ISO 27919-1:2018 二酸化炭素回収—パート1：発電所と統合された燃焼後CO2回収の性能評価方法 | ページ 6

3.1.1

吸収性のある

液体または気体を吸収できる物質

[出典:ISO/TR 27912:2016, 定義 3.1]

3.1.2

測定精度

測定の精度

正確さ

測定された量の値と測定量の真の量の値の間の一致の近さ

[出典:ISO/IEC Guide 99:2007, 定義 2.13]

3.1.3

補助ユニット

PCC プラントに熱、電力、および/またはその他のユーティリティを提供するユニット

3.1.4

ボイラー給水

ボイラーに送られる凝縮水と補給水からなる水

3.1.5

二酸化炭素の回収と貯蔵

CCS

産業およびエネルギー関連の発生源からの CO ₂の分離、輸送および地層への注入で構成され、大気から長期的に隔離されるプロセス

注記 1: CCS は、多くの場合、炭素回収および貯蔵と呼ばれます。この用語は不正確であるため推奨されません。目的は二酸化炭素の回収であり、炭素の回収ではありません。植林は二酸化炭素回収のもう 1 つの形態ですが、産業排出源から CO ₂を除去する物理的プロセスを正確に説明するものではありません。

注記 2: 「隔離」という用語は、「保管」の代わりに使用されることもある。 「隔離」の方がより一般的であり、生物学的プロセス（生物による炭素の吸収）を指すこともあるため、「貯蔵」という用語が好まれます。

注記 3: 長期とは、 CO ₂地中貯留が効果的で環境的に安全な気候変動緩和オプションとみなされるために必要な最小限の期間を意味します。

注記 4: 二酸化炭素の回収、利用、貯留 (CCUS) という用語には、大気からの隔離が有益な結果につながる可能性があるという概念が含まれている。 CCUS は、地層内での貯蔵を通じて CO ₂の長期隔離が行われる限り、CCS の定義内に組み込まれます。 CCU は、地層内に貯蔵せずに炭素を回収し利用 (または使用) することです。

注記 5: CCS はまた、海洋、湖、飲料水供給源、その他の天然資源から CO ₂を長期にわたって確実に隔離する必要がある。

[出典:ISO 27917:2017, 定義 3.1.1]

3.1.6

炭素質燃料

炭素原子を含む固体、液体、または気体燃料

3.1.7

捕獲計画

CO ₂ストリームを生成するプロセスおよび関連機器

3.1.8

化学吸収

CO _{2 が}化学反応によって吸収されるプロセス

3.1.9

co _回収効率

捕獲効率

回収プラントのco ₂除去効率は、回収プラントの入口における排ガスに含まれる CO ₂の総量で回収された CO ₂量を割ったものとして計算されます。

注記 1: CO ₂回収効率はパーセンテージで表されます。

3.1.10

co _を捕獲

回収プラントによって回収された純粋な CO ₂の絶対量

3.1.11

co _の流れ

圧倒的に二酸化炭素からなる流れ

[出典:ISO 27917:2017, 定義 3.1.1, 修正 — 注は削除されました。]

3.1.12

凝縮水

蒸気の凝縮によって生成される水、たとえば PCC のボイラーは蒸気サイクルおよび/または補助ボイラーに戻ります。

3.1.13

排ガスの深部脱硫

深いFGD

so ₂除去ユニットは、SO ₂含有量を CO ₂回収プラントが必要とするレベルまで下げることを目的として、主排ガス脱硫プロセスの下流に設置されています。

注記 1: 「研磨」FGD とも呼ばれます。

注記 2:地域の規制により FGD が要求されておらwhere 、CCS の目的で FGD が設置されている場合、新しいユニットはディープ FGD と見なされます。

3.1.14

脱水機

水分除去システムおよび/または装置

3.1.15

脱塩水

ミネラル分や塩分が取り除かれた水

[出典:ISO/TR 27912:2016, 定義 3.24, 修正 - 2 番目の用語「脱水」が削除され、定義内の「の」という単語が「から」に置き換えられました。

