福島のトリチウム汚染水中のトリチウムは分離できないというおかしな常識がまかり通っております。ちきりんさんからリンクをたどってたどり着いた勝川さんのツイートに返信を入れておきましたが、以下、詳しい解説をいたします。（2022.6.4追記：この記事を書いた直後にイメージワンから、福島のトリチウム汚染水からのトリチウム分離技術を完成させたという記者発表が行われております。有効なURLはこちら）
背景
福島のトリチウム汚染水（以下、汚染水と称す）中のトリチウム分離に関しては、平成28年（2016年）に「トリチウム水タスクフォース報告書」が出され、この53ページにあるKURION社の提案がかなり現実的と考えられます。この方式は、プラズマ・核融合学会誌2016年の小特集「トリチウム分離・濃縮技術」の中で、東工大原子炉工学研究所の竹下さん他が「電解‐水／水素同位体交換法を用いた汚染水からのトリチウム除去」と題する論文（J. Plasma Fusion Res. Vol.92, No.1 (2016) p.39-44）で扱われたものと同一技術と思われます。
なぜこの方式が注目されるかと言いますと、汚染水からのトリチウム分離は、自然水からの重水（D2O）の分離と同様の技術であり、今日重水は、同位体交換法に基づいて工業的に生産されていることによります。これには硫化水素と水素の間での同位体交換を利用する方式が古くから知られておりましたが、水と水素との間での同位体交換を効果的に行う触媒が開発されたことから、今日では、水と水素の間の同位体交換がより有利と考えられております。
KURION社
KURIONのトリチウム除去装置に関するニュースは2016年3月1日付のWorld Nuclear News「Kurionがプロトタイプのモジュラートリチウム除去システムを完成」に紹介されております。この記事に紹介されているModular Detritiation System（MDS）は、以下のように、かなり本格的なものです。
この中で、最後の一文は注目に値します。Google翻訳による日本語訳を以下に引用します。10億円も払ったなら、その成果を有効に使わなくては損をすると思うのですが、やりましたという形だけで満足してしまうのでしょうか？
2014年、日本の経済産業省は、損傷を受けた福島第一原子力発電所での技術の適用を評価するために、クリオンに10億円（900万ドル）の助成金を授与しました。その研究は今月末までに完了する予定です。クリオンの技術は、GE日立ニュークリアエナジーカナダおよびロシアのFSUE放射性廃棄物管理企業からの提供と並んで、デモンストレーションフェーズに進むために省によって選択された3つのうちの1つでした。
原文は以下の通りです。
In 2014, Japan's Ministry of Economy, Trade and Industry awarded Kurion a JPY1 billion ($9 million) grant to evaluate the application of its technology at the damaged Fukushima Daiichi plant. That study is due to be completed by the end of this month. Kurion's technology was one of three selected by the ministry to go forward to the demonstration phase, alongside offerings from GE Hitachi Nuclear Energy Canada and Russia's FSUE Radioactive Waste Management Enterprise.
しかしこのKURION社、福島の事故で一気に名を馳せたみたいですね。文句を言う筋合いではないのですが。そして、フランスのヴェオリア社に買収される、と。米国らしい動きですけど、我が国はこれでよいのでしょうか。
トリチウム分離プロセス
プロセスの構成
竹下論文に述べられている、汚染水からトリチウムを分離するプロセスを図に示すと次のようになります。
内部で生じている反応は、白金触媒上での水素ガス（H2、HT）と水（H2O、HTO）の間での水素とトリチウムの挙動の違い（同位体交換）と、充填層での水（H2O）とトリチウム水（HTO）の蒸気になりやすさの違いを利用して、トリチウムが減少した水素と水蒸気の混合気体を上に流す一方で、上から下に水を流すことで、トリチウムを多く含む水を塔の下に、トリチウムをほとんど含まない水蒸気と水素ガスを塔の上に得ています。
この塔は精留塔に非常によく似ています。精留塔の場合は、下図に示すように、上の図で電解槽にあたる部分にボイラーがあり、取り出された高沸点成分の一部を加熱して蒸気にして塔の下部から上へと供給します。そして上の図で酸化と書きました塔の上の部分にはコンデンサがあり、蒸気を冷却して液相に戻し、一部を塔頂にフィードバックし、残りを製品として外部に出すのですね。
