Greenhouse Gas Mitigation Effect Analysis by Establishing Additional Heat Storage System for Combined Heat and Power Plant

†

Corresponding author : E-mail : [email protected]

접수일자: 2011. 8. 9 / 수정일자: 2011. 9. 5(1차), 9. 16(2차) / 채택일자: 2011. 9. 19

열병합발전소에서의 축열조 증설에 의한 온실가스 감축 효과 분석 Greenhouse Gas Mitigation Effect Analysis by Establishing

Additional Heat Storage System for Combined Heat and Power Plant

김상목․윤중환․임경미^†

Kim, Shang Mork, Yoon, Joong Hwan and Lim, Kyoung Mi^† 한국남동발전(주) 분당복합화력 발전처

Bundang Combined Cycle Power Plant, Korea South-East Power Co. LTD

요 지

본 연구에서는 분당복합화력발전소의 축열조 증설과 이에 따른 운영 방식 최적화를 통해 예상되 는 온실가스 감축 효과에 대한 방법론과 정량화를 기술하였다. 분당복합화력은 일산, 안양, 부천복 합화력과 함께 복합화력과 열공급 전용 지역난방발전소의 중간 형태이다. 이는 자체 운전 모드 변 경을 통해 복합화력 기능인 전력만을 공급하는 것과 지역난방 기능의 전력 및 열을 동시 공급하는 운전 형태 변환이 가능하다는 의미이다. 따라서 축열조를 증설함으로써 고효율 모드인 전력 및 열 을 동시 생산하는 열병합 발전과 전력 피크 부하를 위한 복합발전으로의 운전전환을 통해 전력 및 열공급시장의 요구량에 유연성 있게 대처할 수는 공급능력을 가지게 된다. 본 연구는 분당복합화력 의 최근 3년(2008～2010년) 운전실적과 각 운전모드별 운전효율은 설계치를 사용하여 계산하였으 며, 그 결과 증설된 축열조에 공급되는 축열량 1 Gcal당 GHG 감축 효과는 97.95 kg_CO

/Gcal로 연간 약 13,500 Ton_CO

의 감축 효과를 기대할 수 있다.

키워드 : 열병합발전소, 축열조, 온실가스 감축 효과

ABSTRACT

In this research, we describe the methodology and the quantification about GHG reduction eff- ects, expected by optimization of operation mode according to establishing additional heat storage system of Bundang Combined Cycle Power Plant. As an intermediate form of General Combined Cy- cle Power Plant and Heat supply only district heating plant, Bundang Combined Cycle Power Pl- ant(and Ilsan, Anyang, Bucheon) is possible to satisfy demand for the electrical load and thermal load capacity at the same time through changes to the operation mode itself. Therefore, through the

operating transition of high-efficiency mode that the condenser cooling water is recovered and supplied to district heat and cooling, establishing additional heat storage system have flexible supp- ly ability at the power and heat market. In this research, We calculated using the operating perfor- mance for the last three years(2008～2010) and efficiency of each mode-specific values. As a re- sult, GHG reduction effects were calculated as 97.95 kg_CO

/Gcal per heat energy 1 Gcal supp- lied at the heat storage system and we expected emmision reduction effect about 13,500 Ton_

CO

/yr.

Key words : Combined Heat and Power Plant, Heat Storage System, GHG Reduction Effects

1. 서론

최근 대규모 지진 해일에 의한 일본 후쿠시마 원전사고로 말미암아 전 세계는 물론 국내의 원 자력발전에 대한 우려가 높아지고 있다. 이는 기 후변화협약 대응을 위한 에너지 부분 감축 정책 으로써 원자력발전의 확대에 의존하고 있는 대부 분의 나라에게 온실가스 감축 정책의 재검토와 정책전환의 필요성이라는 새로운 과제가 대두되 었음을 의미한다. 따라서 신재생에너지와 고효율 에너지설비의 확대 노력이 더욱 중요시 되는 가 운데 발전 부분에 있어서 원자력발전 다음으로 온실가스 배출 부하량이 적은 열병합발전의 효율 적 운영 방법에 대해 논의할 필요가 있다고 할 것이다. 발전 부분에서 전력을 생산하는 화석연 료 중 온실가스 원단위 배출량이 가장 낮은 열병 합발전은 가장 고가의 천연가스 연료를 사용하는 단점은 있으나, 높은 부하 속응성과 고효율 설비 이라는 장점이 있어 전력시장의 피크 부하를 담당 하며 지역냉난방의 열공급을 동시 충족하는 운영 형태이다. 여기서 전력과 지역 난방열의 공급시 장에서 양측 부하의 동시 충족과 경제적, 효율적 운영에 대한 제약이 발생하게 된다. 이에 전력과 열수요에 따른 효율적 운영을 위해 분당복합화력 은 축열조 증설을 한국지역난방공사와 함께 오랜 기간 협의하여 건설을 추진하였으며 2011년 4월 준공하여 운영을 시작하였다. 본 고에서는 전력 및 열공급 시장의 수요를 동시 충족하기 위해 증

설된 축열조의 온실가스 감축에 대한 효과를 분 석하고 최적의 운영 방안을 제시하고자 한다.

2. 전력시장에서의 열병합발전 2.1 열병합발전의 설치 배경

전원개발사업에는 막대한 투자비와 발전소 건 설입지의 확보가 중요한데, 현재의 여건은 투자 재원의 조달이 어렵고, NIMBY(Not in my back yard) 현상의 확산에 따라 입지 확보의 어려움이 날로 심해지고 있다.