3.1.16

x

排ガスから NO x を除去するために使用されるプロセスまたは装置

3.1.17

排水

環境に排出される液体

3.1.18

燃料固有の排出量

放出される熱エネルギー単位当たりの完全燃焼により発生する成分の量

3.1.19

ホスト発電所

燃焼排ガスが PCC プラントに送られる発電所

3.1.20

不純物

CO ₂ストリームの一部である非 CO ₂物質。原料物質または回収プロセスに由来するもの、輸送のための混合の結果として追加されるもの、または地下貯蔵や/の結果として放出または形成されるもの。 _CO2の漏洩

[出典:ISO 27917:2017, 定義 3.2.12, 修正 - 注 1 と 2 が削除されました。]

3.1.21

インターフェース

システムの 2 つの要素間の機械的、熱的、電気的、または動作上の共通の境界

[出典:ISO 10795:2011, 定義 1.120, 修正 - 略語「I/F」が削除されました。]

3.1.22

重要業績評価指標

発電所と統合された PCC プラントに関連するパフォーマンスの尺度

3.1.23

測定の不確かさ

測定の不確かさ

不確実性

使用される情報に基づいて、測定量に起因する数量値の分散を特徴付ける非負のパラメータ

注記 1: 測定の不確かさには、定義上の不確かさだけでなく、物理的特性の補正や割り当てられた量の値に関連する成分などの系統的な影響から生じる成分も含まれます。場合によっては、推定された系統的効果が補正されないことがあります。代わりに、関連する測定の不確かさ成分が組み込まれます。

注記 2:パラメータは、たとえば、標準測定不確実性と呼ばれる標準偏差 (またはその指定倍数)、または指定されたカバレッジ確率を持つ間隔の半幅の場合があります。

注記 3: 測定には、一般に多くの要素である不確実性が含まれます。これらの一部は、一連の測定からの数量値の統計的分布からの測定不確かさのType A 評価によって評価でき、標準偏差によって特徴付けることができます。測定の不確かさのType B 評価によって評価される他の成分も、経験または他の情報に基づく確率密度関数から評価される標準偏差によって特徴付けることができます。

注記 4:一般に、所定の情報セットについては、測定の不確かさは、測定対象に起因する記載された量の値に関連していると理解されています。この値を変更すると、関連する不確実性が変更されます。

注5： 「測定不確かさのType A評価」は、定義された測定条件下で得られた測定量値の統計分析による測定不確かさの構成要素の評価として定義されます。 「測定不確かさのType B 評価」は、測定不確かさのType A 評価以外の手段によって決定される測定不確かさの構成要素の評価として定義されます。

[出典: ISO/IEC Guide 99:2007, 定義 2.26, 修正 - 注 1 の「測定基準」が「物理的特性」に変更され、注 5 が追加されました。

3.1.24

午後

PM _2.5 、PM ₁₀ 、および/または総浮遊粒子状物質を含む粒子状物質

[出典:ISO 25597:2013, 定義 3.21]

3.1.25

微粒子除去

煙道ガス流から粒子状物質を除去するための措置

3.1.26

PCC計画

燃焼ガスから_CO2ストリームを生成するプロセスおよび関連装置

3.1.27

常設の植物器具

制御と監視のために発電所と回収プラントに設置される計器

3.1.28

燃焼後のCO ₂回収

炭素質燃料の燃焼によって生成される煙道ガス流からの二酸化炭素の回収

[出典:ISO/TR 27912:2016, 定義 3.51, 修正 - 用語に「CO ₂ 」が追加され、定義内の「燃料空気燃焼」が「炭素質燃料燃焼」に修正されました。]

