서론
온실가스 저감을 위한 다양한 방안 중 화력발전소에 서 배출되는 배가스 중의 CO2를 포집하여 해양 혹은 지중에 저장 하는 연구가 많이 진행되고 있으며 국제적 으로 대규모 실증이 추진 중이다. 다양한 CO2포집기술 중 아민흡수제를 이용한 화학 흡수법은 발전 배가스와 같이 CO2의 농도가 10~20% 수준의 저농도 가스 처리 에 적합하며 상업적으로 이미 오랜 기간 활용되어 성능 이 확인되었을 뿐만 아니라 기존 발전소에 적용이 용이 하다는 장점이 있기 때문에 향후 화력발전소 적용에 있 어 가장 적합한 기술로 평가되고 있다[1]. 그러나 화학 흡수법은 다른 CO2 포집기술과 마찬가지로 공정의 운 용에 상당한 양의 에너지가 소비되기 때문에 실제 석탄 화력발전소에 적용 시 전체 발전효율은 기존 CO2포집
공정이 없는 경우 대비 약 20% 이상 저하되는 것으로 보고되고 있다[2]. 이에 많은 연구진들이 CO2 포집공 정 추가에 따른 발전효율 감소 최소화를 위해 많은 연 구를 수행하고 있다. 관련하여 국제에너지기구 온실가 스 연구 프로그램(IEA GHG R&D Programme)에서 는 독일 Hamburg 대학 연구진의 연구를 바탕으로 CO2저감비용을 낮추기 위한 여러 기술적 방법에 대한 기술·경제성 분석 보고서를 출간하였다(보고서 : Techno Economic Evaluation of Different Post Combustion CO2 capture Process Flow Sheet Modifications, Report 2014/08, IEA GHG R&D Programme)[3]. 이에 본 보고서에서는 상기 자 료를 바탕으로 연소 후 CO2포집기술의 비용저감을 위 한 다양한 방안과 주요 결과에 대하여 소개하고자 한다.
장경룡, 이지현
KEPCO 전력연구원 {jangkr, leejha}@kepco.co.kr
그림 1. 연소 후 CO
2포집공정 성능개선 방안[3]
연소 후 CO2 포집기술 비용저감 방안
연소후 CO2 포집비용 저감을 위한 개선안은 크게 흡수제 성능개선, 화력발전소와 CO2포집공정의 효과 적인 통합방안 구축 및 CO2 포집 공정개선으로 분류 된다. 이중 흡수제 성능개선은 CO2흡수능 및 흡수율 향상, CO2 재생온도, 열화, 흡수제 가격 및 환경영향 성 개선 등을 들 수 있다. 다음으로 발전소와 CO2포 집공정 통합의 경우 재생탑 오버헤드 컨덴서 열교환, 압축기 인터쿨러 및 재생탑 리보일러 응축수를 활용 한 급수가열 방안 등이 제시되고 있으며 마지막으로 CO2포집 공정개선과 관련하여 흡수탑 냉각, 증기 재 압축, 다단 압력 재생공정 및 Split flow 시스템 등 다 양한 방안이 제시되었다[그림 1].
분석 방법
상기 제시된 다양한 개선안에 대한 기술성 및 경제 성 평가를 위해 연소 후 CO2포집공정과 연계된 화력 발전 플랜트 공정모사를 통해 각각의 개선안에 대한 효과를 정량적으로 분석하였다. 분석발전소는 초임계 석탄화력발전소(SCPC, 발전용량 900 MW급, 발전 효율 45.2%(LHV))와 천연가스 복합발전소(NGCC, 발전용량 883 MW급, 발전효율 58.2%(LHV))를 대 상으로 하였다. 공정모사를 위해 Ebsilon Professional
을 통한 터빈블록을 포함한 발전소 전체 성능을 분석 하였고 CO2 포집공정 모사는 Aspen Plus를 활용하 였다. 분석에 있어 CO2포집 흡수제는 기존 상용흡수 제인 Monoethanolemine (MEA)과‘Solvent 2020’
이라는 가상의 흡수제를 고려하였다. ’Solvent 2020
‘의 물리적 특성은 비중, 점도 및 열용량은 7mol Methyldiethanolamine(MDEA) 및 2 mol Piperazine (PZ) 혼합물과 유사한 값을 갖도록 조정하였고 150℃
까지 열적으로 안정할 뿐만 아니라 산화성 열화 등은 무시할만하다고 가정되었다.
1) 흡수제 개선 효과
성능분석은 크게 흡수제 개선, 화력발전소와 CO2
포집공정의 통합방안 및 CO2포집공정 개선안으로 나
그림 2. CO
2흡수제에 따른 발전효율 저감 변화
그림 3. 초임계 석탄화력발전소-CO
2포집 공정통합 방안: 기본 및 폐열회수 통합공정
누어 수행되었다. 성능이 향상된 흡수제(Solvent 2020) 사용에 따른 분석결과 연소 후 CO2 포집설비 적용에 따른 초임계 석탄화력발전소의 발전효율 감소 는 기존의 상용 흡수제인 MEA 적용시 발전효율 감 소 예상치인 9.80% 대비 7.52%로 크게 향상되는 것 으로 분석되었다[그림 2]. 이러한 발전효율 개선은 성 능이 향상된 흡수제(Solvent 2020)의 낮은 재생에너 지에 기인하는 것으로 분석되었다. 또한 동일한 흡수 제 사용 하에 재생탑의 운전 압력을 5 bar로 상향조정
하고 흡수탑 인터쿨링 추가시 발전효율 감소는 6.91%
까지 낮아지는 것으로 분석되었다.
