シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート） · 付属書シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート） a1-2

付属書シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート）

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目次

PART A

1. 技術移転

1.1 技術移転と人材育成の目的............................................................................. A1-1

1.1.1 技術移転の実施...................................................................................... A1-2

1.2 電力需要予測モデルの機能と手法................................................................. A1-2

2 電力需要予測手法の技術移転

2.1 セミナープログラムと参加者......................................................................... A2-1

2.2 セミナー形式とテキスト................................................................................. A2-1

2.3 テキストエネルギー需要予測モデル......................................................... A2-2

3. GDP ポテンシャルとエネルギー価格推定

3.1 セミナープログラムと参加者......................................................................... A3-1

3.2 セミナー形式とテキスト................................................................................. A3-1

3.3 テキスト Crude oil & Natural gas Marjket in long term................................. A3-2

4. 電源計画に関する技術移転

4.1 電源計画策定に係る技術移転......................................................................... A4-1-1

4.1.1 第 1 回カウンターパート研修................................................................... A4-1-1

(1)実施期間

(2)スケジュール

(3)参加者

(4)実施内容と結果

4.1.2 第 2 回カウンターパート研修................................................................... A4-1-5

(1)実施期間

(2)スケジュール

(3)参加者


4.2 テキスト Power Development Planning on Syria........................................... A4-4

4.3 テキスト Outline of Thermal Popwer Generation .......................................... A4-5

4.4 テキスト PDCA Cycle for Thermal Power Plant Operation &

Maintenance ................................................................................... A4-6

4.5 テキスト Management of Equipment Failure and Human Error .................... A4-7


ii

PART B

1. 火力発電所の基本設計

1.1 火力発電所の基本設計........................................................................................................B-1

1.2 コンバインドサイクル火力発電所の基本設計................................................................B-4

1.2.1 計画の概要.........................................................................................................B-4

1.2.2 発電設備の運用....................................................................................................B-5

1.2.3 発電設備制御概要.............................................................................................B-5

1.2.4 基本的技術課題の検討.....................................................................................B-6

1.2.5 ボトミングサイクルの最適化.........................................................................B-8

1.2.6 排気ガスダンパ設備.......................................................................................B-10

1.2.7 補助蒸気ボイラ...............................................................................................B-12

1.2.8 規格および基準.................................................................................................B-12

1.2.9 環境...................................................................................................................B-13

1.2.10 ガスタービン.................................................................................................B-13

1.2.11 HRSG..............................................................................................................B-14

1.2.12 蒸気タービン.................................................................................................B-14

1.2.13 燃料供給設備.................................................................................................B-14

1.2.14 水処理装置.....................................................................................................B-14

1.2.15 排水処理装置.................................................................................................B-15

1.2.16 消火設備.........................................................................................................B-15

1.2.17 電気設備...........................................................................................................B-16

1.2.18 発電設備保護と制御.......................................................................................B-18

1.2.19 土木および建築工事.....................................................................................B-20

1.2.20 建設費.............................................................................................................B-21

1.3 石炭火力発電所の基本計画.................................................................................................B-24


図リスト

図a-1 電力需要モデルの構造概要......................................................................................A1-1

図a-2 エネルギー需要予測モデルの構成..........................................................................A1-1

図b-1 検討フロー ................................................................................................................... B-1

図b-2 次期計画時優先実施項目 ........................................................................................... B-3

図b-3 コンバインドヒートバランス ................................................................................. B-23

表リスト

表a-1 電源開発計画研修 .....................................................................................................A1-1

表a-2 日程とセミナー内容 .................................................................................................A2-1

表a-3 参加者名簿表 .............................................................................................................A2-1

表a-4 セミナー内容表 .........................................................................................................A3-1

表a-5 参加者リスト .............................................................................................................A3-1

表b-1 検討結果と提言 ........................................................................................................... B-2

表b-2 起動時間スケジュール ............................................................................................... B-4

表b-3 起動回数 ....................................................................................................................... B-5

表b-4 振動管理値 ................................................................................................................... B-6

表b-5 ガスタービンモデル性能 ........................................................................................... B-7

表b-6 CCPPモデル性能 ......................................................................................................... B-8

表b-7 ボトミングサイクルの性能 ....................................................................................... B-9

表b-8 ボトミングサイクルの建設コスト ......................................................................... B-10

表b-9 大気汚染物質排出濃度の制限値 ............................................................................. B-13

表b-10 騒音基準 ................................................................................................................... B-13

表b-11 保護区域および消火設備 ....................................................................................... B-15

表b-12 発電機の仕様 ........................................................................................................... B-16

表b-13 変圧器の標準仕様 ................................................................................................... B-18

表b-14 発電機の保護回路 ................................................................................................... B-19

表b-15 建設費積算 ............................................................................................................... B-21

iii


A1-1

1. 技術移転

1.1 技術移転と人材育成の目的

調査団による電力系統策定後も、電源計画の変更、定期的な電力需要予測、電源・系

統計画のレビュー、見直しをシリア国側自らが行わなければならない。そのための技術

移転を限られた調査期間中に、いかに効果的に実施するかが重要であり、セミナー等を

通じて、戦略的な技術移転に取り組んだ。技術移転は、本調査業務の大きな課題の一つ

であり、特に今回の調査業務の中で行う電力・エネルギー需要予測手法と電源開発計画

に関しては、供給信頼度の考え方、電源の経済運用の考え方、電源計画手法などの基礎

的な技術は、今後、C/P 機関である PEEGT が、シリア国電力セクターの持続的な発展を

進めて行く上で欠くことのできない技術である。

したがって、これらの技術について、本調査終了後においても、C/P 機関が独自にこ

れを運用できるように技術移転することとする。

(1)電力・エネルギー需要予測手法

本プロジェクトでは、電力・エネルギー需要予測モデルを構築し、電源開発計画に

必要な電力の需要量を作成する。同時に発電に必要な一次エネルギーの供給に関し

て、発電量との整合性を確保する必要がある。これらの一連の作業に関して、PEEGT

を中心とした関連機関に技術移転を行う。

(2)電源開発計画手法

電源開発計画手法については、開発シナリオに基づく電源最適化と系統信頼性に関

する検討結果と併せて、需給運用シミュレーションプログラム（PDPAT II）を先

方 C/P 機関に移転し、それまでの検討に使用したデータを用いて、操作法の指導・

習熟訓練を行う。さらに、需給運用シミュレーションプログラムを活用した電源計

画の解析方法についても指導・訓練を行う。

具体的な実施項目を以下に示す。

表 a-1 電源開発計画研修

実施項目対象者具体的内容

第 1 回電源開発

計画研修

（国内開催）

C/P 機関関係者

4 名

電源開発計画の考え方・手法習得

供給信頼度の考え方

電源の経済運用の考え方

経済性評価手法

PDPAT II による実習

東京電力管内火力発電所見学

第 2 回電源開発

計画研修

（国内開催）

C/P 機関関係者

4 名（6 名に変更

された）

現地調査結果に基づくシリア国電

源開発計画案の作成および協議

シリア国電源多様化に向けた日本

の技術紹介

これまでの調査結果の説明及び検討内

容に関する協議


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1.1.1 技術移転の実施

(1)電源開発計画手法

第1回は7月16日(日)～7月31日(日)の期間、シリア国PEEGT計画局技術者4名を東京へ

招き、シュミレーションプログラムおよび国内発電設備、メーカーの視察を含め研修

を実施した。

第2回は11月13日(日)～11月27日(日)の期間、シリア国PEEGT計画局技術者6名を東京

へ招き、シュミレーションプログラムおよび国内発電設備、メーカーの視察を含め研

修を実施した。

(2)電力・エネルギー需要予測手法

第3回現地調査時の2011年9月20日(火)～9月22日(木)に、シリア国PEEGTの技術者6名

（シリア国治安状況悪化のためヨルダン・アンマン東電設計事務所で実施）に対して

今回のプロジェクト用に構築した電力・エネルギー需要開発プログラムのセミナーを

開催した。

1.2 電力需要予測モデルの機能と手法の構築

(1)電力需要予測モデルの必要機能

シリア国の今後の電力とエネルギー需要を予測するためには、これまでの電力とエネ

ルギー需要の推移ならびに現況を分析し構造的要因を把握する必要がる。エネルギー

需要は経済社会活動の結果そのものであることから、エネルギー需要の変化は経済発

展に伴う社会・経済・産業などの変遷を反映しているものと考えることができる。そ

のため、シリア国の社会経済活動と電力とエネルギー需要構造の現状を分析し、電力

需要予測モデルの構造を設計する。かつ、今回使用する電力需要予測モデルは、以下

の機能をもつ必要がある。

社会経済の変化とリンクした需要予測

エネルギー価格動向、省エネルギー政策などの影響を考慮した需要予測

セクター別（農業、工業、商業、公共、交通、家庭）の電力、最終エネルギー

需要が分析可能であること

国全体の電力、最終エネルギー、一次エネルギーの需要予測し、国際比較がで

きるモデルであること

(2)電力需要予測モデルの構造

需要予測は、セクターごとに電力と最終エネルギー需要を求め、その後、発電量・

電力用エネルギー消費量、一次エネルギー需要を求める。

モデル構築手法としては、計量経済モデル手法を使う。

下図は、電力とエネルギー需要予測モデルの構造概要図である。


図 a-1 電力需要モデルの構造概要

図 a-2 エネルギー需要予測モデルの構成

(3)エネルギー需要予測の手順

計算されるセクターは、電力部門、工業部門、商業サービス部門、公共部門、交通部門、

家庭部門である。予測の手順は以下のとおりである。

各セクターは GDP に対するエネルギー消費原単位（家庭部門は人口あたりエネ

ルギー消費量）を過去の推移から将来を推定する。

セクター別 GDP、電力化率、エネルギー価格の影響、エネルギー転換政策（エネ

ルギーのシェアー関数）、エネルギー管理制度導入効果を織り込んで、電力、化

石エネルギー別に需要を求める。

発電部門の発電計画を前提に発電用エネルギー消費を求める。

最終的に、セクター別電力需要、最終エネルギー需要、一次エネルギー別需要、

エネルギー原単位などが求められる。

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A2-1

2. 電力需要予測手法の技術移転

2.1 セミナープログラムと参加者

(1) 場所東電設計株式会社アンマン会議室

(2) 日時 2011 年 9 月 20 日~22 日

２日半の日程で以下の内容を説明した。講義内容としては３日間必要

であったが、全体の日程が詰まっている中での技術移転であったため、

２日半となった。

(3) 内容以下の表のとおりである。

表 a-2 日程とセミナー内容

月日時間講義内容 9 月 20 日 10:00~16:30 1. Growth rate, Intensity and Elasticity

2. Economic data analysis 3. Methods of energy demand forecasting

9 月 21 日 10:00~16:30 4. How to use Simple E 5. Energy Demand Forecasting Model on SEEX 6. Syria Demand Forecasting Model (Model structures)

9 月 22 日 9:30~11:30 7. Syria Economy and GDP potential 8. Power & Energy Demand Forecasts (Simulation Results)

(4) 参加者

表 a-3 参加者名簿

NO 氏名所属 1 Mr. Nabil Al Sharaa PEEGT Planning Director

2 Mr. Fawaz Al Dhaher PEEGT Deputy Manager of Dispatching Center 3 Mr. Sameer Ishak PEEGT Electric engineer, Planning Dept. 4 Mr. Adnan Al Hallaq PEEGT Power Plant, Construction Dept. 5 Ms. Mona Mtawej PEEGT Planning Dept 6 Ms. Fatima Hamza PEEGT Electric Engineer, Planning Dept

