석탄 이용 합성천연가스(SNG) 제조 기술

Young Don Yoo , Su Hyun Kim, Yongseung Yun, and Gyoung Tae Jin*

Plant Engineering Center, Institute for Advanced Engineering

*Climate Change Technology Research Division, Korea Institute of Energy Research

Abstract: 석탄가스화를 통해 얻어진 합성가스는 CO, H2가 주성분으로서 그 자체를 연료로 사용하여 발전을 하거 나 또는 적절한 정제, 분리 및 합성을 통해 다양한 원료물질을 생산할 수 있다. 이러한 석탄 청정 이용 기술은 최 근의 에너지 분야에서 많은 관심을 불러일으키고 있는 고유가 및 석유자원 고갈에 대비할 수 있는 현실적인 방법 의 하나로 여겨지고 있다. 석유와 천연가스를 대체할 에너지원으로서 석탄을 이용하는 다양한 방법 중의 하나로 가스화 반응을 통해 발생하는 합성가스를 이용한 합성천연가스(SNG, Synthetic Natural Gas) 제조를 들 수 있는 데, 이는 석탄 등의 고체 시료를 이용하여 메탄이 주성분인 연료가스를 생산하는 것이다. 석탄을 이용하여 SNG를 제조하는 방법은 일반적으로 잘 알려진 산소와 증기를 이용한 석탄 가스화를 기반으로 하는 방법과 석탄으로부터 직접 SNG를 얻는 hydrogasification과 촉매 가스화 방법이 있다. 석탄을 사용한 SNG 제조 공정에 대한 기술의 특 징과 현황을 분석하였고, 향후 전망을 요약하였다.

Keywords: coal, gasification, SNG (synthetic natural gas), syngas

1. 서 론

1)

최근 원유 및 천연가스 가격 상승 및 화석 연료의 사용으로 야기되는 지구온난화 문제의 해결을 위해 기존 화석연료에 대한 의존을 탈 피하기 위한 노력이 활발히 진행되고 있다. 그 러나 아직까지도 세계적으로 소비되는 에너지 의 대부분은 화석연료가 차지하고 있으며 화 석연료의 사용 비중이 높은 에너지 소비 구조 는 당분간 지속될 것으로 보인다.

Table 1은 IEA (International Energy Agency) 에서 발표한 1980년부터 2030년까지의 세계 에너지 사용량 및 예측치를 나타낸 것이다[1].

이로부터 알 수 있는 바와 같이, 석탄과 천연가 스 연평균 사용량 증가율은 각각 2.2%, 2.1%로

†주저자(E-mail: [email protected])

전체 에너지 사용량 증가율 1.8%를 상회하고 있다. 2005년 석탄과 천연가스의 사용량은 전 체 에너지 사용량의 46% 정도를 차지하고 있 지만, 2030년에는 51% 정도까지 증가될 것으 로 전망되고 있다. 이러한 전망은 풍력, 바이 오연료, 태양광과 같은 다양한 신재생에너지원 이 개발되어 상업화되고 있음에도 불구하고 향후 수십년 내에 획기적인 에너지원이 개발 되지 않는 한, 기존 화석연료인 석탄 및 천연 가스 그리고 원유가 주된 에너지원 위치를 차 지할 것이라는 예측을 가능케 한다.

가채연한이 50년 이내라고 발표되고 있는 원유의 경우, 지역적인 정세 및 에너지 사용량 등에 따라 가격 변동은 불가피하고 원유가에 연동되는 천연가스 가격 역시 변동 폭이 클 것으로 예상된다.

석탄은 가채연한이 200년 이상으로 현재의

Table 1. IEA의 세계 주요 에너지원 수요 전망(Mtoe)[3]

Year 1980 2000 2005 2015 2030 Average annual

rate of growth

Coal 1,786 2,292 2,892 3,988 4,994 2.20%

Oil 3,106 3,647 4,000 4,720 5,585 1.30%

Gas 1,237 2,089 2,354 3,044 3,948 2.10%

Nuclear 186 675 721 804 854 0.70%

Hydro 147 226 251 327 416 2.00%

Biomass and waste 753 1,041 1,149 1,334 1,615 1.40%

Other renewables 12 53 61 145 308 6.70%

Total 7,228 10,023 11,429 14,361 17,721 1.80%

화석연료 중에 가장 길면서 상대적으로 열량당 가격이 저렴하다는 점과, 다양한 지역에서 채굴 이 가능하여 에너지 안보 측면에서 유리한 면 이 있다.

반면, 석탄을 연료로 사용하는데 가장 큰 장 애로는 단위 열량당 상대적으로 많은 CO

가 배출되고, 연소 배가스 처리 설비에 의해 대기 오염물질을 완벽하게 처리하더라도 처리 석탄 량의 5∼15% 정도에 해당하는 회재의 최종 처분으로 인한 환경부하 가중을 들 수 있지만, 긍정적인 측면으로는 청정 석탄 이용 방법 등 을 통해 청정성과 효율성 문제가 해결된다면 향후 화석연료 중에 가장 선호하는 연료가 될 가능성이 매우 높다.

이러한 관점은 석탄을 기반으로 한 청정이 용 기술은 최근 에너지원의 다양성 확보와 석 유 및 천연가스 고갈에 대비한 대체 에너지원 개발에 각국의 많은 노력과 투자가 활발하게 진행되는 요인이 되고 있다. 특히, 화석연료 중에 가장 사용량이 많아질 것으로 예상되는 석탄을 이용하여 천연가스를 제조할 수 있다 면, 에너지 안보 측면, 에너지 이용의 환경적 인 측면, 에너지 이용 효율적인 측면을 모두 다 만족할 수 있으며 기존 천연가스의 인프라 를 그대로 활용할 수 있으므로 IGCC (Inte- grated Gasification Combiner Cycle) 기술과 함께 가장 현실적인 석탄 청정 이용 기술이

될 수 있을 것이다.

