KEPCO 전력연구원에서 개발한 고효율 습식 아민 $CO_2$ 흡수제(KoSol-4)를 적용하여 Test bed 성능시험을 수행하였다. 국내에서는 처음으로 석탄화력발전소에서 발생되는 연소 배가스를 적용하여 하루 2톤의 $CO_2$를 처리할 수 있는 연소 후 $CO_2$ 포집기술의 성능을 확인하였으며 또한 국내에서는 유일하게 공정운전에 소요되는 재생에너지 소비량을 실험적으로 측정함으로써 KoSol-4 흡수제의 성능에 대한 신뢰성 있는 데이터를 제시하였다. 흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력을 대상으로 한 변수 실험 결과 Test bed 연속운전은 안정적으로 수행되었고, 흡수탑에서의 $CO_2$ 제거율은 국제에너지기구 온실가스 프로그램(IEA-GHG)에서 제시하는 $CO_2$ 포집기술 성능평가 기준치($CO_2$ 제거율: 90%)를 안정적으로 유지하였다. 또한 흡수제(KoSol-4)의 재생을 위한 스팀 사용량(재생에너지)은 3.0~3.2 GJ/$tCO_2$이 소비되는 것으로 산출되었는데 이는 기존 상용 흡수제(MEA, Monoethanolamine)의 재생에너지 수준(약 4.09 GJ/$tCO_2$, 본 연구) 대비 약 25% 이상 저감된 수치일 뿐만 아니라 우리나라에서 연구 중인 모든 $CO_2$ 포집기술을 통틀어 가장 우수한 성능이다. 본 연구를 통해 KEPCO 전력연구원에서 개발한 KoSol-4 흡수제 및 공정의 우수한 $CO_2$ 포집 성능을 확인할 수 있었을 뿐만 아니라, 향후 고효율 흡수제(KoSol-4)를 상용 $CO_2$ 포집플랜트에 적용할 경우 $CO_2$ 포집비용을 크게 낮출 수 있을 것으로 기대되었다.
KEPCO 전력연구원에서 개발한 고효율 습식 아민 $CO_2$ 흡수제(KoSol-4)를 적용하여 Test bed 성능시험을 수행하였다. 국내에서는 처음으로 석탄화력발전소에서 발생되는 연소 배가스를 적용하여 하루 2톤의 $CO_2$를 처리할 수 있는 연소 후 $CO_2$ 포집기술의 성능을 확인하였으며 또한 국내에서는 유일하게 공정운전에 소요되는 재생에너지 소비량을 실험적으로 측정함으로써 KoSol-4 흡수제의 성능에 대한 신뢰성 있는 데이터를 제시하였다. 흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력을 대상으로 한 변수 실험 결과 Test bed 연속운전은 안정적으로 수행되었고, 흡수탑에서의 $CO_2$ 제거율은 국제에너지기구 온실가스 프로그램(IEA-GHG)에서 제시하는 $CO_2$ 포집기술 성능평가 기준치($CO_2$ 제거율: 90%)를 안정적으로 유지하였다. 또한 흡수제(KoSol-4)의 재생을 위한 스팀 사용량(재생에너지)은 3.0~3.2 GJ/$tCO_2$이 소비되는 것으로 산출되었는데 이는 기존 상용 흡수제(MEA, Monoethanolamine)의 재생에너지 수준(약 4.09 GJ/$tCO_2$, 본 연구) 대비 약 25% 이상 저감된 수치일 뿐만 아니라 우리나라에서 연구 중인 모든 $CO_2$ 포집기술을 통틀어 가장 우수한 성능이다. 본 연구를 통해 KEPCO 전력연구원에서 개발한 KoSol-4 흡수제 및 공정의 우수한 $CO_2$ 포집 성능을 확인할 수 있었을 뿐만 아니라, 향후 고효율 흡수제(KoSol-4)를 상용 $CO_2$ 포집플랜트에 적용할 경우 $CO_2$ 포집비용을 크게 낮출 수 있을 것으로 기대되었다.