2.2 セミナー形式

各自にパソコンを配布し、テキストに沿って以下の内容を実習形式で説明した。

テキストの内容は次のとおりである。


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付属書

シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート）

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3. GDP ポテンシャルとエネルギー価格推定

3.1 セミナープログラムと参加者

(1) 場所 JICA トレニングセンター会議室

(2) 日時 2011 年 11 月 24 日 13:30－16:00 開催

(3) 内容以下の表のとおりである。

表 a-4 セミナー内容

時間内容 13:30~16:00 Crude oil & Natural gas Market in middle and long term

1. Factors for Crude Oil Price 2. Crude oil market in middle & long term 3. Natural gas market in middle & long term

(4) 参加者名

表 a-5 参加者リスト

NO 氏名所属 1 Mr. Nabil Al Sharaa PEEGT Planning Department

Planning Director 2 Mr. Maher Bakla PEEGT Dispatching Department

Operator 3 Mr. Sameer Ishak PEEGT Planning Department

Technical Engineer 4 Mr. Mohamad Farham Alhussen PEEGT Dispatching Department

National Dispatching Center Operator

5 Ms. Nour Aldabak PEEGT Studies Department Technical Engineer

6 Ms. Reem Alhomsi PEEGT Construction Power Plant Department Technical Engineer

3.2 セミナー形式とテキスト

以下の PPT ファイルにて説明

付属書


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付属書


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付属書


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付属書


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付属書


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付属書


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付属書



4. 電源計画に関する技術移転

4.1 電源計画策定に係る技術移転

電源計画については、本調査にて策定するばかりでなく、本調査終了後においても検討の進捗

に応じて計画の見直し、最適化等を行うべきである。今後の作業を効率的に進めるためには、

本調査の電源計画策定に用いたツールであるシミュレーションソフト（PDPAT-II および

RETICS）の使用方法を習得することが不可欠であるため、先方関係者への技術移転が必要であ

る。これらの目的のため、本調査において、電源計画策定に係る研修（カウンターパート研修）

を実施した。

4.1.1 第１回カウンターパート研修

(1) 実施期間 2011 年 7 月 19 日～7 月 29 日

(2) スケジュール研修スケジュールは表 A-.6 のとおりである。

(3) 参加者

先方からの参加者は表 a-7 のとおりである。

参加者はシリア国発送電公社の主に計画部門から選出され、部長級のリーダーの下、技術担

当、財務担当のキーパーソン、および系統運用を司る組織のリーダー（給電司令所長に相当）

から構成されていた。

各人はそれぞれの専門分野に精通した実力者であり、本研修の意図に合致した人材の組み合

わせであるだけでなく、本研修で培った技術、知識をシリアにおいて展開していく重要な人

物であったと考える。

(4) 実施内容と結果

(a)電源計画に係る講義・演習

電源開発計画策定の一般論、およびツール（PDPAT-II および RETICS）の機能説明、ツール

を用いた演習を行った。

電源開発計画策定の方法や一般論についての講義においては、参加者にとって新しい知識や

考え方の部分も多く、熱心に聴き入ると同時に、理解を深めてもらえたと思われる。

ツールを用いた講義、演習に関しては、自国の現状、計画を元にした題材を使用したことも

あり、より実感の沸く理解をしてもらえたようである。またソフトの扱い方や内容の理解度

が早く、基本的な内容にとどまらず高度な機能についても習得してもらうことができ、とて

も有意義であったと思う。

講義や演習においては、参加者から活発な質疑がなされ、インタラクティブな活気のある講

義、演習を展開できた。

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表 a-6 第１回カウンターパート研修スケジュール

7月18日月来日

7月19日火 09:00 ～ 12:00 ブリーフィング・オリエンテーション（JICA東京) JICA東京

14:00 ～ 16:30 講義日本の電力セクター JICA東京

7月20日水 09:00 ～ 10:00 講義東京電力の概要 JICA東京

10:00 ～ 12:00 討論プログレスレポート説明・討議事前準備ディスカッションポイントの確認

JICA東京

13:30 ～ 16:00 討論シリア国の電源設備の現状と電源開発計画（シリア側より）

JICA東京

7月21日木 09:00 ～ 12:00 講義電源開発計画概要 JICA東京

13:30 ～ 17:00 講義 PDPATとRETICSの使い方 JICA東京

7月22日金 13:30 ～ 16:30 視察工場視察（火力発電設備、MHI高砂製作所） MHI高砂製作所

7月23日土～姫路　～　JICA東京7月24日日～休日

7月25日月 09:00 ～ 12:00講義演習

PDPAT とRETICSに関する講義・演習 JICA東京

13:30 ～ 16:30講義演習


7月26日火 09:00 ～ 12:00講義演習


13:30 ～ 16:30講義演習


7月27日水 10:30 ～ 14:30 視察再生可能エネルギー発電視察(太陽光、小水力）山梨県米倉山、北杜市（都内よりバスチャーター）

7月28日木 09:00 ～ 12:00講義演習


13:30 ～ 16:30講義演習


7月29日金 09:30 ～ 12:00 討論ディスカッション合意事項の確認 JICA東京

13:30 ～ 14:00 アクションプラン検討 JICA東京

14:30 ～ 15:00 閉講式 JICA東京

7月30日土帰国

月日曜日研修場所時刻研修内容種類

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表 a-7 第１回カウンターパート研修参加者

No. Name 氏名 Occupation 職業

Mr. Nabil Alsharaa

PEEGT (Public Establishment of Electricity for

Generation and Transmission)

Planning Department

Planning Director

1

ナビールアルシャラシリア国発送電公社計画部長

Mr. Sameer Ishak

PEEGT

Planning Department

Technical Studies 2

サミールイスハックシリア国発送電公社計画部技術担当

Ms. Mona Mtawej

PEEGT

Planning Department

Economic Studies 3

モナタウェッジシリア国発送電公社計画部財務担当

Ms. Fawas Alzaher

PEEGT

National Dispatching Center

Head of Dispatching Department 4

ファワズアルザハルシリア国発送電公社国家給電司令所所長

図 a-3 講義・討論・演習の様子（第１回）

(b)電源設備に関する見学・視察

電源開発計画を策定する上での参考となるべく、日本における実際の電源設備を直に目にす

る機会を設ける目的で、本研修では電源設備に関する施設・設備の視察を取り入れた。

今回選定した視察場所としては、火力発電設備（主にガスタービン設備）を製作しておりシ

リアにも多数の納入実績がある三菱重工業（株）高砂製作所、および東京電力の電源設備と

して山梨県にある大規模太陽光発電設備（米倉山メガソーラー発電所）建設現場、さらに同

じく再生可能エネルギーを用いた発電設備の例として、山梨県北杜市の六ヶ村堰水力発電所

の計３地点である。

参加者は、ガスタービンという身近な設備の製造現場において、想像以上に精密な管理をさ

れていることに驚いていた様子であった。また太陽光や小水力という再生可能エネルギーに

ついても、今後自国でも積極的に導入すべきであるという意識を強く持っていることもあり、

とても熱心に視察をした様子であった。

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図 a-4 三菱重工業（株）高砂製作所視察

図 a-5 米倉山メガソーラー発電所建設現場視察

図 a-6 六ヶ村堰水力発電所視察

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(c)討論

電源開発計画策定のための前提条件、設定値、国家政策などについて確認、合意するための

討論を行った。大きく分けて、シリア側より電力セクター体制、電力事情などについてのプ

レゼンの実施、事前に準備を依頼した確認事項、ディスカッションポイントに関する確認・

討議を行った。

図 a-7 討議の様子

4.1.2 第２回カウンターパート研修

(1)実施期間 2011 年 11 月 15 日～11 月 25 日

(2)スケジュール研修スケジュールは表 a-8 のとおりである。

(3)参加者

先方からの参加者は表 a-9 のとおりである。

参加者は２名を除き第１回とは異なるメンバーであったが、第１回同様シリア国発送電公社

の技術担当のキーパーソンおよび担当者、および系統運用を司る担当者から構成されていた。


(a)シミュレーションソフトを用いた電源開発計画策定概要の理解 (講義、演習)

研修生メンバーには前回（第 1 回）の参加経験者が 2 名含まれており（残り 4 名は初来日）、

前回行ったシミュレーションソフト（PDPAT-II、RETICS）の基本的機能や使い方をある程度

マスターしていたこともあり、初めての参加者を積極的に指導する姿も見受けられた。

シミュレーションソフト（PDPAT、RETICS）を用いた講義、演習に関しては、前回の復習の

後、シリア国の現状のデータ、および本案件の調査団にて策定した電源開発計画のデータを

具体的に用い、将来の最適計画を策定する具体的な手段を演習形式で進めた。ガスタービン

とコンバインドサイクルの運用方法の違いによる選択方法、現在は存在しない石炭火力の将

来必要性、揚水発電を導入するしないにおける違い等、具体的な題材で進めた結果、各参加

者とも興味深く習得したと思われる。特に、国際連系の検討については、参加者の一人が大

学の論文で国際連系について検討したとのことで、特に興味を持たれ、今後このソフトを使

って是非とも詳細検討を進めたいとの感想を残した。

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表 a-8 第 2 回カウンターパート研修スケジュール

11月14日月来日

11月15日火 09:00 ～ 12:00 ブリーフィング・オリエンテーション（JICA東京) JICA東京

13:30 ～ 16:00講義演習

電源開発シミュレーション JICA東京

11月16日水 09:30 ～ 12:00講義演習


13:30 ～ 16:00講義演習


11月17日木 09:30 ～ 12:00講義演習

電源開発シミュレーション（揚水発電設備の役割）

JICA東京

13:30 ～ 16:00 講義火力発電設備の運転保守 JICA東京

11月18日金 10:00 ～ 12:00 視察東京電力千葉火力発電所

14:30 ～ 16:30 視察東京電力　川崎火力発電所

11月19日土休日11月20日日休日

11月21日月 11:30 ～ 15:00 視察神流川水力発電所貸切バス

11月22日火 11:00 ～ 16:30 視察三菱重工　長崎造船所・香焼工場

11月23日水移動長崎～東京

11月24日木 09:30 ～ 12:00講義演習


13:30 ～ 16:00 講義電力需要予測 JICA東京

11月25日金 09:30 ～ 12:00 討論電源開発シミュレーションディスカッション合意事項の確認

JICA東京

14:00 ～ 14:30 アクションプラン検討 JICA東京

14:30 ～ 15:00 閉講式 JICA東京

11月26日土帰国

時刻研修内容月日曜日

形態研修場所･移動行程

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表 a-9 第 2 回カウンターパート研修参加者

No. Name 名前 Occupation 職業

Mr. Nabil ALSHARA

PEEGT (Public Establishment of Electricity for Generation and Transmission) Planning Department Planning Director

1

ナビールアルシャラシリア国発送電公社計画部長

Ms. Reem ALHOMSI PEEGT Construction Power Plant Department Technical Engineer 2

リームアルホムスィシリア国発送電公社発電所建設部技師

Mr. Sameer ISHAK PEEGT Planning Department Technical Studies 3

サミールイスハックシリア国発送電公社計画部技師

Mr. Maher BAKLA PEEGT Dispatching Department Operator 4

マーヘルバクラシリア国発送電公社給電部操作員

Ms. Nour ALDABAK

PEEGT Studies Department Technical Engineer 5

ヌールアッダバクシリア国発送電公社調査部技師

Mr. Mohamad Farhan ALHUSSEN

PEEGT Dispatching Department, National Dispatching Center Operator

6

ムハンマドファルハーンアルフセインシリア国発送電公社全国給電センター給電部操作員

図 a-8 討議の様子（第２回）

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(b)見学・視察シリアにおいて今後導入される可能性が高いものとして、コンバインドサイクルの発電所および揚水発電所の実機設備を視察した。視察場所は、東京電力千葉火力発電所、同川崎火力発電所、および神流川発電所である。また、前回に引き続き、火力発電設備のシリアへの納入実績がある三菱重工業（株）の視察も取り入れ、前回の高砂製作所（ガスタービン設備）に引き続き長崎造船所（HRSG および蒸気タービン設備）を視察した。

千葉火力発電所においては、参加者は既設発電設備の運転管理体制や、発電コストなどに興味を持ち、活発な質疑応答がされた。また、千葉火力では現在 3 号系列として、まずガスタービンを設置し、その後蒸気タービン設備を追設するという工事方法を進めているが（東京電力では初めての試み）、シリアにおいても今後同じ方法で進める計画であるため、工事施工方法等についても関心を持った様子であった。川崎火力発電所では、世界最高レベルの熱効率を誇るコンバインドサイクル発電設備を目の当たりにして、やはり活発に質疑がされた。運転操作を行う中央操作室にも入り、運転員の人数や給電指令の方法等に興味を持ち、いろいろと質問されていた。

神流川発電所においては、揚水発電のしくみや役割について、理論ではなく実際にモノを見ながら学べたことについて実感を持てた様子であった。運転中、建設中の設備について、一つ一つの装置の間近まで行って見ることができ、満足している様子であった。三菱重工長崎造船所においては、工場の大きさに驚いたばかりでなく、大きなものに関わらずきめ細かな品質管理方法等についても感銘を受けていた様子であった。

図 a-9 東京電力（株）千葉火力発電所視察

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図 a-10 東京電力（株）川崎火力発電所視察

図 a-11 東京電力（株）神流川発電所視察

A4-1-9


図 a-12 三菱重工業（株）長崎造船所視察

A4-1-10

1

Power Development Planning on Syria

November 2011Tokyo Electric Power Co.

