기후변화문제가 전지구적인 환경문제로 인식되고, 이를 해결하기 위한 대책으로 세계 각국은 온실가스 배출량 감축을 위한 국가 전략을 수립‧수행하고 있다. 효과적인 대책 수립을 위해서는 우선적으로 온실가스 배출량을 정확히 파악하여야 한다. 이에 IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)에서는 국가 온실가스 배출량 산정 지침을 발간, 배출량 산정 시 중요 인자인 기본배출계수를 제시하고 있다. 그러나 보다 정확한 국가 배출량 산정을 위해서는 우리나라의 특성이 반영된 Country-specific emission factor를 적용하여야 한다. 특히, ...
기후변화문제가 전지구적인 환경문제로 인식되고, 이를 해결하기 위한 대책으로 세계 각국은 온실가스 배출량 감축을 위한 국가 전략을 수립‧수행하고 있다. 효과적인 대책 수립을 위해서는 우선적으로 온실가스 배출량을 정확히 파악하여야 한다. 이에 IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)에서는 국가 온실가스 배출량 산정 지침을 발간, 배출량 산정 시 중요 인자인 기본배출계수를 제시하고 있다. 그러나 보다 정확한 국가 배출량 산정을 위해서는 우리나라의 특성이 반영된 Country-specific emission factor를 적용하여야 한다. 특히, 전력산업은 우리나라 총 온실가스 배출량의 약 30 % 정도를 차지하고 있어, 국가 온실가스 배출량 산정의 대단히 중요한 Key category라고 할 수 있다. 본 연구에서는 국내 대표적인 발전시설인 복합화력발전소를 대상으로 온실가스 배출계수를 산정하였다. 이산화탄소(CO2) 배출계수의 경우는 발전소에서 사용 중인 발전용 LNG의 연료 분석 결과와 LNG 연소시설의 산화율을 고려하여 산정하였다. 대표적인 Non-CO2 온실가스인 메탄(CH4)과 아산화질소(N2O) 배출계수 산정에는 국내 8 개소의 복합화력발전소를 대상으로 총 585개의 시료를 채취, 실측 분석 결과를 사용하였다. 전력 배출계수(단위생산전력 당 온실가스 배출량)를 산정하기 위해서는 복수기의 응축열을 주변 지역의 지역난방으로 공급하고 있는 열병합 형태의 복합화력발전소(Gas-fired Turbine Combined Cycle, 이하 GTCC CHP)와 일반적인 복합화력발전소(Gas-fired Turbine Combined Cycle, 이하 GTCC)로 구분하였다. 또한 전력배출계수는 본 연구에서 개발한 각 온실가스별 배출계수와 연간 연료소비량, 연간 전력생산량을 기준으로 산정하였다. 연구 결과, 국내 복합화력발전소의 평균 CO2 배출계수는 2007년 12월 이전 LNG 표준열량(10,500 kcal/Nm3) 기준 ‘56,357 kg/TJ‘으로 산정되었다. 2007년 12월 이후 도시가스 공사의 국내 LNG 표준열량이 10,400 kcal/Nm3으로 하향 조정됨에 따라 CO2 배출계수를 재산정 한 결과, ’56,029 kg/TJ‘로 산정되었다. 이러한 2가지 배출계수는 모두 연료(LNG) 기준 IPCC의 CO2 emission factor인 ’56,100 kg/TJ‘과 거의 차이가 없는 것으로 나타났으나, 국내 LNG 표준열량 변화에 따른 온실가스 배출량 변화 추이를 정확히 비교‧분석하고 향후 예측하기 위해서 이러한 연구는 계속되어야 할 것으로 판단된다. CH4 배출계수는 ‘0.82 kg/TJ’로 산정되었으며, 이는 IPCC에서 제시한 LNG 복합화력발전소의 배출계수인 ‘1 kg/TJ’보다 18% 정도 낮은 것으로 나타났다. 