석탄으로부터 얻어진 천연가스는 합성천연 가스 또는 대체천연가스(이하 합성천연가스라 함)라 부르고 있으며, SNG (Synthetic or Substitute Natural Gas)로 표시하고 있다. 석 탄으로부터 SNG를 얻는 방법으로는 Figure 1 에 나타낸 바와 같이, 석탄 가스화를 통해 얻 어진 합성가스를 촉매를 사용한 메탄 합성 반 응을 통해 얻는 방법(gasification 방법)[2], 석 탄을 직접 수소와 반응시켜 SNG를 얻는 방법 (hydrogasification 방법)[3] 그리고 촉매를 이 용하여 석탄을 저온에서 증기와 반응시켜 SNG 를 얻는 방법(catalytic gasification 방법)[4]이 있다. Gasification을 기반으로 한 SNG 제조 방 법은 석탄을 가스화하여 얻어진 합성가스(CO, H

가 주성분)로부터 SNG를 합성(CO + 3H

→ CH

+ H

O)하므로 간접법이라 부르고 석탄 내의 탄소와 외부에서 공급된 수소와 직 접 반응시켜 SNG를 얻는(C + 2H

→ CH

), hydrogasification 방법과 석탄 내의 탄소와 증 기를 반응시켜 SNG를 얻는(2C + 2H

O → CH

+ CO

) catalytic gasification 방법은 직 접법으로 분류된다.

아래에 위의 3가지 방법에 대한 기술 특징

을 분석하고, 현재 가동 중인 석탄 SNG 설비

의 현황과 미래 전망에 대해 설명하였다.

Figure 2. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스로부터 SNG 제조 공정(합성가스의 수성가스 전환을 통해 H2/CO = 3.0 내외로 조정, 탈황된 합성가스 사용).

방법.

2. 석탄 합성천연가스(SNG) 제조 기술 현황

2.1. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스로부터 SNG 제조 기술(간접법)

석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스를 이 용한 SNG 공정 구성의 한 예를 Figure 2에 나타내었다. 석탄 SNG 제조 공정은 크게 합 성가스제조 공정(석탄 → CO, H

주성분인 합 성가스 제조), 촉매를 이용하여 SNG를 합성 하는 공정(CO, H

주성분인 합성가스 → SNG)으로 크게 나누어지며, 합성가스 제조 공정은 IGCC 공정에서의 가스화 공정, 합성가 스 정제 공정과 매우 유사하게 구성된다. 다 만, 석탄가스화기에 배출되는 합성가스 내의 H

/CO 비가 1.0 이하이므로, H

/CO 비가 3.0

항인 CO

분리 공정이 SNG 제조 공정에서는 반드시 필요하다.

수성가스전환 공정과 합성가스 정제공정을 거친 합성가스가 Ni이 주성분인 촉매 하에서 메탄으로 전환되는 반응은 매우 강한 발열반 응(반응열은 206.1 kJ/mol)이기 때문에 촉매 온도 상승으로 인한 소결 등으로 촉매 활성 저하를 야기하는 것이 가장 큰 문제이다[2].

따라서 열추출이 우수한 메탄화 반응기 설계 및 운전방법이 가장 중요한 핵심기술이라 할 수 있다. 석탄 SNG 제조 공정 각각에 대한 설명은 Table 2에 요약하였다.

가스화를 기반으로 하는 간접법을 통한 또

다른 SNG 제조 공정으로는 메탄화 반응과 수

성가스전환 반응을 동시해 진행할 수 있도록

구성된 SNG 합성공정을 들 수 있다. 이 공정

에 대한 공정 구성도는 Figure 3에 나타내었

다. 메탄화 반응과 수성가스전환 반응 특성을

Table 2. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스를 이용한 SNG 제조 공정 특징

공 정 공정 특징

Coal preparation and handling

- 석탄을 가스화 공정(고정층, 유동층, 분류층)에 적합한 크기로 파쇄, 선별하는 공정 - 습식 가스화의 경우, 물과 혼합하여 슬러리를 만드는 공정

- 석탄 내의 회 용융점이 높은 석탄의 경우, 용제를 추가하는 공정 등이 필요함

Coal gasification

- 석탄을 산소, 증기와 반응시켜 CO, H2가 주성분인 합성가스를 제조하는 공정과 후단 공정과 연계 또는 합성가스가 보유한 현열을 회수하기 위한 냉각 또는 열회 수 공정

- 합성가스를 이용하여 발전할 경우에는 반응제로 공급되는 산소의 순도는 95% 이 상이면 충분하지만, SNG가 목적인 경우에는 99% 이상의 산소 순도가 요구됨

Syngas cleaning and Water gas shift

- 합성가스 내에 포함된 분진을 제거하는 집진 공정, 합성가스 내의 포함된 황 성분 (H2S, COS 등)을 제거하는 탈황 공정, 합성가스 내의 H2/CO 비율을 조정하기 위 한 수성가스전환 공정으로 구성

- 메탄화 반응(CO + 3H2 → CH4 + H2O)의 전환효율을 증대하기 위하여 합성가스 내의 H2/CO비를 3.0 내외로 조정하고 수성가스전환 공정으로 유입되는 합성가스 유 량 제어가 필요함. 통상적으로 정제된 합성가스의 30% 정도만을 수성가스 전환 공 정을 통과시키고, 나머지 합성가스는 by-pass하면 H2/CO 비율이 3.0 정도로 조정됨 - 수성가스전환 공정으로 유입되는 합성가스는 탈황되지 않는 sour gas이므로 수성

가스전환 촉매는 황 화합물에 대해 피독 되지 않는 Co-Mo계 촉매 사용

CO2 separation - 가스화 과정과 수성가스전환 과정을 통해 얻어진 CO2를 분리하는 공정으로서, SNG 제조시 반드시 사전에 CO2를 분리한 후 SNG 합성

Methanation

- Ni계 촉매를 이용하여 CH4가 주성분인 SNG를 얻기 위한 합성공정

- 메탄화 반응은 강한 발열반응이므로, 적절한 열 추출 방법이 필요함 (CO + 3H2

→ CH4 + H2O의 반응은 206.1 kJ/mol의 발열 반응임) Compression - 배관망을 통해 SNG를 공급하기 위하여 압축하는 공정

갖는 촉매를 이용함으로써, 2개의 반응을 1개 의 반응기 내에서 진행되도록 하여 반응기 개 수를 줄일 수 있기 때문에 건설비를 절감할 수 있다. 또한, 수성가스전환 반응에 필요한 증기 공급량의 제어를 통해 메탄화 반응기 내 의 급격한 온도 상승을 용이하게 제어할 수 있는 장점을 갖고 있다[5].