これはすべて熱的に分離する場合の話なのですが、トリチウム除去プロセスでは、ボイラーで蒸発させる代わりに電気分解で水素を作り、コンデンサで凝縮させる代わりに酸化により水素を水に戻しております。そうみれば、このプロセスはわかりやすいのではないでしょうか。
塔頂水の問題
塔頂水は、この論文では自然水を導入するとしておりますが、酸化して得た廃水をフィードバックしても問題はないはずで、その方が精留塔に近い形となります。そうせずに自然水を塔頂に供給するやり方は、実質的な希釈をしているようにも見えますが、トリチウムを含まない水を塔頂部分に供給すると、平衡がトリチウムの薄い側に傾きますので、出口のトリチウム濃度を減らすことができるという効果があります。ただし、必要以上に塔頂水を増やすと電気分解すべき水の量が増えてしまい、電力消費が増えてしまいますので、自然水添加量も最適量としなくてはいけません。そうした技術的理由があることから、塔頂部への自然水の導入は、単に希釈して規制値をクリヤーするというやりかたとは、相当に事情が異なるといえるでしょう。
主要経費
ここで提案されているプロセスでは、汚染水を一時間当たり12.5トン供給して、トリチウムを除去して、環境基準に適合する廃水として海に排出するために、直径6.3m、高さ9mの反応塔を用い、117MWの電力を消費する電解槽で水素ガスを生成させています。この巨大な塔の中には白金触媒が収められているわけで、触媒の費用もかなりの額にのぼることになります。つまり、技術的可能性はあるが、コストは相当にかかることになります。
濃縮水の処理
なお、これによって生成する濃縮水は最終的（6年後）には70m3となり、これをトリチウムが崩壊するまでの間、数十年間保管する必要がありますが、現在のタンクに比べればはるかに少ない量の保管で済みます。ちなみに、この中のトリチウムの量は、ガスとしてわずかに2gということ。100％まで濃縮すれば、トリチウム水として20gほど保管すればよいことになりますが、そこまで濃縮するまでのこともなかろうとの判断なのでしょう。
この報告が、トリチウム濃度を10４（1万倍）まで濃縮するとしている点は、ひょっとすると重水の存在比に配慮してのことかもしれません。水素の同位体には、軽水素（p）とトリチウム（T）の他に、この中間の原子量を持つ重水素（D）があり、重水素の存在比率は0.015％、一万分の1.5なのですね。重水素はトリチウムに似た挙動を示すと考えられますので、トリチウム濃縮水には、相当量の重水が含まれているのではないかと思われます。また、軽水からトリチウムを分離することは、重水からトリチウムを分離するよりも容易であるはずで、10４までの濃縮は、それ以上の濃縮に比べて難易度が低いということであるのかもしれません。また、ここまで重水素やトリチウムが濃縮されたトリチウム水は、トリチウムや重水を得るための原料として経済的価値が出てくるかもしれません。つまり、廃棄物の資源化という可能性も、いずれは検討課題ということになりそうだ、ということですね。
問題点と改善の可能性
電力消費の問題
ここで問題となるのが、117MWという巨大な消費電力ですが、この装置からは水素ガスも発生するため、この水素ガスで発電することで消費した電力のかなりの部分は回収することができます。現在の火力発電の効率は50％を超えており、電力の半分は回収できます。また、水素燃料電池を用いれば、発電効率は80％を超えることも可能です。燃料電池のコストしだいですが。
ちなみに、現在の発電コストは、1 kWhあたりで10円を切るレベルですから、117 MWでは毎時100万円ほどの電気代がかかることになり、年間（9千時間）では90憶円程度となります。このうち半分を回収したとして、発電コストの大部分を燃料費とすると、50憶円程度の費用が電気代として毎年かかることになります。これを、現実的な費用とみるか、非現実的とみるかが、一つの判断の分かれ目となるでしょう。
電力コスト低下の可能性
発電コストに関しては、総合資源エネルギー調査会・発電コスト検証ワーキンググループというところが平成27年4月に「長期エネルギー需給見通し小委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告（案）」という文書を発表しています。この中で、安価な発電方式として、原子力の10.1～円/kWh、石炭火力の12.3 | 12.9円/kWh、LNGの13.7 | 13.4円/kWhが代表的なところ（縦棒の前は2014年、後は2030年モデル）ですが、原子力はおいそれと発電所を作ることができず、石炭火力も時代の趨勢にマッチしないとなれば、LNGで考えるしかなさそうです。
LNGの発電コストの大部分を占めるのが燃料費で、電力コスト13.7 | 13.4円/kWhの内の燃料費は10.8 | 10円/kWhを占めております(p10-11)。新しい見積もりにおけるLNG価格は、2014年の平均値を使用したということで、842.43 $/t × 105.24 円/$ = 88,657 円 / t（16.28 $/MMBtu × 105.24 円/$ = 1,713 円 / MMBtu）という値を用いている様子です(p41)。