2

2010 (Net) CapacityTotal

North 1065 450 1200 2715 35.0%Aleppo ST 1065 Zezon CC 450 Althwra 680

Albaeth 20Tishren dam 500

West 520 260 0 780 10.0%Banias ST1,2 240 Banias GT 260Banias ST3,4 280

Central 1105 600 0 1705 22.0%Refinery Homs 45 Jander CC 600Meharda ST 400Alzara ST 660

South 400 1850 0 2250 29.0%Tishren ST 400 Nasrieh CC 450

Tishren GT 200Tishren CC 450Dir-Ali-1 CC 750

East 0 315 0 315 4.1%Tayem GT 90Swedieh GT 150Swedieh Petro G 75

Total 3090 3475 1200 7765 100.0%39.8% 44.8% 15.5% 100.0%

HFO Gas Hydro

3

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

[MW]

[US$

/kW

]Construction Cost of GT

[MW] 30 60 75 100 300Equipment 360 310 290 270 220Civil 44 38 35 33 27Engineering 32 24 20 24 16Erection 44 38 35 33 27Total 480 410 380 360 290

4

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0 200 400 600 800 1000 1200

[MW]

[US$

/kW

]Construction Cost of CC

MW 300 450 750Equipment 520 490 450Civil 50 50 50Engineering 50 50 50Erection 80 70 60Total 700 660 610

5

Annual Expense

Construction cost Annual expense (USD/kW/year)

Gas-fired thermal (C/C: 750MW) 610 USD/kW 98.0

Gas-fired thermal (GT: 150MW) 340 USD/kW 56.3

Oil-fired thermal (ST: 250MW) 1,100 USD/kW 154.8

Coal-fired thermal (ST: 250MW) 1,800 USD/kW 271.3

6

Fuel Cost

IEA forecast (2020) Fuel price

(USC/kcal) Efficiency Fuel cost (USC/kWh)

Gas C/C 12.10 USD/Mbtu 4.0 kcal/Btu 4.8 56% 7.4

Gas GT Ditto Ditto 4.8 32.5% 12.7

Oil ST 100.0 USD/bbl 9,600 kcal/kg 7.3 44% 14.3

Coal ST 104.16 USD/ton 6,000 kcal/kg 1.7 44% 3.4

7

Generating Cost - 1

0

10

20

30

40

0% 20% 40% 60% 80% 100%Capacity factor

PSPP Gas CC Gas GT Coal Oil ST

(Cent/kWh)

8

Annual Expense & Fuel cost of Old Facilities

Annual fixed cost

(USD/kW/year)

Fuel price

(USC/kcal)Efficiency

Fuel cost

(USC/kWh)

New Gas-fired C/C 98.0 4.8 56% 7.4

Old Gas-fired C/C 41.2 4.8 49.5% 8.3

Old Gas-fired GT 25.5 4.8 30% 13.8

Old Oil-fired ST 41.3 7.3 42% 14.9

9

Generating Cost - 2

0

10

20

30

0% 20% 40% 60% 80% 100%Capacity factor

New Gas CC Old Gas CCGas GT Oil ST

(Cent/kWh)

10

Relation between Reserve Capacity Rate and LOLE

0

20

40

60

80

100

-2% 0% 2% 4% 6% 8% 10%Reserve capacity rate

LOLE

(H

ours

)

11

Sensitivity Analysis - 1Demand Forecast Error

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

0% 1% 2% 3% 4% 5%

Demand forecast error (%)

Rese

rve

capa

city

rat

e

LOLE=50hrs LOLE=24hrs LOLE=5hrs

12

Sensitivity Analysis - 2Forced Outage Rate

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

Base +1% +2% +3% +4%

Forced outage rate

Rese

rve

capa

city

rat

e

LOLE=50hrs LOLE=24hrs LOLE=5hrs

13

Peak Supply PowerGas GT Vs. Gas CC

-140-120-100-80-60-40-20

0204060

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Gas turbine Capacity (MW)

Fixed cost Fuel cost Total(mil. USD)

14

Peak Supply PowerGas GT Vs. Gas CC with PSPP

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

0 500 1000 1500 2000 2500

Gas turbine Capacity (MW)

Fixed cost Fuel cost Total

15

Peak Supply PowerChange in Fixed Cost

-160-140-120-100-80-60-40-20

02040

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

PSPP Capacity (MW)

1.4 times 1.2 times Base 0.8 times

16

GT: 2100MWGT: 0MW

17

Base Supply Power

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

Coal-fired thermal Capacity (MW)

Fixed cost Fuel cost Total(mil. USD)

18

Base Supply PowerChange in Fuel Price

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

0 2000 4000 6000 8000 10000


Base 0.8 times 0.6 times(mil.

19

Fuel Consumption

0

5

10

15

20

0 2000 4000 6000 8000 10000


(mil. toe)

12.6 million toe

20

Configuration of Capacity

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 2000 4000 6000 8000 10000


Hydro & others Oil Gas Coal

21

Unevenly Distributed Power Plants

Site location of Coal-fired thermal : West areaWest area demand : 11%Necessity of large amount of transmission lines

22

CO2 Emissions

0

20000

40000

60000

80000

0 2000 4000 6000 8000 10000


0

0.2

0.4

0.6

0.8

CO2 emissions Unit emission rate

(mil. kg-CO2) (kg-CO2/kWh)

2010 (present)25,000 mil. kg-CO20.5 kg-CO2/kWh

23

Effect of 1000MW development

680 million kg-CO20.28 million toe20%Solar

1,020 million kg-CO20.41 million toe30%Wind

2,700 million kg-CO21.10 million toe80%Nuclear

Reduction of CO2 emissions

Reduction of Fossil fuel consumption

Capacity factor

24

Recommendation of 2030 Configuration

MW % MW %Hydro 1,200 5 0 0PSPP 0 – 1,200 0 – 5 0 – 1,200 0 – 5HFO 2,500 10 1,000 5

Gas GT 1,500 – 2,500 5 – 10 1,000 – 2,000 5 – 10Gas CC 10,000 – 13,000 45 – 55 6,000 – 8,000 40 – 50Coal 3,000 – 4,000 15 3,000 – 4,000 20 – 25

Nuclear 0 – 2,000 0 – 10 0 – 2,000 0 – 10Renewable 500 – 1,500 2 – 5 500 – 1,500 5 – 10

Total 25,000 100 16,000 100

2030 2016 - 2030

1

Outline of Thermal Power Generation

November 20November 201111Thermal Power DepartmentThermal Power Department

TEPCOTEPCO

All Rights Reserved, Copyright TEPCO 2011 2

Contents

1. TEPCO Corporate Overview

2.TEPCO’s Thermal Power Plants

3.Characteristics of TEPCO’s Thermal

Power Generation


-- Part 1 Part 1 --TEPCO Corporate OverviewTEPCO Corporate Overview


TEPCO Corporate Overview

Okinawa

Kyushu

Chugoku

Shikoku

Kansai

Hokuriku

Tohoku

TEPCO

Hokkaido

Chubu

total898,896

GWh

ShikokuKyushu

Chugoku

Kansai

Hokuriku ChubuTohoku

Hokkaido

TEPCO293,386 GWh

Historical Data in FY2010

The The NineNine Japanese CompanyJapanese Company’’s Power Saless Power Sales

Service Area of Service Area of JapanJapan’’s Ten Power s Ten Power CompaniesCompanies

As of the end of March 2011

38,38,671671Employees:Employees:

14,255.9 billion JPY14,255.9 billion JPYTotal Assets:Total Assets:

293,386 293,386 GWhGWh4,796.5 billion JPY4,796.5 billion JPY

Power Sales:Power Sales:Sales:Sales:

900.1 billion JPY900.1 billion JPYCapital Stock: Capital Stock:

1 1 May 1951May 1951Establishment:Establishment:

TEPCO Energy SourceTEPCO Energy Source

Source : TEPCO ILLUSTRATED in 2011

New Energy etc,0%

Hydro14%

Nuclear27%

Coal2% Oil

17%

LNG, LPG40%


-- Part 2 Part 2 --TEPCOTEPCO’’s Thermal Power Plantss Thermal Power Plants


TEPCO’s Thermal Power Stations

Conventional 24,635 MW (63.2%)LN(P)G 12,285 MW(31.5%)

Oil 10,750 MW (27.6%)

Coal 1,600 MW (4.1%)

CC&GT 14,321 MW (36.8%)Total 38,956 MW

Hitachinaka

15 15 Thermal Power StationsThermal Power Stations889 Units9 Units

Central TPO

West TPO

East TPO

As of the end of March 2011


East TPO* 17,317 MW (44.5%)West TPO 10,249 MW (26.3%)Central TPO 11,390 MW (29.2%)Total 38,956 MW

*TPO = Thermal Power Office

○Generating Capacity


TEPCO Overseas IPP Plants

U.A.E.Umm Al Nar Power : 2257MW

Water : 65,000t/dTaiwan

Chang-Bin (GTCC) : 490MWFong-Der (GTCC) : 980MWStar-Buck (GTCC) : 490MW

Viet NamPhu-my2-2 (GTCC) : 715MW

IndonesiaPaiton1 (Coal) : 1,230MWPaiton3 (Coal) : 815MW (COD 2012)

AustraliaLoy Yang-A (Coal) : 2,195MW

the PhilippinesPagbilao (Coal) : 735MWSual (Coal) : 1,218MWIlijan (GTCC) : 1,251MW

Thai (EGCO)GTCC : 2,742MWLNG : 824MWCoal : 1,434MW(SPP : 512MW)(Overseas : 1,754MW)

TotalTotal16,000MW (gross) 16,000MW (gross)

3,360MW (net)3,360MW (net)


Organization Chart

Chairman

Thermal Power Department

East Thermal Power Office

Thermal Power Plant Engineering Center

Thermal Power Plant O&M Training Center

…..

HQ

BO

5 Thermal Power Stations

West Thermal Power Office

Central Thermal Power Office



President


-- Part 3 Part 3 --Characteristics of TEPCOCharacteristics of TEPCO’’ssThermal Power GenerationThermal Power Generation


A. Contribution to “Best Mix” Power Generation

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1973 1975 1985 1995 2000 2005 2007 2008 2009 2010

FY

NuclearCoalOil

Other GasesLNG, LPG

GeothermalNew Energy etc,Hydro

19851985～～1,100 1,100 degdeg--CC

CCCC

19961996～～1,300 1,300 degdeg--CC

ACCACC

20072007～～1,500 1,500 degdeg--CC

MACCMACC

1970～Introduction of LNGLNG


Increase in gas consumptionOil-fired : 72% (1973) → 26% (1985)Gas-fired: 9% (1973) → 26% (1985)


B. TPG as Middle & Peak Power Supply



C. Thermal Efficiency Trend

LHV Combined CycleCombined CyclePower PlantsPower Plants

19851985～～1,100 1,100 degdeg--CCCombined CycleCombined Cycle(CC)(CC)

19961996～～1,300 1,300 degdeg--CCAAdvanceddvanced CCCC(ACC)(ACC)

20072007～～1,500 1,500 degdeg--CCMore Advanced CCMore Advanced CC(MACC)(MACC)

Steam Steam Power PlantsPower Plants

Source : TEPCO Environment Highlights 2009

1,1,6600 deg00 deg--CCMACC IIMACC II


Typical TEPCO’s CC

1,300℃


D. Addressing Environmental Issues

Example of air pollution countermeasuresat a thermal power plant



Hitachinaka Power Station

(Coal-fired)

Turbine

Boiler

Fuel Gas Denitrification

Facility

Electrostatic Precipitator

Fuel Gas Desulphurization

Facility



Source : TEPCO Environment Highlights 2009



1. Shells

2. Used Generator Brush

FertilizerIntermediate treatment

Shells in the water intake

Used generator brush

Graphite particle Extra lead

- Examples of waste recycling -


PDCA Cycle for PDCA Cycle for Thermal Power Plant Thermal Power Plant

OperationOperation && MaintenanceMaintenance

November 20November 201111Thermal Power Plant Thermal Power Plant

Engineering Center, TEPCOEngineering Center, TEPCO


AgendaAgenda

1. Plant Operation

2. Daily Maintenance

3. Periodic Inspection Program

4. Plant Engineering and Plant Diagnosis

5. Maintenance Plan and Budget

6. Work Preparation / Implementation / Commissioning


Plant OperationPlant Operation

• Monitoring critical parameters

• Site inspection

• Standard operation procedure

• Thermal efficiency / condition monitoring


Daily MaintenanceDaily Maintenance

• Daily maintenance standards

Preventive maintenance

– Time based

– Condition based

Maintenance Maintenance Maintenance Maintenance

MaintenanceMaintenance

PlantOperation

1week 1week 1week 1week

2weeks2weeks

A' equipment

B' equipment


Periodic Inspection Program Periodic Inspection Program

• The electricity utilities industry law

• Voluntary preservation of safety

• Safety rule

• Principles and manuals on periodic inspection

• Scope, interval for each equipment and their reasons

2years 2years 2years 2years

?years

Inspection Inspection Inspection Inspection

PlantOperation

Major Inspection Based on… ‐ law ‐ rule ‐ manuals ‐ Principle

PlantOperation Trouble !

If no maintenance...