발전소를 건설하는 경우에도 발전원 별로 건설 비의 차이가 크기 때문에, 운용 측면과 효율성 측면을 고려하여 최적 전원 구성비를 유지하도록 해야 하는데, 발전소 건설단가는 원자력이 가장 비싸고, 가스 복합화력설비는 다른 설비에 비해 비교적 싸다.

원자력은 건설단가는 비싸지만 이용률을 70%

이상으로 유지하기만 하면 발전원가가 가장 저렴 한 것으로 나타난다. 통상 발전원가는 설비이용 률에 의해 좌우되므로 건설비가 비싼 원자력이나 대용량 석탄화력은 최대한 이용율을 높여 발전원 가를 낮춰야 하고, 가스 복합화력설비는 건설비 는 매우 저렴하지만 연료비가 고가이기 때문에 에너지 이용효율을 높여야 한다.

비록 발전원가는 높지만 부하변동에 대한 속응

성이 좋기 때문에, 양질의 전기품질을 유지하기

위해서는 일정 규모 이상의 가스 복합화력설비를

확보하여야 한다.

이러한 여러 가지 발전 사업의 특수성 때문에 가스터빈을 이용한 열병합 발전설비의 수요는 점 점 늘어가고 있다.

2.2 열병합발전 개요 및 전력시장에서의 역할

열병합발전이란 하나의 에너지원으로부터 열과 전력을 동시에 발생시켜 용도별로 적절히 공급하 여 에너지 이용 효율의 극대화를 추구하는 시스 템이다.

열병합발전의 또 다른 공학적 정의는 열을 효 율적으로 이용하기 위하여 높은 열에너지를 가능 한 한 낮은 열에너지로 방출하고자 고안된 시스 템이라고 할 수 있다. Fig. 1에서 보는 바와 같이 일반적인 화력발전은 투입된 에너지 중 많은 양 이 복수기에서 손실되나, 열병합 발전의 경우 복 수기에서 손실되는 열량의 대부분을 공정용 및 난방용으로 사용함으로써 에너지 이용 효율이 일 반 화력발전에 비해 매우 높다.

우리나라 전력수요 공급량은 2011년 6월 기준으

구분 설비 특성 해당 발전소

대형 가스발전소 (가스복합 화력발전소)

․ 총효율 40～50%(전력만 생산)

․ 가스터빈으로 1차 발전, 폐열회수하여 스팀터빈으 로 2차 발전

․ 용량 : 50～150 MW

서인천, 신인천, 평택복합화력 등

중형 가스발전소 (가스복합 열병합발전소)

․ 총효율 60% 이상(전력 및 열생산)

․ 가스터빈/증기터빈으로 복합발전하고 폐열은 지역 난방에 이용

․ 용량 : 50～100 MW

분당, 일산, 안양, 부천 등 지역난방 열병합발전소

중소형 가스발전소 (산업체 열병합발전소)

․ 총효율 60% 이상(전력 및 열생산)

․ 가스터빈으로 발전하고 폐열은 회수하여 공장프로 세스용으로 사용

․ 용량 : 3～30 MW

KOGAS 인천인수 기지, 포항제철, 광양제철, LG 정유 등

자가열병합발전설비

소형 열병합발전 시스템

․ 총효율 75～90% 이상

․ 가스터빈/엔진으로 발전하고 폐열은 회수하여 건 물 냉난방에 이용

․ 용량 : 5 MW 이하

KOGAS 본사, 롯데월드, 무역센터, 롯데호텔 등

자가열병합발전설비

Table 1. Classified according to the characteristics of combined cycle(에너지관리공단, 2003)

Fig. 1. The comparison of thermal efficiency Ge- neral Power Plant and CHP(발전교육원, 2005).

로 78,235 MW이며, 첨두 부하를 담당하는 LNG

복합은 20,592 MW로 전체 공급량에 약 27%를

담당한다. 또한, 복합화력은 그 설비 특성에 따라

Table 1과 같이 구분할 수 있는데, 이 중 대부분

Fig. 2. General capacity share by fuel type (전력거래소, 2011).

모드 운전 방식 운전 설비 모드별운전계통도 종합 효율

(HHV)

Ⅰ

열부하 추종운전

(Normal operation mode)

- 배열회수보일러에서 발생된 증기로 배압터빈 을 구동하여 전기를 생산하고 배기증기로 지 역난방열 공급을 담당

- 열병합 발전의 주종을 이루는 운전방법으로 연간 약 5,000～6,000시간 정도 운전예상

76～78%

Ⅱ

가스터빈 단독운전 (Simple cycle operation

mode)

- 가스터빈 단독운전 방식. 즉 전기만 생산하는 방식

- 열부하가 없는 하절기에 증기터빈 고장시 또 는 가스터빈 기동시의 운전이 해당

29～30%

Ⅲ

전기부하 추종운전 (Condensing

mode)

- 배압터빈과 복수터빈을 모두 운전하는 방식 - 주로 열부하가 없는 하절기에 적용되며 전기

생산이 최대로 된다.