일본의 배출계수(‘0.75 kg/TJ')와 비교하면, 약 8%정도 높은 수준이었다. N2O의 배출계수는 '0.65 kg/TJ'로 IPCC에서 제시한 LNG 복합화력발전소의 배출계수(’3 kg/TJ')보다는 상당히 낮으나, 일본의 복합화력발전소의 배출계수보다는 20% 정도 높은 것으로 조사되었다. 그리고 연료(LNG) 기준 IPCC의 N2O emission factor 보다는 6배 이상 높은 수준이었다. 이러한 차이는 Non-CO2 배출이 연소기술에 의해 주도적으로 변화할 수 있는 것을 의미한다고 볼 수 있다. 따라서 복합화력발전소의 Country/Technology-specific emission factor를 구축해야 할 것으로 판단된다. 이렇게 산정한 Non-CO2 배출계수를 대상으로 불확도 평가를 실시한 결과, CH4 배출계수의 불확도 범위는 -12.96 ~ +13.89%로 나타났으며, N2O의 경우에는 -11.43 ~ +12.86%로 산정되었다. 일반적인 GTCC 발전소의 전력배출계수를 산정한 결과, CO2 0.384 kg/kWh, CH4 0.0000056 kg/kWh, N2O 0.0000044 kg/kWh로 나타났다. 반면, 복수기의 응축열을 난방열로 사용하는 GTCC CHP 발전소의 경우에는 전력 생산에 따른 온실가스 배출량과 열 생산에 따른 온실가스 배출량을 구분하여, 전력배출계수를 산정하였다. 그 결과, CO2 0.308 kg/kWh, CH4 0.0000045 kg/kWh, N2O 0.0000035 kg/kWh로 나타났으며, 이는 GTCC 발전소의 배출계수보다 평균 20% 정도 낮은 것으로 나타났다. 따라서 보다 정확한 온실가스 배출량을 산정하고 이를 바탕으로 한 신뢰도 높은 온실가스 감축 목표 수립하기 위해서는 다양한 연료와 에너지 소비 시설을 대상으로 한 Country-specific emission factor를 개발하는 연구가 계속 되어야 할 것으로 판단된다. 또한, 향후 기후변화협약 등 온실가스 관련 국제협상에서 보다 우리나라가 우위를 점하기 위해서는 국가고유배출계수를 바탕으로 국가별 온실가스 배출량의 비교‧평가 지표 등으로 사용되는 전력배출계수를 구축하는 연구가 계속되어야 할 것으로 판단된다.
기후변화문제가 전지구적인 환경문제로 인식되고, 이를 해결하기 위한 대책으로 세계 각국은 온실가스 배출량 감축을 위한 국가 전략을 수립‧수행하고 있다. 효과적인 대책 수립을 위해서는 우선적으로 온실가스 배출량을 정확히 파악하여야 한다. 이에 IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change)에서는 국가 온실가스 배출량 산정 지침을 발간, 배출량 산정 시 중요 인자인 기본배출계수를 제시하고 있다. 그러나 보다 정확한 국가 배출량 산정을 위해서는 우리나라의 특성이 반영된 Country-specific emission factor를 적용하여야 한다. 특히, 전력산업은 우리나라 총 온실가스 배출량의 약 30 % 정도를 차지하고 있어, 국가 온실가스 배출량 산정의 대단히 중요한 Key category라고 할 수 있다. 본 연구에서는 국내 대표적인 발전시설인 복합화력발전소를 대상으로 온실가스 배출계수를 산정하였다. 이산화탄소(CO2) 배출계수의 경우는 발전소에서 사용 중인 발전용 LNG의 연료 분석 결과와 LNG 연소시설의 산화율을 고려하여 산정하였다. 대표적인 Non-CO2 온실가스인 메탄(CH4)과 아산화질소(N2O) 배출계수 산정에는 국내 8 개소의 복합화력발전소를 대상으로 총 585개의 시료를 채취, 실측 분석 결과를 사용하였다. 