3.1.29

製品_CO2ストリーム

CO ₂の回収および圧縮/液化プロセスによって生成されるストリーム

3.1.30

回収システム

PCC プラントで使用する CO ₂吸収剤を回収し、有機酸および無機酸と吸収剤中のアミンの反応によって生成される熱に安定な塩を除去するために使用されるシステム

3.1.31

冗長機器

同じパラメータを測定するための同様の機器が故障した場合にプラントが機能するために必要な重複した機器

3.1.32

参考発電所

CO ₂を回収しない発電の代表と考えられる発電所

注記 1:発電所は実際のものであるか、または架空のものです。

3.1.33

再生

使用後に吸収剤の活性を有効な状態に再生するプロセス

3.1.34

拒否された熱

冷却装置によって環境に放散される熱

3.1.35

吸収剤の比消費量

1トンのCO ₂を捕捉し、圧縮/液化するために消費されるCO ₂吸収剤の量

3.1.36

CO ₂排出量の具体的な削減

ホスト発電所に PCC プロセスを導入することにより、リファレンス発電所の単位出力あたりの CO ₂排出量の純減少量を計算

注記 1:この排出削減量は、発電所の出力に関して正規化されている。

[出典:ISO 27917:2017, 定義 3.2.8, 修正 - 「ベースライン シナリオと CCS プロジェクトの出力」は「ホスト発電所に PCC プロセスを実装することによる基準発電所の単位当たりの出力」に置き換えられました。

3.1.37

特定の化学物質の消費量

1トンのCO ₂を捕捉し、圧縮/液化するために消費される化学物質の量

3.1.38

特定の等価電力消費量

1 トンの CO ₂の回収および圧縮/液化に起因する全体的な電力エネルギー消費量

3.1.39

比電力消費量

1トンの_CO2を回収し、圧縮/液化するために消費される電気エネルギー

3.1.40

比熱エネルギー消費量

1トンのCO ₂を捕捉し、圧縮/液化するために消費される熱エネルギー

3.1.41

参考条件

結果の報告およびベンチマークの比較を目的としてwhere パフォーマンス評価の結果を調整できる基準点の条件

注記 1:性能評価の結果を調整するための基準点として使用される標準基準条件を示す付録 E を参照。

3.1.42

火力発電所

炭素質燃料の燃焼によって放出される熱を電気に変換する発電所

3.1.43

つなぎのポイント

公共電源と PCC プラントの間の接続点

注記 1:この点は PCC プラントの境界に位置します。

3.1.44

処理された排ガス

PCCプラントを通過させてCO ₂濃度を低減した排ガス

3.1.45

公共事業

蒸気、電気、冷却水（CW）、脱塩水、圧縮空気、冷凍、廃水処理など、プロセスの運用に必要な付随サービス

3.1.46

ガス抜き

意図的に大気中に放出される排ガスまたは処理排ガス以外のガス

3.1.47

廃熱

プロセスによって生成される熱で、その利用のための特別な措置が講じられなかった場合、通常は環境に放散されるもの

3.1.48

廃水

余分な水は水回路から流れて廃棄される

[出典:ISO 1213-1:1993, 定義 5.1.18]

3.1.49

ウェットベース

燃料などの固体や排ガスなどのガスが水分を含んだ状態

3.1.1

absorbent

substance able to absorb liquid or gas

[SOURCE:ISO/TR 27912:2016, definition 3.1]

3.1.2

measurement accuracy

accuracy of measurement

accuracy

closeness of agreement between a measured quantity value and a true quantity value of a measurand

[SOURCE:ISO/IEC Guide 99:2007, definition 2.13]

3.1.3

auxiliary unit

unit providing heat, power and/or other utilities for the PCC plant

3.1.4

boiler feed water

water consisting of the condensate and the make-up water that is sent to the boiler

3.1.5

carbon dioxide capture and storage

CCS

process consisting of the separation of CO₂ from industrial and energy-related sources, transportation and injection into a geological formation, resulting in long term isolation from the atmosphere

Note 1 to entry: CCS is often referred to as Carbon Capture and Storage. This terminology is not encouraged because it is inaccurate: the objective is the capture of carbon dioxide and not the capture of carbon. Tree plantation is another form of carbon capture that does not describe precisely the physical process of removing CO₂ from industrial emission sources.

Note 2 to entry: The term"sequestration" is also used alternatively to"storage". The term"storage" is preferred since “sequestration” is more generic and can also refer to biological processes (absorption of carbon by living organisms).

Note 3 to entry: Long term means the minimum period necessary for CO₂ geological storage to be considered an effective and environmentally safe climate-change-mitigation-option.

Note 4 to entry: The term carbon dioxide capture, utilization (or use) and storage (CCUS) includes the concept that isolation from the atmosphere could be associated with a beneficial outcome. CCUS is embodied within the definition of CCS to the extent that long term isolation of the CO₂ occurs through storage within geological formations. CCU is Carbon Capture and utilization (or use) without storage within geological formations.