촉매의 피독을 막기 위해 청정한 합성가스 를 사용해야 하는 Figure 2와 Figure 3에 나 타낸 공정에서는 메탄화 반응기로 유입되는 합성가스 내의 황화합물은 1 ppm 이하로 정 제되어야 한다. 현재 이러한 수준까지 정제할 수 있는 상업화된 탈황공정은 상온 또는 상온 이하에서 운전되기 때문에, 탈황 공정에서 배 출되는 합성가스 온도 역시 상온 또는 그 이 하의 온도를 갖는다. 그러나, 메탄화 반응기로 유입된 합성가스가 촉매와 반응하기 위해서는

촉매 활성온도(대략 230 ℃) 이상이 되어야 하므로, 탈황된 합성가스는 열교환기를 거쳐 다시 온도를 증가시킨 후 SNG 합성반응기에 공급하여야 한다. 반면, 이러한 에너지 이용 측면에서의 비효율성을 해결하고 에너지 이용 효율을 극대화 할 수 있는 방법으로 제안된 SNG 합성공정의 예를 Figure 4에 나타내었다.

Figure 4에 나타낸 공정에서는 열교환과 집

진 후 250 ℃ 이상의 온도를 갖는 미 탈황 합

성가스를 사용하여 SNG를 합성하는데, 황 성

분(H

S, COS)을 포함한 합성가스로 SNG 합

성을 하기 위해서는 황 성분에 피독되지 않는

Ce-Mo계 촉매를 사용하여야 한다. 이 촉매

역시 메탄화 반응뿐만 아니라 수성가스전환

반응도 동시에 진행되기 때문에 별도의 수성

가스 전환 공정이 필요하지 않다. SNG 합성

반응기에 배출되는 가스는 COS 전환공정, 산

Figure 3. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스로부터 SNG 제조 공정(수성가스전환과 메탄화 반응을 동 시 진행 공정).

Figure 4. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스로부터 SNG 제조 공정(탈황하지 않은 합성가스를 이용하 여 수성가스 전환과 동시에 메탄화 반응 진행 공정).

성가스 제거 공정을 거쳐 청정한 SNG를 생산 하게 된다[5].

그 밖에도 열추출 특성이 우수한 유동층 반 응기 형식의 메탄화 반응기도 고려할 수 있다.

석탄 가스화를 기반으로 한 SNG 합성공정 은 Figure 2에 나타낸 수성가스 전환 후 황성 분이 제거된 합성가스를 이용하여 메탄화 반응 이 진행된 경우(Conventional shift and meth- anation process), Figure 3에 나타낸 수성가스 전환반응과 메탄화 반응을 동시에 진행되는 경우(Combined shift and methanation process), Figure 4에 나타낸 미 탈황된 합성가스를 이용 하여 수성가스 전환과 메탄화 반응을 동시에 진행되는 경우(Direct methanation process), 그 리고 유동층 메탄화반응 공정(Comflux process)

과 같은 4개의 공정이 현재까지 개발된 대표적 인 공정이며, 각각 공정에 대한 종류 및 특징을 Table 3에 요약하였다[2,5].

이러한 반응 공정에서 급격한 온도 증가를 방지하기 위하여 채택하고 있는 방법으로는 환원된 가스의 일부를 메탄화 반응기의 유입 측으로 재순환하는 가스 재순환 방법, 메탄화 반응기로 유입되는 합성가스를 분배하는 가스 분배 방법, 여러 개의 반응기를 순차적으로 연 결하여 1개 반응기에서 급격한 반응에 의한 온도 상승을 방지하는 반응기 직렬연계 등의 방법이 있다.

2.1.1. Conventional shift and methanation 공정

이 공정은 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성

Table 3. 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스를 이용한 SNG 합성 공정 종류 및 특징

공 정 공정 특징

Conventional shift and methanation process

- 공정 종류 : Cono-Meth process, El Paso/UCI Process, Lurgi-Sasol Process, TREMP process

- 공급 합성가스 : 수성가스전환공정을 통해 H2/CO 비가 3.0 내외로 조정되고 황 화합물 농도가 0.1 ppm 이하까지 탈황된 합성가스 공급

- 반응기 형태 : 고정층 반응기

Combined shift and methanation process

- 공정 종류 : Super-Meth Process, HICOM Process, Koppers-ICI Process, RM Process

- 공급 합성가스 : 메탄화 반응과 수성가스 전환 반응이 동시에 진행되기 때문에 가스화기에서 배출된 합성가스에 대해 황 화합물만 0.1 ppm 이하까지 탈황된 합성가스 공급

- 반응기 형태 : 고정층 반응기

Direct methanation process

- 공급 합성가스 : 미 탈황 합성가스 사용하여, 메탄화 반응기 내에서 메탄화 반 응과 수성가스 전환 반응이 동시에 진행되도록 함

- 메탄화 반응기에서 배출된 메탄이 주성분이 SNG에 대해 탈황

Comflux process

- 공급 합성가스 : 탈황된 합성가스 사용, 메탄화 반응기 내에서 메탄화 반응과 수성가스 전환 반응이 동시에 진행되기 때문에 별도의 합성가스 성분제어가 필 요 없음

- 반응기 형태 : 유동층 반응기

가스로부터 SNG를 얻는 공정으로, 석탄가스화 공정을 통해 얻어진 합성가스는 정제 공정, 수 성가스전환 공정, CO

분리 공정을 통해 H

S와 같은 오염물질이 0.1 ppm 수준까지 제거되고, H

/CO 비율이 3.0 전후로 조정된 합성가스를 이용하여 SNG 합성을 하는 공정이다[5].

본 공정은 Lurgi, Conoco사와 같이 석탄가 스화기를 개발하는 개발회사 뿐만 아니라, Haldor Topsoe, BASF사와 같은 촉매제조 회사도 기 술을 보유하고 있다. 대부분의 SNG 합성반응 형식은 다중 단열 고정층 반응기(multiple, adiabatic fixed-bed reactors)이고 촉매는 니켈 이 주성분인 것을 사용한다. 따라서, 합성가스 는 정제 공정에서 H

S는 0.1 ppm 이하까지 황이 제거되어야 한다. SNG 합성반응기의 운 전 압력은 상압부터 100 bar까지 다양한 범위 이며, SNG 합성반응기로 유입되는 합성가스 온도는 230 ℃ 이상이 요구된다[5].

Figure 5는 Cono-Meth 공정의 개략도를 나 타낸 것으로 이 공정에서는 4개의 메탄화 반

응기를 연결하여, 반응기로 유입되는 합성가스 를 공정 후단에서 발생된 전환가스의 일부를 재순환하여 온도를 낮추고, 반응기에서 배출되 는 가스를 냉각시키는 방식을 채택하고 있다 [5]. 따라서, 주어진 촉매에 대하여 메탄화 반 응기의 개수, 각 메탄화 반응기로 유입되는 온 도, 재순환비율, 그리고 각 반응기로 유입되는 합성가스 조성 등이 메탄화 공정의 주요 변수 이며, 메탄화 반응기에서는 공간속도, 온도, 압 력 등이 주요 변수가 된다.