- 연간 약 2,000～3,000 시간 정도 운전 예상

43～47%

Ⅳ

최대열부하 추종운전 (Steam turbine

by-pass operation mode)

- 배열회수 보일러에서 발생한 증기를 전량 지 역난방용 열로 공급

- 겨울철 혹한기에 열부하가 최대로 요구되어 배압터빈 추기 및 보조열원에 의한 열 공급으 로 감당할 수 없을 때 실시

74～79%

Ⅴ

혼합운전 (Steam turbine coordination operation mode)

- ModeⅠ과 Ⅲ의 혼합 형태로 모든 배압터빈과 복수터빈을 모두 운전하여 전기생산과 지역난 방열을 동시 공급

- 복수기 냉각열에 의해 열이 버려지므로 종합 효율은 떨어짐

70～73%

Table 2. Classification of operation modes (발전교육원, 2005)

발전사 소유의 복합화력은 전기만을 생산하는 대 형 가스복합발전소이며, 열공급사업자로서 수도 권내 전력과 주변 지역냉난방을 동시에 담당하는 가스복합 열병합발전소는 일산, 안양, 부천, 분당 복합화력이 있다. 또한, 열공급을 목적으로 한 한 국지역난방공사를 비롯하여 중 ․ 소형 및 산업체 열병합발전으로 구분할 수 있다.

3. 열병합발전의 운전 형태에 따른 효율분석

3.1 열병합발전 운전 형태

발전부문의 열병합 발전방식은 복합사이클 방 식과 증기터빈 방식이 있다. 운전 방식은 크게 열부하 추종운전과 전기부하 추종운전 두가지 특 성으로 나뉘며, 열병합발전은 전기와 열을 공급 하는 방식에 따라 운전모드가 결정되어 운영된 다. 각 운전모드별 종합 효율은 Table 2에서 보 는 바와 같이 전력과 열을 동시 생산하는 모드Ⅰ 에서 최대가 된다. 대부분의 발전사에서 운영하 는 복합화력은 모드 Ⅲ의 전기 부하 추종 형태의 전력공급 우선설비이며, 지역난방에서 운영하는 열병합발전설비는 모드 Ⅰ의 열부하추종 형태만 으로 운영된다. 분당을 비롯한 일산, 안양, 부천, 서울화력만이 자체 모드 변경을 통해 전력과 열 생산의 제어가 가능한 열병합발전 형태이다.

4. 축열조의 역할

축열조는 지역난방 열을 일시 저장하는 시설로 서, 열수요가 낮은 시간에 축열하였다가 필요할 때 방열함으로써, 열생산시설의 신축성 있는 운 영과 지역난방 열배관 전체에 알맞은 압력을 유 지시켜주는 역할을 하며, 비상열원으로도 이용된 다

.

일반적인 축열조의 역할은 다음과 같다.

- 열병합 정상운전 중 잉여열을 저장하였다가 부족한 열원 보충

- 비상시 보조 보일러를 기동하는 동안 열공급 담당

- 헤더 압력을 통해 배관망에서의 온수 비등 (沸騰) 방지

- 온도 변화에 따른 지역난방수 체적 변화 흡수 - 축열조 온도는 보통 비등점 이하인 95～98

℃ 정도로 유지된다.

5. 축열조에 의한 전력 및 열공급 효과

전력공급의 첨두 부하를 담당하는 발전부문 열

구분

발전기 열생산 용량 (A)

축열조 용량

(B)

비율 (B/A)

(%)

일산 기존

714 170 24

증설 후 340 48

분당 기존

697 160 23

증설 후 320 46

GS 파워

안양 344 137 40

부천 357 137 38

한난

화성 396 153 39

파주 396 160 40

판교 126 66 52

광교 143 82 57

삼송 99 66 67

행복도시 412 320 78

Table 3. Installation status of heat storage sys- tem at CHP [단위: Gcal/h]

병합발전은 중앙급전발전기로 분류되어 전력거래 소의 급전지시에 따라 전력생산량이 결정되어진 다. 즉, 열수요가 없는 상태에서 전력수요만 요구 되는 하절기의 경우는 전기부하 추종 운전 형태인

“모드 Ⅲ”로 운전된다. 이는 Table 2에서 보는 바와 같이 모든 출력을 전력생산에만 집중하는 것으로 종합 효율이 열공급 모드에 비해 낮다.

하지만 전력시장에서는 급전지시에 의한 계획발

전전력량 정산금을 정산 받으므로 수익적 측면에

서는 이익이 된다. 반면, 열수요가 있으나 급전의

전력공급 요청이 없을 시는 열부하 추종 운전 형

태인 “모드Ⅰ”로 운전하게 되는데, 이때는 Table

2에서처럼 전력과 열이 동시에 생산되며, 에너지

효율이 가장 높은 운전 형태이다. 하지만 이때

생산되는 전력은 전력시장에서 급전지시가 없이

열공급을 위해 부가적으로 생산되는 전력을 Grid

에 공급하는 것이므로 계획발전전력량 정산금을

받을 수 없으며, 계통 한계 가격(SMP : System

[하계]

[춘 ․ 추계]

[동계]

Fig. 3. Power/heat load curve by season by hourly.

Marginal Price)과 자체변동비 중 작은 쪽을 기준 으로 정산하게 된다. 이때 전력수요가 낮은 심야 혹은 새벽시간은 계통 한계 가격이 매우 낮아 고 가의 연료인 LNG의 연료비를 사용하여 낮은 가 격으로 정산 받으므로 변동비 손실이 발생한다.