Note 5 to entry: CCS should also ensure long term isolation of CO₂ from oceans, lakes, potable water supplies and other natural resources.

[SOURCE:ISO 27917:2017, definition 3.1.1]

3.1.6

carbonaceous fuels

any solid, liquid or gaseous fuels containing carbon atoms

3.1.7

capture plant

process and associated equipment that produces a CO₂ stream

3.1.8

chemical absorption

process in which CO₂ is absorbed by chemical reaction

3.1.9

co₂ capture efficiency

capture efficiency

co₂ removal efficiency of the capture plant calculated as the amount of CO₂ captured divided by the total amount of CO₂ contained in the flue gas at the inlet of the capture plant

Note 1 to entry: The CO₂ capture efficiency is expressed as a percentage.

3.1.10

co₂ captured

absolute amount of pure CO₂ captured by the capture plant

3.1.11

co₂ stream

stream consisting overwhelmingly of carbon dioxide

[SOURCE:ISO 27917:2017, definition 3.1.1, modified — The Note was deleted.]

3.1.12

condensate

water produced by condensation of steam, e.g. a boiler of PCC return to the steam cycle and/or auxiliary boiler

3.1.13

deep flue gas desulfurization

deep FGD

so₂ removal unit placed downstream of the main flue gas desulfurization process intended to lower the SO₂ content to the level required by the CO₂ capture plant

Note 1 to entry: Also called a “polishing” FGD.

Note 2 to entry: In the case where no FGD is required by local regulations, and FGD is installed for the purposes of CCS, the new unit will be considered as deep FGD.

3.1.14

dehydrator

moisture removal system and/or equipment

3.1.15

demineralized water

water from which the mineral matter or salts have been removed

[SOURCE:ISO/TR 27912:2016, definition 3.24, modified — The second term “demin water” was removed and in the definition the word “of” was replaced by “from”.]

3.1.16

DeNOx

process or equipment used to remove NOx from the flue gas

3.1.17

effluent

liquid discharged to the environment

3.1.18

fuel specific emission

amount of component generated from complete combustion per unit of heat energy released

3.1.19

host power plant

power plant from which flue gas is sent to the PCC plant

3.1.20

impurities

non-CO₂ substances that are part of the CO₂ stream that may be derived from the source materials or the capture process, or added as a result of commingling for transportation, or released or formed as a result of sub-surface storage and/or leakage of CO₂

[SOURCE:ISO 27917:2017, definition 3.2.12, modified — Notes 1 and 2 were deleted.]

3.1.21

interface

mechanical, thermal, electrical, or operational common boundary between two elements of a system

[SOURCE:ISO 10795:2011, definition 1.120, modified — The abbreviation “I/F” was deleted.]

3.1.22

key performance indicator

measure of performance relevant to the PCC plant integrated with a power plant

3.1.23

measurement uncertainty

uncertainty of measurement

uncertainty

non-negative parameter characterizing the dispersion of the quantity values being attributed to a measurand, based on the information used

Note 1 to entry: Measurement uncertainty includes components arising from systematic effects, such as components associated with corrections and the assigned quantity values of physical properties, as well as the definitional uncertainty. Sometimes estimated systematic effects are not corrected for; associated measurement uncertainty components are incorporated instead.

Note 2 to entry: The parameter may be, for example, a standard deviation called standard measurement uncertainty (or a specified multiple of it), or the half-width of an interval, having a stated coverage probability.

Note 3 to entry: Measurement uncertainty comprises, in general, many components. Some of these may be evaluated by Type A evaluation of measurement uncertainty from the statistical distribution of the quantity values from a series of measurements and can be characterized by standard deviations. The other components, which may be evaluated by Type B evaluation of measurement uncertainty, can also be characterized by standard deviations, evaluated from probability density functions based on experience or other information.

Note 4 to entry: In general, for a given set of information, it is understood that the measurement uncertainty is associated with a stated quantity value attributed to the measurand. A modification of this value results in a modification of the associated uncertainty.