SNG 합성반응기로 공급되는 합성가스 조성 은 H

/CO 비가 3.0 보다 약간 높은 조건으로 공급하고, 반응기 유입온도는 촉매의 활성 온 도인 230 ℃ 이상으로 공급된다. 또한 최종 메 탄화 반응기 출구에서의 CO 농도가 0.1% 이 하로 하기 위해서는 SNG 합성반응기의 운전 온도는 300∼350 ℃ 내외 정도이어야 한다[5].

또한 유사 공정인 El Paso/UCI 공정의 개

략도는 Figure 6에 나타내었다. 이 공정에서

재순환 가스를 각각의 메탄화 반응기로 공급

Figure 5. Cono-Meth SNG 합성 공정 개략도.

Figure 6. El Paso/UCI Process 개략도.

할 수 있다는 점이 Cono-Meth 공정과의 차이 점이다.

Figure 7은 Lurgi-Sasol 공정 개략도를 나타 낸 것으로서 메탄화 반응기에서 배출되는 전 환가스는 일부 재순환가스와 혼합되어 후단의 메탄화 반응기로 공급되며, 다른 공정과의 차 이점은 각 메탄화 반응기에 증기를 공급하도 록 하여, 반응기의 온도 제어 및 탄소 침착을 방지하도록 한 점이다. 이 공정에 대한 각 위 치별 유량, 온도 그리고 가스조성을 Table 4 에 나타내었다.

메탄화 반응기 3에서 배출되는 가스 조성을 보면, 유입 가스의 H

/CO 비는 3.8 이상이며 메탄 농도가 10.3%일 때, 첫 번째 반응기 후 단에서는 메탄 농도가 53.3%, 두 번째 반응기

Figure 7. Lurgi-Sasol Process 개략도[5].

후단에서는 68.4% 그리고 맨 마지막 메탄화 반응기 출구에서는, 메탄 농도가 75.9%, CO

농도는 21.3%인 결과를 얻었다. CO

분리 공 정을 거친 후에는 96% 이상의 메탄 성분을 갖는 SNG를 얻을 수 있음을 알 수 있다. 이 공정의 경우, 파이프라인 공급 수준의 SNG를 제조하기 위해서는 CO

분리 공정이 필수적임 을 알 수 있다.

Figure 8은 Haldor Topsoe사의 TREMP 공

정의 개략도이다. 앞에서 언급된 타 공정과 공

정 구성은 매우 유사하며, 고온에서 사용 가능

한 자체개발 촉매(모델명 MCR-2X)를 사용하

여 지속적으로 공정을 개발하였다[10]. 본 공

정을 통해서 얻어진 SNG 성상은 Table 5와

같으며, 별도의 CO

분리 공정 없이도 94%

Table 4. Lurgi-Sasol Methanation 파일롯 플랜트 운전 결과[5]

Methanator 1 입구

Methanator 1 출구

Methanator 2 입구

Methanator 3 입구

Methanator 3 출구

온도(℃) 270 300 450 260 315

유량(Nm³/h) 18.2 96.0 89.6 8.2 7.9

Gas composition (Vol%)

CO2 13.0 19.3 21.5 21.5 21.3

CO 15.5 4.3 0.4 0.4 0.05

H2 60.1 21.3 7.7 7.7 0.7

CH4 10.3 53.3 68.4 68.4 75.9

C2+

0.2 0.1 0.05 0.05 0.05

N2, Ar 0.9 1.7 2.0 2.0 2.0

Table 5. TREMP 공정에서 생산되는 전형적인 SNG 조성[11]

성분/발열량 mol%

CH4 94∼96

CO2 0.5∼1

H2 0.5∼1

CO -

N2+Air 2∼3

HHV, kcal/Nm³ 8,450∼8,675

이상의 CH

농도를 갖는 SNG를 얻을 수 있 다. 제시된 메탄화 공정 중에서 가장 최근에 개발된 공정이고, 총 45000시간의 파일롯 플랜 트 운전실적을 가지고 있다. 또한 이 공정은 수성가스전환 공정을 통해 H

/CO 비율은 3.0 이상으로 조정되어 메탄화 반응 공정으로 유 입되기 때문에, 다양한 가스화 공정에 대해 적 용 가능한 공정이다.

2.1.2. Combined Shift and Methanation Process 본 공정은 별도의 수성가스전환 공정을 두 지 않고, 메탄화 반응기에 합성가스와 함께 증 기를 공급하여 수성가스전환 반응과 메탄화 반응이 동시에 진행되도록 구성한 것으로 반 응기 형식은 다중 단열 고정층이며, 알루미나 와 산화니켈로 구성된 촉매를 사용한다[5]. 이 공정은 석탄 가스화 기술을 보유하고 있는

Conono (SUPER-METH), British Gas Corpora- tion (HICOM) 등이 보유하고 있으며, 일부 촉매 회사 및 엔지니어링 회사에서도 보유하 고 있다. 일반적으로 석탄가스화를 통해 얻어 진 합성가스는 H

/CO 비율이 1.0 이하이므로 H

/CO 비율을 증가시키기 위해서는 물이나 증기를 공급해야 한다. 니켈계 촉매를 사용하 므로 이 공정 역시 0.1 ppm 이하로 탈황된 합 성가스를 공급하여야 한다. 일반적으로 본 공 정에 유입되는 합성가스 내의 H

/CO 비는 0.4

∼2.4 정도의 범위에서 허용되는 것으로 알려 져 있다[5]. 또한 발열 반응인 메탄화 반응에 의한 촉매 온도 상승은 수성가스 전환 반응용 증기 공급량과 합성가스 공급량으로 제어를 통해 가능하다.

Figure 9는 Combined shift and methana-

tion process 공정의 전형적인 예인 Super-

Meth 공정에 대한 개략도이다. Conventional

methanation 공정과 운전 및 설계는 유사하나

추가적으로 수성가스전환 및 온도 제어에 필

요한 증기 공급량 및 공급 위치가 중요한 변

수가 된다[5]. 그림에서 실선은 합성가스 흐름

을 나타내며, 점선은 증기 또는 냉각수의 흐름

을 나타낸 것이다. 특히, 증기를 공급하여 수

성가스전환 반응에 의해 추가 수소를 생산하

면서 탄소 침착을 방지할 수 있는 장점이 있

다. 다만, 수성가스전환 반응에 의해 생성된

CO

를 분리하기 위한 추가 장치가 필요하며

Figure 8. Haldor Topsoe사의 TREMP 공정도[11].