2) 공정통합 효과
초임계 석탄화력발전소에 CO2포집 플랜트가 적용 되는 경우에 있어서 발전소와 CO2포집플랜트 통합방 안에 대한 영향은 다음과 같다. 통합을 위한 기본 방 안은 발전소에서 리보일러의 응축수가 보일러 급수가 열 공정에 활용되는 것이며[그림 3 (a)] 개선안으로
그림 4. 다양한 CO
2포집공정 개선방안
표 1. 초임계 석탄화력발전소-CO2포집 공정통합 분석SCPC Power plant Base case with Intercooling;
W/O Heat integration
Base case with Intercooling;
With Heat integration
Steam extraction 4.16% 4.21%
Compressor duty 1.90% 2.06%
Cooling water pumps 0.23% 0.21%
Auxiliary power 0.62% 0.60%
Heat integration - -0.97%
Overall efficiency penalty 6.91% 6.11%
는 CO2압축기 인터쿨러에서 발생되는 폐열을 발전소 급수가열공정에서 회수하는 방안이다[그림 3 (b)].
분석결과 CO2 포집공정 적용에 있어 폐열회수 통 합 방안 적용시 기본 통합방안[그림 3 (a)] 대비 발 전효율이 약 0.97% 감소되는 것으로 확인이 되어 전 체적으로는 발전효율이 6.91%에서 6.11%로 감소되 는 것으로 예측되었다[표 1].
3) 공정개선 효과
석탄화력발전소와 CO2 포집공정의 통합 외에 CO2
포집공정 자체의 에너지 사용량 저감을 위한 다양한 공정개선안이 제시되어[그림 4] 각각의 경우에 대한 플랜트 성능변화를 분석하였다.
이중 증기 재압축, 다단 재생탑, 열 통합 재생탑, Split flow 시스템, 메트릭스 재생 및 재생탑 응축수 통합 방안에 대한 효과를 분석한 결과 초임계 석탄화력발 전 및 천연가스복합발전 모두 재생탑 오버헤드 콘덴 서의 열 통합 방안[그림 4(f)] 적용 시 발전효율 감소 가 가장 낮아(SCPC: 5.84%, NGCC:5.28%) 가장 우수한 것으로 분석되었다. 다음으로는 열 통합 재생 탑 및 오버헤드 콘덴서 열 통합, 증기 재압축 및 Split flow 시스템이 연계된 경우 발전효율 감소가 상대적 으로 낮았다.
3.4 전력생산 및 CO2저감비용 결과
상기 제시된 분석결과를 바탕으로 CO2 포집공정이 설치되어 있지 않은 경우 대비 전력생산 비용(Cost of Electricity, COE) 및 CO2 저감비용(Cost of CO2
avoided)을 산출하였다. 분석결과 기존의 초임계 석 탄화력발전소에 CO2포집플랜트가 없는 경우 전력생 산비용은 42.22 /MWh 이었으나 CO2포집공정 추 가를 통해 68.29 /MWh CO2로 약 61.7% 증가되었 으며 이에 따라 CO2저감비용은 38.32 /t CO2으로 산출되었다. 반면 천연가스복합발전소의 경우 CO2포 집플랜트가 없는 경우 전력생산비용은 59.5 /MWh 이었으나 CO2 포집공정 추가를 통해 76.82 /MWh CO2로 약 29.1% 증가되었으며 이에 따라 CO2 저감 비용은 54.76 /t CO2으로 산출되었다.
다양한 공정개선안에 따른 CO2 저감비용 분석 결 과 초임계 석탄화력발전소 및 천역가스복합 발전모두 재생탑 오버헤드 컨덴서 열통합 방안 적용시 가장 낮 은 전력생산 비용 및 CO2저감비용이 예상되었다.(초 임계석탄화력발전: CoE(67.65 /MWh), Cost of CO2avoided (37.35 /tCO2) / 천연가스복합발전 : CoE(75.73 /MWh), Cost of CO2 avoided (51.21
/tCO2))
맺음말
초임계 석탄화력발전소 및 천연가스복합발전소를 대상으로 CO2저감비용 감축을 위한 다양한 기술 옵 션에 대하여 기술·경제성 분석이 제시되었다. 다양 한 분석을 통해 CO2 저감 비용을 위한 공정개선안이 제시되었으며 이를 통한 CO2저감비용 효과가 산출되 었다. 상기 제시된 다양한 분석결과는 국내 연소 후 CO2포집기술 개발에도 직접적인 활용이 가능할 것으 로 판단된다. 또한 제시된 자료를 바탕으로 국내 전력 상황을 반영한 CO2저감비용의 산출을 통해 국내에서 진행 중인 다양한 CCS 기술의 정책적·기술적 지원 이 필요할 것으로 사료된다.
표 2. 다양한 CO2 포집공정 개선안에 따른 발전효율 저감 변화
Different Process Modification SCPC case
NGCC case
Base case 6.11 5.93
Vapour recompression 6.09 5.86
Multi-pressure stripper 6.25 5.86
Heat-integrated stripping column 6.18 5.92 Improved split flow process 5.99 5.46
Matrix stripping 6.41 6.04
Overhead condenser heat integration 5.84 5.28 Reboiler condenser heat integration - 5.83 Vapor recompression + split flow 5.99 5.46 Heat integrated stripper +
OHC heat integration 5.88 5.34
참고문헌
[1] 이지현 외 4인, “국내 초임계 석탄화력발전소에 연소 후 CO
2포집공정 설치 시 성능 및 경제성 평가 “, 화학공학, 22권, 제 2호, 2012
[2] An Interdisciplinary MIT study, “The Future of
Coal” , 2007
[3] Techno Economic Evaluation of Different Post Combustion CO
2capture process Flow Sheet Modifications, Report 2014/08, IEA GHG R&D Programme, 2014
표 3. 다양한 개선안에 따른 전력생산비용 및 CO2저감비용 분석 결과