전력 배출계수(단위생산전력 당 온실가스 배출량)를 산정하기 위해서는 복수기의 응축열을 주변 지역의 지역난방으로 공급하고 있는 열병합 형태의 복합화력발전소(Gas-fired Turbine Combined Cycle, 이하 GTCC CHP)와 일반적인 복합화력발전소(Gas-fired Turbine Combined Cycle, 이하 GTCC)로 구분하였다. 또한 전력배출계수는 본 연구에서 개발한 각 온실가스별 배출계수와 연간 연료소비량, 연간 전력생산량을 기준으로 산정하였다. 연구 결과, 국내 복합화력발전소의 평균 CO2 배출계수는 2007년 12월 이전 LNG 표준열량(10,500 kcal/Nm3) 기준 ‘56,357 kg/TJ‘으로 산정되었다. 2007년 12월 이후 도시가스 공사의 국내 LNG 표준열량이 10,400 kcal/Nm3으로 하향 조정됨에 따라 CO2 배출계수를 재산정 한 결과, ’56,029 kg/TJ‘로 산정되었다. 이러한 2가지 배출계수는 모두 연료(LNG) 기준 IPCC의 CO2 emission factor인 ’56,100 kg/TJ‘과 거의 차이가 없는 것으로 나타났으나, 국내 LNG 표준열량 변화에 따른 온실가스 배출량 변화 추이를 정확히 비교‧분석하고 향후 예측하기 위해서 이러한 연구는 계속되어야 할 것으로 판단된다. CH4 배출계수는 ‘0.82 kg/TJ’로 산정되었으며, 이는 IPCC에서 제시한 LNG 복합화력발전소의 배출계수인 ‘1 kg/TJ’보다 18% 정도 낮은 것으로 나타났다. 일본의 배출계수(‘0.75 kg/TJ')와 비교하면, 약 8%정도 높은 수준이었다. N2O의 배출계수는 '0.65 kg/TJ'로 IPCC에서 제시한 LNG 복합화력발전소의 배출계수(’3 kg/TJ')보다는 상당히 낮으나, 일본의 복합화력발전소의 배출계수보다는 20% 정도 높은 것으로 조사되었다. 그리고 연료(LNG) 기준 IPCC의 N2O emission factor 보다는 6배 이상 높은 수준이었다. 이러한 차이는 Non-CO2 배출이 연소기술에 의해 주도적으로 변화할 수 있는 것을 의미한다고 볼 수 있다. 따라서 복합화력발전소의 Country/Technology-specific emission factor를 구축해야 할 것으로 판단된다. 이렇게 산정한 Non-CO2 배출계수를 대상으로 불확도 평가를 실시한 결과, CH4 배출계수의 불확도 범위는 -12.96 ~ +13.89%로 나타났으며, N2O의 경우에는 -11.43 ~ +12.86%로 산정되었다. 일반적인 GTCC 발전소의 전력배출계수를 산정한 결과, CO2 0.384 kg/kWh, CH4 0.0000056 kg/kWh, N2O 0.0000044 kg/kWh로 나타났다. 반면, 복수기의 응축열을 난방열로 사용하는 GTCC CHP 발전소의 경우에는 전력 생산에 따른 온실가스 배출량과 열 생산에 따른 온실가스 배출량을 구분하여, 전력배출계수를 산정하였다. 그 결과, CO2 0.308 kg/kWh, CH4 0.0000045 kg/kWh, N2O 0.0000035 kg/kWh로 나타났으며, 이는 GTCC 발전소의 배출계수보다 평균 20% 정도 낮은 것으로 나타났다. 따라서 보다 정확한 온실가스 배출량을 산정하고 이를 바탕으로 한 신뢰도 높은 온실가스 감축 목표 수립하기 위해서는 다양한 연료와 에너지 소비 시설을 대상으로 한 Country-specific emission factor를 개발하는 연구가 계속 되어야 할 것으로 판단된다. 또한, 향후 기후변화협약 등 온실가스 관련 국제협상에서 보다 우리나라가 우위를 점하기 위해서는 국가고유배출계수를 바탕으로 국가별 온실가스 배출량의 비교‧평가 지표 등으로 사용되는 전력배출계수를 구축하는 연구가 계속되어야 할 것으로 판단된다.