Figure 9. Super-Meth Process 개략도.

다른 SNG 합성공정과 동일하게 생산가스의 재순환을 통해 반응 온도의 제어가 필요하다.

Figure 10에 Combined shift and methana- tion process 공정의 또 다른 예인 HICOM 공 정의 개략도를 나타내었다. 본 공정에서는 수 성가스전환 효율을 높이기 위하여 포화기 (saturator)를 설치하였으며, 수성가스 전환을 위한 증기 공급 및 고압증기 생산을 위한 보 일러를 별도로 두고 있다.

Figure 11은 Combined shift and methanation

process 공정의 전형적인 다른 예인 Koppers- ICI 공정의 개략도를 보여주고 있다. HICOM 공 정과 유사하며, Table 6은 메탄화 반응에 따 른 합성가스 조성 변화를 나타낸 것이다. 유입 되는 합성가스의 H

/CO 비는 0.55 정도로 전 형적인 건식 석탄가스화기에서 배출되는 합성 가스 내의 H

/CO 비율로 공급된 경우이다. 이 때 배출되는 합성가스 내의 CH

는 33% 정도, CO

는 66% 정도로, CO

의 부피비가 매우 높다.

Figure 12는 Combined shift and methana-

Figure 10. HICOM Process 개략도.

Figure 11. Koppers-ICI Process 개략도.

tion process 공정의 전형적인 예인 RM Pro- cess 공정의 개략도를 나타낸 것으로 이 공정 역시 HICOM 공정과 유사하다. 타 공정에 비 해 유입되는 합성가스의 온도가 매우 높으며, 압력은 22~27 bar 사이에서 운전된다.

2.1.3. Direct Methanation Processs

Direct methanation process에서는 탈황하지

않은 sour gas를 대상으로, 다중 단열 고정층

반응기를 사용하며, Ce-Mo계 촉매로 수성가

스 전환 반응과 메탄화 반응을 동시에 진행하

는 공정이다[5]. 본 공정은 황화합물에 피독되

지 않는 촉매를 사용하기 때문에 다른 공정과

달리 메탄화 반응 후단에 탈황공정을 두는 특

징을 가지고 있다. 이 공정에 대한 장점으로

는, 기존 상용 탈황 공정인 Selexol 공정이나

Table 7. RM Methanation 공정에서의 위치별 합성가스 조성

Methanator 위치

1 입구 1 출구 2 출구 3 출구 4 출구 5 출구 6 출구

온도(℃) 482 773 779 773 717 604 472

압력(bar, a) 27 27 26 25 24 23 22

Gas composition (vol%)

H2 49.80 54.53 48.07 43.09 36.90 22.86 9.26 CO 49.80 13.97 18.46 20.63 15.25 5.64 0.87 CO2 0.10 25.80 24.04 23.64 29.21 39.90 46.84 CH4 0.30 5.70 9.43 12.64 18.64 31.60 43.00 Figure 12. RM Process 개략도.

Table 6. Typical Gas Compositions from a Koppers- ICI Process

Component Feed to Methanator (%)

Product from Methanator (%)

CO 58.87 0.15

CO2 9.95 65.58

H2 32.47 0.48

CH4 0.1 32.89

N2+Ar 0.61 0.90

Rectisol 공정에서는 상온 또는 상온 이하의 온도에서 합성가스가 배출되기 때문에 메탄화 반응에 활성을 갖는 온도까지 합성가스를 가 열해 주어야 하는 문제가 있다. 그러나 본 공 정에서는 가스화기에서 배출된 합성가스는 열 회수, 집진을 거친 후 고온의 합성가스를 직접 메탄화 반응기로 공급하여 SNG로 전환하기 때문에 에너지 이용 측면에서 우수한 특징을

갖는다[5].

공급 합성가스의 H

/CO비는 0.4∼2.4 정도, 반응 온도는 315∼677 ℃, 압력은 14 bar부터 70 bar 사이이다. 특히, H

S, COS와 같은 오 염물질이 3%까지 허용된다고 알려져 있다[5].

이러한 직접 메탄화의 특징은 H

/CO 비율이 낮은 석탄 합성가스에 적합한 공정이라 할 수 있다. Figure 13에 direct methanation process 공정의 전형적인 예를 나타내었다.

2.1.4. COMFLUX Methanation Process COMFLUX methanation process는 가압유 동층 형태의 메탄화 반응기이다. 열추출 특성 이 우수한 유동층 반응기를 채택함으로써, 3∼

5개의 반응기로 구성된 고정층 메탄화 반응기

와 달리 1개의 반응기로만 구성된다는 것이

큰 특징이다[5]. Figure 14에 대략적인 공정도

를 나타내었는데, 유동층 메탄화 반응기 내의

Figure 13. Direct methanation Process 개략도.

Figure 14. Comflux methanation Process 개략도.

온도 제어 및 유동화 가스로 일부 SNG 가스 를 재순환하여 유동층 반응기로 투입됨을 알 수 있다.

2.2. 촉매 가스화를 통한 SNG 제조 기술(직접법) 석탄 가스화를 통해 얻어진 합성가스 조성 과 가스화 온도에 따른 경향을 보면, 가스화 온도가 낮아지면, CO, H

는 감소되고, 메탄은 증가되는 경향을 갖는다. 따라서, 석탄 가스화 를 통해 SNG 생산이 목적이라면, 가스화 온 도를 낮게 하여 높은 농도의 메탄을 얻는 것 이 바람직하지만, 낮은 온도에서는 가스화 반 응성이 저하되어 가스화 반응을 촉진되는 방 안이 필요하다[1]. 이에 대한 방안으로 촉매를 사용하여 낮은 온도에서도 가스화 반응을 촉 진시키면서 메탄 농도를 높이는 방법이다. 즉, 700 ℃ 이하 온도에서 촉매를 사용하고, 산소

대신 증기를 가스화 반응제로 공급함으로써, 합성가스 내의 메탄 농도를 증가시키고 CO

농도를 낮출 수 있는 방법이다. 이와 같은 촉 매 가스화 공정의 개략도를 Figure 15에 나타 내었다.