물론 전력과 열의 수요가 동시에 발생할 때는 경 제적 운영 측면에서나 에너지효율 측면에서 모두 충족되는 “모드Ⅰ”으로 운전하게 되겠지만, 전력 과 열 수요는 Fig. 3에서 보는 바와 같이 동일한 시간내 일치하는 경우는 그리 많지 않다. Fig. 4 는 2010년 실적을 기준으로 월별 전력과 열부하

Fig. 4. Monthy heat and power load curve.

주) 1. 열은 1월, 전기는 8월 수요를 100%로 한 지수 곡선

2. 열은 분당지역 월별 평균부하 기준 3. 전기는 전력거래소 월별 최대 전력 기준

량을 나타내는 그래프로 계절별로도 차이가 있음 을 나타낸다.

이와 같이 전력과 열수요가 일치하지 않는 시 장 상황을 유연성 있게 운영하기 위해 필요한 설 비가 바로 축열조이다. 즉, 경제적 운영 측면에서 나 에너지효율 측면에서 모두 유리한 “모드Ⅰ”운 전을 계통 한계 가격이 높은 낮시간 동안 운전하 는 시간을 늘리고, 이때 발생되는 열을 축열조에 축열하여 열수요만 필요로 하는 심야 혹은 새벽 시간에 축열된 열을 방열함으로써 설비운영의 유 연성 기능을 가지는 것이다. 물론 축열조는 열병 합발전설비에서 비상열원 또는 안정적 온수공급 을 위해 필요한 설비이지만 Table 3에서 보는 바 와 같이 분당복합은 타 열병합설비에 비해 기존 축열조의 축열비율이 낮으므로 추가 증설을 통해 더 많은 양의 열원을 축열할 수 있도록 하였다.

다시 말하면 에너지 효율적인 측면에서 볼 때,

축열조는 전력공급이 필요할 때 종합 효율이 높

은 운전모드로 운전하여 전기와 열을 동시 생산

하고, 이 열을 축열하여 난방열만이 필요한 시간

이나 열부하 Peak시 열전용 보일러의 추가 운전

시간을 저감함으로써 고효율 운전을 위한 필수설

비이다. 또한, 전력거래 수익 측면에서도 낮은 전 력 계통 한계 가격에서의 열제약발전으로 인한 변동비 손실을 최소화할 수 있도록 유연성 있는 운영이 가능하다.

6. 축열조 운영에 따른 온실가스 감축 효과 분석

6.1 CHP 온실가스 배출계수 산정 방법

CHP 발전소는 전력과 열을 동시에 생산하며, 이 때 생산된 열은 주변지역의 난방열 공급에 이 용하고 있다. 따라서 CHP 발전소에서 발생하는 온실가스 배출량은 전력생산에 의한 배출과 열생 산에 의한 배출로 구분하여야 한다. 열병합발전 의 온실가스 배출량 할당과 전력 및 스팀의 배출 계수 산정은 A WRI/WBCSD GHG Protocol

에 따라 다음과 같이 산정할 수 있다.

Step 1 : CHP 발전소의 생산 전력과 열에너 지량 계산

CHP 발전소에서 생산되는 전력과 열의 에너 지량 단위를 TJ 또는 GJ로 통일하여 구한다.

① H

(Total Produced Heat, TJ) = H

+ H

② P

(Total Produced generation, TJ) = P

+ P

H

: steam output(energy) H

: 1CC, H

: 2CC

P

: delivered elctricity output(energy) P

: 1CC, P

: 2CC

여기서 1CC, 2CC라 함은 각각 #1, 2 Block Combined Cycle Co-Generation Plant를 의미하는 것으로 분당복합화력의 1CC는 5개의 가스터빈과 1개의 스팀터빈, 열공급 설비로 구성되어 있고, 2CC는 3개의 가스터빈과 1개의 스팀터빈 및 열

공급 설비로 되어 있어 각 CC별로 전력과 스팀 이 생산된다.

Step 2 : CHP 발전소의 온실가스 배출량 산정

③ CO

emissions(E

)

= 연료소비량(kg) × 저위발열량(TJ/kg) × CO

E.F. (kg/TJ) for power plant E

: Total emissions of CHP system 각 CC별 연료사용량으로 IPCC Guidline 2006 에 의해 배출계수를 적용하여 CO

배출량을 구 한다. 이 때, 저위발열량은 “에너지기본법 시행규 칙 제5조 1항 [별표] 에너지열량환산기준”에 의 한 국가고시열량을 적용한다.

CH

와 N

O에 대한 배출량도 상기 방법론과 배출계수에 의해 계산하여 그 값을 더하여 총 GHG 배출량으로 산정한다.

Step 3 : CHP 발전소의 투입에너지 가정

④ Calculate plant-specific e

and e

e

: Assumed efficiency of steam produc- tion

e

: Assumed efficiency of power produc- tion

A WRI/WBCSD GHG Protocol에 의하면 CHP 의 미국 Default 값은 e

=80%, e

=35%이며, “복 합화력발전소의 국가 온실가스 배출계수 개발”

논문 자료(이시형, 2009)에 의하면 2008 한국전 력통계자료에 의한 우리나라 CHP 발전소의 de- fault value는 e

=85%, e

=40%를 적용하여 계산 하였다. 하지만, A WRI/WBCSD GHG Protocol 에서는 Plant-Specific Data 값이 있을 경우 그 수 치를 우선 적용하도록 하므로 본 고에서는 분당 복합화력의 Plant-Specific Data값을 사용토록 한 다(분당복합, 2007).