日本の最近（2020年2-9月）のLNGの価格推移を下図に示します。日本の輸入価格はJLC（Japan LNG Cocktail、全日本LNG平均輸入価格）を表す水色の線ですが、上で想定している16.28 $/MMBtuは相当に高値で、最近では$6/MMBtuを切る程度となっています。つまり、LNG価格は37％程度まで大きく下がっている（-63%）ということですね。これに10円を掛ければ、6.3円/kWhの値下がりということですから、最近のLNGの発電原価は7.1円/kWh程度ということでしょう。
LNGは輸送コストが高く、上の図で赤線で示すHH（Henry Hub、米国ガス取引ハブ）価格は、2$/MMBtu程度と、低下した日本の調達コストの更に1/3程度となっております。つまり、上で想定しているコストの1/8程度なのですね。天然ガスの液化には-162 ℃という、極めて低い温度が必要であり、このような低温の液体を運搬するためのLNG運搬船のコストが高いことから、天然ガスの輸送コストは極めて高いものとなっております。
天然ガス輸送コスト削減の可能性
LNGの輸送コストを下げる一つの方法として、このような安価な天然ガスの入手できる現地で水素を製造してLNGよりは液化温度の高いアンモニアにし、これを日本に輸送して発電しようという計画も進められていますが、アンモニアは漏れた時の臭気が強いことから何か別の手を考えるのが良いのではないかと思います。
私は、一つの可能性として、エタノールに転化するという方法はないかと考えているのですね。この時、石炭からコークスを製造し、コークスと水との水性ガス反応で発生させた水素ガスと一酸化炭素をLNGの主成分であるメタンに反応させる、次のような反応があり得るのではないかと考えております。
C + H2O → CO + H2, CH4 + CO + H2 → CH3CH2OH
COとH2の発生は、メタンの部分酸化（CH4 + 1/2 O2 → CO + 2 H2）でも可能なのですが、メタンはコークスに比べて高価であるうえ、この反応では水素が余るという問題があります。別途炭酸ガスが入手可能なら、余剰の水素ガスを炭酸ガスと反応させてCOを作る手もありますが、このあたりは、実際に工場を建設する段階にならないと何とも言えず、ここでは、上の反応を利用するケースで考えることとします。
これに使われる原料は、天然ガス（CH4）と炭素（コークス、C）と水（H2O）で、コークスのトン当たりの価格は天然ガス現地価格の1/2程度、水に至ってはほとんどただですから、HH価格の天然ガスから製造したエタノールの重量あたりの単価は、プラントコストを勘案しても、天然ガスJLC価格の半分以下で得られるのではないかと思います（エタノールの重量当たりの発熱量は天然ガス（メタン）の6割ほどですから、発熱量あたりでは多少安い程度と思われます。このプロセスの経済的価値は、あくまで輸送コストの低減と考えるべきでしょう）。また、この反応は、現時点で広く行われているわけではありませんが、アンモニアプラントに類似した高圧反応で進むはずで、おそらくは白金系の触媒が有効に作用するはずです。
白金系の触媒は、自動車の排ガス浄化向けに研究されており、たとえば豊田中央研究所はMgOの（0,0,1）面に形成した白金の単原子層がCH4とCOをよく吸着することを発表しております。このような薄膜技術を応用した触媒は、白金の使用量も少なく、選択的な反応を効率的に進める効果も期待されます。
天然ガスを現地でエタノールに転化して日本に運ぶ方式の有利な点は、第一に輸送が簡単なことで、エタノールの沸点が78℃と、水に比べれば低いのですが、常温で液体である点は、LNGはおろか、アンモニアに比べても有利な点です。そして、エタノールは水と100％混ざり合いますので、かりにタンカーが沈没して海に流れ出してもさほど環境を汚さない。おまけに、生分解性に優れ、人間ですらこれを分解することができるのですね（飲みすぎには注意しなくてはいけませんけど）。
更にエタノールの嬉しい点は、これをLNGと同様の発電燃料に使う以外に、そのまま自動車燃料としてガソリンの代わりに使うことができる。現にブラジルでは100％エタノール燃料が使われており、米国でもエタノールをガソリンに混合した燃料が使用されております。もう一つの用途は、エチレン原料で、酸触媒の下で加熱すれば、エタノールは容易にエチレンと水に分解するのですね。そしてエチレンは、今日の合成化学原料として広く一般的に使用されている。
なぜこのようなことをしないのか、不思議な話ではありますが、勘ぐれば、原子力よりも安価な発電方式の存在を電力各社が嫌っているという、ある種の陰謀論かもと、勘ぐれないこともない。まあ、そんなことはないと思うのですが。万一そんなことがおこなわれていたら、我が国の電力会社はおろか、エネルギー関連技術全般の発展を阻害し、我が国は将来のエネルギー分野において、諸外国に遅れをとってしまうことになります。このような事態は、避けなくてはいけないのですね。
電力需給調整への利用可能性