Test bed studies with highly efficient amine $CO_2$ solvent (KoSol-4) developed by KEPCO research institute were performed. For the first time in Korea, evaluation of post-combustion $CO_2$ capture technology to capture 2 ton $CO_2$/day from a slipstream of the flue ...
Test bed studies with highly efficient amine $CO_2$ solvent (KoSol-4) developed by KEPCO research institute were performed. For the first time in Korea, evaluation of post-combustion $CO_2$ capture technology to capture 2 ton $CO_2$/day from a slipstream of the flue gas from a coal-fired power station was performed. Also the analysis of solvent regeneration energy was conducted to suggest the reliable performance data of the KoSol-4 solvent. For this purpose, we have tested 5 campaigns changing the operating conditions of the solvent flow rate and the stripper pressure. The overall results of these campaigns showed that the $CO_2$ removal rate met the technical guideline ($CO_2$ removal rate: 90%) suggested by IEA-GHG and that the regeneration energy of the KoSol-4 showed about 3.0~3.2 GJ/$tCO_2$ which was, compared to that of the commercial solvent MEA (Monoethanolamine), about 25% reduction of regeneration energy. Based on these results, we could confirm the good performance of the KoSol-4 solvent and the $CO_2$ capture process developed by KEPCO research institute. And also it was expected that the cost of $CO_2$ avoided could be reduced drastically if the KoSol-4 is applied to the commercial scale $CO_2$ capture plant.
Test bed studies with highly efficient amine $CO_2$ solvent (KoSol-4) developed by KEPCO research institute were performed. For the first time in Korea, evaluation of post-combustion $CO_2$ capture technology to capture 2 ton $CO_2$/day from a slipstream of the flue gas from a coal-fired power station was performed. Also the analysis of solvent regeneration energy was conducted to suggest the reliable performance data of the KoSol-4 solvent. For this purpose, we have tested 5 campaigns changing the operating conditions of the solvent flow rate and the stripper pressure. The overall results of these campaigns showed that the $CO_2$ removal rate met the technical guideline ($CO_2$ removal rate: 90%) suggested by IEA-GHG and that the regeneration energy of the KoSol-4 showed about 3.0~3.2 GJ/$tCO_2$ which was, compared to that of the commercial solvent MEA (Monoethanolamine), about 25% reduction of regeneration energy. Based on these results, we could confirm the good performance of the KoSol-4 solvent and the $CO_2$ capture process developed by KEPCO research institute. And also it was expected that the cost of $CO_2$ avoided could be reduced drastically if the KoSol-4 is applied to the commercial scale $CO_2$ capture plant.
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제안 방법
포집 Test bed의 주요 설계데이터 및 배가스 조건을 Table 1에 제시하였다. CO2 포집 Test bed로 투입되는 배가스의 제반 조건(온도 및 조성등)은 보령화력 8호기 탈황설비 흡수탑 상부에서의 설계 조건이며, 흡수탑에서의 CO2 제거율은 국제 에너지기구 온실가스 프로그램(IEA-GHG)에서 제시하는 기준(CO2포집기술 성능분석을 위한 제거율 기준 : 90%)에 근거하여 설정하였다[9].
KEPCO 전력연구원에서 개발한 고효율 습식 아민 CO2 흡수제 (KoSol-4)를 적용하여 연소 후 CO2 포집 Test bed에서의 성능시험을 수행하였다. 국내에서는 최초로 석탄화력발전소에서 발생되는 연소 배가스의 일부를 분기하여 CO2 포집 Test bed에 투입함으로써 실 배가스에서의 CO2 포집 성능을 확인하였으며, 국내에서는 유일하게 재생에너지 소비량을 실험적으로 측정하여 CO2 제거율 90% 조건하에서 KoSol-4의 재생에너지는 3.
Table 2에서 제시된 운전조건을 바탕으로 KoSol-4 흡수제를 적용한 연속운전(총 5 case)을 수행하였으며 그 결과는 다음과 같다.
