[논문]연소 후 <tex>$CO_{2}$</tex> 포집공정이 적용된 500MWe 석탄화력발전소의 성능 및 경제성평가

이지현; 김준한; 이인영; 장경룡; 심재구

doi:10.9713/kcer.2011.49.2.244

초록
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연소 후 $CO_{2}$ 포집기술이 적용된 500 MWe 석탄화력발전소의 경제성평가를 수행하고 $CO_{2}$ 저감비용(Cost of $CO_{2}$ avoided)을 산출하였다. 본 연구에서 고려된 $CO_{2}$ 포집기술은 이미 상업적으로 적용이 가능하고, 기존의 화력발전에 적용이 용이한 화학 흡수법을 기초로 하였으며 투자비용 산출을 위해 IEA Greenhouse Gas R&D Programme에서 제시하는 데이터를 활용하였다. 또한 $CO_{2}$ 포집공정 중 가장 많은 발전효율 저하를 가져오는 재열기(리보일러)에 투입되는 열에너지(재생에너지)를 대상으로 민감도분석을 수행하고 각각의 경우에서의 $CO_{2}$ 저감비용을 산출하였다. 분석결과 $CO_{2}$ 포집공정에 적용될 흡수제로 MEA(모노에탄올아민)가 사용되고 재생탑에서 필요한 재생에너지가 3.31 GJ/ton$CO_{2}$ 인 경우 발전효율은 $CO_{2}$ 포집설비 설치 전의 41.0에서 31.6%로 9.4% 감소하고 이때의 $CO_{2}$ 저감비용은 43.3 $/ton$CO_{2}$ 로 산출되었다. 그러나, 흡수제 재생에너지를 변수로 한 민감도분석에서 재생에너지가 2.0 GJ/ton$CO_{2}$로 낮아질 경우 $CO_{2}$ 저감비용은 36.7 $/ton$CO_{2}$까지 낮아질 것으로 분석되었다.

Abstract ▼ AI-Helper

In this study, performance and economic analysis of 500 MWe coal-fired power plant with $CO_{2}$ capture process was performed. For this purpose, chemical absorption method which is commercially available and most suitable for thermal power plant was studied and a criteria for technical a...

In this study, performance and economic analysis of 500 MWe coal-fired power plant with $CO_{2}$ capture process was performed. For this purpose, chemical absorption method which is commercially available and most suitable for thermal power plant was studied and a criteria for technical and economic assessment of power plants suggested by IEA Greenhouse Gas R&D Programme was used. And we performed the sensitivity analysis focused on regeneration energy which exceed half of the total capture energy. Based on MEA(Monoethanoleamine) as a main chemical solvent and 3.31 GJ/ton$CO_{2}$ regeneration energy in the stripper, net power efficiency was reduced from 41.0% (no capture) to 31.6%(with capture) and the cost of $CO_{2}$ avoided was estimated 43.3 $/ton$CO_{2}$. And in case of 2.0 GJ/ton$CO_{2}$ regeneration energy, the cost of $CO_{2}$ avoided was calculated as 36.7 $/ton$CO_{2}$.

주제어

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문제 정의

본 연구에서는 500 MWe 석탄화력발전소에 아민 흡수제를 이용한 연소 후 CO₂ 포집기술이 적용될 경우 화력발전소의 성능변화를 예측하고 이때의 CO₂ 저감비용을 계산하였다. 또한 CO₂ 포집 공정에서 가장 많은 에너지가 소비되는 리보일러의 흡수제 재생에너지를 대상으로 민감도분석을 수행하고 각각의 경우에 대하여 CO₂ 저감 비용을 산출하여 흡수제의 성능이 전체 발전효율 및 발전 원가에 미치는 영향을 분석하였다.