KURION社のトリチウム除去プロセスに話を戻します。もう一つのコスト削減の可能性は、このプラントは、分離塔の出口に水素ガスを貯蔵する仕組みを設けることで電力の貯蔵設備を兼用することが可能になるという点で、自然エネルギーの発電量の変動や、一定電力を発生する原子力発電や将来の核融合発電を需要の変動に合わせるための電力貯蔵をこの施設で行うことで、実質的な電力コストを削減することが可能になりそうです。
ガスタービンを用意して電力を自前で賄うことで、この方法は比較的容易に実現できます。つまり、電力が余剰となった際には外部から電力を受け入れて、自前の発電は塔頂から得られる水素ガスのみで行う、さらに電力に余裕のあるときは発電を全面的に停止して、水素ガスは蓄積しておき、電力需給が厳しい時にためておいた水素ガスを使って発電するようにします。
なお、水電解設備を余分に持ち、塔の入り口側で水素ガスを蓄えることでも電力需給の調整は可能ですが、塔の入り口側の水素ガスにはトリチウムが高濃度で含まれるため、これを貯蔵することはあまり好ましいことではなく、塔頂側のトリチウムが除去された水素ガスを貯蔵するシステムの方が現実的です。
117MWという電力消費は、原発一基分の発電量の1/10程度なのですが、塔の出口に水素貯留設備を設け、電解槽の消費電力を天然ガスと排ガスを併用するガスタービン発電機で行うことで、この規模での電力需給の調整ができることを意味します。原発一基分の1/10の規模は、電力需給の調整に、ちょうど手ごろな大きさなのではないでしょうか。
その他の経費削減の可能性
その他、分離プロセスは発生する汚染水の量がコストに比例するため、汚染水の量を究極まで削減することで処理費用は最小となります。薄めて捨てることが前提であれば汚染水の量はさほど問題にならなかったのですが、処理費用を掛ける場合は、外部からの水の流入は完全にシャットアウトする必要があります。また内部で使用する水も、可能な限り汚染水を利用することを考えなくてはいけません。
また、この研究での見積もりは、現在の技術レベルでこうなるというものであり、さらに省エネルギーの改良の可能性もないわけではない。まずは、小規模なプラントを建造して、種々の技術的可能性を試していくことが、この手の技術を実用化する際には必要になるでしょう。
トリチウム分離技術の意義
トリチウムの分離技術は、福島の問題を解決するためだけではなく、将来の核融合発電実用化にも使用される重要な要素技術でもあります。ここでのこの種の技術の経験は、将来にも役立つものであり、その研究は無駄にはならないし、もしかすると、将来の核融合時代をリードする技術を獲得することができるかもしれません。そうした、総合的見地からの戦略の策定が望まれるところです。
その他、吸着分離に関する発表（リンクを新しい情報に変更しました）などもなされており、こうした可能性についても積極的にトライする姿勢が求められるのではないかと思います。
結論の異様さ
竹下論文は、汚染水からのトリチウム分離が技術的には可能であることを示したものですが、その結論部分は次のようになっています。
水・水素化学交換プロセスの交換反応塔は塔径6.3 m，塔長9 m と評価され，大型ではあるが同位体分離プロセスとしてはリーゾナブルな規模でT 回収が可能である．しかし，この方法を実現するには大型の水電解槽を必要とし，かつ大量の白金触媒を安定的に供給できる体制が必要である．更に厳しい問題はT 濃縮水70 m3（10,000,000 Bq/cm3）を安定して貯蔵する必要があり，固定化技術などの開発も必要である．トリチウムの生物学影響はあまり大きくないと言われており，更に濃縮水の貯蔵や装置開発などの難しさを考えるならば，T 分離を行わず，環境基準まで希釈して海水中に放流・希釈することで処分することも一つの現実的な選択肢であると思われる．
この結論部分で述べていることは、「リーズナブルな規模でT回収が可能である」という技術的な結論を述べ、経営資源的・経済的な問題に言及するところまでは論文として一般的ではあるのですが、論文を閉じる直前の一文（上で強調表示）には奇異な印象を受けます。
つまり、この論文は、あくまで技術を述べたものであり、経営資源的・経済的問題に関しても、必要な電解槽の規模やコストを試算したり、本研究では検討していないが解決すべき残された課題に言及することは妥当かもしれませんが、本論文では議論していない「生物学影響」や「難しさ」が結論部分で唐突に出てくる点に、異様なものを感じるのですね。
そんなことがあったのかどうかは定かではありませんが、この書き方から透けて見える背景は、技術的にトリチウム分離が可能であるという論文に対して、査読委員なり、学会の委員なりからの政治的配慮による圧力が加わって「希釈・放流も現実的」との文言を結論に追加したのではないか、との印象を受けます。つまり、福島のトリチウム汚染水に関しては、希釈・放流ありきが研究以前の大前提だったのではないか、という疑惑ですね。
もしそんなことをしていたら、技術開発も前に進まず、我が国の原発行政は、国民からも、世界からも、白い目で見られてしまうのですが、さて、実際のところは、どうだったのでしょうね。
私は原発のことはよくわからない。