다양한 운전조건 변화에 따른 흡수탑에서의 CO2 제거율 및 재생탑에서 배출되는 CO2의 순도 분석을 위해 흡수/재생탑에는 가스 샘플링 포트를 구성하고 이를 외부에 설치된 가스 분석기(Model ULTRAMAT 23, Siemens)에 연결하여 실시간 분석이 가능하도록 하였다.
본 연구에서 성능이 확인된 KoSol-4 흡수제의 정량적인 성능 비교를 위해 국외 주요 연구기관에서 제시하는 흡수제 재생에너지 성능 데이터를 근거로 비교/정리하였다(Table 3). 분석결과 기존 상용 흡수제(MEA)와 비교하여 본 실험에서 적용된 KoSol-4 흡수제는 재생에너지가 약 25% 이상 저감된 것을 확인할 수 있으며, 현재 전세계 주요 연구기관에서 개발 중인 흡수제의 성능과 비교하여도 동등이상의 수준임을 확인할 수 있다.
2) 재생탑의 재열기 운전을 위한 보조증기는 한국중부발전(주) 보령화력 본부 8호기 탈황설비용 보조증기(10 kg/cm2) 공급배관에서 인출하여 활용하였다. 실험 중에 배가스에 포함된 SOx의 영향을 최소화 하기 위하여 CO2 포집공정 전단에 Mg(OH)2를 활용한 습식 탈황공정을 추가하여 배가스 중의 SOx 농도에 따른 CO2 포집공정의 성능 변화를 파악할 수 있도록 설계하였다. 흡수탑 하단으로 투입이 된 배가스는 이후 상부에서 투입되는 흡수제와 반응을 하여 배가스 중의 CO2는 흡수제와 화학반응을 하고, 흡수제와 반응을 하지 않는 가스는 흡수탑 상부로 배출이 된다.
앞서 제시된 흡수제(KoSol-4) 및 CO2 포집 Test bed를 바탕으로 현재 운용 중인 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스를 활용한 연속 운전을 실시하였으며 상세 운전조건 및 결과는 다음과 같다.
앞선 연속운전데이터를 바탕으로 case 별 운전조건 변화에 따른 재생에너지와의 상관관계를 분석하였으며 그 결과는 Fig. 5와 같다. 흡수제 순환량에 따라(600 L/h, 700 L/h) 재생탑의 운전압력을 변화한 결과(0.
CO2와 화학적 결합을 한 흡수제(이하 리치 아민)는 이후 흡수탑 하단으로 배출되어 펌프를 통해 재생탑으로 투입이 된다. 이때 흡수탑 하부에서 배출되는 리치아민과 재생탑 하부에서 흡수탑으로 이송되는 흡수제(이하 린 아민)간의 열교환을 위해 린-리치아민 열교환기를 구성하여 에너지 사용효율을 극대화함으로써 전체 공정에 투입되는 에너지 사용량이 최소가 되도록 하였다.
이와 관련하여 본 논문에서는, KEPCO 전력연구원에서 개발한 고효율 CO2 흡수제(KoSol-4)를 상기 CO2 포집 Test bed에 적용하여 성능시험을 수행하고 주요 성능데이터(CO2 제거율 및 에너지 사용량 등)를 분석하였다. 특히 흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력을 대상으로 한 총 5회의 변수운전을 실시하여 주요 운전조건 변화에 따른 재생에너지 및 CO2 제거율을 측정하고, 확보된 데이터에 근거하여 기존 상용흡수제(MEA, Monoethanolamine) 및 전 세계 주요 연구기관에서 제시하는 흡수제와의 성능 비교를 수행하였다.
주요 성능데이터(CO2 제거율 및 재생에너지) 분석과 함께 재생탑에서 배출되는 CO2의 순도를 재생탑에 설치된 가스 분석기(Model ULTRAMAT 23, Siemens)를 활용하여 분석하였으며 그 결과는 Fig. 4와 같다. 재생탑에서 배출되는 CO2의 순도는 이후 압축 및 저장 공정에 많은 영향을 미치는 데이터로 배출되는 CO2의 순도가 낮을 경우 추가의 정제공정이 필요하기 때문에 재생탑에서 CO2의 순도는 99% 이상(dry basis)을 얻는 것이 매우 중요하다고 할 수 있다(실제 상업적으로 사용되는 CO2의 순도는 99% 이상임).
