BTU（英国熱量単位）あたり30ドルという前例のない高値に跳ね上がったでつ。

日本のエネルギー戦略の長期指針である「エネルギー基本計画」は、30年時点のLNGを含む、
火力発電の比率を56%と定めているでつ。
だけど、19年は火力全体で76%と目標を大幅に上回っているでつ。

30年に22～24%とする再生可能エネルギーが目標に近づく一方、20～22%とする原子力発電所の再稼働が
進まず6%にとどまるでつ。
稼働率の低い老朽石油火力の廃止も、LNG火力へ集中させる要因。

2月には米テキサス州でも寒波のために天然ガス輸送用のパイプラインが凍結し、主力のガス火力発電所が止まるなどの
理由で大停電が起きたでつ。
日米で起きた電力危機は電源燃料の安定確保の重要性と、特定の電源に頼ることのリスクを改めて突きつけたでつ。

日本は50年に温暖化ガスの排出を実質ゼロすると表明済み。
実現するには、最大の排出源である火力発電からの排出をゼロにすることは絶対条件。

そのためにはまず、再生エネを最大限伸ばし火力比率を引き下げる必要があるでつ。
その先、すべてを再生エネへ置き換えることが無理だと分かったら、どうするか。

原発もCO2を出さないが、国民の信頼回復は進まないでつ。
水素やアンモニア燃料など、温暖化対策を講じたうえで化石燃料を使い続ける方策を
今から探っていぁまいといけないでつ。

次世代のエネルギー対策…
なかなか進まないでつが、インフラのチェンジはなかなか難しいでつ。

進歩は…

大型のガスタービンの開発は、２０１０年代は停滞気味。
新しい形式のガスタービンは出てきてないでつ。

地球温暖化の影響が大きい…
そりと…
分散化とエネルギーの多様化もあるでつ。

高温化による大型化より中型で高効率の物が要求されていること。
そいと…
水素タービンでつなぁ～

IHIさんが開発しているアンモニアタービンも有効でつ。
２０２０年代のガスタービンのあり方…
存在感と立ち位置は、再生エネルギーの活用とクリーンなエネルギーだなぁ～

廃棄物や下水汚泥での低カロリーでも安定と高効率も課題だなぁ～

次世代エネに投資

2021年度から3年間の中期経営計画を発表。
ジェット旅客機事業は「開発活動をいったん立ち止まる」との表現で事実上の凍結を公表。
開発費は過去3年間の約20分の1にあたる200億円に減らし、次世代エネルギーなどに投資。

開発はやめないが、量産などの事業化については事実上凍結する方針を示した格好になるでつ。
今回の中計は航空や火力設備などを手がける事業所出身のカラーが強かったが中計は2つの
要素で縦割りにとらわれないでつ。

その1つが、売上高4兆円を達成するため示した成長分野。
ガスタービンの高度化など脱炭素技術の開発を拡大し、航空などに投じてきた開発投資の
大半をエネルギー分野などに振り向けるでつ。

エネルギー関連や物流自動化などを「成長領域」と位置づけるでつ。
これら分野への投資も過去3年間の2倍にあたる1800億円に増やすでつ。

主力のガスタービンを例に取れば現在は天然ガスを使うが、水素を混焼すれば二酸化炭素の
排出量を大幅に減らせるでつ。
将来は水素だけで燃やすタービンの実用化を目指すでつ。

グループ会社で手がけるCO2回収技術も柱の1つで、グループが総合的に持つ技術を横断で
活用し、50年にカーボンニュートラルを目指すでつ。

2つ目はソフト戦略。
ガスタービンなどの事業で取り組むデータ活用や人工知能の高度化など、
デジタルトランスフォーメーション（DX）戦略を進めるでつ。

こうしたソフト戦略は収益化に時間がかかるでつ。
欧米の重工大手は脱・炭素を見据えて火力発電などの構造改革に着手し、ソフト戦略で先行。
独シーメンスは火力発電機器部門の需要縮小を見据え、電力やエネルギー部門を切り出したでつ。

