지난 2016년에 우리나라는 2030년 온실가스 배출전망치 대비 37% 감축을 국제사회에 약속하고 UN에 국가감축목표를 제출하였다. 온실가스 중 배출량의 대부분을 차지하는 CO2는 화석연료사용에 따른 것으로 이를 기술적으로 제거할 수 있는 기술은 이산화탄소 포집 및 저장 기술(CCS;Carbon Capture & Storage) 밖에 없는 것으로 알려져 있다. 따라서 CCS는 국가감축목표 달성을 위한 중요 수단이 되고 있다. 충남 보령에 위치한 10㎿급 습식아민 이산화탄소 포집 실증플랜트를 통해 ...
지난 2016년에 우리나라는 2030년 온실가스 배출전망치 대비 37% 감축을 국제사회에 약속하고 UN에 국가감축목표를 제출하였다. 온실가스 중 배출량의 대부분을 차지하는 CO2는 화석연료사용에 따른 것으로 이를 기술적으로 제거할 수 있는 기술은 이산화탄소 포집 및 저장 기술(CCS;Carbon Capture & Storage) 밖에 없는 것으로 알려져 있다. 따라서 CCS는 국가감축목표 달성을 위한 중요 수단이 되고 있다. 충남 보령에 위치한 10㎿급 습식아민 이산화탄소 포집 실증플랜트를 통해 재생에너지 사용량을 3.0GJ/CO2톤에서 2.8 GJ/CO2톤 까지 개선하였으며, 최근에는 2.6 GJ/CO2톤 까지 개선하는 연구를 진행하고 있다. 포집설비의 운영비용 중 약 50% 이상이 스팀사용 즉, 재생에너지에 따른 비용으로 이를 절감하는 것이 포집기술 개발의 핵심이다. 따라서 포집설비에서 사용한 스팀을 최대한 회수하기 위해 기계적 증기 재압축시스템(MVR;Mechanical Vapor Recompression)의 적용이 필요하다. 본 연구는 흡수탑에서 이산화탄소를 흡수한 흡수제가 탈거탑으로 공급되고 Reboiler의 스팀을 이용하여 이산화탄소와 흡수제를 분리하는 공정에서, Reboiler에서 나오는 스팀은 MVR로 회수하고 스팀응축수는 탈거탑 상단 이산화탄소(110℃)와 열교환하여 MVR로 회수하는 공정이다. 모델링에는 상용프로그램인 Aspen Hysys를 이용하였다. 포집설비의 스팀 인출점은 IP터빈과 LP터빈의 스팀유로로 하였으며, 온도는 318.18℃, 압력은 8kg/cm2이다. 실증설비 설계자료를 활용하여 MVR을 적용하고 진공도에 따른 에너지 에너지소비율 개선효과를 비교하고자 0.25∼0.5kg/cm2의 범위내에서 0.05kg/cm2 단위로 진공도를 변화시켜 최적 운전 포인트를 찾았다. 또한, 포집설비 단독, TVR(열적 증기압축시스템;Thermal Vapor Recompression) 적용, MVR 적용 등에 따른 에너지 소비율 개선 효과를 비교·분석하였다. 또한, 한국형 표준석탄화력 배기가스 전량을 처리할 수 있는 550㎿급 대용량 포집설비를 대상으로 스팀공급 위치에 따른 경제성을 추가로 분석하였다. 그 결과 0.35kg/cm2에서 최대출력과 최소 냉각수 사용량이 도출되어 최적 운전 포인트임를 확인하였으며, 에너지소비율은 약 8% 개선되는 것을 확인할 수 있었다. 경제성 비교를 위해 기존발전설비(550㎿급)에 포집설비를 설치하는 경우는 직접 모델링을 통해 결과를 도출하고 550㎿를 출력할 수 있는 신규설비는 NETL의 자료를 활용하여 비교·분석하였다. 기존 550㎿급 발전설비 배기가스 전량을 처리하는 포집설비를 설치할 경우 스팀사용으로만 92㎿의 출력 감소가 예상된다. 경제성은 신규설비에 포집설비를 적용하는 경우가 기존설비에 포집설비를 적용하는 것보다 우수한 것으로 확인되었다.