제거율 및 에너지 사용량 등)를 분석하였다. 특히 흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력을 대상으로 한 총 5회의 변수운전을 실시하여 주요 운전조건 변화에 따른 재생에너지 및 CO2 제거율을 측정하고, 확보된 데이터에 근거하여 기존 상용흡수제(MEA, Monoethanolamine) 및 전 세계 주요 연구기관에서 제시하는 흡수제와의 성능 비교를 수행하였다.
흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력의 조건선정은 본 실험 이전에 수행된 상용 MEA 흡수제를 적용한 성능 시험운전조건 및 MEA와 대비한 KoSol-4 흡수제의 특성치(CO2 흡수속도 및 흡수량)를 반영하여 선정하였다. 또한 각 변수 실험의 운전시간은 실험 당 8시간을 운전하였으며, 조건 변화에 따른 공정의 안정화 시간을 고려하여 분석에 활용된 데이터는 초기 안정화 시간 5시간을 제외한 3시간을 대상으로 하였다.
대상 데이터
공정은 탈황탑, CO2 흡수 및 재생탑으로 구성이 되며(Fig. 2) 재생탑의 재열기 운전을 위한 보조증기는 한국중부발전(주) 보령화력 본부 8호기 탈황설비용 보조증기(10 kg/cm2) 공급배관에서 인출하여 활용하였다. 실험 중에 배가스에 포함된 SOx의 영향을 최소화 하기 위하여 CO2 포집공정 전단에 Mg(OH)2를 활용한 습식 탈황공정을 추가하여 배가스 중의 SOx 농도에 따른 CO2 포집공정의 성능 변화를 파악할 수 있도록 설계하였다.
흡수속도 및 흡수량)를 반영하여 선정하였다. 또한 각 변수 실험의 운전시간은 실험 당 8시간을 운전하였으며, 조건 변화에 따른 공정의 안정화 시간을 고려하여 분석에 활용된 데이터는 초기 안정화 시간 5시간을 제외한 3시간을 대상으로 하였다.
본 연구의 Test bed 성능시험에는 KEPCO 전력연구원에서 개발한 습식 아민계열 CO2 흡수제(이하 KoSol-4)를 활용하였다. KoSol-4 흡수제는 이미 다양한 성능 평가를 통해 기존 상용흡수제(MEA) 대비 내구성(흡수제 내구성 및 부식도 포함)이 뛰어나고, 흡수제 재생을 위한 에너지 사용량이 낮은 것으로 보고된 바 있다[8].
성능/효과
포집 Test bed에서의 성능시험을 수행하였다. 국내에서는 최초로 석탄화력발전소에서 발생되는 연소 배가스의 일부를 분기하여 CO2 포집 Test bed에 투입함으로써 실 배가스에서의 CO2 포집 성능을 확인하였으며, 국내에서는 유일하게 재생에너지 소비량을 실험적으로 측정하여 CO2 제거율 90% 조건하에서 KoSol-4의 재생에너지는 3.0~3.2 GJ/tCO2 수준임을 확인하였다. 특히 흡수제 순환량 600 L/h, 재생탑 운전 압력 0.
CO2 제거율은 전체 변수운전에 대하여 당초 설정한 90% 수준을 일정하게 유지하였다. 또한 재생탑의 재열기에 투입되는 스팀의 양과 흡수탑에서 포집되는 CO2의 양을 통해 계산된 재생에너지는 3.0~3.2 GJ/tCO2 수준으로 분석되었다.