What is PWhat is P--DD--CC--A Cycle?A Cycle?

Plan

Do

Check

ActionThermal

Power PlantMaintenance


Plant Diagnosis Plant Diagnosis

• Plant failures in own plant/ other plant

• Results of previous inspection

• Results of plant life assessment

• Operational history / date

• Results of condition monitoring

• OEM information / recommendation

• Changes of laws/ regulations

• New technologiesPlan

Do

Check

ActionThermal



Plant Engineering and Plant DiagnosisPlant Engineering and Plant Diagnosis

• Critical part of the maintenance PDCA cycle

Plant Diagnosis Procedure– Check engineering information / site condition

– Carry out hazard identification and risk assessment

– Discuss most appropriate action ;

when, where, what, how, who, why and how much

– Prepare plant diagnosis report

– Authorization

– To be followed by maintenance work plan Plan

Do

Check

ThermalPower PlantMaintenance

Action


Maintenance Plan / Annual BudgetMaintenance Plan / Annual Budget

• Prioritize all the maintenance work plan to meet budget guideline on – Thermal power plant– Thermal power office– Thermal power department

• Build up 5-year maintenance plan – Outage schedule – Optimized maintenance works

• Set up annual budget

• Design of inspection / repair / modification work Do

Check

ActionThermal


Plan


Preparation of Maintenance WorkPreparation of Maintenance Work

• To manage safety, schedule and quality of work

• Preparation by TEPCO operation / maintenance team and contractors through close communication

• Hazard identification and risk assessment

Plan

Check

ActionThermal


Do


Implementation of Maintenance WorkImplementation of Maintenance Work

• Daily and weekly meeting

• Change of schedule

• Supervise– Isolation

– Work and plant conditions

– Inspection data

• Commissioning– Data to be checked carefully

Plan

Check

ActionThermal


Do


What we learned about maintenance PDCA?What we learned about maintenance PDCA?

Safety is always the first priority in our business

Diligent operation, daily maintenance and periodic inspection, complying with standard procedure, are fundamental

Plant engineering and plant diagnosis are key steps for maintenance PDCA cycle – Plant diagnosis report is the key document

Careful design and preparation are important for successful maintenance work

Communication between operations, maintenance and contractors is indispensable for work preparation, implementation and commissioning

Management ofManagement ofEquipment FailureEquipment Failure andand

Human ErrorHuman Error

November 2011Thermal Power Department

TEPCO


1. What is Trouble Data Base＜PURPOSE＞To reduce unplanned-shutdown and to improve the quality of daily work by developing preventive measures through information sharing of troubles occurred at thermal power stations.

＜Basic Principle＞We consider equipment failures and human errors as good opportunities for improvement.

Trouble Data Base (DB)

・Trouble which affected power output・Trouble which extended planned maintenance duration・Trouble which led to severe disasters

(e.g. Fire, Oil leakage)・Trouble caused by human error

＜Troubles to be controlled＞

Analysis

Utilization of the DB

・Deploy preventive measures to other power plants by:- issuance of Technical Information Letters,- revision of maintenance manuals, etc.

・Reflect to design of new power plants

・To promptly send trouble information・To share information without boundaries・To carry out preventive measures promptly


Method of

Information

Sharing

【TP Department/Office】--everyday--・Reporting troubles・Conducting supplemental investigations

and developing countermeasures ・Judging application to similar

equipment

2. Utilizing Trouble Data Base

【TP Station】--everyday--・Reporting troubles・Root cause analysis・Execution of temporally and

permanent countermeasure

TP StationTP OfficeTP DepartmentTrouble occurrence

Input trouble informationoccurred at other companies

Measures

Completion

Judgment of applicationto similar equipment

Application to similar equipment

Data input

Trouble ＤＢ

Analysis of troubles

Every1 year

Instruct all TP Offices/Stations（by Campaign）

Judgment of applicationto similar equipment

Application to similar equipment

Select priority issues


Others

BreakdownMaintenance

Deterioration

Design

MaintenanceWork

ManualOperation

Troubles related to human factor

Troubles related to equipment

• Analyze human factors not only for operation but also for maintenance.

• Decrease unplanned shutdown from the view of “What we should have done.“

TP Department analyzes the equipment failures every 1 year from the view point of “What we should have done to minimize or prevent the trouble.“ In addition, in order to further decrease such troubles, we prioritize the troubles and focus on certain incidents. The result is shared among all power plants and take certain actions.

- To revise maintenance manuals

-To carry out periodic meeting with maintenance companies to share information and thorough prevention of trouble reoccurrence

- To apply countermeasures to similar equipment and determine the scope of inspection using the Trouble DB

- To reflect to plants under construction

Maintenance Management

3. Failure Analysis

Not predictable


4. Measures against Human ErrorIn case a human error incident occurs, thorough analysis and development of recurrence prevention measures are necessary to prevent recurrence. TV conference is used to confirm and share its background and to exchange opinions among all related parties.

Occurrence of Human Error

TV conference : after 1 week passed(temporary countermeasure)

TV conference : after 1 month passed)(permanent countermeasure)