米GEもソフト戦略に大きくカジを切っているでつ。
設備依存が強く、デジタル戦略では世界大手への遅れが目立つでつ。

新たな中計には将来の技術開発へのテーマや文言が多く並んだが、中長期で稼ぎ頭になるか
どうかは未知数。
中計の3年間で終わるわけではない将来的な稼ぎの種にする姿勢を強調。

航空需要の回復が見通せない中で、スペースジェット事業の存廃の決断は先送りしたままの
中計発表となったでつ。

本当に成長領域を芽吹かせたいのならば、不振の航空機分野についても思い切った合理化が
必要になるでつ。

悩める巨人でつなぁ～

世界初，カーボンニュートラルな「ブルーアンモニア」を利用する混焼試験を実施

一般財団法人日本エネルギー経済研究所（以下「IEEJ」）とサウジアラビアン・オイル・カンパニー（以下「サウジアラムコ」）が進める，ブルーアンモニアのサプライチェーン実証試験に協力。
このブルーアンモニアの一部を，2,000kW級ガスタービンの燃料として利用する混焼試験を，横浜事業所（神奈川県横浜市）で開始してるでつ。

このブルーアンモニアは，天然ガスからアンモニアを製造する際，排出されるCO₂を分離回収して，EOR（石油増進回収）やCCU（CO₂回収貯留）に利用することから，
カーボンニュートラルな燃料として，「ブルー」アンモニアと呼ばれているでつ。
国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）からの委託事業で，ガスタービンと石炭火力用バーナにおいて，アンモニア混焼技術の高度化に関する研究開発を実施。

ガスタービンでは，熱量比率50%以上のアンモニア混焼を目指し開発を行っているでつ。
天然ガスとアンモニアの混焼試験で，ブルーアンモニアの使用を開始。

また，石炭火力用ボイラでは，兵庫県相生市内の大容量燃焼試験設備における微粉炭とアンモニアの混焼試験にて，ブルーアンモニアを使用。
これらは，ブルーアンモニアを用いた世界初の混焼試験。

アンモニアは，発電等に直接利用が可能であり，燃焼時にCO₂を出さない燃料として，温室効果ガスの排出量削減に大きな利点があると期待。
また，すでに肥料・工業原料に広く使用されており，供給インフラに技術的な問題がないことから，早期に社会実装が可能と考えられているでつ。

CO₂を排出しない燃料としてのアンモニアの社会実装は，燃料の製造側と利用側がともに取り組むことで実現。
今回の試験は，製造側と利用側を繋げる重要な一歩。

今後ともアンモニアのエネルギー利用による脱CO₂への貢献を目指し，技術開発を進めるでつ。
温暖化ガスを出さないエネルギー利用がすすんでるでつ。

欧州向けで海外初のSOFC（固体酸化物形燃料電池）「MEGAMIE」を受注

ドイツのエッセン市（Essen、ノルトライン＝ヴェストファーレン州）に拠点を置くガス・熱研究所（GWI：Gas- und Wärme-Institut Essen, e.V.）向けに、
欧州初となるSOFC（Solid Oxide Fuel Cell: 固体酸化物形燃料電池）「MEGAMIE」を受注。
本設備は2022年3月までに稼働を開始する予定。

天然ガスからバイオガス、水素まで、さまざまな燃料に柔軟に対応できるハイブリッド型SOFCの運用性や、水素を燃料ガスとして混合利用することなどについて、
実環境下での研究が行われるでつ。

燃料電池は水素のほか、天然ガスやバイオガスなど、環境負荷の少ないさまざまな燃料に対応できるのが特長。
稼働するシステムは、電力や熱を供給するだけでなく、既存の電力網から独立した分散型電源としても運用。
周辺のオフィスや住宅にもエネルギーを供給できるようにするでつ。

本案件は、製造業のデジタル化によるエコシステムの構築を目指すドイツの国家プロジェクトであるインダストリー4.0（第4次産業革命の意）を踏まえた、
ノルトライン＝ヴェストファーレン州（NRW）版研究プロジェクト「KWK.NRW 4.0」の一環で、同州および欧州地域開発基金（ERDF：European Regional Development Fund）による資金提供を受け、
SOFCが採用されたものでつ。