700 ℃ 이하 온도에서 가스화에 필요한 충 분한 체류시간을 확보하기 위하여 상대적으로 가스화기 내에서의 짧은 체류시간을 갖는 분 류층 가스화기보다 유동층 가스화기를 사용하 는 것이 일반적이다. 또한, 가스화 반응은 강 한 흡열 반응이기 때문에, 가스화 반응을 지속 시키기 위해서는 지속적인 열원 공급이 필요 하다. 그러나 가스화기 내에서 흡열반응인 가 스화 반응, 발열반응인 메탄화 반응, 또 다른 발열반응인 수성가스전환 반응이 함께 진행된 다면, 아래식과 같이 실제 가스화기로 공급되 어져야 할 에너지는 기존 가스화 방식에 비해 매우 낮게 된다.

즉, 흡열반응인 가스화 반응에 필요한 열량

271.8 kJ, 발열 반응인 수성가스전환 반응에

의해 발생된 열량 34.8 kJ, 발열 반응인 메탄

화 반응에 의해 생성된 열량 225.4 kJ이기 때

Figure 16. Exxon사의 촉매 가스화를 이용한 SNG 제조 공정[4].

문에, 열손실을 무시하면 이론적으로 외부에서 공급되어야 할 순수 열량은 11.6 kJ로서 매우 적음을 알 수 있다.

가스화 반응을 통해 얻어진 합성가스는 CH

, CO, H

등이 주성분이므로, CO, H

를 분리하여 야만 천연가스 배관망으로 공급할 수 있는 SNG를 얻을 수 있다. 이를 가스에서 메탄을 분 리하는 방법으로 제시된 것은 심냉증류(cryo- genic distillation) 방법이다. 즉 합성가스의 온 도를 충분히 저온까지 냉각하여 메탄만을 액 화하여 분리하는 방법이다. 분리된 CO, H

는 유동층 가스화기의 유동화 가스로 사용하거나, 가스화기로 공급되는 증기 발생용 연료로 사 용된다. 또한 석탄과 함께 공급된 촉매는 가스 화기에서 배출되는 회재와 함께 배출되는데,

촉매를 회수하여 재사용하기 위한 촉매회수 공정이 필요하다.

가장 대표적인 촉매 가스화 기술을 보유한 Exxon사의 촉매 가스화를 통한 SNG 제조 공 정도는 Figure 16과 같으며 각각의 공정 설명 은 Table 8에 나타내었다.

2.3. Hydrogasification 통한 SNG 제조 기술

Hydrogaification 공정은 석탄 내의 탄소와

수소를 반응시켜 가스화기 내에서 메탄 성분

이 높은 합성가스를 직접 얻는 방법이다. Hy-

drogasification을 이용한 SNG 제조 공정 연구

는 일본의 ARCH (Advanced Rapid Coal

Hydrogasification)공정을 들 수 있는데, 2010

년 상업화를 목적으로 오사카가스(Osaka Gas)의

Table 8. Exxon 촉매가스화를 이용한 SNG 제조 공정[4]

공 정 공정 특징

Coal preparation and handling

- 촉매 가스화기는 유동층 가스화기이므로, 유동층 가스화기에 적합한 크기로 석탄 입 자를 파쇄, 선별

- 파쇄된 석탄과 촉매(K2CO3)를 혼합하고 건조

Coal gasification

- 온도 690 ℃, 운전 압력 35기압 - 유동층 가스화 방식

- 증기 공급량 : 1.6 kg-steam/kg-coal - 촉매 공급량 : 0.15 kg-catalyst/kg-coal - 합성가스 발생량 : 0.39 kg-syngas/kg-coal

Syngas cleaning

- 냉각 및 분진 제거(Cyclone, Venturi scrubber) - 산성가스 제거

- NH3, CO2 제거

CH4 separation - Cryogenic distillation 방법으로 CO, H2, CH4에서 CH4 가스 분리 - 분리된 CO, H2 가스는 유동층 가스화기의 유동화 가스로 재순환 Catalyst recovery - Ca(OH)2를 이용하여 회재 내에 K2CO3 회수

Figure 17. Hydrogasification을 통한 SNG 제조 공정.

주도아래 기술개발이 진행되고 있다. 본 기술 은 석탄을 고온(800∼1200 ℃), 고압(30∼70 bar) 조건의 수소로서 가스화하고, 메탄을 직 접 제조하는 방법으로서 BTX의 동시 생산도 가능한 기술로서 개략도를 Figure 17에 나타 내었다.

Figure 18은 미국 DOE/NETL에서 주관하 는 hydrogasification 프로젝트(AHP, Advanced Hydrogasification Process)에서 제안된 구성도 이다[6]. 이 공정의 특징은 hydrogasification 공정 후단에 연계된 탈황 공정에서는 탈황과 CO

포집을 동시에 진행하기 위하여 CaO를 탈황제로 사용하였다. Hydrogasification 후단 에 기존 개발된 메탄화 공정을 별도로 설치한 것이 특징이며, hydrogasification 공정과 기존 메탄화 공정을 연계한 공정으로서 아직은 연

구개발 단계에 있다. 단순히 hydrogasification 만으로는 높은 농도의 메탄을 얻어 수 없기 때문에 hydrogasification 후단에 기존 메탄화 공정을 연계한 것으로 판단된다.

Hydrogasification 공정에서 필요한 수소를

제조하기 위하여, hydrogasification 공정에서

배출되는 합성가스의 일부를 decarbonizer로

공급하여 수성가스전환 반응에 의해 수소를

생산하고 이를 hydrogasification 반응기로 공급

하도록 하고 있다. 기존 수성가스전환 공정과

동일한 역할을 하는 decarbonizer는 CaO를 이

용하여 수성가스 전환 반응이 진행되도록 한

것으로, 수성가스전환 반응의 생성물인 CO

를

CaO와 반응시켜 CaCO

형태로 전환하여 포집

할 수 있도록 하였다. 이렇게 배출된 CaCO

는

재생공정을 거쳐 CaO로 전환되어 재사용된다.

Figure 18. 미국 DOE의 hydrogasification 공정 개략도[6].