TP StationTP OfficeTP Department

Trouble ＤＢ

Temporary Measures

Completion

Judge necessity of application to other plants

Application to other plants

Judge necessity of application to other plants

Application to other plants

Permanent Measures

付属書


B-1

1.火力発電所の基本設計

1.1 火力発電所の基本設計

新規に火力発電所を建設する場合は設置場所、発電容量、資金、環境問題などについて

十分な検討が必要である。図 b-1 にこれらの検討フローを、また、表 b-1 に検討結果と提

言を示す。

出典：JICA 調査団

図 b-1 検討フロー

政治

経済

技術

資源・エネルギー

人口統計

需要予測

電源開発

エネルギー・電力分野マクロ環境動向の確認

系統計画

電気料金

資金調達

エネルギー確保

環境・社会配慮

シリア国民に安定的・

経済的エネルギー

(電力)の供給

・一次資源のベスト

マッチング

・適正な電力開発計画

・電力セクターマスター

プランレビュー

付属書


B-2

表 b-1 検討結果と提言

項目検討結果提言

需要予測

電力需要伸長率：2010－2030 年

4.6％

工業、商業、公共部門での省エネ

ルギー率 20％改善

需要の GDP 弾性値：1.4 から 0.9

に低下

工業部門、商業部門のシェア増

大：34％（2030）

工業、商業、公共部門での省エネルギー計

画

天然ガス、石炭の供給体制整備

電力部門の配電ロスの低減と統計的整備

交通機関（特に自動車）、家庭部門で使用

される機器の法的効率向上の整備

電力開発

評価

老朽化に伴う設備廃止等反映

2012 年まで大需要時に供給不

足想定

2012～2014 年の GCC 等 2,000MW

で改善

2021～2030 年、12,200MW 開発必

要

設備量の 10％をガスタービン・揚水式水力

の開発

石炭火力の開発

再生可能エネルギーの開発

系統計画

系統規模増大に対応した適切な

系統増強必要

地域ごとの需給バランス維持に

より系統増強は小規模

地域ごとの需給バランス維持

230ｋV と 400ｋV 系統の運用分離

送電線送電容量の増加

電気料金

制度

燃料価格の上昇と値上げタイミ

ングの差

国際的にも安価な電気料金の改

定

輸入ガスと国産ガスの価格差（下

参照＊）

電気事業者のコスト削減

電気料金の改定（輸入天然ガスと国産天然

ガス発電の加重平均）

時間帯別電気料金制度の改良

電源開発

のための

資金調達

供給予備力の悪化

2016～2030年で計 16,000MWの電

源開発

自己資金増

国際 ODA 資金の活用（石炭火力には付か

ない）

民間資本の活用（IPP、BOT、BOOT）

PEEGT の民営化・分社化による資金調達源

の多様化

その他、低利資金の活用（アラブ諸国資金）

エネルギ

ー確保

原油生産量の低下

ガスの 85％は発電用、残りは国内

消費

ガスの輸入継続＋新規（エジプ

ト、イラン、イラク等）

エネルギーのベストミックス

エネルギー供給先の多様化

再生可能エネルギープロジェクトの早期

実施

埋蔵が確認されているシェールガスの早

付属書


B-3

期開発、利用促進

近隣諸国とのエネルギー確保について協

議

国際社会に貢献する原油・ガスパイプラン

建設の協力

環境社会

配慮

環境基準は存在するものの重要

な要件ではない

国際的に通用するシリア環境評価制度・環

境基準の策定と実施

再生可能

エネルギ

ー

豊富な資源（太陽光、風力）

小規模プロジェクト着手

持続的・段階的開発継続

国際協力（日本、周辺諸国、ヨーロッパ）


＊今後、輸入ガスが増えてくると国産ガスとの価格差が問題になる。特にガス発電では、

輸入ガスと国産ガスでは２倍以上の発電コスト差となるため、これらを加重平均して消費

者に負担してもらう必要がある。この業務は「電力規制局」が行うが、今後はこの機能が

重要になる。

図 b-2 に次期計画時優先実施項目を示す。

次期計画時優先実施項目

見直し事項

重点実施事項

需要予測見直し

省エネルギー

工業、商業、公共部門での省エネ

ルギー計画

電力部門の配電ロスの低減と統計

的整備

交通機関（特に自動車）、家庭部

門で使用される機器の法的効率向

上の整備

エネルギー確保

天然ガス、石炭の供給体制整備

エネルギーのベストミックス

エネルギー供給先の多様化

再生可能エネルギープロジェクト

の早期実施

埋蔵が確認されているシェールガ

スの早期開発、利用促進

近隣諸国とのエネルギー確保につ

いて協議

電源開発計画

ガスタービン・揚水式水力の開発

石炭火力の開発

再生可能エネルギーの開発

系統計画

将来バランス維持できない場合送

電線増強

230ｋV と 400ｋVの運用分離

電気料金制度

電気事業者のコスト削減

電気料金の改定

時間帯別電気料金制度の改良

資金調達

自己資金増

国際 ODA資金の活用

民間資本の活用（IPP）

PEEGTの民営化による資金調達源

の多様化

環境社会配慮

国際的に通用するシリア環境評価

基準の策定

再生可能エネルギー

持続的・段階的開発継続

国際協力（日本、周辺諸国、ヨー

ロッパ）


図 b-2 次期計画時優先実施項目

付属書


B-4

1.2 コンバインドサイクル火力発電所の基本設計

1.2.1 計画の概要

コンバインドサイクル火力発電所(CCPP)の構成はＦ型ガスタービン発電機１台(GT)、排

熱回収ボイラ１台 (HRSG)、蒸気タービン発電機１台および関連機器からなる正味出力

360MW の高効率多軸型 CCPP として計画する。蒸気タービンの復水器冷却設備には自然通

風冷却塔設備を採用する。 1.2.2 発電設備の運用

(1)概要

発電設備主機と補機は発電設備運用耐用期間を通じて、起動停止や通常運用上問題ない設

計とする。また、高い信頼性を達成するためにも補機に十分な冗長性を持たせる。発電設

備主機と補機は発電設備運転用のマウス付きキーボードパネルからの操作による起動から

定格負荷までの起動工程が可能な設計とする。 (2)発電設備運用計画

発電設備は実績ある高度な技術に基づいて、高い効率ならびに信頼性を確保できるものと

する。発電設備設計では本基本設計で規定した運用計画に耐えうるものとする。また、年

間平均の稼動率の要素は ISO3977-9:1999(E) 「ガスタービン調達」のパート 9「信頼性、

稼働率、保守性、安全性」で定義されている 86.8%を下回ってはならない。 (a)起動時間スケジュール要件

発電設備機能に対応できるよう、起動時間は可能な限り短縮する。発電設備は下表に定め

た起動時間を満たすように設計する。起動時間とは起動フェーズ選択から、復水器真空が

確立し、HRSG 起動、GT 起動、そして並列し定格負荷状態になるまでに必要な時間として

定義される。GT のエアーパージと並列の時間は除外する。

表 b-2 起動時間スケジュール

起動工程時間（分）

36 時間以上停止後のコールド起動高 240 分

36 時間以内停止後のウォーム起動高 180 分

8 時間以内停止後のホット起動高 120 分

1 時間以内停止後のベリーホット起動高 60 分

出典：JICA 調査団 (b)運用耐用期間

発電設備主機と補機は以下に定めた運用期間に基づいて設計・建設される。

運用耐用年数＝30 年

運用耐用時間＝定格負荷で 183,960 時間（設備利用率 70%）

発電設備は、定格負荷で年間 6,132 時間以上、継続的な運転ができるように設計される。

なお、起動停止工程に必要な時間は上記の運用時間には含まれていない。発電設備主機と

補機は運用耐用期間中、高い効率性と信頼性や優れた経済性を保ちながら継続的に運用さ

れる。運用耐用期間が上記数値を下回る可能性のある機器は、交換・メンテナンスの容易

さを考慮して設計する。

付属書


B-5

(3)起動停止時間

発電設備起動停止は中央操作室から自動で行われる。発電設備は安全で信頼できる効率的

な運用を実現するための監視・制御機能を持つこととする。

発電設備は中央操作室からの並列や負荷変化操作を可能とする。発電設備は 30 年の保証期

間中、高効率、かつ信頼性の高い運用を維持しながら、定格負荷運用を行うことを想定し

ている。前述の要件は以下の年間起動回数に基づいて設計される。

表 b-3 起動回数

起動工程年間起動回数保証期間中の起動回数

コールド起動（36 時間以上の停止） 2 60

ウォーム起動（36 時間以内の停止） 5 150

ホット起動（8 時間以内の停止） 30 900

ベリーホット（1 時間以内の停止） 5 150

合計 42 1,260


蒸気タービン系統には起動時、負荷変化時、停止時そして緊急時に運用信頼性を高めるタ

ービンバイパス系統を設置する。

1.2.3 発電設備制御概要

(1)自動化範囲

操作員が中央操作室から発電設備監視、制御ができるよう、発電設備起動停止制御と発電

設備保護機能を完全自動化する。しかし、起動停止の制御シーケンスには必要に応じて操

作員による手動操作を認めるブレークポイントを含めることとする。起動操作はベリーホ

ット、ホット、ウォームおよびコールドの各起動条件に従い選択可能であり、自動制御さ

れる。

(2)発電設備運用

中央操作室は需要を満たすように発電出力を自動制御できるデータログシステムを備えた

先端の DCS（分散型制御システム）を実装する。運転状況の監視用 LCD（液晶表示装置）

や、発電設備運転用のマウス付きキーボードパネルから構成されるオペレータ・コンソー

ル盤が中央操作室に設置される。LCD 操作は人間と機械のインターフェースをより容易に

し、発電設備監視制御や運用信頼性向上のために採用する。中央演算処理装置（CPU）に

は待機冗長システムを採用して２重構成とし、制御システムの信頼性を確保する。また、

発電機遮断器による並列、解列操作も中央操作室内の DCS から行う。

付属書


B-6

(3)系統周波数高低時運転

GT 発電機や ST 発電機は負荷運転中 48.5～51.5Hz の系統周波数高低の条件下において、

継続的運転に耐えることができるように設計される。また、運転時間制限付きで 46.5～

48.5Hz の低周波数で負荷運転が可能とする。負荷運転の制限に必要な制御装置は電力系統

条件を考慮して設計する。 (4)振動値管理

GT 起動から定格負荷運転において、GT および GT 発電機と ST および ST 発電機の軸振

動値は制限される。軸振動の測定方法は ISO7919 あるいは適切な規格に従う。GT/ST 各軸

の軸受けにおいて、フィルター処理されていない相対的な軸の振幅変位を振動値として測

定する。運転中振動値管理は下表のように ISO7919-2:2001(E)のパート 2「大型陸上蒸気タ

ービン発電機セット」および ISO7919-4:1996(E)のパート 4「ガスタービンセット」に従う。

表 b-4 振動管理値

機器振動値(p-p μm)

ガスタービンおよびガスタービン発電機 80 μm 以下

蒸気タービンおよび蒸気タービン発電機 80 μm 以下

出典：JICA 調査団 GT および GT 発電機と ST および ST 発電機の軸振動値は「信頼性試験」を通して 80 μm

を超過してはならない。いずれかの振動値が２週間の「信頼性試験」期間中にこの振動値

を超過した場合、同試験を中止し、振動対策処置後に新たに２週間の「信頼性試験」を繰

り返す。発電設備受け取り後の瑕疵責任期間(Defect Liability Period)中、その振動値が 80 μm

を超過しないものとする。振動値は GT および GT 発電機と ST および ST 発電機で 120 μm

上回らないように調整する。同一タイプの GT および GT 発電機と ST および ST 発電機の

運用経験から許容可能な場合はトリップ値を 240 μm に設定してもよい。 (5)負荷制御

発電設備の電力負荷は SCADA システムにより、中央給電指令所から発電設備へ要求され

る。発電設備の電力負荷への需要が満たされるよう、操作員がオペレータ・コンソール盤

により、発電設備の電力需要を DCS に設定後に、発電設備は自動運転される。 1.2.4 基本的技術課題の検討

(1)CCPP モデルの選定

タービン入り口温度が F 級レベルの 50Hz の大容量ガスタービンモデルから構成されるコ

ンバインドサイクル発電設備 (CCPP)として国際市場には４つのモデルがある。製造会社

(OEM)４社の F 級ガスタービンによるモデルで、豊富な運用実績に基づいた CCPP であり、

Gas Turbine World 2007-2008 GTW Hand book によるとその４モデルは下記のとおりである。

GT OEM メーカ名 CCPP モデル番号

アルストム KA26-1 AQC

GE S109FA, S109FB

三菱重工業 MPCPI (M701F)

シーメンス SCC5-4000F 1x1

付属書


B-7

アルストムは２つのタイプのガスタービンを供給できる。その１つは空気による冷却空気

冷却器付きであり、もう１つは蒸気による冷却空気冷却器付きである。ガスタービンの高

温部品の内部冷却に空気圧縮機から抽気した空気を冷却するのに蒸気を使用しており、蒸

気の媒体なしには運転不可能である。

(2)定格および大容量性能

GTW Handbook に記載されているガスタービンの ISO 条件下での性能諸元を用いて、各

CCPP モデルの性能を下記に示した。

表 b-5 ガスタービンモデル性能

ガスタービンモデル GT26(AQC) PG9371(FA) M701F4 SGT5-4000F

ISO ベース定格(MW) 288.3 255.6 312.1 286.6

効率（％） 38.1 36.9 39.3 39.5

圧力比 33.9 17.0 18.0 17.9

空気流量(kg/s) 648.6 640.9 702.6 689.4

排気温度(℃) 616.1 602.2 596.7 577.2

燃料ガス流量(kg/s) 15.4 14.09 16.16 14.76


発電所の電気設備や補機の設備容量は、ガスタービンの運転大容量とそれによって定ま

るボトミング設備（HRSG と蒸気タービン）の容量に合わせて決める必要がある。ガスタ

ービンの運転大容量は大気条件、特に大気温度によって大きく変化する。従って発電所

の電気設備や補機の設備容量を決定するためには、ガスタービンの運転大容量を定義す

るサイト大気条件を決める必要がある。ガスタービンの運転大容量はガスタービンの設

計許容大容量以内であれば、大気温度の低下と共に大きくなる。メーカの設計思想にも

よるが、ガスタービンが設計許容大容量となる大気温度は通常マイナス 10℃以下である。

CCPP のボトミングシステムのサイクル構成とパラメータはメーカの設計思想により、変

わってくるが、類似 CCPP の例を下記に示す。

GT 入り口空気冷却設備：使用しない

GT 出口排気ガス漏れ： 0.5%

サイクル構成：３重圧、再熱

冷却設備：機械通風式冷却塔

HRSG タイプ：非助燃方式

HP 蒸気条件：温度 560℃ 圧力 11.8Mpa

IP 蒸気条件：温度 560℃ 圧力 2.94Mpa

LP 蒸気条件：温度 LP SH と IPT 出口蒸気の混合温度圧力 0.34Mpa

付属書


B-8

(3)非助燃条件下での４つの CCPP の概略性能を下記の表に示す。

表 b-6 CCPP モデル性能

CCPP モデル KA26-1 S109FA M701F SCC5

定格大定格大定格大定格大

総発電出力(MW) 374.7 433.5 344.9 396.3 403.9 465.0 365.6 421.1

ガスタービン

(MW)

245.5 288.7 221.8 260.8 270.5 318.1 244.1 287.0

蒸気タービン

(MW)

129.2 144.8 123.1 135.5 133.4 146.9 121.5 134.1

総熱効率(%) 54.8 56.6 54.6 56.0 55.8 57.3 55.8 57.3

補助動力(MW) 12.4 14.2 9.9 11.4 11.6 13.4 10.5 12.1

正味発電出力

(MW)

362.3 419.3 335.0 384.9 392.2 451.6 355.1 409.0

正味熱効率(%) 53.0 54.7 53.0 54.4 54.2 55.6 54.2 55.7


1.2.5 ボトミングサイクルの適化

(1)検討内容

コンバインドサイクル発電は、高温域と低音域で作動する異なる熱サイクルを組み合わせ

たもので高温域の熱サイクルには燃料の燃焼熱を熱源とするブレイトンサイクル（ガスタ

ービンサイクル）を使用し、低音域の熱サイクルには、高温域の熱サイクルの作動媒体で

ある燃焼排気ガスの余熱を熱源とするランキングサイクル（汽力サイクル）を用いて複合

機関とし、作動温度域を高温から低音まで広げることにより、総合熱効率の向上をはかる

ものである。

コンバイイドサイクル発電の性能と建設コストは、与えられたトッピングサイクル（ガス

タービンサイクル）に対してボトミングサイクル（汽力サイクル）をどのように設計する

かによって変化する。一般的にはボトミングサイクルが複雑になればコンバインドサイク

ル発電の性能と建設コストは高くなる。F 型ガスタービンによるコンバインドサイクル発

電の場合、三重圧再熱式、三重圧非再熱式、二重圧非再熱式の３つのボトミングサイクル

が考えられる。コンバインドサイクル発電の性能は、トッピングサイクルの入熱が等しい

ので、発電出力の差に等しい。発電出力の差は運転期間中の売電量の差である。三重圧再

熱式の性能は三重圧非再熱式、二重圧非再熱式より高い。一方で、三重圧再熱式の建設コ

ストは、三重圧非再熱式、二重圧非再熱式より高い。従ってこれら３つのボトミングサイ

クルは、建設コストの差を運転期間中売電収入の現在価値の差で補完できるか否かで評価

できる。

付属書


B-9

(2)検討条件

(a)性能条件

ガスタービン型式: Siemens SCC5-4000F

追焚バーナの有無：なし

大気温度: 35℃

大気圧: 0.1013Mpa

冷却水温度（復水器入り口） 26.7℃

燃料種類：天然ガス

低位発熱量 50,011kj/kg

(b)経済条件

運転期間 30 年

利用率 70%

年間運転時間 6,132 時間

負荷率 100%

初年度売電価格 3.2UScents/kwh

割引率 8%

(c)性能

以下に三重圧再熱式、三重圧非再熱式、二重圧非再熱式の性能を示す。

表 b-7 ボトミングサイクルの性能

三重圧再熱式三重圧非再熱式二重圧非再熱式

ガスタービン総出力

(MW)

244.1 244.1 244.1

蒸気タービン総出力

(MW)