가설 설정

CO₂ 이송 및 저장 비용 (CO₂ Transport & Storage) 역시 고정비 형태로 매년 일정하게 비용이 발생된다고 가정하였다.
기타 CO₂ 공정운용을 위해 보충해 주어야 하는 MEA와 관련된 비용산정 은 문헌치를 참고하여 MEA 보충비 용은 1.5 kg/tonCO₂, MEA 단가는 1,000 €/ton으로 가정하고 계산하였다 [10].
이 외에 건설기간 중의 이자율 (Interest rate)은 건설기간에 의해 계산이 되는데 할인율 (Discount rate)과 동일하다고 가정하였으며 폐기물 처리비용 (Waste disposal), 발전소 매각비용 (Decommissioning cost) 및 부산물 비용 (By-product)은 발생되지 않는다고 가정하였다. 또한 공사기간은 3 년, 총 운전기간은 25년으로 가정하고 현금흐름분석 (Cash Flow Analysis) 방법을 활용하여 계산하였다.
제시한 기준을 근거로 하였다. 이 외에 건설기간 중의 이자율 (Interest rate)은 건설기간에 의해 계산이 되는데 할인율 (Discount rate)과 동일하다고 가정하였으며 폐기물 처리비용 (Waste disposal), 발전소 매각비용 (Decommissioning cost) 및 부산물 비용 (By-product)은 발생되지 않는다고 가정하였다. 또한 공사기간은 3 년, 총 운전기간은 25년으로 가정하고 현금흐름분석 (Cash Flow Analysis) 방법을 활용하여 계산하였다.
다음의 Table 4에 계산을 위한 주요 가정을 제시하였다. 주요 내용으로 CO₂ 포집설비 설치 전 발전효율을 41.0%로 가정하였고 재 열기에서 소비되는 흡수제 재생에너지는 3.31 GJ/tonCOe로 하였다. 이값은 기존의 MEA 흡수제를 사용한 경우(4.

제안 방법

CO₂ 포집공정 추가 시 발생되는 전력생산 비용 (Electricity Costccs)은 총 운전기간(25년) 중 발생되는 매출(전력판매 비용) 과 투자비 및 운영비 지출을 계산한 후 이자율(8%)을 고려한 순 현재 가치 법을 통해 25년간 NPV 값이 제로가 되는 값으로 결정 하였다.
저감비용을 계산하였다. 또한 CO₂ 포집 공정에서 가장 많은 에너지가 소비되는 리보일러의 흡수제 재생에너지를 대상으로 민감도분석을 수행하고 각각의 경우에 대하여 CO₂ 저감 비용을 산출하여 흡수제의 성능이 전체 발전효율 및 발전 원가에 미치는 영향을 분석하였다.
본 논문에서는 경제성 평가 방법으로 순현재가치법 (Net Present Value method, NPV) 및 내부수익률 (Internal Rate of Return, IPR)을 활용하였으며, CO₂ 포집공정에서 발전효율 저하의 가장 큰 부분을 차지하는 흡수제 재생에너지를 대상으로 민감도분석을 실시하였다.
앞서 언급된 CO₂ 포집설비 추가에 따른 발전출력 감소 계산 방법과 IEA Greenhouse Gas R&D Programme에서 제시한 화력발전의 기술/경제성 판단기준에 근거하여 CO₂ 포집설비가 설치된 500 MWe급 석탄화력발전소의 성능 및 경제성평가를 수행하였다.
연소 후 CO₂ 포집기술이 적용된 500 MWe 화력발전소의 경제성평가를 수행하고 CO₂ 저감비용 (Cost of CO₂ avoided)을 산출하였다.
다른 방법으로 화력발전소와 CO₂ 포집설비를 통합적으로 구성한 후 상용 공정 시뮬레이터를 활용한 방법도 가능하지만 이 방법은 정확한 계산을 위해 대단히 복잡한 공정 구성이 필요하고 많은 열역학 모델 등을 풀어야 하는 문제점이 있어서 접근이 용이하지 않다. 이에 본 논문에서는 CO₂ 포집설비 적용 시 발생되는 발전효율 감소를 Power Equivalent Factor(PeF) 활용하여 유주하는 방법을 도입하였다. 이 방법은 압축 및 기타공정 가동을 위한 전력사용(펌프 및 블로워 가동)과 재생에너지에 소비되는 스팀 사용(재열기)에 따른 발전출력 감소를 공정에 관여하는 다양한 화학종의 보존 방정식 계산을 통해 해당 공정에서의 에너지 소비량을 계산함으로써 예측하는 방식이다 [8].

대상 데이터

CO₂ 저감비용 계산을 위해 CO₂ 포집설비가 없는 종래 발전소의 전력생산비용(Electricity cost潍rence, 4.36 <J/kWh), CO₂ 배출량 (Emissionreference, 830 g/kWh)과 CO₂ 포집설비를 포함한 총 발전소 건설비용(총 건설비용 = 1, 780 $/kWe)은 초임계 화력발전소에 관한 문헌치 데이터를 활용하였다 [3, 9].