지난 2016년에 우리나라는 2030년 온실가스 배출전망치 대비 37% 감축을 국제사회에 약속하고 UN에 국가감축목표를 제출하였다. 온실가스 중 배출량의 대부분을 차지하는 CO2는 화석연료사용에 따른 것으로 이를 기술적으로 제거할 수 있는 기술은 이산화탄소 포집 및 저장 기술(CCS;Carbon Capture & Storage) 밖에 없는 것으로 알려져 있다. 따라서 CCS는 국가감축목표 달성을 위한 중요 수단이 되고 있다. 충남 보령에 위치한 10㎿급 습식아민 이산화탄소 포집 실증플랜트를 통해 재생에너지 사용량을 3.0GJ/CO2톤에서 2.8 GJ/CO2톤 까지 개선하였으며, 최근에는 2.6 GJ/CO2톤 까지 개선하는 연구를 진행하고 있다. 포집설비의 운영비용 중 약 50% 이상이 스팀사용 즉, 재생에너지에 따른 비용으로 이를 절감하는 것이 포집기술 개발의 핵심이다. 따라서 포집설비에서 사용한 스팀을 최대한 회수하기 위해 기계적 증기 재압축시스템(MVR;Mechanical Vapor Recompression)의 적용이 필요하다. 본 연구는 흡수탑에서 이산화탄소를 흡수한 흡수제가 탈거탑으로 공급되고 Reboiler의 스팀을 이용하여 이산화탄소와 흡수제를 분리하는 공정에서, Reboiler에서 나오는 스팀은 MVR로 회수하고 스팀응축수는 탈거탑 상단 이산화탄소(110℃)와 열교환하여 MVR로 회수하는 공정이다. 모델링에는 상용프로그램인 Aspen Hysys를 이용하였다. 포집설비의 스팀 인출점은 IP터빈과 LP터빈의 스팀유로로 하였으며, 온도는 318.18℃, 압력은 8kg/cm2이다. 실증설비 설계자료를 활용하여 MVR을 적용하고 진공도에 따른 에너지 에너지소비율 개선효과를 비교하고자 0.25∼0.5kg/cm2의 범위내에서 0.05kg/cm2 단위로 진공도를 변화시켜 최적 운전 포인트를 찾았다. 또한, 포집설비 단독, TVR(열적 증기압축시스템;Thermal Vapor Recompression) 적용, MVR 적용 등에 따른 에너지 소비율 개선 효과를 비교·분석하였다. 또한, 한국형 표준석탄화력 배기가스 전량을 처리할 수 있는 550㎿급 대용량 포집설비를 대상으로 스팀공급 위치에 따른 경제성을 추가로 분석하였다. 그 결과 0.35kg/cm2에서 최대출력과 최소 냉각수 사용량이 도출되어 최적 운전 포인트임를 확인하였으며, 에너지소비율은 약 8% 개선되는 것을 확인할 수 있었다. 경제성 비교를 위해 기존발전설비(550㎿급)에 포집설비를 설치하는 경우는 직접 모델링을 통해 결과를 도출하고 550㎿를 출력할 수 있는 신규설비는 NETL의 자료를 활용하여 비교·분석하였다. 기존 550㎿급 발전설비 배기가스 전량을 처리하는 포집설비를 설치할 경우 스팀사용으로만 92㎿의 출력 감소가 예상된다. 경제성은 신규설비에 포집설비를 적용하는 경우가 기존설비에 포집설비를 적용하는 것보다 우수한 것으로 확인되었다.
In 2016, Korea promised the international community a 37% reduction in greenhouse gas emissions by 2030, and submitted a national reduction target to the United Nations. Carbon capture and storage(CCS) technology is known to be technologically capable of removing CO2, which accounts for most of the ...