121.5 116.3 114.3

合計総出力(MW) 365.6 360.4 358.4

総合発電効率(%) 55.8 55.0 54.7


同じ入熱条件で三重圧再熱式の合計出力は、三重圧非再熱式より 5,200kw、二重圧非再熱

式より 7,200kw 高くなる。また、三重圧再熱式の年間発電量は三重圧非再熱式より

31.9million kwh、二重圧非再熱式より 44.2million kwh 多くなる。

(d)建設コストの差

次にそれぞれの方式の建設コストを示す。

付属書


B-10

表 b-8 ボトミングサイクルの建設コスト

単位 1,000US$

項目三重圧再熱式三重圧非再熱式二重圧非再熱式

1.発電機器および据付費海外調達

品（FOB 価格）

a)ガスタービンおよび付属機器 84,865 84,865 84,865

b)HRSG および付属機器 36,419 34,952 34,242

c)蒸気タービン付属機器 42,216 40,515 36,692

d)ボトミングサイクル機器 66,958 64,261 62,957

e)電気機器、計装制御機器 45,750 43,906 43,015

2.海上輸送および保険 7,312 7,018 6,876

3.国内輸送および保険 3,659 3,511 3,440

4.建設、試運転および保険 73,093 70,148 68,724

5.建設コスト（変電所、送電線、税

および予備費を除く） 360,272 349,176 343,811

三重圧再熱式との建設コスト差 0 11,095 16,461


(e)結論

上記の表から運転期間中売電収入の現在価値の差は建設コストの差より大きくなることが

わかる。これは、三重圧再熱式が三重圧非再熱式および二重圧非再熱式より経済的である

ことを示している。

1.2.6 排気ガスダンパ設備

多軸構成の CCPP ではボトミングサイクルに何らかのトラブルが起きる場合のことを考え、

シンプルサイクル運転ができるように通常排気ガスダンパ設備が装備されていることが多

い。本設備は電力供給が逼迫しており、トッピングサイクルであるガスタービン発電設備

をボトミングサイクルに先行して商業運転に入れねばならない場合には必要となる。その

ためには、ガスタービンの排気システムと排熱回収ボイラ（HRSG）の間にバイパススタ

ックとダンパを高温のガス流れの中に設置する必要がある。これらの装置は 650℃前後の

高温に耐えうる巨大な機械装置となり、従って、発電設備の運用性は低くなる可能性があ

る。加えて、ガスタービンの排気ガスの一部が大気へ漏れることにより、性能上の損失を

招く恐れがある。

(1) 運用上の柔軟性

CCPP の運用上の柔軟性は、排気ガスのバイパス設備の有無によって変わってくる。同設

備が存在する場合、ボトミングサイクルに何か問題が発生した時に発電設備は停電するこ

となしにシンプルサイクル運転に切り替えられる。しかし、ボトミングサイクルに発生す

る不具合の種類によっては発電設備を停止しなければならない。例えば、蒸気タービン部

付属書


B-11

のみに問題が発生した場合、全ての発生蒸気は蒸気タービンのバイパスラインを介して、

コンデンサに排出されるので、発電設備はシンプルサイクルでの運転を継続できる。しか

し、このような運用は正常な運転だとはみなされないので一定時間に限定すべきである。

しかし、排気ガスバイパス設備を設けることによって運用柔軟性が広がることには違いな

い。発電設備の起動性能に関しては排気ガスバイパス設備がある場合、高温の蒸気が早く

発生でき、蒸気タービンのウォーミングが早まり、排気ガスバイパス設備がない場合に比

べ起動時間が若干短縮できる。

(2) 運用上の信頼性

HRSG を伴うガスタービン設備では、通常ダイバータあるいはフラッパタイプのダンパが

使用される。F 型ガスタービンに使用されるダンパのサイズはおよそ 7m x 7m と巨大であ

る。一方、ダンパが晒される排気ガスの温度は 650℃と高温である。ダンパは安定、円滑、

そして迅速に動作するよう設計され、発電設備の寿命期間中、ガス漏れによる損失を小

限に保つよう設計されている。このような矛盾した要件を完全に満たすように、これらの

厳しい条件で動作するダンパを設計するのは非常に困難である。それは高温のガスに晒さ

れる巨大な金属製ダンパが、発電設備の寿命まで元々の寸法、形状を維持することができ

ないからである。発電設備使用者によって排気ガスバイパス設備の運用信頼性についての

具体的数値は提供されていないが、同設備採用によって発電設備全体の運用信頼性が低下

することは避けられない。

(3) 費用の影響

排気ガスバイパス設備の採用によって、下記に示すような装置と工事が追加的に必要とな

る。

消音装置搭載のバイパススタック（頂上口径 7.5m,高さ 45m）

ダイバータダンパ

ギロチンダンパ（シンプルサイクル運転中のボトミングサイクルのメンテナンス用）

ガスダンパおよびエキスパンションジョイント

関連のサイト組み立て、据付、土木工事

その他の関連費用

上記項目による費用増加分は、合計で 6.4MMUS ドルと概算される。

(4) 段階的建設

排気ガスバイパス設備を採用することによって、トッピングとボトミングサイクルの段階

的建設が可能となる。この段階的建設は通常、電力供給が逼迫し、早期の電力供給が必要

となる場合に採用される。段階的建設に要する総工期は同時に実施する建設の総工期より

も長くなるが、トッピングサイクルであるガスタービン発電設備の商業運転の開始は約６

カ月早くなる。この利点は電力供給の早期必要性の程度に従い、発電設備購入者によって

評価されるものである。

付属書


B-12

(5) その他の観点

バイパス設備の設置にはより広い設置面積が必要で、F 型ガスタービンの場合、軸方向長

さが約 15m 長くなる。バイパススタックに消音装置がない場合、バイパス運転がたとえ短

時間に限られていても、スタックからの騒音が懸念される。

高温・高速のガスに晒される消音装置の確実かつ適切な機能が、発電設備寿命にわたって

維持されるかどうかが懸念される。排気ガスバイパス設備は常時使われていないだけに、

それを緊急時に正常な状態で使用するためには、より入念な日常的メンテナンス作業が必

要となる。 (6) 検討のまとめ

前述のとおり、排気ガスバイパス設備の採用によって発電設備の運用上の柔軟性が向上す

ることはいうまでもないが、運用上の信頼性の低下やプロジェクト費用の負担増は避けら

れない。 1.2.7 補助蒸気ボイラ

(1)必要性

補助蒸気ボイラなしの多軸 CCPP では、ガスタービンと HRSG は同時に起動する必要があ

る。HRSG で起動時に必要な蒸気が供給可能になれば、蒸気タービンのグランドシールな

どが完了するが、起動時の HRSG 入り口給水中の酸素濃度は運転中の酸素濃度より高くな

る。補助蒸気ボイラありの多軸 CCPP では、蒸気タービンのグランドシール蒸気は発電設

備起動前に補助蒸気ボイラから供給される。HRSG および蒸気タービンは補助蒸気なしの

多軸 CCPP に比べて、HRSG からの発生蒸気を待つことなしに起動でき、起動時の HRSG

入り口給水中の酸素濃度は運転中の酸素濃度と同じである。

(2)検討事項

HRSG および付属設備はガスタービン単独運転およびコンバインドサイクル運転共に短

時間で起動する必要がある。補助蒸気ボイラを適用しない場合、補助蒸気ボイラなしの起

動手順、起動時間、起動時の HRSG 入り口給水中の酸素濃度および HRSG 入り口給水中許

容酸素濃度を確認しておくことが必要である。

1.2.8 規格および基準

(1)機械、電気、制御装置

特別に要求された事項を除き、以下の国際基準・規格に従って設計される。

日本工業規格(JIS)

米国規格(ASME,ASTM など)

IEC 規格

ISO 規格

英国規格(BS)

ドイツ規格(DIN)