데이터처리

CO₂ 포집설비 적용에 따른 발전효율 계산을 위해 Power Equivalent Factor(PeF)을 도입하였으며 결과값을 동일한 방법으로 계산한 문헌치와 비교하였다 [5].
앞서 개발된 경제성분석 모델을 가지고 민감도분석을 실시하였다. 민감도분석은 연소 후 CO₂ 포집공정 중 가장 많은 발전효율 저하를 가져오는 재열기의 흡수제 재생에너지를 대상으로 계산하였으며 그 결과는 Table 8과 같다.

이론/모형

경제성분석을 위해 앞서 언급한 IEA Greenhouse Gas R&D Programme에서 제시한 기준을 근거로 하였다. 이 외에 건설기간 중의 이자율 (Interest rate)은 건설기간에 의해 계산이 되는데 할인율 (Discount rate)과 동일하다고 가정하였으며 폐기물 처리비용 (Waste disposal), 발전소 매각비용 (Decommissioning cost) 및 부산물 비용 (By-product)은 발생되지 않는다고 가정하였다.
공정 운용비 데이터는 보고된 바가 거의 없다. 이에 본 논문에서는 2009년 IEA Greenhouse Gas R&D Programme 에서 발표한 연소 후 CO₂ 포집기술이 적용된 석탄화력발전소의 기술/경제성 평가 기준을 이용하여 분석을 실시하였으며 세부 평가기준은 Table 3과 같다.

성능/효과

Base case에 비해 흡수제 재생에너지가 낮아질 경우 발전효율은 최대 2% 정도 향상이 가능하며 (Case 2), CO₂ 저감비용은 39.2 $/ tonCO₂ (Case 1) 및 36.7 $/tonCO₂ (Case 2)로 낮아지는 것으로 분석되었다.
연도별 분석결과를 Table 6, 7에 나타내었다. Table 6에 나타난 것처럼, 500 MWe 화력발전소에 연소 후 CO₂ 포집공정이 적용될 경우 흡수제 재생에너지 3.31 GJ/tonCO₂ 하에서 발전효율은 9.4% 감소하며 전력생산 비용은 4.36에서 7.507 C/kWh으로 증가하고 CO₂ 저감비용은 43.3 $/tonCO₂로 산출되었다.
계산 결과, 500 MWe 석탄화력발전소에 연소 후 CO₂ 포집 공정이 적용될 경우 전체 발전효율은 41.0%에서 31.6%로 대략 9.4%가 저하되었으며, 본 논문에서 계산한 값은 문헌치와 거의 차이가 없음을 확인하였다 (Table 5).

참고문헌 (10)

Lee, C.-K., "Advances of Carbon Capture Technology," KIC News, 12(1), 30-42(2009).
Rao, A. B. and Rubin, E. S., "A Technical, Economic and Environmental Assessment of Amine-based $CO_{2}$ capture Technology for Power plant Greenhouse Gas Control," Environ. Sci. Technol., 36, 4467-4473(2005).
An Interdisciplinary MIT study, "The Future of Coal," (2007).
Rubin, E. S., Chen, C. and Rao, A. B., "Cost and Performance of Fossil Fuel Power Plants with $CO_{2}$ Capture and Storage," Energy Policy, 35, 4444-4454(2007).

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Feron, P. H. M., "The Potential for Improvement of the Energy Performance of Pulverized Coal Fired Power Stations with Postcombustion Capture of Carbon Dioxide," Energy Procedia, 1, 1067-1074(2009).

상세보기
Park, J.-W., Kweon, Y. J., Kim, H. J., Jung, H. and Han, C., "Economic Evaluations of DCL/ICL Processes," Korean Chem. Eng. Res. (HWAHAK KONGHAK), 47(6), 781-787(2009).
IEA Greenhouse Gas R&D Programme, "Criteria for Technical and Economic Assessment of Plants with Low $CO_{2}$ Emissions," International Energy Agency ed., Gloucestershire, U.K.(2009).
Bolland, O. and Undrum, H., "A Novel Methodology for Comparing $CO_{2}$ Capture Options for Natural Gas-fired Combined Cycle Plants," Adv. Environ. Res., 7, 901-911 (2003).

상세보기
Rubin, E. S., Rao, A. B. and Chen, C., "Comparative Assessments of Fossil Fuel Power Plants for $CO_{2}$ Capture and Storage," Proceedings of 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies(2004).
Abu-Zahra, M. R. M., Niederer, J. P. M., Feron, P. H. M. and Versteeg, G. F., " $CO_{2}$ Capture from Power plants Part II. A Parametric Study of the Economical Performance Based on Monoethanolamine," Int. J. Greenhouse Gas Control, I, 135-142(2007).

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