1) 세계자원연구소(WRI)와 지속가능발전 기업 컨소시엄(WBCSD)의 온실가스 프로토콜(GHG Protocol)

<모드 Ⅰ : 전력 + 열>

_{  }

: 84.92%,

: 44.11%

_{  }

: 85.84%,

: 43.58%

<모드 Ⅲ : 전력>

_{  }

: ,

: 48.82%

_{  }

: ,

: 51.31%

모드Ⅲ 운전 시는 전력출력만 있는 상태이므 로 스팀 생산에 따른

_{값이 없다.}

⑤ Assumed energy input =

_

 _

_

CHP의 전력 및 열에너지량과 각각의 열효율 값을 이용하여 투입에너지량을 가정한다.

Step 4 : 전력, 열 생산시 각각의 온실가스 배출량 산정

⑥ 

(CO

emission of Heat)

=





 _





_



×





: emissions allocated to steam produc- tion

총 CO

배출량(

)에 열생산에 대한 투입에너 지 분율을 곱하여 스팀생산에 따른 CO

배출량 을 할당한다.

⑦ 

(CO

emission of electricity) = 

— 



: emissions allocated to electricity pro- duction

총 CO

배출량(

)에 열생산에 할당된 CO

배출량을 빼서 전력생산에 따른 CO

배출량을 할당한다.

Step 5 : 전력, 열 생산시 각각의 온실가스 배출계수 산정

⑧ 

 for steam = 

(⑥) / 

(①)

⑨ 

 for electricity = 

(⑦) / 

(②)

⑥, ⑦항에서 산정된 전력과 스팀의 각각 할당 된 CO

배출량에 ①과 ②의 전력에너지량, 스팀 에너지량을 나누어 전력과 스팀의 배출계수를 각 각 산정한다.

6.2. CHP 발전소의 전기와 스팀 온실가스 배출계수 산정 결과

분당복합발전소는 가스복합 열병합발전소로서 전력 및 열공급 시장 환경에 따라 모드전환 운전 을 수시 수행하며, 모드별 효율 또한 다르다. 이 와 같이 운영되는 발전소는 분당과 함께 안양, 부천, 일산복합화력발전소가 있으며, 이외 대부분 의 발전사는 전기공급만을 목적으로 하는 복합화 력 형태(모드Ⅲ 운전 형태)이고, 한국지역난방공 사에서 운영하고 있는 설비는 열공급 만을 위해 운전되어(모드Ⅰ 운전 형태) 부가적으로 생산되 는 전기를 전력망에 판매하는 형태로 운영된다.

즉, 자체 설비운영형태 변환으로 전력과 열을 동

시에 조절하여 운영할 수 있는 설비는 분당, 일

산, 안양, 부천복합화력에 제한된다고 할 수 있겠

다. 따라서 이와 같은 CHP 발전소는 운전 형태

조절을 통한 축열조의 축열 역할을 더욱 극대화

할 수 있음을 알 수 있다. 본 연구는 전력과 열수

요의 일치하지 않는 시장상황에서 설비의 경제적

운영과 에너지 효율적 측면에서 모두 유리한 모

드Ⅰ의 운전시간을 Fig. 5와 같이 늘임으로써, 모

드Ⅰ 운전시 생산되는 스팀을 축열조에 축열하는

양을 증가시키고, 고효율 운전시간을 늘려 온실가

스를 감축하는 효과를 분석하는 것이다. 이를 위

해서는 각 모드별 운전 형태에 따른 배출계수를

별도 산정하여 비교하여야 한다. 여기서 모드 Ⅱ

Fig. 5. Effective application method of establishing additional heat storage system(분당복합, 2011).

와 모드 Ⅳ 운전은 비상시 등 특별한 경우를 제 외하고는 운전되지 않으므로 산정 대상에서 논외 로 하겠다.

6.2.1 과년도 발전실적 집계

Table 4는 각 모드별 전력과 열생산에 따른 온 실가스 배출계수를 산정하기 위한 과년도 운전실 적이다. 여기서 열공급량과 열제약송전량

은 모 드 Ⅰ에 의한 출력값이며, 전체 발전량에서 열제 약송전량을 제외한 값을 모드 Ⅲ 운전에 의한 전 력생산량이다. 또한, 모드Ⅰ과 모드 Ⅲ 운전에서 의

_와

값은 분당복합화력의 설계치를 기준 (As Based of LHV)으로 하며, 온실가스 산정을 위한 발전량, 열공급량 및 연료사용실적은 2008

～ 2010년 최근 3년간 분당복합화력의 전력 및 열생산 실적을 기준으로 하여 산정하였다.

6.2.2 GHG 배출량 산정

6.2.1에서 산정된 모드별 연료사용량을 이용하 여 Step 2 ③항에 따라 GHG 배출량을 산정한다.

이 때 사용되는 Emmision Factor와 저위발열량은 Table 5와 같다. 각 CC별, 모드별로 GHG 배출 량을 산정하여 모드별 계를 구한다.