付属書


B-13

1.2.9 環境

(1)大気汚染物質の排出濃度は出力 75～100%の範囲で下記に示す排出濃度以内になるよう

計画する。

表 b-9 大気汚染物質排出濃度の制限値

汚染物質排出濃度制限値

ガス 40 ppmv 以下 NOx

軽油 100 ppmv 以下

ガス 20 ppmv 以下 CO

軽油 50 ppmv 以下

ガス 10mg/m3N 粒状物質

軽油 10mg/m3N

SO2 軽油 200ppmv 以下


(2) 騒音

定常状態でのすべての運転機器に対する騒音レベルは、機器またはエンクロージャ端から

1m の距離の点（高さ 1 m）で 85db(A)以内になるよう計画する。また、敷地境界線では騒

音レベルが 70db(A)を超えないように計画する。騒音の測定、試験は ANSI B133.8 に従っ

て行う。また、騒音基準に従うために必要なサイレンサー、防音壁などの減音設備を設置

する。

表 b-10 騒音基準

大騒音レベル

機器またはエンクロージャ端から 1m の点（高さ 1m） 85db(A)以下

敷地境界線 70db(A)以下


1.2.10 ガスタービン

ガスタービンは通常、天然ガスで運転され、天然ガスが不足した場合の緊急運転用に

ASTM D 2880 で指定されている No.2 GT 油に相当するディーゼル油で運転できる機能を

備えるものとする。ガスタービンは 75～100%負荷の範囲で指定された天然ガスで運転さ

れた場合、全ての大気温度条件下で、蒸気や水を噴射しないで 40ppm 未満（15%O2 の乾燥

体積基準）の NOx 排出要件を満たす高度な設計のものとする。さらにディーゼル油で運転

した場合、純水を注入して 100ppm 未満（15%O2 の乾燥体積基準）の NOx 排出要件を満た

すように運転することができるものとする。

ガスタービンは ISO21789 Gas Turbine Application-Safety の要件を基本的に満たした上で

製造業者(OEM)の設計基準により設計され、実証されているものでなければならない。ガ

スタービンの軸設計は小の軸受けを使用し、鉄骨フレームまたは適切な鉄骨構造および

コンクリート基礎上に配置され、発電機の短絡事故時または位相ずれ同期操作のいずれか

大きい方の瞬時大伝達トルクに耐えられるようにサイズが決められる。

付属書


B-14

1.2.11 HRSG

(1) 循環方式

HRSG の循環方式には自然循環方式と強制循環方式がある。自然循環方式では降水管中の

缶水と蒸発管の汽水混合流体の密度差によって循環力を確保する。強制循環方式では、ド

ラムから蒸発管、蒸発管からドラムの汽水混合流体を循環ポンプで強制循環することで循

環力を確保する。強制循環方式はウォームまたはホット起動時の急速起動が可能である。

自然循環方式は循環ポンプが不要なため、循環ポンプの故障または保守のための運転コス

トが節約できる。コールド起動時は HRSG 本体と缶水の昇温に時間を費やすため、自然循

環方式と強制循環方式の起動時間には差がない。

1.2.12 蒸気タービン

蒸気タービンは再熱式、３重圧力、２車室または１車室、復水型で発電機に直結されて

いるものとする。蒸気は下方向または軸方向で表面復水器に排出され、循環水により冷却

される。その循環水は自然通風冷却塔で冷却される。蒸気タービン大能力はガスタービ

ンが大能力を発揮する運転条件で運転されるときに、HRSG により発生する圧力、温度、

流量条件の蒸気を呑み込める能力であること。蒸気タービンが指定された条件下で、指定

された運用期間運転されたとき、その主要コンポーネント（車室および車軸）は、運用期

間終了時点での寿命消費量がその主要コンポーネントの予寿命の 75%を超えないように設

計されなければならない。

1.2.13 燃料供給設備

(1)燃料ガス供給設備

ガスタービンは指定された天然ガスで運転できるように設計する。燃料ガス供給設備はガ

スタービンの始動、停止および連続運転に必要な昇圧コンピレッサ、前処理設備、圧力調

節装置を含む。前処理設備はガスタービンが継続して運転可能となるように天然ガスを前

処理する。

(2)燃料油供給設備

ガスタービンは指定された軽油で運転できるように設計する。燃料油供給設備は燃料ガス

供給設備と同じようにガスタービンの始動、停止および連続運転ができるように設計する。

非常用軽油をどの程度、貯蔵する必要があるのかについてはガス関連設備が故障し、設備

が復旧するまでの非常時７日間の軽油 (2,000kl/day x 7 days=14,000KL, 余裕を考慮して

20,000KL)を貯蔵できる軽油タンクが必要と考える。

1.2.14 水処理装置

純水、飲料水、清浄水、消火用水、雑用水などのプロセス水は地下水から、前処理装置を

使用して製造される。冷却塔の補給水は直接、地下水を使用する。純水は HRSG の補給水、

補機冷却水、薬注用水、油燃焼時のガスタービンへの水注入などに使用される。前処理装

置は凝集沈殿槽、濾過器から、純水装置は薬品貯槽、再生装置などから構成される。なお、

前処理装置の有無ならびに仕様は地下水の水質により決定される。

付属書


B-15

1.2.15 排水処理装置

排水は HRSG ブロー水、ガスタービンおよび蒸気タービン建屋の床ドレン、変圧器区域

の表面排水の中和再生水である。汚水とトイレ排水などの生活排水は浄化槽で処理される。

ガスタービンおよび蒸気タービン建屋の床ドレン、変圧器区域の表面排水は油分離装置を

通して排水処理装置で処理される。

1.2.16 消火設備

(1)火災安全方法

発電所の職員と設備を火災などの災害から守るために、設備間に十分な距離を確保し、設

備や材質を耐火仕様にして設計、建設計画を行う。危険区域は危険物の種類、取り扱い方

法別に設定される。消火対象装置、区域、建屋の異なる運用を保護するためには異なる消

火装置を設置することが必要である。CCPP の消火設備は NFPA850 に従い、低でも２時

間(容量 300m3,圧力 10bar)の火災に耐えられる容量とする。

消火ポンプは以下の設備で構成する。

電気式ジョッキーポンプ 100%容量 1 台

主電気式ポンプ 100%容量 1 台

主ディーゼル式ポンプ 100%容量 1 台

も厳しい状況での必要水量および必要圧力は、主電気式ポンプによって確保され、主デ

ィーゼル式ポンプは主電気式ポンプが故障した場合のために待機状態とする。主ディーゼ

ル式ポンプの容量は主電気式ポンプの容量と同じ容量とすること。

表 b-11 保護区域および消火設備

項目建屋および区域消火設備

１ガスタービン二酸化炭素消火設備

２蒸気タービン潤滑油、潤滑ポンプ粉末消火設備

３蒸気タービン軸受け粉末消火設備

４蒸気タービン建屋スタンドタイプ設備

５発電機、主および起動用変圧器粉末消火設備

６油タンク泡消火設備、防油堤の設置

７制御室

ケーブル処理室：散水装置

制御室：アルゴン式か類似式

８電気設備、開閉装置散水装置、必要に応じて移動式消火装置

９共通制御室の火災、ガス検出の保護装置


付属書


B-16

(2)消火設備の概要

CCPP の消火設備は一般的に NFPA の規定を採用するが、消防法も遵守する計画とするこ

と。消火器は NFPA10 に従い分類し、配置する。また、NFPA72 に従い、建物の火災報知

器、自動火災検知器および火災表示盤を設置する。消火系統は NFPA に従い、２時間の消

火水を供給できるように設計する。消火水の供給設備はある箇所が故障しても継続して消

火設備の機能が維持できるように分離設計することが必要である。

1.2.17 電気設備

(1) 電気系統

(a) 発電機から変電所への電気系統

ガスタービン発電機より発電した電気はガスタービン昇圧変圧器を介して昇圧され、蒸気

タービン発電機より発電した電気は蒸気タービン昇圧変圧器を介して昇圧されて変電所に

接続されて外部の電力系統網に送電する。所内補機動力などの電源は通常運転時には発電

機主回路から分岐し、所内変圧器を介して供給するユニット方式とする。起動時所内補機

動力などの電源は変電所から起動変圧器を介して供給されるものとする。起動時、ガスタ

ービン発電機が定格速度、定格電圧に達するとガスタービン発電機遮断機により、外部電

力系統に接続される。次に蒸気タービン発電機が定格速度、定格電圧に達すると蒸気ター

ビン発電機遮断機により、外部電力系統に接続される。

(b)発電機主回路

ガスタービン発電機と蒸気タービン発電機の２台の発電設備で構成され、それぞれ発電機、

主変圧器、励磁変圧器および計器用変圧器が相分離母線(IPB)で接続され、主変圧器２次側

の発電機遮断機と発電機断路器を介して外部電力系統に接続される。

(2) 発電機

発電機の仕様は下記を標準とする。

表 b-12 発電機の仕様

発電機種類ガスタービン発電機蒸気タービン発電機

種類三相交流同期発電機三相交流同期発電機

極数 2 2

相 3 3

容量 248MVA 131.6MVA

周波数 50Hz 50Hz

回転数 3.000rpm 3.000rpm

端子電圧 16kv 11kv

力率 0.8 0.8

回転子冷却方法水素または空気式水素または空気式

固定子冷却方法水素または空気式水素または空気式


付属書


B-17

(3)発電機冷却設備

ガスタービンおよび蒸気タービン用の発電機冷却方式には、空気冷却式と水素ガス冷却式

がある。発電機製造者(OEM)は IEC 条件において 280MVA 以上の容量をもつ空気式冷却式

発電機 2 台および水素ガス式冷却式発電機 2 台を少なくとも納入した実績を持つこととす

る。

(4)発電機冷却設備の比較

近、冷却性能の技術進歩や風損の削減の結果、300MVA 級以上の発電機に空気式冷却設

備が採用されている。水素ガス冷却式設備に比べ、空気式冷却設備は設備自体がより単純

で、運用と保守が容易、そして費用の節約となるなどの利点がある。一方、水素ガス冷却

式設備は発電機を小型化できるため、輸送や据付時に利点がある。

(5)励磁方式

各発電機では静止型サイリスタ励磁装置により、界磁電流を調整し発電機端子電圧を制御

するものとする。サイリスタ励磁装置には励磁変圧器、自動電圧調整装置(AVR: Automatic

Voltage Regulator)、サイリスタ装置、界磁遮断器が含まれる。

自動電圧調整装置は発電機電圧を検出して設定電圧になるよう無効電力を制御する発電機

励磁装置を採用する。

(6)変圧器

(a)ガスタービン変圧器

ガスタービン変圧器は発電機電圧を送電電圧に昇圧するものであり、負荷時タップ切り替

え装置付油絶縁三相変圧器または単相変圧器 4 台（1 台は予備）とし、変圧器冷却方式は

ONAF (Oil Natural Air Forced : 油入風冷)を採用する。変圧器巻線方式は Δ-Y とする。 (b)蒸気タービン変圧器

蒸気タービン変圧器は発電機電圧を送電電圧に昇圧するものであり、負荷時タップ切り替

え装置付油絶縁三相変圧器または単相変圧器 4 台（1 台は予備）とし、変圧器冷却方式は

ONAF (Oil Natural Air Forced : 油入風冷)を採用する。変圧器巻線方式は Δ-Y とする (c)所内変圧器

所内変圧器は発電機電圧を所内電圧に降圧するものである。負荷時タップ切り替え装置付

油絶縁三相変圧器または単相変圧器 4 台（1 台は予備）とし、変圧器冷却方式は ONAF (Oil

Natural Air Forced : 油入風冷)を採用する。変圧器巻線方式は Δ-Y とする。

(d)起動変圧器

所内変圧器は外部送電電圧を所内電圧に降圧するものである。負荷時タップ切り替え装置

付油絶縁三相変圧器または単相変圧器 4 台（1 台は予備）とし、変圧器冷却方式は ONAF (Oil

Natural Air Forced : 油入風冷)を採用する。変圧器巻線方式は Y-Y-Δ の安定巻線付とする。

Y-Y-Δ を採用することにより、地絡事故電流の検出が容易になる。各変圧器の標準仕様を

次に示す。

付属書


B-18

表 b-13 変圧器の標準仕様

項目 GT 変圧器 ST 変圧器所内変圧器起動変圧器

1 次 16kv 11kv 16kv 132kv 定格

電圧 2 次 230kv 230kv 6.9kv 6.9kv

1 次 11,547A 8,398A 722A 87.5A 定格

電流 2 次 803A 402A 1,674A 1,674A

1 次 320MVA 160MVA 20MVA 20MVA 定格

容量 2 次 320MVA 160MVA 20MVA 20MVA

相結線 Δ-Y Δ-Y Δ-Y Y-Y-Δ

冷却方式 ONAF(油入風冷) ONAF(油入風冷) ONAN(油入自冷) ONAN(油入自冷)


(e)単相変圧器と三相変圧器

輸送や事故による変圧器 1 相分取替え時は単相変圧器 3 台方式の方が有利である。一方、

コスト的には単相変圧器 3 台方式は予備変圧器、変圧器毎の制御装置、基礎が必要なため、

より高価になる。単相変圧器と三相変圧器方式は性能的には同等といえる。

(7)所内電源

所内電源は所内変圧器と起動変圧器で電源供給系統を構成する。CCPP で使用される設備

は所内変圧器から電源を供給することとし、共通設備（水処理、排水処理設備など）は起

動変圧器から電源を供給することとする。また、非常用電源として 3 相ディーゼル発電機

を 1 台設置し、CCPP の全停時の保安電源確保を可能とする。直流負荷は直流分電盤より

電源の供給を受ける。CCPP 全停時の発電設備安全停止は蓄電池で確保できるものとする。

1.2.18 発電設備保護と制御

(1)発電機・変圧器保護

発電機主回路を構成しているのは GT 発電機、GT 変圧器と ST 発電機、ST 変圧器である。

その主回路を保護する継電器を下記に示す。

付属書


B-19

表 b-14 発電機の保護回路

名称要素

GT 発電機比率作動 87G1

GT 変圧器比率作動 87T1

ST 発電機比率作動 87G2

ST 変圧器比率作動 87T2

逆相 46

界磁喪失 40

発電機逆電力 67

地絡過電流 51GN

過励磁 24

発電機過電圧 59

発電機低電圧 27G

周波数高・低 81


(2)制御監視システム

制御監視システムの設計は CCPP の職員および機器の安全性を大限確保し、その一方で

可能な限り高の可能性を念頭に置きつつ全ての条件の下で CCPP を安全にかつ効率的に

運転できるものとする。発電設備全自動運転を可能とする制御監視システムは技術面、コ

スト面を考慮した DCS (Distributed Control System) 設備で構成する。DCS 設備は共通設

備の制御監視を含む発電設備全体の制御監視を可能とするものとする。

DCS の基本構成：

演算および電源回路は２重化とし、入出力回路は１重化とする。

電源供給は AC と DC の２重化（突合せ方式）とする。

基幹ネットワークは２重化とする。

運転操作はマウス操作を基本とする。

(3)発電設備制御監視装置

発電設備の制御監視装置は DCS 設備、情報管理システム、保守管理システム、ネットワー

クシステムおよび関連装置により構成する。DCS 設備はオペレータ・コンソール、タービ

ン制御システム、データ収集システム、シーケンスコントロールシステム、プロセス I/O

システムおよびこれらの周辺機器で構成し、これらの設備をネットワークで接続する。GT

制御システム、 ST 制御システム、 HRSG およびローカル制御システム冗長通信リンクお

よびハード配線信号で DCS に接続されるものとする。GT、ST および HRSG の保護制御を

行うための検出は、発電設備信頼性を高めるため冗長性３重構成とする。制御システムは

自動方式により発電設備を操作し、制御するように設計する。また、発電設備状態の情報

および起動停止操作やトラブルシューティング、通常運転状態を操作員に伝えるものとす

付属書


B-20

る。制御システムの制御ロジックおよびグラフィックディスプレイの構成はメンテナンス

員が現場で修正および変更を容易に、間違いなく行えるように設計する。下記の機能を有する DCS 設備を計画する。

(a)タービン制御監視機能

GT 制御監視、GT 保護回路

HRSG 制御監視、HRSG 保護回路

ST 制御監視、ST 保護回路

高圧制御油系統制御

発電機保護、励磁制御、電圧制御、並解列制御

補機制御監視

(b)情報収集・管理機能

スキャンおよび警報

プロセス計算（含む性能計算）

データログ機能およびデータ表示

(c)共通設備の制御監視機能

燃料油設備

水処理設備

排水処理設備など

1.2.19 土木および建築工事

土木および建築工事は、地質学的調査、敷地造成、雨水・構内排水路設備の設計および

建設、地下ユーティリティおよび取水管、道路工事、舗装および路面砂利敷き詰め、基礎

を含む主・補助建物および構造物、屋内および屋外機器基礎、照明などの建物設備、避雷

設備、汚水設備、空調および換気設備を含むものとする。

適用すべき国際規格および基準を下記に示す。

コンクリート工事については米国コンクリート学会(ACI318)

鉄骨構造については米国鉄骨構造物学会(AISC)

国鉄鋼協会(AISI)

米国土木学会(ASCE)

材料品質管理については米国材料試験協会(ASTM)

道路排水については米運輸交通担当者協会(AASHTO)

溶接については米国溶接協会(AWS)

コンクリート管および配水配管については米国水道協会(AWWA)

全国防火協会(NFPA)

米国機械学会(ASME)

米国規格協会(ANSI)