Table 9. North Dakota 석탄 SNG 상용 설비 특징

Process 공정 특징

Coal preparation and handling

- 고정층 가스화기에 적합한 석탄 파쇄(0.6～5.0 cm 크기)

- 대상탄 : 인근 지역에서 채굴한 갈탄(수분 38%, 회분 6%, 발열량 3900 kcal/kg) - 파쇄 과정중에 발생된 미분탄은 인접한 미분탄 화력발전소 연료로 사용

Coal gasification

- Lurgi Mark IV Fixed bed dry ash 가스화기 14기 (2기 spare) - 온도 1200 ℃, 운전 압력 30 bar

- 석탄 공급량 : 18,000톤/일

- SNG 생산량 : 480 만m³/일 (267 Nm³/ton-coal) Syngas cooling - 수분사에 의한 1차 냉각

- NH3, CO2 제거

Water gas shift

- 발생된 합성가스의 30% 정도를 수성가스전환공정으로 공급하여 H2/CO ~3.0으로 조정

- 수성가스 전환촉매는 Co-Mo(sour gas용) 사용

Gas cleaning

- 산성가스제거 공정 : Rectisol 공정

- 황회수공정 : 초기에는 Stretford 공정을 적용하였으나, 나중에는 별도의 황 회수공 정을 두지 않고, 보일러에서 연소 후 배연탈황을 통해 황을 제거

- 2000년부터 탈황공정에서 배출되는 CO2, H2S를 인근 캐나다의 유전으로 공급하여 EOR (Enhanced Oil Recovery) 실증

Methanation

- Ni계 촉매 사용 - Adiabatic multi reactor

- SNG 조성 : CH4 95.95%, H2 3%, CO 0.05%, CO2 0.4%, N2 0.6%

아직까지 hydrogasification을 이용한 SNG 제조 는 공정 개발이 진행되고 있는 분야로 상업화 까지는 많은 시간이 필요할 것으로 예상된다.

3. 석탄으로부터 SNG 제조의 상용 설비 현황

석탄으로부터 SNG를 얻는 공정에 대한 연

구 개발은 1960년대 후반부터 bench-scale

Figure 19. North Dakota의 석탄 SNG 상용 설비의 공정 구성도.

test, pilot plant 개발을 통한 연구가 진행되어 왔고, 많은 실증 프로젝트들이 계획되었으나, 이 중에서 상용화된 공정은 1984년 약 21억불 의 비용을 들여 건설된 Dakota Gasification Company의 Great Plains Synfuel Plant가 유 일하다. 1984년 운전 시작 후 현재까지 상용 가동되고 있으며 약 480만 m

/일의 SNG를 생산하고 있다. 생산된 SNG는 미국 북부 광 역 배관망을 통해 캘리포니아주 벤투라, 아이 오와로 수송되어 미국 동부 지역으로 공급된 다. 구성 공정에 대한 특징은 Table 9와 같고, 전체 공정구성도는 Figure 19에 나타내었다[7].

Figure 19를 보면 가스화기 후단 냉각 공정 에서 발생된 폐수는 고액분리 시스템으로 공 급되어 페놀과 암모니아를 제거한 후 공정수 로 재활용되고 있으며, 폐가스는 최종적으로 소각 처리됨을 알 수 있다. Figure 20에 나타 낸 SNG 합성공정에서는 Ni 촉매 수명을 연장

Table 10. North Dakota 석탄 SNG 전체 소요 비 용[7]

항 목 비 용

(천$, 1985년 기준) 1. Construction expenditures 1,362,448 2. Start-up and testing costs 403,262 3. Mine development 100,948 4. Interest during construction 349,191 5. Unallocated (Contingency) 13,710

6. Revenues -115,856

7. Product pipeline 17,143

Total 2,130,846

하기 위하여 SNG 합성공정 전단에 guard bed를 설치하여 합성가스 내의 황성분은 추가 로 제거하고 있다.

Table 10에 North Dakota의 석탄 SNG 설

비의 건설비용, 시운전 비용, 광산 개발 비용,

Figure 20. North Dakota의 석탄 SNG 상용 설비에서 SNG 합성공정 구성도.

건설 중 발생되는 이자, 기타 지출된 비용과 SNG를 기존 배관망과 연계하는데 실제 소요 되는 비용을 정리하였다. 설비 가동이 1984년 부터 이루어졌기 때문에 건설에 소요된 비용 은 1985년 금액 기준이다.

전체 건설비가 21억불 정도 소요되었으며, 그 중에서 SNG 설비 건설비용이 13.6억불 이 상(전체 건설비의 64% 수준) 소요되었음을 알 수 있다. 설비 건설 비용 상세 내역은 Table 11에 나타내었는데, 실제 설비를 제작 하는 비용은 85%임을 알 수 있다. 설비비용 중에서 가스화기 건설비용이 8.4%, 산성가스 제거 공정인 Rectisol 공정이 5.3%, 석탄 전처 리 공정이 6%, 산소제조 공정이 5.2%, 증기 공급 설비가 6.1% 정도이고 SNG 합성공정은 2.4% 정도임을 알 수 있다.

4. 국외 석탄 SNG 프로젝트 현황

최근 2∼3년 사이 미국, 중국을 중심으로 석 탄 가스화를 기반으로 한 SNG 제조 프로젝트 추진 계획이 급증하고 있다. 미국에서는 Pea- body, Conoco-Phillips, Secure Energy Sy- stems사 등 주요 에너지산업 기업들의 주도하 에 연간 40∼150 만톤 SNG 생산 규모로 10∼

15건의 SNG 제조 프로젝트가 추진 중에 있 다. 중국에서도 Datang 사에서 2012년 완공목 표로 연 300만톤급 SNG 제조 프로젝트가 진 행되고 있고 향후 300만톤의 추가확장을 계획 하고 있다. 현재 국외에서 추진 중인 SNG 제 조 프로젝트 현황을 Table 12에 요약하였고 [8,9], 중국에서 추진 중인 SNG 제조 프로젝 트의 세부사항[10]을 Table 13, Table 14에 정리하였다.

5. 결 론

최근 고유가에 따라 천연가스 가격 상승과 함께 청정 에너지원의 안정적인 확보 차원에 서 석탄으로부터 SNG 제조하기 위한 많은 프 로젝트가 진행 중에 있다. 최근 2∼3년 사이에 많은 국내외에서 신규 석탄 SNG 프로젝트 추 진이 발표되고 있다. 특히, 국내에서도 50만톤 /년 규모의 석탄 SNG 설비 건설이 추진되고 있으며, 석탄이 풍부한 중국에서도 내몽고 지 역에서 석탄으로부터 생산된 SNG 생산하여 배관을 통해 북경등 대도시의 가스 연료로 공 급할 계획 하에서 프로젝트가 진행되고 있다.