この高効率システムは、電気や熱を供給するだけでなく、既存の電力網から独立した分散型電源として利用することもでき、大規模なオフィスビルや病院、約300戸の住宅に
電気と熱を供給する能力があるでつ。
また天然ガス、バイオガスに加え、電気の脱炭素化に寄与する水素を利用することもできるでつ。

さらに小型であるという特徴から、既存の電力・熱供給システムへ最適に組み込むことができるでつ。

SOFCシステムは日本国内ですでに9基の導入実績があることも採用に向けたプラス要因。
今回、海外初の受注へとつながったでつ。

GWIでは、部分負荷運転や水素混合燃料ガスによる柔軟で持続可能な運転が確認される予定。
再生可能エネルギーの割合が高いエネルギーシステムでは、日照や風況により発電量が左右されるため、
環境に配慮した方法で、確実かつ迅速に電気と熱を供給できる発電所が不可欠。

持続可能な脱炭素社会の実現に向けて走りだしてるでつ。
欧州では水素などを活用した次世代エネルギーシステムの導入が進むでつ。

水素を使ったガスタービンなど、次世代エネルギーの活用を見据えた設備の開発進めていかないと
いけないでつ。

世界初、ドライ低NOx水素専焼ガスタービンの技術実証試験に成功

アメリカで水素タービンコンバインドサイクルの受注があって、先行したかと思ったでつが…




日本でも画期的な試験に成功したでつ。
「水素社会構築技術開発事業」において、「マイクロミックス燃焼」技術を活用したドライ低NOx水素専焼ガスタービンの技術実証試験を5月に開始し、これに世界で初めて成功したでつ。
ドライ燃焼方式は従来式よりも発電効率が高く、NOx排出量も低減することができるでつ。

本水素ガスタービンから発生した熱と電気を近隣施設に供給するシステムの技術実証についても今秋から神戸市ポートアイランドで開始する計画。




ドライ燃焼方式による水素発電の安定運用、および発電効率や環境負荷低減効果などの性能を検証していくでつ。

水素は、ガスタービンによる発電や燃料電池自動車などさまざまな用途での利用が可能で、エネルギーとして利用する際にCO2を排出しない特性があるため、究極のクリーンエネルギーとして
将来の中心的な役割を担うことが期待されているでつ。

国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）は水素社会の実現に向けた取り組みの一環として「水素社会構築技術開発事業」を進めているでつ。
その中で、2017～2018年度にかけて、水素と天然ガスを併用する発電方式を水素発電導入期に需要が見込める技術と捉え、神戸市などの協力を得て、局所的な高温燃焼の発生によるNOx生成を抑制するため
「水噴射方式」を採用し、天然ガスと水素の混焼から水素専焼まで対応できる水素ガスタービンの実証試験を実施。

この実証を通して、世界で初めて神戸市ポートアイランドにおいて水素専焼による市街地への熱電併給も達成。
2019年度からは、ドライ低NOx水素専焼ガスタービンの技術開発を実施しており、今般、開発したドライ低NOx水素専焼ガスタービンの技術実証試験に世界で初めて成功したるでつ。
今回の新たな実証試験では、水素発電のさらなる発電効率の向上や環境負荷の低減（窒素酸化物（NOx）の排出量の削減）を目的として、ドライ燃焼方式による水素専焼発電の技術実証を行うでつ。

従来の水噴射方式では、NOx排出量を抑えるために火炎の高温部へ水をスプレー状に噴射していたるでつが、水の蒸発による発電効率の低下を伴うでつ。
ドライ燃焼方式は水噴射方式に比べて発電効率が高くNOx排出量も低減できる一方、燃焼速度が速い水素燃焼において火炎の逆流を抑えながらいかに燃焼を安定させるかが課題。

そこで、開発を進めてきた微小な水素火炎を用いた燃焼技術「マイクロミックス燃焼」を生かし、世界で初めてドライ低NOx水素専焼ガスタービンを開発し、2020年5月から神戸市ポートアイランドで技術実証試験を開始。
この水素ガスタービンと排熱回収ボイラを組み合わせたコージェネレーションシステムからは、約1,100kWの電力と、約2,800kWの熱エネルギーを蒸気または温水にて周辺の公共施設へ供給することができるでつ。