Climate change is recognized as a global issue, and nations around the world are establishing and implementing national strategies to reduce greenhouse gas (GHG) emissions. In order to come up with effective measures, it is a prerequisite that we have precise numbers regarding greenhouse gas emissio...
Climate change is recognized as a global issue, and nations around the world are establishing and implementing national strategies to reduce greenhouse gas (GHG) emissions. In order to come up with effective measures, it is a prerequisite that we have precise numbers regarding greenhouse gas emissions. In this context, IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change) published the “Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories” to present the basic emission factors, vitally important to the estimation of GHG emissions. However, in order to accurately estimate the national GHG emissions, country-specific emission factors, which better reflect the specific conditions of Korea,must be applied. In particular, the electric power industry represents a significant category as it accounts for 30% of total GHG emissions in Korea. This research shows the GHG emissions produced by complex thermal power plants, the representative domestic power plants in the nation. The emission factor of CO2 was calculated based on the analysis result of LNG used in power plants as a fuel and oxidationrate of LNG combustion facilities. A total of 585 samples from 8 complex thermal power plants were measured and analyzed to compute the emission factors for major Non-CO2 GHG including methane(CH4) and nitrousoxide(N2O). The power emission factor(GHG emissions per unit production of power) was categorized by the Gas-fired Turbine Combined Cycle(GTCCCHP) and the Gas-fired Turbine Combined Cycle(GTCC), which provide district heating. The power emission factor was estimated based on each emission factor for the different kinds of GHG developed in the research, an annual fuel consumption and electricity production. The research found that an average CO2 emission factor for domestic GTCC was estimated at ‘56,357kg/TJ’, until Dec, 2007. The number was revised to ‘56,029kg/TJ’ as the standard amount of heatfrom domestic LNG was lowered from KOGAS(Korea gas corporation) after Dec, 2007. The figure showed little difference with LNG default CO2 emission factor ’56,100kg/TJ', the figure presented by IPCC; however, the research must continue inorder to precisely compare, analyze, and predict future evolving trends of GHG emissions on the changing standard heat amount of domestic LNG. The emission factor for CH4 stood at ‘0.82kg/TJ’, which was an 18% lower than the emission factor for LNG GTCC ‘1kg/TJ’, the number presented by IPCC. The result was 8% up when compared with the emission factor of Japan which stands at ‘0.75kg/TJ’. The emission factor for N2O was ‘0.65kg/TJ’, which is significantly lower than ‘3kg/TJ’ of the emission factor for LNG GTCC presented by IPCC, but over 6 times higher than the default N2O emission factor of LNG. The result showed the numbers were 20% higher than the emission factor for GTCC in Japan. The differences proved that Non-CO2 emissions can change depending on combustion technologies; therefore it is vital to establish Country/Technology-specific emission factor. The evaluation of uncertainty was conducted based on the estimated Non-CO2 emission factors, and the ranges of uncertainty for CH4 and N2O were between -12.96 and +13.89, and -11.43 and +12.86 respectively. The emission factors for CO2, CH4, and N2O from GTCC stood at 0.384kg/kWh, 0.0000056kg/kWh, and 0.0000044kg/kWh, respectively. On the other hand, the power emission factor was carriedout by categorizing the emissions from power generation and heat production in GTCC CHP, which uses heat of condensation from condensers forheating. The emission factors for CO2, CH4, and N2O stood at 0.308kg/kWh, 0.0000045kg/kWh, 0.0000035kg/kWh respectively, and the numbers were anaverage 20% lower than the emission factors from GTCC. As a result, it is essential to conduct ongoing research on various fuels and energy consumption facilities to develop country-specific emission factors in a bid to estimate accurate GHG emissions and set up reliable GHG reduction targets based on the estimation. Furthermore, it is imperative to continue to carry out the relevant research to establish a power emission factor that can be used as index for comparison and assessment on GHG emission in each country based on a country specific- emission factor. It is vital for Korea to secure a competitive edge in international negotiations in climate change conventions dealing with GHG emissions.