6.2.3 모드별 전력 및 스팀배출계수 산정

6.1의 산정 방법에 따라 분당복합화력의 온실 가스 배출량과 전력 및 열생산을 위한 운전 형태 별 배출계수를 산정한 결과는 아래 Table 6과 같 다. 모드별 산정값은 분당복합화력의 1CC와 2CC 각각의 모드별 실적 합계 및 가중평균으로 각각 산정하였다. 모드Ⅰ은 전력과 열을 동시에 생산되는 형태이므로 각각의 출력에 의한 온실가 스 배출계수를 계산할 수 있으며, 스팀은 51.26

2) 열제약송전량 : 열공급 설비(CHP)에서 열공급을 위한 발전량

항목 2008 2009 2010 3년 계 발전량

(MWh)

1CC 2,423,921 2,071,300 2,773,377 7,268,598 2CC 1,376,537 1,075,063 1,601,204 4,052,804 LNG 사용량

(kg)

1CC 413,449,877 356,657,511 465,071,897 1,235,179,285 2CC 237,146,348 185,081,658 259,757,326 681,985,332 모드별 운전실적

모드 Ⅲ

발전량 (MWh)

1CC 559,435 243,297 1,206,464 2,009,197 2CC 558,505 332,430 863,252 1,754,186 LNG 사용량

(kg)

1CC 61,818,769 8,935,570 174,743,705 245,498,044 2CC 74,224,967 34,783,723 121,236,668 230,245,357

모드 Ⅰ

열제약송전량 (MWh)

1CC 1,864,486 1,828,003 1,566,913 5,259,401 2CC 818,032 742,633 737,952 2,298,618 열공급량

(Gcal)

1CC 1,520,150 1,476,885 1,268,598 4,265,633 2CC 718,402 733,738 652,339 2,104,479 감소전력량

(MWh)

1CC 197,012 191,404 164,410 552,826 2CC 127,659 130,386 115,921 373,966 LNG 사용량

(kg)

1CC 351,631,108 347,721,941 290,328,192 989,681,241 2CC 162,921,381 150,297,935 138,520,658 451,739,975

Table 4. Operating performance of Bundang CHP (As based of 2008～2010 year)

kg_CO

/GJ, 전력은 99.40 kg_CO

/GJ이다. 모드

Ⅲ의 경우는 스팀의 생산없이 전력만 생산되는 형태로 전력생산에 대한 온실가스 배출계수는 99.18 kg_CO

/GJ로 계산되었다. 아래 결과에서 보는 바와 같이 모드Ⅰ과 모드Ⅲ 운전에서의 전 력생산 단독으로 볼 때의 배출계수는 그 차이가 없으나(모드Ⅰ: 99.40, 모드Ⅲ : 99.18), 모드Ⅰ에 서 생산되는 스팀이 모드Ⅲ에서는 없으므로 플랜 트 종합 효율을 비교하면 모드Ⅰ은 75.57 kg_

CO

/GJ, 모드Ⅲ은 99.18 kg_CO

/GJ로써 Fig. 6 에서 보는 바와 같이 모드Ⅰ으로 운전할 경우의 온실가스 배출계수가 모드Ⅲ 운전시 온실가스 배 출의 약 76% 수준에 해당됨을 알 수 있다.

Fig. 6. Comparison to GHG emission factor by operation mode.

6.3. 증설된 축열조의 축열에 따른 온실가스 감축량 산정

분당복합화력에서 금번에 증설한 축열조는 지

연료 단위　 배출 가스

단위발열량 (MJ/kg)

열량당배출계수 (kg_GHG/TJ)

GWP

(CO2e/GHG) 배출계수 (kg_CO2

/LNG kg당) 정부고시열량 Good Practice

Guideline (에관공)

IPCC Guidline 2006

LNG

(A) kg

CO2 49.2 56,467 1 ①---2.778176

CH4 49.2 1 21 ②---0.0010332

N2O 49.2 3 310 ③---0.045756

모드별 GHG 배출량 산정 (A×① + A×② + A×③)

구분 모드Ⅰ 모드Ⅲ

1CC 2CC 계 1CC 2CC 계

연료사용량(kg) 989,681,241 451,739,975 1,441,421,216 245,498,044 230,245,357 475,743,401 GHG 배출량(kg_CO2) 2,795,518,462 1,276,149,888 4,071,965,350 693,523,528 650,435,214 1,343,958,743

Table 5. GHG emission calculation result (IPCC, 2006; 에너지관리공단, 2009)

역난방 배관망에서의 온수비등(沸騰) 방지나 온 도 변화에 따른 지역난방수 체적 변화흡수 등의 열공급망 관리를 위한 역할보다는 열병합 정상운 전 중 잉여열을 저장하였다가 부족한 열원을 보 충하는 역할의 의미가 크다. 즉, 기존 역할보다는 Fig. 5에서 보는 바와 같이 경제적 운영을 최적화 할 수 있는 전력공급시점에 모드 Ⅰ 운전출력을 더 늘여 축열량을 늘임으로써 에너지 고효율 운 전을 극대화하는 역할에 중점을 둔 설비이다. 여 기서 낮시간대 모드Ⅰ으로 운전될 때 온실가스 감축 효과를 예측하기 위해서는 전력공급을 위한 다음 두 가지 경우를 전제로 하여 예측할 수 있다.

① 가격 결정 발전 계획

에 포함될 경우 (급전지시에 의한 전력공급시)

② 가격 결정 발전 계획에 포함되지 않을 경우

6.3.1 가격 결정 발전 계획에 포함될 경우

주간 시간대로 이동된 모드Ⅰ 운전시간의 전

력공급이 급전지시에 의한 운전시간대일 경우(가 격 결정 발전 계획 포함)는 전력만 생산하는 운 전 형태인 모드Ⅲ에서 모드Ⅰ로 전환 운전되었 음을 의미한다.