Note 5 to entry: “Type A evaluation of measurement uncertainty” is defined as an evaluation of a component of measurement uncertainty by a statistical analysis of measured quantity values obtained under defined measurement conditions. “Type B evaluation of measurement uncertainty” is defined as an evaluation of a component of measurement uncertainty determined by means other than a Type A evaluation of measurement uncertainty”.

[SOURCE:ISO/IEC Guide 99:2007, definition 2.26, modified — “measurement standards” in Note 1 was changed to “physical properties” and a Note 5 was added.]

3.1.24

PM

particulate matter including PM_2,5, PM₁₀, and/or total suspended particulate matter

[SOURCE:ISO 25597:2013, definition 3.21]

3.1.25

particulate removal

action to remove particulate matter from the flue gas stream

3.1.26

PCC plant

process and associated equipment that produces a CO₂ stream from combustion gases

3.1.27

permanent plant instrument

instrument installed in the power plant and capture plant for control and monitoring

3.1.28

post-combustion CO₂ capture

capture of carbon dioxide from flue gas stream produced by carbonaceous fuel combustion

[SOURCE:ISO/TR 27912:2016, definition 3.51, modified — In the term, “CO₂” was added and “fuel air combustion” was modified to “carbonaceous fuel combustion” in the definition.]

3.1.29

product CO₂ stream

stream produced by a CO₂ capture and compression/liquefaction process

3.1.30

reclaiming system

system used to recover CO₂ absorbents for use in the PCC plant to remove the heat stable salts produced by the reaction of organic and inorganic acids with the amine(s) in the absorbents

3.1.31

redundant instrument

duplicate instrument necessary to plant functioning in case of failure of similar instruments for measurement of the same parameters

3.1.32

reference power plant

power plant that is considered to be representative of power generation without CO₂ capture

Note 1 to entry: The power plant is either real or hypothetical.

3.1.33

regeneration

process to regenerate an activity of absorbent after use to its operationally effective state

3.1.34

rejected heat

heat dissipated to the environment by cooling equipment

3.1.35

specific absorbent consumption

amount of CO₂ absorbent consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO₂

3.1.36

specific reduction in CO₂ emissions

calculated net decrease of the CO₂ emissions per unit output of a reference power plant by implementing the PCC process to the host power plant

Note 1 to entry: This measure of emission reduction is normalised with respect to the output of the power plant.

[SOURCE:ISO 27917:2017, definition 3.2.8, modified — “baseline scenario and the CCS project output” has been replaced by “per unit output of a reference power plant by implementing the PCC process to the host power plant”.]

3.1.37

specific chemical consumption

amount of chemical consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO₂

3.1.38

specific equivalent electrical energy consumption

overall electrical energy consumption attributed to capture and compression/liquefaction of a tonne of CO₂

3.1.39

specific electrical energy consumption

electrical energy consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO₂

3.1.40

specific thermal energy consumption

thermal energy consumed to capture and compress/liquefy a tonne of CO₂

3.1.41

reference conditions

conditions for a reference point where results of performance evaluation could be adjusted for the purpose of comparability in the reporting of the results and benchmarking

Note 1 to entry: See Annex E which presents standard reference conditions used as a reference point to adjust the results of performance evaluation.

3.1.42

thermal power plant

power plant that converts heat e.g. released by the combustion of carbonaceous fuels into electricity

3.1.43

tie-in point

point of connection between the utility supply and the PCC plant

Note 1 to entry: This point sits at the PCC plant boundary.

3.1.44

treated flue gas

flue gas of which the CO₂ concentration has been reduced after passing through a PCC plant

3.1.45

utilities

ancillary services needed in the operation of a process, such as steam, electricity, cooling water (CW), demineralised water, compressed air, refrigeration and effluent disposal

3.1.46

vent gases

gases other than flue gases or treated flue gases that are intentionally emitted to the atmosphere

3.1.47

waste heat

heat generated by a process that would normally be dissipated to the environment if special measures for its utilization were not implemented

3.1.48

waste water

excess water allowed to run to waste from the water circuit

[SOURCE:ISO 1213-1:1993, definition 5.1.18]

3.1.49

wet-basis

condition in which a solid, such as a fuel or a gas, such as flue gas, contains moisture