実証運転は2020年5月から2020年度末まで断続的に行い、ドライ燃焼方式による水素発電の安定運用および発電効率や環境負荷低減効果などの性能を検証する予定。
ガスタービンの技術実証と併せて、燃料となる「水素」と地域コミュニティーの近隣施設で利用する「熱」と「電気」を総合管理し、経済性や環境性の観点から最適制御するための
統合型エネルギーマネジメントシステムの実証も今秋から実施し、将来の事業性に対する評価を行うでつ。

また、-253℃（1気圧）の液化水素の冷熱を有効活用するシステムの研究も実施。
ガスタービンの運転のために必要な水素は液化水素を蒸発器で気化させて取り出するでつが、現状では、蒸発器から放出される冷熱のエネルギーを有効に利用できていないでつ。
また、ガスタービンは夏季など外気温が高くなると吸気温度も上がるため発電出力が低下してしまうでつ。

さらに、液化水素の蒸発器は外気との温度差により着霜してしまい、除霜のため運転停止が必要になるといった課題もあるでつ。
今回研究するシステムでは、液化水素を気化したときの冷熱を、ガスタービンの吸気の冷却に活用することで、電力需要の高い夏季における発電出力と発電効率が向上。

また、中間熱媒体（プロパンガスなど）を用いて液化水素から冷熱を取り出すことで蒸発器の着霜を回避でき、連続運転も可能となるでつ。
このシステムが将来的に実用化されると、液化水素の冷熱を無駄なく活用することができ、エネルギーマネジメントシステム全体の高効率化に貢献できるでつ。




水素のエネルギー利用の拡大による水素社会の実現に向けて、地域コミュニティーにおける効率的なエネルギー利用につながる新たなエネルギー供給システムの確立を目指し、本事業を着実に実施していきます。

実証事業の概要は、以下の通り。
　（1）事業名：水素社会構築技術開発事業／大規模水素エネルギー利用技術開発／ドライ低NOx水素専焼ガスタービン技術開発・実証事業
　（2）実施期間：2019年5月～2021年2月
　（3）開発内容：ⅰ）ドライ低NOx 水素専焼ガスタービンの運転実証
　　　　　　　　・ドライ燃焼方式水素ガスタービンの運転実証
　　　　　　　　・統合型エネルギーマネジメントシステムの実証
　　　　　　　ⅱ）冷熱活用システム検討


水素社会へ開発が進んでるでつなぁ～
やっぱり次世代のエネルギーの本命は、水素でつ。

第二T地点が完成したでつ。

高砂工場（兵庫県高砂市）構内に新たに建設した実証設備複合サイクル発電所第2号発電設備、通称：第二T地点が、
発電設備としての機能確認を全て完了したでつ。




7月1日より長期実証運転を開始したでつ。
第二T地点は、次世代高効率ガスタービンJAC形と、新開発の高効率蒸気タービンを組み合わせた、
出力56.6万kWの最新鋭ガスタービン・コンバインドサイクル（GTCC）発電設備。
本年4月2日付の定格運転状態（ガスタービン入口温度1,650℃、コンバインド出力56.6万kW）の到達。

その後も、発電プラントとしての運用に必要な試験・調整を続けてきたでつ。
JAC形ガスタービンの採用により、GTCCとしての発電効率は、世界最高クラスの64%に達するでつが、その根幹となるでつ。

新開発技術の検証のために、試運転中は、通常の計器による計測以外に、数千点にも及ぶ膨大な計測を追加しオンラインで監視、
評価を行うでつ

新開発技術の検証と発電プラントとしての機能確認が完了したことで次のステージとして、地域の電力網に接続された状態で、
実際の火力発電所と同じ運用を行いながら、長期的な信頼性検証を行っていくでつ。

今後の運転では、ガスタービンや蒸気タービンなどのハードウェアの検証に加えて、デジタルソリューション「MHPS-TOMONI®」に
搭載された各種アプリケーションを用いて、発電プラント運用の最適化についての検証も進め、将来的には、自動自立運転の
実現するでつ。

長期実証運転を開始した第二T地点を活用しながら、次世代技術の開発検証を加速し、高い信頼性で環境に
やさしいGTCC発電設備を世界に供給することで、世界の電力安定供給と低・脱炭素化社会の実現へ向けていくでつ。
さらに水素タービンの可能性も追求していくでつ。