현재 석탄 SNG 제조 공정을 보면, 상업화

된 가스화를 기반으로 하여 SNG를 제조하는

Table 12. SNG 제조 프로젝트 추진 현황(2008년 현재)[8,9]

No 지역 추진 중인 SNG 제조 프로젝트 SNG 제조 규모

1

미국

Kentucky SNG, Peabody-ConocoPhilips 1.0~1.5백만톤/년 2 Indiana Gasification LLC Leucadia & E3 Ventures 0.85백만톤/년

134 MWnet 3 South Hear, Great Northern Properties

4 Taylorsville, Erora/Tenaska 0.85백만톤/년

5 Cash Creek, Erora/Green Rock 0.85백만톤/년

6 Power Holdings 1백만톤/년

7 Secure Energy 0.35~0.5백만톤/년

8 Sweeny, ConocoPhilips 0.8백만톤/년+H2

9 Freeport, Hunton Energy 1.5백만톤/년

10 Lake Charles, Leucadia 0.85백만톤/년

11

중국

Chifeng Datang International 1백만톤/년

12 Liaoning Datang International 1백만톤/년

13 Foshan (Guangdong) Datang Hunan&Foshan Utilities 0.3백만톤/년 14 Huineng Coal Chemical SNG (Erdos) Huineng Group 1.7백만톤/년

15 Acer SNG (Xinjiang) Hong Kong Acer 1.4백만톤/년

16 Hami, Xinjiang Guanghui Co 0.6백만톤/년

17 일본 Osaka Gas/Japan Gas Association 1백만톤/년

Table 11. North Dakota 석탄 SNG 설비 건설 비용[7]

Area costs 1000$ % Other costs 1000$ %

Site development 15,487 1.1 Consultant & engineering 36,595 2.7 Offsite development 3,378 0.2 Construction management 4,839 0.4 Buildings 47,146 3.5 General & adminstration 133,924 9.8 Gasification 113,712 8.4 Insurance & taxes 19,833 1.5

Shift conversion 13,117 1 Freight 38 0

Gas cooling 19,681 1.4 Special projects 15,104 1.1

Rectisol 71,681 5.3 Raw water pumps 654 0

Phenosolvan 14,094 1 Sub total 210,987 15.5

Methanation 32,559 2.4

Gas liquid separation 28,644 2.1 Product gas compression 14,870 1.1 Coal preparation & handling 81,773 6

Oxygen plant 71,129 5.2

Sulfur recovery 33,988 2.5 Ammonia recovery 14,471 1.1

Steam supply 82,429 6.1

Electrical distribution 15,218 1.1 Water treatment & supply 25,901 1.9 Cooling water supply 21,144 1.6 Process storage facilities 11,602 0.9 Interconnecting piping 43,182 3.2 Waste effluent treatment 21,833 1.6

Ash disposal 13,217 1

Flare system 3,164 0.2

Sanitary treatment 741 0.1 Field office costs 163,100 12 Home office costs 173,200 12.7

Sub total 1,150,461 84.5

Total construction expenditures (1000$) : 1,361,448

화인전력과 광동불산공용사업(佛山公用事)

공고회사 SNG 프로젝트 - 15억 Nm³/년의 SNG 프로젝트에 투자

신화닝매그룹(神煤集) SNG 프로젝트

- 2009년 4월 8일 내몽골 어얼뚸스(鄂多斯)에 SNG 프로젝트 착 공(2009년 4월 자료)

- 140억위엔 투자, 부지 면적 1,000,000 m²

- SNG 생산량 : 20억 Nm³/년 2012년 생산 투입 예정

Table 14. 대당국제(Datang International) SNG 프로젝트 현황[10]

구 분 용 량 수량 비 고

설비명

석탄공급 505 T/h 3

석탄가스화 합성가스 : 44,000 Nm³/h 48 48대 Lurgi 가스화기

CO 전환, 냉각 218,700 Nm³/h 6 부분 변환

저온 메탄올 세척 336,500 Nm³/h 6

메탄화 220,000 Nm³/h 6

흡수 냉각 6

ASU 산소제조 45,000 Nm³/h 6

황회수 3

석탄가스, 수분 분리 500 T/h 6

페놀분리 6

암모니아 3

오수처리 및 회수 450 T/h 3

증기보일러 390 T/h 6 9.81 MPa; 540 ℃

대상탄(갈탄) 수분 34.1%, 회분 11.22% 가격 120 위엔/톤

생산품

SNG 40억 m³/y CH4 95.7%

타르 508,800톤/y

나프타 101,280톤/y

페놀 57,600톤/y

유황 120,036톤/y

액체암모니아 52,560톤/y

간접법과 아직 상용화 되지 않는 촉매 가스화 방법, hydrogasification 방법 등이 제시되고 있다. 촉매 가스화 방법은 기존 가스화 공정에 서 건설비 및 운영비의 10% 내외를 차지하는 산소 제조 플랜트가 필요 없는 증기를 사용

하여 저온에서 가스화하여 메탄이 주성분이

SNG를 얻는 공정으로서, 저가로 고온의 증기를

얻는 방법과 CO, H

, CH

가스 중에 CH

분리

기술만 개발된다면 향후 경쟁력 있는 석탄 SNG

제조 기술이 될 수 있다. 또한 hydrogasification

기술을 이용한 SNG 제조 공정 개발 상황을 보 면, 가스화 공정과 SNG 합성공정에서 발생되는 CO

분리를 얼마나 효율적이면서 저가로 건설 이 가능할 것인가가 중요하다는 점을 볼 수 있 다. 특히 탈황 공정의 탈황제와 수성가스전환공 정의 촉매로 CaO를 사용한다는 것이 매우 중 요한 점이다. 즉, 합성가스의 탈황과 CO

제거 를 위해 CaO를 사용하고, 수성가스전환공정 촉매로 CaO를 사용한다는 점은 우수한 탈황 능력 뿐만 아니라 CaCO

로부터 CO

를 쉽게 분리할 수 있기 때문이라 할 수 있다.

따라서 향후, 석탄으로부터 SNG 제조 공정은 산소를 사용하지 않고 저온 가스화기와 CO

제 거가 용이하고 저렴한 공정 개발로 진행될 것 으로 판단된다.

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유 영 돈

1985 경희대 기계공학과 학사 1988 KAIST 기계공학과 석사 1994 KAIST 기계공학과 박사 1994∼현재 고등기술연구원 연구위원보

김 수 현

1999 아주대 환경공학과 학사 2001 아주대 에너지공학 석사 2001∼현재 고등기술연구원 선임연구원

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윤 용 승

1979 연세대학교 화공과 학사 1981 KAIST 화공과 석사 1981∼1984 KIST 연구원

1990. University of Utah 화공과 박사

1991∼1992 Brown University, Research Associate

1993∼현재 고등기술연구원 연구위원/센터장

진 경 태

1978 고려대학교 화학공학과 학사

1980 한국과학기술원 석사

1985 한국과학기술원 박사

1985∼현재 한국에너지기술연구원 책임연구원