Climate change is recognized as a global issue, and nations around the world are establishing and implementing national strategies to reduce greenhouse gas (GHG) emissions. In order to come up with effective measures, it is a prerequisite that we have precise numbers regarding greenhouse gas emissions. In this context, IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change) published the “Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories” to present the basic emission factors, vitally important to the estimation of GHG emissions. However, in order to accurately estimate the national GHG emissions, country-specific emission factors, which better reflect the specific conditions of Korea,must be applied. In particular, the electric power industry represents a significant category as it accounts for 30% of total GHG emissions in Korea. This research shows the GHG emissions produced by complex thermal power plants, the representative domestic power plants in the nation. The emission factor of CO2 was calculated based on the analysis result of LNG used in power plants as a fuel and oxidationrate of LNG combustion facilities. A total of 585 samples from 8 complex thermal power plants were measured and analyzed to compute the emission factors for major Non-CO2 GHG including methane(CH4) and nitrousoxide(N2O). The power emission factor(GHG emissions per unit production of power) was categorized by the Gas-fired Turbine Combined Cycle(GTCCCHP) and the Gas-fired Turbine Combined Cycle(GTCC), which provide district heating. The power emission factor was estimated based on each emission factor for the different kinds of GHG developed in the research, an annual fuel consumption and electricity production. The research found that an average CO2 emission factor for domestic GTCC was estimated at ‘56,357kg/TJ’, until Dec, 2007. The number was revised to ‘56,029kg/TJ’ as the standard amount of heatfrom domestic LNG was lowered from KOGAS(Korea gas corporation) after Dec, 2007. The figure showed little difference with LNG default CO2 emission factor ’56,100kg/TJ', the figure presented by IPCC; however, the research must continue inorder to precisely compare, analyze, and predict future evolving trends of GHG emissions on the changing standard heat amount of domestic LNG. The emission factor for CH4 stood at ‘0.82kg/TJ’, which was an 18% lower than the emission factor for LNG GTCC ‘1kg/TJ’, the number presented by IPCC. The result was 8% up when compared with the emission factor of Japan which stands at ‘0.75kg/TJ’. The emission factor for N2O was ‘0.65kg/TJ’, which is significantly lower than ‘3kg/TJ’ of the emission factor for LNG GTCC presented by IPCC, but over 6 times higher than the default N2O emission factor of LNG. The result showed the numbers were 20% higher than the emission factor for GTCC in Japan. The differences proved that Non-CO2 emissions can change depending on combustion technologies; therefore it is vital to establish Country/Technology-specific emission factor. The evaluation of uncertainty was conducted based on the estimated Non-CO2 emission factors, and the ranges of uncertainty for CH4 and N2O were between -12.96 and +13.89, and -11.43 and +12.86 respectively. The emission factors for CO2, CH4, and N2O from GTCC stood at 0.384kg/kWh, 0.0000056kg/kWh, and 0.0000044kg/kWh, respectively. On the other hand, the power emission factor was carriedout by categorizing the emissions from power generation and heat production in GTCC CHP, which uses heat of condensation from condensers forheating. The emission factors for CO2, CH4, and N2O stood at 0.308kg/kWh, 0.0000045kg/kWh, 0.0000035kg/kWh respectively, and the numbers were anaverage 20% lower than the emission factors from GTCC. As a result, it is essential to conduct ongoing research on various fuels and energy consumption facilities to develop country-specific emission factors in a bid to estimate accurate GHG emissions and set up reliable GHG reduction targets based on the estimation. Furthermore, it is imperative to continue to carry out the relevant research to establish a power emission factor that can be used as index for comparison and assessment on GHG emission in each country based on a country specific- emission factor. It is vital for Korea to secure a competitive edge in international negotiations in climate change conventions dealing with GHG emissions.
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