08 GJ/tCO2의 우수한 결과를 확보하였다. 본 테스트를 통해 확보된 성능데이터를 전 세계 주요 개발흡수제와 비교한 결과 재생에너지는 기존 상용흡수제(MEA)와 비교하여 약 25% 이상 저감되었으며, 현재 전 세계 주요 연구기관에서 개발 중인 흡수제의 성능과 비교하여도 동등이상의 수준임을 확인할 수 있었다. 그러나 MHI 社 등 일부 연구기관에서는 고효율 흡수제 개발과 함께 신 공정 개발을 통해 흡수제의 재생에너지를 낮추는 노력을 꾸준히 수행하고 있는 것으로 파악되어, 국내에서도 관련 연구에 대한 지속적인 노력이 필요할 것으로 판단된다.
본 연구에서 성능이 확인된 KoSol-4 흡수제의 정량적인 성능 비교를 위해 국외 주요 연구기관에서 제시하는 흡수제 재생에너지 성능 데이터를 근거로 비교/정리하였다(Table 3). 분석결과 기존 상용 흡수제(MEA)와 비교하여 본 실험에서 적용된 KoSol-4 흡수제는 재생에너지가 약 25% 이상 저감된 것을 확인할 수 있으며, 현재 전세계 주요 연구기관에서 개발 중인 흡수제의 성능과 비교하여도 동등이상의 수준임을 확인할 수 있다. 그러나 최근 MHI 社(Mitsubishi Heavy Industry.
포집 Test bed의 성능을 확인하고자 다음과 같이 변수운전을 수행하였다. 주요 운전 변수로는 CO2 포집공정에 가장 큰 영향을 미치는 것으로 예상되는 흡수제 순환량 및 재생탑 운전압력으로 선정하였고 모든 변수운전에서 기타 운전 조건(배가스 유량, 배가스 투입온도 등)은 일정하게 유지하였다. (Table 2).
재생탑에서 배출되는 CO2의 순도는 이후 압축 및 저장 공정에 많은 영향을 미치는 데이터로 배출되는 CO2의 순도가 낮을 경우 추가의 정제공정이 필요하기 때문에 재생탑에서 CO2의 순도는 99% 이상(dry basis)을 얻는 것이 매우 중요하다고 할 수 있다(실제 상업적으로 사용되는 CO2의 순도는 99% 이상임). 총 5번의 변수운전에 대한 데이터 분석결과 재생탑에서 배출되는 CO2의 순도는 모든 경우에서 평균 99% 이상임을 확인할 수 있었으며 이는 당초 설정된 설비 설계조건(99% 이상, dry basis)을 만족하는 수치이다.
2 GJ/tCO2 수준임을 확인하였다. 특히 흡수제 순환량 600 L/h, 재생탑 운전 압력 0.50 kgf/cm2g에서 재생에너지는 약 3.08 GJ/tCO2의 우수한 결과를 확보하였다. 본 테스트를 통해 확보된 성능데이터를 전 세계 주요 개발흡수제와 비교한 결과 재생에너지는 기존 상용흡수제(MEA)와 비교하여 약 25% 이상 저감되었으며, 현재 전 세계 주요 연구기관에서 개발 중인 흡수제의 성능과 비교하여도 동등이상의 수준임을 확인할 수 있었다.
5와 같다. 흡수제 순환량에 따라(600 L/h, 700 L/h) 재생탑의 운전압력을 변화한 결과(0.30, 0.40, 0.50 kgf/cm2g) 재생탑의 운전압력이 증가하는 경우 재생에너지는 감소하는 경향을 보였으며, 특히 흡수제 순환량 600 L/h, 재생탑 운전 압력 0.50 kgf/cm2g에서 재생에너지는 약 3.08 GJ/tCO2의 결과를 얻었다.
후속연구
본 테스트를 통해 확보된 성능데이터를 전 세계 주요 개발흡수제와 비교한 결과 재생에너지는 기존 상용흡수제(MEA)와 비교하여 약 25% 이상 저감되었으며, 현재 전 세계 주요 연구기관에서 개발 중인 흡수제의 성능과 비교하여도 동등이상의 수준임을 확인할 수 있었다. 그러나 MHI 社 등 일부 연구기관에서는 고효율 흡수제 개발과 함께 신 공정 개발을 통해 흡수제의 재생에너지를 낮추는 노력을 꾸준히 수행하고 있는 것으로 파악되어, 국내에서도 관련 연구에 대한 지속적인 노력이 필요할 것으로 판단된다.