6.3.1.1 모드Ⅲ→Ⅰ 전환 운전시 온실가스 감축량 산정 방법

Step 1 : 종합 효율 상승에 따른 감축 효과 계산

전력과 열의 종합출력으로 볼 때 고효율 운전 으로 전환되는 것이므로 종합출력 기준의 모드Ⅲ 배출계수와 모드Ⅰ 배출계수의 차이로 감축량을 구한다.

① 









: Emission reduction by efficiency in- crease



: Emission factor for total output at modeⅢ

3) 가격 결정 발전계획(Price Setting Schedule) : 거래일의 한계가격을 산출하기 위해 수립하는 발전계획으로 열공급, 송전 제약 등의 각종 제약 요소를 고려하지 않고 수립되는 비제약 발전계획으로 발전 사업자가 신고한 공급 가능 용량, 기술 적 특성 자료 및 수요 예측 자료를 바탕으로 수립한다.

항목 단위 모드 Ⅰ 모드 Ⅲ 계 LNG CONSUMPTION TOTAL (LHV) kg

GJ

1,441,421,216 70,917,924

475,743,401 23,406,575

1,917,164,617 94,324,499

CC GEN OUTPUT TOTAL MWh GJ

7,558,019 27,213,766

3,763,383 13,550,617

11,321,402 40,764,383

HEAT SUPPLY Gcal

GJ

6,370,112

26,670,385 - 6,370,112

26,670,385

_ CO-GEN TOTAL EFFI (LHV)

(분당복합, 2007) % 1CC : 84.92

2CC : 85.84

1CC :

2CC : -

_ CC PLANT EFFI (LHV)

(분당복합, 2007) % 1CC : 44.11

2CC : 43.58

1CC : 48.82

2CC : 50.31 - ET(Total emission) kg_CO2 4,071,965,350 1,343,958,743 5,415,924,093 EH(Emission for steam) kg_CO2 1,366,995,865 - 1,366,995,865 EP(Emission for electricity) kg_CO2 2,704,969,483 1,343,958,743 4,048,928,228

EFT(Emission factor for total output) kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh

75.57 0.2721

99.18 0.3571

80.31 0.2892

EFH(Emission factor for steam)

kg_CO2/GJ kg_CO2/Gcal kg_CO2/kWh

51.26 214.60 0.1846

-

51.26 214.60 0.1846

EFP(Emission factor for electricity) kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh

99.40 0.3579

99.18 0.3571

99.33 0.3516

Table 6. Calculation results of GHG emission factor by operation mode(As based of 2008～2010 year)



: Emission factor for total output at modeⅠ

 : Heat supply to heat storage system

Step 2 : 누출량 계산(전력출력 감소 영향)

전력출력만을 고려할 때 급전지시로 인한 전력 요구량을 만족하기 위해서는 모드Ⅰ운전이 모드

Ⅲ 운전보다 효율이 더 낮으므로(1CC의 경우 44.11%(모드Ⅰ)→48.82%(모드Ⅲ)) 이 차이만큼 의 추가 운전을 하였다고 볼 수 있다. 따라서 전 력출력 배출계수 차이만큼의 배출량 증가를 누출 량으로 본다.

② 







 : Leakage



: Emission factor for electricity at modeⅠ



: Emission factor for electricity at modeⅢ

Step 3 : 모드전환시 감축량 계산

③ 





 : Emission reduction

여기서 H(Heat supply to heat storage system) 는 열병합발전소에서 증설된 축열조에 축열되는 스팀량을 의미한다.

6.3.1.2. 모드Ⅲ→Ⅰ 전환 운전시 온실가스 감축량 산정 결과

항목 단위 모드Ⅰ 모드Ⅲ

EFT(Emission factor for total output) kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh

75.57 0.2721

99.18 0.3571

EFH(Emission factor for steam) kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh

51.26 0.1846

EFP(Emission factor for electricity) kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh

99.40 0.3579

99.18 0.3571

①



②



③







kg_CO2/GJ kg_CO2/kWh kg_CO2/Gcal

23.29 0.0842 97.95

Table 7. Calculation results of emission reduction factor according to establishing additional heat storage system(included in price setting schedule)

Table 6의 분당복합화력의 2008～2010년 3년 간 전력 및 열생산 실적을 기준으로 산정된 온실 가스 배출계수 결과와 6.3.1.1의 산정 방법에 의 해 추가 증설된 축열조의 축열량에 따른 온실가 스 감축량을 계산할 수 있다.

다음 Table 7은 축열조 증설에 따른 온실가스 감축 효과를 계산한 결과이다. 축열조 단위축열 당 감축량은 23.29 kg_CO

/GJ로 이를 축열조의 축열량 1 Gcal 당 온실가스 감축량으로 환산하면 97.95 kg_CO

/Gcal이다.

6.3.2. 가격 결정 발전 계획에 포함되지 않 을 경우

주간 시간대로 이동된 모드Ⅰ 운전시간의 전 력공급이 급전지시에 의한 운전시간이 아닐 경우 (가격 결정 발전 계획 미포함)는 단순히 모드Ⅰ 의 운전시간만 심야에서 주간으로 변경되었음을 의미하는 것이므로 온실가스 배출량의 증감은 없 다.