水素間接冷却タービン発電機の高効率化と実機検証

水素間接冷却タービン発電機の大容量化と高効 率化を目指して，固定子（ステータ）コイル絶縁層の熱通過率を従来の約３倍に高めた高熱通過 絶縁システム HHTⓇといった要素技術の開発と並行して，標準化とラインアップ化を進めてきたでつ。

その中で高効率な発電機の実現に向けて，基本計画に多目的最適化技術を導入して発電機各 部の低損失化を図り，標準設計に反映。

その技術を部分適用した 500MVA 級発電機を設 計・製作し，工場回転試験にて実機検証を行った結果，仕様や規格の要求事項を満足するだけ でなく，力率 0.8（遅れ）の条件においても 99.14％という高効率を達成し，適用技術の有効性を確 認したでつ。





再生可能エネルギーの急速な拡大が見られる中，ガスタービン・コンバインドサイクル発電プラ ント（GTCC）をはじめとする火力発電における高効率化や低コスト化に対する要求は益々高まっ ているでつ。

その背景を受けて，MHPS ではおよそ 200MW から 800MW クラスまでの大型から中型の ガスタービン出力帯に適した水素間接冷却タービン発電機の開発を進めてきたでつ。

従来，大容 量の発電機に適用されてきた水直接冷却方式（固定子コイルの中空素線内に通水される純水で 直接冷却する方式）から，水素間接冷却方式（固定子コイル導体を覆っている絶縁層を介して， 周囲を流れる水素ガスにより間接的に冷却する方式）の拡大にあたり，キー技術となる高熱通過 絶縁システム HTⓇ（2）をはじめとする各種要素技術の開発と並行して，標準化とラインアップ化を 推進してきたでつ。

水素間接冷却タービン発電機の高効率化と標準化に向けた取り組みと，その技術 を部分適用した 500MVA 級発電機の設計と工場回転試験における実機検証結果について述べ るでつ。

水素間接冷却タービン発電機の大容量化技術の進歩により，およそ 250MVA から 900MVA クラスまで適用可能範囲を拡大しているでつ。

その広い容量範囲に対して，設計や製造の効 率化も考慮して，できるだけ少ない機種で効果的にカバーできるように，ラインアップ化の構想に 着手。

その結果，50Hz 地域用と 60Hz 地域用のそれぞれについて，数機種ずつをベースとすることで上記の容量範囲をカバーできる見込みを得て，それぞれの機種開発を進めるでつ。

ただし，どの機種についても統一化された設計コンセプトと設計手法により，設計時間の短縮 を図るとともに，重要な要素技術や高効率化技術などが漏れなく適用されるように配慮。

タービン発電機の高効率化にあたっては，各部の損失低減が不可欠。

発電機の損失と しては，機械損，鉄損，電機子銅損，界磁銅損，漂遊負荷損などの項目に大別されるでつが，それぞ れの損失は発電機の電磁気的特性や冷却，機械強度，電気絶縁といった重要な設計要素と密 接に関連しており，独立して低減を図ることができないものが多いでつ。

また，コストに関わる重量や材 料費，製造工数などにも直結しており，トレードオフの関係が生じるケースも多いでつ。

例えば，発電 機内の水素ガス圧力を低減することは機械損を低減するという面では有効であるでつが，一方，冷却 という観点では熱伝達率や熱容量の低下を招き，結果として発電機各部の温度上昇につながるでつ。

鉄損の低減のために高グレード電磁鋼板を適用したり，銅損の低減のためにコイル断面積を 増加したりする対策は，損失低減の面では有効であるでつが，重量やコストの増加を招く要因。

このように複雑に絡み合うトレードオフ関係の中で，大幅な高効率化を実現していくことは大き な課題。

このような背景から，水素間接冷却タービン発電機の標準化とラインアップ化を進めるにあた り，発電機特性と効率や冷却，機械強度などの技術評価に加えて，材料費や製造工数などのコ スト評価も同時に計算するプログラムを開発し，大規模なパラメータサーベイを実施するとともに， 遺伝的アルゴリズムと組み合わせた多目的最適化計算システムを構築。