7 GJ/tCO2까지 재생에너지를 낮춘 것으로 보고하고 있다. 한편 KEPCO 전력연구원에서 개발한 기술은 흡수제의 성능은 일본의 MHI 社와 동등수준 이상이며, 추후 공정 개선을 통해 흡수제 재생에너지를 2.7 GJ/tCO2 이하로 낮출 수 있을 것으로 기대된다.
질의응답
핵심어
질문
논문에서 추출한 답변
CO2 포집기술로 무엇이 있는가?
3%를 차지하는 주요 발전원이자[1] 동시에 대규모 온실가스 배출원으로 지목되고 있어 이를 대상으로 한 연소 후 CO2 포집기술개발이 활발히 진행 중에 있다. 지금까지 제시된 연소 후 CO2 포집기술로는 아민 화합물 혹은 암모니아 계열의 액상 흡수제를 사용하는 방법, 유동층 하에서 고체흡수제를 이용하는 방법 그리고 분리막을 활용한 막분리법등이 포함된다[2]. 이러한 다양한 CO2 포집방법 중 아민흡수제를 이용한 화학 흡수법은 발전 배가스와 같이 CO2의 농도가 10~20% 수준의 저농도 가스 처리에 적합하며 상업적으로 이미 오랜 기간 활용되어 성능이 확인되었을 뿐만 아니라 기존 화력발전소에 적용이 용이하다는 장점이 있기 때문에 향후 화력발전소 적용에 있어 가장 적합한 기술로 평가되고 있다[3].
CO2 포집방법 중 화학 흡수법이 가지고 있는 단점은 무엇인가?
이러한 다양한 CO2 포집방법 중 아민흡수제를 이용한 화학 흡수법은 발전 배가스와 같이 CO2의 농도가 10~20% 수준의 저농도 가스 처리에 적합하며 상업적으로 이미 오랜 기간 활용되어 성능이 확인되었을 뿐만 아니라 기존 화력발전소에 적용이 용이하다는 장점이 있기 때문에 향후 화력발전소 적용에 있어 가장 적합한 기술로 평가되고 있다[3]. 그러나 화학흡수법은 다른 연소 후 CO2 포집기술과 마찬가지로 공정의 운영에 상당한 양의 에너지가 소비되며, 석탄화력발전소에 실제 적용될 경우 전체 발전효율이 약 10% 저하되는 것으로 발표되고 있다[4,5]. 이에 전 세계 많은 연구기관에서는 저에너지 소비형 고효율 CO2 흡수제 개발을 통해 기존 석탄화력발전소에 CO2 포집설비 추가 시 발생되는 발전효율 저하를 최소화하고 CO2 포집공정의 경제성을 확보하고자 하는 노력을 진행하고 있다.
CO2 포집을 위한 아민흡수제를 이용한 화학 흡수법의 장점은 무엇인가?
지금까지 제시된 연소 후 CO2 포집기술로는 아민 화합물 혹은 암모니아 계열의 액상 흡수제를 사용하는 방법, 유동층 하에서 고체흡수제를 이용하는 방법 그리고 분리막을 활용한 막분리법등이 포함된다[2]. 이러한 다양한 CO2 포집방법 중 아민흡수제를 이용한 화학 흡수법은 발전 배가스와 같이 CO2의 농도가 10~20% 수준의 저농도 가스 처리에 적합하며 상업적으로 이미 오랜 기간 활용되어 성능이 확인되었을 뿐만 아니라 기존 화력발전소에 적용이 용이하다는 장점이 있기 때문에 향후 화력발전소 적용에 있어 가장 적합한 기술로 평가되고 있다[3]. 그러나 화학흡수법은 다른 연소 후 CO2 포집기술과 마찬가지로 공정의 운영에 상당한 양의 에너지가 소비되며, 석탄화력발전소에 실제 적용될 경우 전체 발전효율이 약 10% 저하되는 것으로 발표되고 있다[4,5].
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