6.3.3. 전력시장에서의 축열조의 최적 운영 방법

6.3.1과 6.3.2에서 심야 시간에서 주간 시간으 로의 이동된 모드Ⅰ 운전시간이 가격 결정 발전 계획에 포함되는지 여부에 따라 온실가스 감축 효과가 다름을 알 수 있다. 즉, 가격 결정 발전 계획에 포함되었을 때의 모드전환(Ⅲ→Ⅰ) 운전 이 분당복합화력의 증설된 축열조 축열량당 97.95 kg_CO

/Gcal만큼 온실가스 감축 효과가 더 크다 고 하겠다.

또한 수익적 측면에서의 운영을 고려하더라도

가격 결정 발전 계획에 포함되었을 때의 모드전

환(Ⅲ→Ⅰ) 운전이 훨씬 유리하다. 전력시장운영

규칙에 의해 전력거래 정산시 가격 결정 발전 계

획에 포함될 경우의 열제약발전량은 전력시장의

높은 계통 한계 가격으로 정산받지만 가격 결정

발전 계획에 포함되지 않는 열제약발전량은 자체

변동비에 증분비(무부하비)를 제외한 비용만을

정산받을 수 있다. 따라서 온실가스 감축 효과측

면에서나 수익적 측면 모두에서 유리한 운영 방

법은 전력수요가 가장 peak인 시간대 즉, 계통

한계 가격이 가장 높은 시간대에 모드Ⅰ로 운전

하여 전력과 열을 생산하고, 이때 생산된 열을

축열하여 심야 시간 방열하는 것이 최적의 운영

항목 단위 연간 감축 효과 비고

ET(Total emission) kg_CO2 1,805,308,031 3년 평균 배출실적 (2008～2010)

H(Heat supply to heat storage system) Gcal 138,000 연간 이동가능 열공급량 (=증설 축열조 축열량) ER(Emission reduction) factor kg_CO2/Gcal 97.95



Table 8. Calculation results of emission reduction effect according to establishing additional heat sto- rage system(included in price setting schedule)

형태라고 할 수 있다.

6.3.4. 증설 축열조의 온실가스 감축량 예측

증설된 축열조의 축열량은 심야 시간(1～8시) 에서 주간 시간대(9～24시)로 이동가능한 열공급 량으로 연간 138,000 Gcal로 예상된다. 이 예측 값은 축열조 증설에 따른 지역난방공사와의 열수 급계약 변경시 양자간 합의된 예상치로 2010년 열공급 실적을 기준하여 산정된 분당복합화력의 최대 열공급 이동가능량과 지역난방공사의 기존 축열조 축열량의 평균값으로 결정하였다.

따라서, 축열조 증설에 의한 추가 열공급 효과 는 Table 8에서 보는 바와 같이 최대 138,000 × 97.95 = 13,517,100 kg_CO

로 연간 약 13,500 Ton_CO

의 감축 효과를 기대할 수 있다.

7. 결론

일반적인 열병합발전소의 축열조의 기능은 앞 서 언급한 대로 열공급망과 부하관리의 목적이 크다고 하겠으나, 본 고에서의 연구 목적은 증설 된 축열조를 통한 고효율 운영 방식의 확대 적용 으로 에너지와 온실가스 배출을 저감하는 측면에 있다하겠다. 이는 일반형 집단에너지 또는 구역 에너지사업의 열병합시설은 열공급을 주 목적으 로 하고, 이에 부가적으로 발생되는 전력을 판매 하는 형식이다. 반면, 전력부하와 열부하에 따라

운전 모드 변경이 가능한 발전시설인 분당과 일 산, 안양, 부천복합화력에서는 축열조 증설을 통 해 전력과 열공급 시장의 수요를 충족하면서 고 효율 운영 방식을 전략적으로 변환, 운전함에 따 라 에너지와 온실가스 저감 효과를 기대할 수 있 다. 즉, 낮시간대 전력시장의 첨두부하를 담당하 지만 열수요가 없을 경우, 전력요구량은 없으나 열수요는 필요하여 변동비 손실 우려가 있을 경 우 등 양측 시장환경에 따라 축열조 활용이 가능 하다. 본 연구에서는 이러한 감축 효과를 정량적 으로 분석하였으며, 또한 분석 방법론은 복합발 전설비에서 전력과 열을 생산하는 방식에 따라 온실가스 감축 효과를 정량화하는데 응용이 가능 하다.

참고문헌

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분당복합화력발전소 2011, 열수급변경계약서, 한 국남동발전/한국지역난방공사.

분당복합화력발전처, 2007, #1,2 Block 발전편람.

에너지관리공단, 2003, 2003 열병합발전 기술 가 이드북, 116 pp.

에너지관리공단, 2009, 발전업종 온실가스 배출량 산정 Good Practice 가이드라인.

이시형, 2009, 복합화력발전소의 국가 온실가스

배출계수 개발, 제6회 기후변화대응관련 대학

(원)생 논문공모 최우수작, 54 pp.

전력거래소, 2011, 2010년도 전력계통 운영실적.

A WRI/WBCSD GHG Protocol Initiative Cal- culation tool (2006. v 1.0), Allocation of GHG

Emissions from a Combined Heat and Power (CHP) Plant.

IPCC, 2006, 2006 IPCC Guidelines for National

Green House Gas Inventories.