図１に最適化計算の 一例として，効率とコストの関係を評価したものを示すでつ。




このシステム構築の結果として，基本計画 段階から図に示すような各仕様や性能とのトレードオフ関係の可視化や定量的評価が可能とな り，従来は実績や設計者のスキルに頼る面が強かった状態から，より合理的で客観的な最適設計 の選定プロセスへの移行が可能。

効率という面でも，局所最適に陥ることなく，全体最適 の視点から高効率な設計を選定できるようになり，大幅な高効率化への可能性を広げることがで きたでつ。

図２には標準化された水素間接冷却タービン発電機の構造を示すでつ。




構造面の特徴としては， 発電機の出力端子（高電圧ブッシング）は発電機フレーム上部に設置され，架台や建屋の高さ低 減や全体配置の最適化に寄与。

水素ガスを冷却するクーラについても発電機フレーム 上部に配置されるが，両者の配置を工夫することでコンパクトなフレーム構造を実現。

発電機フレーム両側の脚は取り外し可能な構造とし，特に幅方向の輸送制限が厳しい場合にも対 応できるように考慮。

両端の軸受をサポートするエンドブラケットについては，ガ スタービンや蒸気タービンにて使用実績のある低損失の直潤２パッド軸受を配置できるよう，組立 性も考慮して改良を加えているでつ。

回転子（ロータ）については，構造がシンプルなラジアルフロー方式（発電機ロータ内径側のサ ブスロットより吸気し，回転子コイル導体に設けられた通風穴に水素ガスを径方向に通風・排気す ることで直接冷却する方式）を採用。

また，ガスタービン起動時に発電機をモータとして起動 する SFC（Static Frequency Converter）運転に対応するため，起動時にロータに生じる高調波電 流を効果的に流すためのダンパ巻線を設けているでつ。

上記の基本方針をもとに標準化を進めているが，個別の案件における出力の違いや特殊な要求 事項にも対応できるように，各構造について固変分離分析を行い，変動部についてはその変更ル ールを定めることで，柔軟性や拡張性を保った構造設計を実現し，設計時間の短縮も図っているでつ。

500MVA 級水素間接冷却タービン発電機の設計と実機検証を行ったでつ。

この発電機の設計にあ たっては，開発中であったラインアップモデルではなく同容量帯の先行機をベースとして選定し， 上述した高効率化技術や標準化構造を部分的に適用し，その有効性を先行して検証するという方針をとったでつ。

表１に先行機と開発機との仕様比較を示すでつ。





基本的な仕様は酷似しているが，水素ガス圧力を大きく低減している点が特徴。
標準化構造を適用するにあたり，冷却や機械強度，振動などの詳細設計評価については，大 規模なネットワーク解析や三次元 FEM 解析を行ったでつ。

解析の一例として，固定子コイルエンド部 に生じる電磁力解析の例を図３に示すでつ。





さらに周波数応答解析と組み合わせて振動応答を評価 することで，固定子コイルエンド支持構造の適正化を図ったでつ。

当該発電機への特殊仕様の一つとして，発電所現地への輸送の際にシュナーベル貨車を用 いた内陸輸送の要求があったでつ。

シュナーベル貨車による輸送では，発電機フレーム自体が長大 な梁の一部として力を伝達する役割を担うため，フレーム上部と下部にはそれぞれ強大な圧縮力 と引張力が作用する状態となるでつ。

そのため，通常発電機として必要とされる定常運転時や事故時 のトルク，水圧試験時の内圧などに耐えるだけでなく，上記の力にも耐える構造とする必要があ り，図４に示すように強度解析を行い補強構造を採用したでつ。




工場での製作・組立を経て，工場回転試験にて実機検証を行ったでつ。

図５に試験時の組立状況 を示すでつ。




無負荷飽和特性や三相短絡特性といった基本的特性に加えて，各種リアクタンスや時 定数などの発電機パラメータについても実測を行い，仕様及び規格の要求を満足するだけでな く，計算予測精度の高さを確認。