In 2016, Korea promised the international community a 37% reduction in greenhouse gas emissions by 2030, and submitted a national reduction target to the United Nations. Carbon capture and storage(CCS) technology is known to be technologically capable of removing CO2, which accounts for most of the greenhouse gas emissions, due to the use of fossil fuels. Therefore, CCS is becoming an important means of achieving national reduction targets. The use of renewable energy has been improved from 3.0GJ/tCO2 to 2.8GJ/tCO2 through a 10㎿ wet amine carbon dioxide capture test plant located in Boryeong, Chungnam. Recently, the research is underway to improve to 2.6GJ/tCO2 . About 50% or more of the operating costs of the collection facilities is the key to the development of the capture technology, which is to reduce the costs of using steam, ie, renewable energy. Therefore, it is necessary to apply Mechanical Vapor Recompression(MVR) in order to maximize the recovery of the steam used in the carbon capture facility In this study, the absorption of carbon dioxide in the absorber is supplied to the stripping tower. In the process of separating the carbon dioxide and the absorbent by using the Reboiler steam, the steam from the reboiler is recovered by MVR and the steam condensate is separated from the top carbon dioxide(110℃) and recovering by MVR. Aspen Hysys, a commercial program, was used for modeling. The steam withdrawal point of the carbon capture facility is the steam line of IP turbine and LP turbine. The temperature is 318.18℃ and the pressure is 8kg/cm2. The optimum operating point was found by varying the degree of vacuum in the range of 0.25∼0.5kg/cm2 by 0.05kg/cm2 in order to compare the effect of applying the MVR and the improvement of the energy consumption rate according to the vacuum degree. In addition, we compare and analyze the effect of energy consumption rate improvement by carbon capture facility alone, TVR(Thermal Vapor Recompression) application, and MVR application. In addition, the economical efficiency of the 550㎿ capacity carbon capture facility capable of treating all of the Korean standard coal fired power exhaust gas was analyzed according to the location of the steam supply In order to compare the economical efficiency of the existing facilities(550㎿), the results were derived through direct modeling and the new facilities that could output 550㎿ were compared and analyzed using NETL data. Existing 550㎿ power generation facility When the carbon capture facility that processes the exhaust gas total is installed, the output of 92㎿ is expected to be reduced only by the use of steam. The economic feasibility was confirmed to be better than applying the carbon capture facility to new facilities
In 2016, Korea promised the international community a 37% reduction in greenhouse gas emissions by 2030, and submitted a national reduction target to the United Nations. Carbon capture and storage(CCS) technology is known to be technologically capable of removing CO2, which accounts for most of the greenhouse gas emissions, due to the use of fossil fuels. Therefore, CCS is becoming an important means of achieving national reduction targets. The use of renewable energy has been improved from 3.0GJ/tCO2 to 2.8GJ/tCO2 through a 10㎿ wet amine carbon dioxide capture test plant located in Boryeong, Chungnam. Recently, the research is underway to improve to 2.6GJ/tCO2 . About 50% or more of the operating costs of the collection facilities is the key to the development of the capture technology, which is to reduce the costs of using steam, ie, renewable energy. Therefore, it is necessary to apply Mechanical Vapor Recompression(MVR) in order to maximize the recovery of the steam used in the carbon capture facility In this study, the absorption of carbon dioxide in the absorber is supplied to the stripping tower. In the process of separating the carbon dioxide and the absorbent by using the Reboiler steam, the steam from the reboiler is recovered by MVR and the steam condensate is separated from the top carbon dioxide(110℃) and recovering by MVR. Aspen Hysys, a commercial program, was used for modeling. The steam withdrawal point of the carbon capture facility is the steam line of IP turbine and LP turbine. The temperature is 318.18℃ and the pressure is 8kg/cm2. The optimum operating point was found by varying the degree of vacuum in the range of 0.25∼0.5kg/cm2 by 0.05kg/cm2 in order to compare the effect of applying the MVR and the improvement of the energy consumption rate according to the vacuum degree. In addition, we compare and analyze the effect of energy consumption rate improvement by carbon capture facility alone, TVR(Thermal Vapor Recompression) application, and MVR application. In addition, the economical efficiency of the 550㎿ capacity carbon capture facility capable of treating all of the Korean standard coal fired power exhaust gas was analyzed according to the location of the steam supply In order to compare the economical efficiency of the existing facilities(550㎿), the results were derived through direct modeling and the new facilities that could output 550㎿ were compared and analyzed using NETL data. Existing 550㎿ power generation facility When the carbon capture facility that processes the exhaust gas total is installed, the output of 92㎿ is expected to be reduced only by the use of steam. The economic feasibility was confirmed to be better than applying the carbon capture facility to new facilities
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