付属書


B-21

1.2.20 建設費

上記の基本計画に従って 800ＭＷクラスガスコンバインドサイクル発電設備の建設費を

東電設計が使用しているソフトウエアを使用して、シリアのサイト条件を考慮して概略費

用を算定したものを表 b-15 に示す。

この費用は前述した基本計画から発電所設備の構成は、発展途上国で多く採用されてい

る多軸型コンバインドサイクル発電所(ガスタービンｘ2 基、熱回収ボイラｘ2 基、蒸気タ

ービンｘ1 基)を基に、主力燃料はガスを使用、補助燃料（ガス燃料が不足の場合）を燃焼

できる装備とする。蒸気冷却はシリアの環境を考えＡＣＣ（Draft direct air cooled

condenser.）を採用、送電端出力は 803ＭＷ、後段に添付したヒートバランスに示したよう

に効率は 55.6％とした。

表 b-15 建設費積算

単位：US$x1000

Description Equipment Material Labor Total

Combustion Turbine & Accessories 175,635 4,956 2,813 183,404

Inlet Filtration System 4,701 459 543 5,703

Electrical Systems - Combustion

Turbine 21,282 373 1,924 23,579

Condensate Heating System 5,002 18 915 5,935

HRSG & Accessories 64,508 1,297 12,023 77,828

Deaeration System 314 128 356 798

Steam Piping 0 14,059 9,043 23,102

Electrical Systems - HRSG 171 316 827 1,314

Steam Turbine & Accessories 52,857 3,447 2,118 58,422

Steam Bypass System 1,769 61 317 2,147

Electrical Systems - Steam Turbine 9,379 2,266 2,458 14,103

Condenser & Accessories 38,593 2,724 12,216 53,533

Water Treatment System 2,370 808 1,291 4,469

Waste Water Treatment System 1,541 61 628 2,230

Auxiliary Boiler & Accessories 2,617 663 691 3,971

Boiler Feed System 2,705 321 982 4,008

Condensate System 400 201 440 1,041

Buildings 1,613 19,570 12,786 33,969

Fire Protection System 1,467 56 1,146 2,669

Fuel Systems 3,805 825 1,639 6,269

Fuel Gas Compressor & Accessories 15,590 2,517 1,160 19,267

Bypass Stack & Diverter Valve 12,094 380 4,198 16,672

Main Exhaust Stack 0 3,127 2,011 5,138

Station & Instrument Air System 1,287 619 508 2,414

付属書


B-22

Description Equipment Material Labor Total

Closed Cooling Water System 1,019 791 528 2,338

Cranes & Hoists 225 200 224 649

Plant Control System 2,300 0 203 2,503

Continuous Emission Monitoring

System 1,556 1,003 2,033 4,592

Total Process Cost 424,800 61,246 76,021 562,067

General Facilities (Adm bldg, workshop bldg, warehouse etc) 21,078

Engineering Fees for plant design by EPC contractor 31,616

Consulting Fees 21,078

Physical Contingency 28,103

Total Plant Cost 663,942

Net Plant Power Output (MW) 802.3

Total Plant Cost per Net kW (US$/kW) 828


上記の表に示したように合計建設費は 663.9 MMUS$となった。kW 単価では 828US$/kW

である。この単価にはシリアの税金、シリアのサイト条件を考慮した土木工事、定期検査

に必要な予備品、発電所までのガス供給設備、建設予備費はこの積算に含めていない。

付属書


B-23

274.1 G 40.1 G 432.8 G 2,357.0 G

1.4 G 3,515.9 H 2,923.6 H 230.8 H 98.1 H275.6 G 237.7 T 13.0 P 53.8 G 0.54 P 0.71 P 93.0 P

3,503.1 H 568.0 T 3,053.7 H 232.9 T 55.0 T 93.8 T

13.0 P 3.25 P

563.0 T 326.0 T

2,357.0 G

662.7 H96.5 kPa

599.7 T

319.5 G

3,607.3 H3.15 P

568.0 T

275.6 G G t/hr3,501.5 H H kJ/kg

12.4 P 80.1 G P Mpa

1.4 G 560.0 T 2,918.3 H ToC

237.7 T 0.51 P

11.8 G 641.8 G 229.9 T Steam662.7 H 3,589.8 H Water

93.0 kPa 2,368.8 G 3.09 P Cooling Water599.7 T 662.7 H 560.0 T 740.5 G Gases

96.5 kPa 3,061.1 H599.7 T 120.7 G (Ambient Air) 265.7 G 0.49 P

15.0 T 3,162.7 H 298.1 T

3.31 P

372.0 T

*1 370.9 G

165.2 H0.81 P

39.3 T

740.5 G

300.0 T 2,455.2 H52.59 G 9.1 P(kPa)

49,348 *1 2,316.3 G 31,300 G 38.0 T

15.0 T 15.1 H 30.0 T

93.0 kPa

15.0 T

741.8 G

160.1 H0.81 P

49,790 740.5 G 38.1 T

49,518 200.0 T 159.1 H92.2 T 182.7 T 6.6 P(kPa)

38.0 T

15.0 T

Wet Bulb Temperature

49,320 kJ/kg

Ambient Pressure 93.0 kPa

Relative Humidity 50.0 %

Operating Conditions

Dry Bulb Temperature 15.0 oC

Plant Gross Power Output

kW

kW

kW Total 826,900

Gas turbine (2× 281,950 kW)

Steam turbine

563,900

263,000

57.4 Plant Gross Thermal Eff %

24,600 kW Auxiliary Power Plant Net Power Output

Type of Fuel Natural Gas

10.9 oC

Plant Net Thermal Efficienc 55.6 %

802,300 kW

LHV+Sensible Heat (kJ/kg)



Net Specific Energy

Preliminary Heat and Mass Balance Diagramof 800MW Natural Gas Fired Combined Cycle Power Plant

with Forced Draft Direct Air Cooled Condenser

at Site Conditions

HP SH

RHTR

IP SH LP SHHP EVA IP EVA LP EVAHP ECO IP ECO LP ECO

HPT IPT LPTTurbine Air Compessor

Combustor

from Gland Seals

TCACoole

Fuel GasHeater

Fuel GasComp

from NO.2 HRSG

to NO.2 HRSG

from NO.2 HRSG

Steam Turbine to NO.2 HRSG

Steam Turbine GeneratorNO.1 Gas Turbine Generator

NO. 1 Gas Turbine

NO. 1 HRSG

from NO.2 HRSG

Air Cooled Condenser

Condensate Drain Pot

図 b-3 コンバインドヒートバランス


付属書


B-24

1.3 石炭火力発電所の基本計画

(1)定格出力および発電形式

定格出力は送電端で 600MW クラスとして、発電形式は亜臨界圧設備(蒸気圧力 16MPa、蒸

気温度 538℃)を採用するものとして計画する。亜臨界圧設備を採用する主な理由を下記に

示す。

起動停止、負荷変化指令の少ない稼働率 80%程度のベースロード運用として計画する。

発電設備の蒸気条件に超臨界圧(22.1MPa 以上)を採用する場合、ボイラ形式は蒸気と

水の比重差がなく、水冷壁の水循環ができないことから必然的に貫流ボイラが採用さ

れる。貫流ボイラでは汽水分離を行うドラムが設置されないため、ドラム式ボイラの

ように給水中の不純物をブローすることができない。不純物を含んだ蒸気がタービン

に送気されることを防止するため、貫流ボイラでは非常に高純度のボイラ給水の作成

など厳しい水質基準を厳守する必要がある。

超臨界圧設備では高いプラント効率を得ることができるが、亜臨界圧設備に比べて「高

価な材料の使用」、「復水脱塩設備の設置」などにより建設費用が高くなる。

超臨界圧設備では高温高圧材料の溶接補修などには高度な技術が必要である。

亜臨界圧設備は多数の実績があり、運転保守が容易である。

(2)設備構成

(a)ボイラ設備の概要

微粉炭焚き亜臨界圧強制循環ドラム式ボイラとして計画する。バーナは低 NOx バーナを採

用し、通風形式は平衡通風方式、煙風道設備は１次空気フアン、押込通風機、誘引通風機

などの主要ファンのほか、空気余熱器および電気集塵器、脱硫設備の環境設備などを設置

する計画とする。また、燃料設備として微粉炭機、石炭バンカ、コールフィーダおよびベ

ルトコンベア設備などを設置するものとする。

ボイラ形式：微粉炭焚き強制循環ドラム式ボイラ

蒸発量：1,800 t/h

過熱器出口蒸気：17MPa/541℃

再熱器出口蒸気：3.5MPa/300℃

バーナ形式：微粉炭燃焼式低 NOx バーナ

火炉出口温度：使用燃料の灰溶融温度より、少なくとも 50℃低い温度とする。

ボイラ効率：約 80%

スートブロワ：火炉、過熱器、再熱器、節炭器および空気余熱器に設置する。

微粉炭機：容量 50t/h を 6 台設置し、1 台を予備機とする。

空気および燃焼ガス設備：平衡通風式、電気集塵器および脱硫設備を設置する。

付属書


B-25

(b)タービン設備の概要

タービンはタービン発電機本体設備、復水器設備、復水設備、給水過熱器設備、給水ポン

プ設備、冷却水設備、海水系統設備、密封油設備および固定子冷却設備などで構成される。

タービン本体は高圧、中圧、低圧２車室の計４車室のタンデムコンパウンド形復水タービ

ンを採用するものとする。低圧排気は４流タイプを採用する。ガバナ制御は電子油圧制御

方式を採用し、高圧および低圧タービンバイパス装置を有するものとする。給水過熱器は

低圧給水過熱器を３基、高圧給水過熱器３基で構成するものとする。復水器冷却水管はス

ーパステンレス管を採用するものとする。復水器は表面接触型、１パス、２水室とし、連

続洗浄装置を設置する。また、給水ポンプはタービン駆動方式を採用し、通常の運転時は

タービン駆動ポンプを使用し、起動停止時は電動給水ポンプを使用する。

発電機は回転子の冷却方法に水素冷却方式を採用する。付属設備として固定子冷却設備、

密封油設備、水素換気設備などを設置する。また、発電機電圧の調整には AVR(Automatic

Voltage Regulator) システムを採用し、電力系統の安定化のために PSS(Power System

Stabilizer)を採用する。

蒸気タービン：４車室、再熱抽気復水

出力：600MW

回転数：3,000rpm

ガバナ制御型式：電子油圧ガバナ

復水器：横置、表面冷却、１パス、水室２分割形、連続洗浄装置

タービンバイパスシステム：高圧および低圧タービンバイパスシステム

(c)水処理設備の概要

発電所近隣に発電所が必要とする大量の淡水源がないため、河川水を淡水源とした淡水化

装置を設置するものとする。造水能力は約 2,000m3/day として計画する。この淡水は発電

設備だけでなく脱硫設備の石灰石スラリ作成にも使用できるとして計画する。なお、淡水

化方式には蒸発式と逆浸透膜などの方式があるが、逆浸透膜方式を採用する計画とする。

(d)石炭設備・揚貯運炭設備の概要

石炭設備・揚貯運炭設備の設計は石炭の輸送方法、石炭の発熱量、石炭密度、荷揚げ速度、

石炭運搬速度などに基づいて設計される。石炭受け入れ桟橋、貯炭場およびこれらの設備

を結ぶベルトコンベアなどの設備で構成する。揚炭能力は約 800t/h を 2 系統、送炭能力は

約 500t/h を 2 系統設置する計画とする。貯炭場の容量は石炭の輸送方法にもよるが、60 日

程度の容量が確保されるのが望ましい。

揚炭アンローダ（連続式）：800t/h x 2 基

受け入れコンベヤ：800t/h x 2 系列

スタッカー・リクレーマー：800t/h x 2 基

払い出しコンベヤ：800t/h x 2 系列

付属書


B-26

(e)灰処理設備

石炭燃焼により溶融した灰はボイラ火炉下部のホッパに落下して捕集される。これはクリ

ンカと呼ばれている。一般に全灰量の 5-15%程度が捕集される。ボイラ下部から排出され

るクリンカ灰はトラックで灰捨て場に運搬する。一方、電気集塵器によって捕集される燃

焼灰は電気集塵器の下部ホッパに捕集される。この燃焼灰はフライアッシュと呼ばれる。

全灰量の 80-90%がここで捕集される。フライアッシュは圧縮空気でサイロに運搬した後、

トラックで灰捨て場に運搬する。灰捨て場の受け入れ許容年数は発電所の運用年数をカバ

ーできるものとする。石炭火力発電所から発生する燃焼灰および脱硫装置にて生成される

石膏は一種の鉱物資源として活用の可能性があり、日本では石炭灰の約 50%がセメント分

野で利用されている。

炉底灰設備：１基

灰回収設備：１基

フライアッシュ貯蔵払い出し設備：１基

(f)取水設備

取水配管設備、取水設備、スクリーン設備および循環水設備などで構成される。循環水ポ

ンプは 50%容量を 2 基設置する。

(g)排水処理設備

石炭火力にて発生する定常的および非定常的な排水は排水基準を満足するよう物理的、化

学的に処理される。石炭火力の排水には以下のものがある。

手洗い、トイレなどの生活排水

揚炭、運炭および貯炭などの石炭の取り扱いで発生する石炭設備排水

クリンカおよび電気集塵器灰などの石炭灰の取り扱いで発生する灰処理設備排水

空気余熱器、電気集塵器および脱硫装置などからの排煙プラント排水

ボイラ、タービンおよび復水系統などからの発電プラント排水

(h)脱硫設備

脱硫設備は電気集塵器の後流側に設置される。湿式石灰石―石膏法が世界で広範に使用さ

れている。脱硫設備はアルカリ性の吸収剤である石灰石を供給する石灰石供給工程、排ガ

スから SO2 を除去する吸収工程、副生品としての石膏を回収する石膏回収工程、排ガスを

導入しガスを再加熱する通風工程の４工程で構成される。排ガス中の SO2 は石灰石と反応

し、空気中の酸素により酸化されて石膏になる。石炭特性、石灰石濃度などのデータに基

づき排ガス中のダスト濃度が基準値以下となるよう、また石膏濃度が 95%以上となるよう

に電気集塵器などの関連機器と組み合わせて設計する。

付属書


B-27

酸化空気用空気圧縮機：50% x 3 基

サービスウォータポンプおよび関連機器：100% x 2 基

ミストエルミネータ：１式

石灰石スラリーシステム：１式

脱水装置・真空フィルターシステム：１式

(i)石灰石・石膏設備

石灰石設備は荷揚げ後、ベルトコンベアによって石灰石貯蔵場まで運ばれる。石灰石貯蔵

場の石灰石はブルドーザによってプラントの石灰石貯蔵サイロまで運ばれる。仮に石炭中

の S 分濃度を１％とすると、石灰石の必要量は約 150 t/d であり、これらを考慮して石灰

石・石膏設備を設計する必要がある。

石灰石アンローダ：１基

石灰石受け入れコンベア：１基

石灰石貯蔵サイロ：１基

石膏払い出し設備：１基

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シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート） · 付属書 シリア国電力セクターレビュー調査（ファイナルレポート） a1-2

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