高効率化技術の検証として，規格に定められた測定法に従って各種損失測定を行い，規約効 率の算定を行ったでつ。

図６に先行機との損失比較を示すでつ。




先行機に対して損失は約 88％に低減 し，効率としても先行機よりも 0.1 ポイント以上向上し，力率 0.8（遅れ）という条件にも関わらず， 99.14％という非常に高い効率を達成し，適用技術の有効性を確認。

効率についても設計値 と非常によく一致しており，ラインアップモデルでは一層の高効率を実現できる見込みを得たでつ。

その他の検証として，温度センサや振動センサを発電機内の各部に設置して，測定と健全性 の評価を行っているでつ。

評価の一例として，固定子コイル温度の評価例を図７に示すでつ。




図に示すよう に，設計値と実測値はよく一致しており，健全性とともに計算予測精度の高さも確認。

また， 標準化した構造各部の振動値についても，定格回転速度や定格電流の状態だけでなく，昇速中 や降速中の挙動も確認し，健全性を確認しているでつ。


水素間接冷却タービン発電機について，高効率化技術を反映した標準化を行ったでつ。

技術評価 とコスト評価を含めた多目的最適化計算システムを構築して，トレードオフ関係の可視化と定量的 評価を行うことで，合理的かつ客観的な最適設計の選定プロセスを実現。

その結果として，大 幅な高効率化が実現可能となったでつ。

また，構造面についても標準化を進め，主に大型・中型のガ スタービン用途への適合性を高めたでつ。

500MVA 級発電機について，高効率化技術の適用と工場回転試験における実機検証を行っ たでつ。

検証の結果として，仕様や規格の要求事項を満足するだけでなく，力率 0.8（遅れ）の条件においても 99.14％という高効率を達成し，適用技術の有効性と高い計算予測精度を確認。

今後は，高効率化された水素間接冷却タービン発電機の適用拡大を進め，発電プラントの性 能向上するでつ。

米国の発電事業者から水素だきガスタービンを初受注なり～

再生可能エネルギー由来の水素燃料利用も視野に米国ユタ州で水素だきの大型ガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電設備を
初めて受注。
最新鋭の「ＪＡＣ形」ガスタービンを中核とした８４万キロワット級の設備で、２０２５年に水素３０％の混焼で運転を開始。

４５年までに１００％での運転を目指すでつ。
水素は、ＭＨＰＳが参画する再生可能エネルギー由来の水素貯蔵プロジェクトから供給することも視野に入れているでつ。

今回受注したのはユタ州の独立系発電事業者（ＩＰＰ）インターマウンテン電力が計画する設備。
水素だきガスタービン技術を適用した「Ｍ５０１ＪＡＣ形」２基を中核に、ＧＴＣＣ設備を納入。

ガスタービン２基は高砂工場（兵庫県高砂市）から、蒸気タービンと発電機は日立工場（茨城県日立市）から供給。
あわせて２０年間の長期保守契約（ＬＴＳＡ）も締結。

発電所は、州都ソルトレークシティーの南西約１４０キロメートルに位置する石炭火力の更新に伴って建設。
設備はインターマウンテン電力が所有し、ロサンゼルス水道電力局が運営。
電力はカリフォルニア州とユタ州へ供給。

ユタ州では岩塩空洞の開発・運営を手掛けるマグナムデベロップメントが、岩塩坑に水素を貯蔵するプロジェクトを進めているでつ。
太陽光や風力による電力で水を電気分解し水素を製造・貯蔵する案件で、「先進的クリーンエネルギー貯蔵事業（ＡＣＥＳ）」と
呼ばれているでつ。

１９年にマグナムデベロップメントと提携し、再生可能エネ由来で世界最大級となる１００万キロワットのエネルギー貯蔵施設の
開発を目指すでつ。
将来的には、この設備から今回受注したＧＴＣＣへ水素を供給することも想定。

１９７０年代以降、水素を一部含む燃料を使用する約３０カ所の発電所にガスタービンを納めた実績と
大型ガスタービンについても燃焼器などを独自開発し、天然ガスに３０％の水素を混焼する技術を既に確立。




　
オランダでは、４４万キロワットのガスだきＧＴＣＣ発電所を２５年までに水素専焼へと転換するプロジェクトにも参画。

いよいよ水素社会へ発進したでつ