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[국내논문] 저급탄 가스화기 선정 평가 연구
A Study on Evaluating the Selection of Low Rank Coal Gasifier 원문보기

한국수소 및 신에너지학회 논문집 = Transactions of the Korean Hydrogen and New Energy Society, v.26 no.6, 2015년, pp.567 - 580  

김철웅 (GS건설) ,  임호 (부산대학교) ,  김량균 ,  송주헌 (부산대학교) ,  전충환 (부산대학교)

Abstract AI-Helper 아이콘AI-Helper

In order to select an optimum gasifier for specific low rank coal, evaluation elements were studied by analyzing characteristics of low rank coal compared with those of high rank coal and the effects of each gasifier type in accordance with the characteristics. And syngas composition calculation mod...

주제어

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문제 정의

  • 이후 엔지니어링 작업을 포함하는 예비타당성 조사를 수행하게 되는데 이 과정에서 가스화기를 변경하는 것은 현실적으로 불가능하다. 그러므로 본 연구에서 확보한 정형화된 방법론을 이용하여 사업 초기 다양한 경우의 수에 대하여, 빠르고 효율적으로 탄광과 가스화기를 미리 평가할 수 있다는 것에 본 연구의 의의가 있다.
  • 하지만 석탄가스화 사업은 GE, Shell 등 해외 기술선주도로 추진되어 오면서 기술 진입 장벽이 높기 때문에 석탄 종류별 가스화기 영향성을 정확하게 평가하기 어려운 실정이므로 국내 민간 기업이 저급탄 가스화 사업에 성공적으로 진입하기 위해서는 해외 기술선이 제공하는 가스화기를 제대로 평가하는 것이 당면한 과제라고 할 수 있다. 이를 위하여 본 연구에서는 저급탄 특성에 따른 가스화기 선정 평가지표와 열역학적 기반의 합성가스 조성 계산 모델을 개발하여, 인도네시아 저급탄을 대상으로 적용하고자 한다.
  • 하지만 탈휘발, 연소 및 가스화 반응 상수들을 도출하기 위해서 실험이 요구되므로 빠르고 간편하게 결과를 도출하기에는 적합하지 않다. 이에 본 연구에서는 열역학적 평형 기반에서 합성가스 조성 계산 방안을 모색하였다.
  • 고회분의 저열량탄과 달리 인도네시아 갈탄과 아역청탄과 같은 저급탄의 특성은 원소 및 성분 분석 측면에서 Table 1과 같이 고급탄과 뚜렷하게 대비된다. 저급탄은 고급탄에 비해 수분이 높고 회분이 적고 산소함량이 높기 때문에 발열량이 감소하는 경향을 보여 주는데 분쇄지수(HGI), 점결성, 황 성분, 염소함량 등의 특성도 석탄가스화기 운전에 일부 영향을 끼치지만 여기서는 주로 가스화기에서의 반응 특성과 석탄 회의 슬래깅성을 고려하여 가스화기 성능에 영향을 주는 특성 위주로 가스화기 평가 항목을 도출하고자 한다.

가설 설정

  • (b) 휘발분의 분자량, 비열비, 엔탈피는 촤 성분과 동일하다.
  • (d) COS와 H2S조성은 무시한다.
  • 초기온도 Ti는 298K로 가정하였고, 열손실량을 나타내는 Qloss는 가스화기의 크기 및 형상, 내화재 등에 따라 달라질 수 있다. Watkinson의 논문15)에서 실제 같은 분류층 가스화기임에도 불구하고 열손실량은 2~22%로 각기 다름을 알 수 있으나, 본 모델의 목적이 사업 타당성 평가인 것을 감안하여 열손실을 Qin의 20%로 최대한으로 가정하였다.
  • Table 4는 기준탄과 사업 대상탄의 공업 및 원소 분석치를 보여주고 있다. 기준탄은 참고문헌15)에 나타난 바와 같이 Shell 가스화기에서 사용한 Illinois No.6 coal의 결과를 사용하였고, 대상탄의 경우 탄광에서 입수한 정보를 그대로 사용하지 않고 40% 이상 고수분탄이므로 전처리 공정에서 고유수분(18%)까지 건조하는 것을 가정하여 환산해서 사용하였다. 대상탄의 경우 휘발분 함량이 많은 아역청탄 계열로 여겨진다.
  • 하지만 유동층의 경우 다량의 미반응 탄소 성분이 회분에 함유되어 재순환되어 사용되기 때문에 상기 가정에 대하여 실험적인 검증이 필요한 부분이다. 또한 상대적으로 저온에서 운전되는 유동층의 경우 타르가 발생할 수 있으나 고체 입자 사이의 빠른 열전달율과 유동 체류 시간이 긴 것을 감안하여 타르 형성이 없는 것으로 가정했다.
  • 아래 총괄반응식에서 최종 가스조성은 석탄 내 순수탄소 성분이 산소와 연소반응을 통해 CO와 CO2로 전환된 후 이 가스가 남은 H2O와 반응하는 수성가스 전환반응에 의해 결정된다고 가정하며, 이것이 열역학적 모델의 가장 큰 특징이라고 할 수 있다. 따라서 석탄 가스화기의 출구에서 생성된 가스의 조성을 알기 위하여 반응기내로 투입되는 석탄, 증기, 산소의 구성 성분이 C, H, O로만 구성되고 용융 슬래그를 제외한 생성가스의 성분은 탄화수소계의 H2, CO, CO2, H2O, CH4 등 5개 가스이다.
  • 그리고 온도에 따라 변하지 않는 정압비열을 사용하였고 298K에서의 고정값을 사용하였다. 초기온도 Ti는 298K로 가정하였고, 열손실량을 나타내는 Qloss는 가스화기의 크기 및 형상, 내화재 등에 따라 달라질 수 있다. Watkinson의 논문15)에서 실제 같은 분류층 가스화기임에도 불구하고 열손실량은 2~22%로 각기 다름을 알 수 있으나, 본 모델의 목적이 사업 타당성 평가인 것을 감안하여 열손실을 Qin의 20%로 최대한으로 가정하였다.
  • 탄소전환율은 분류층의 경우 95%, 유동층의 경우는 89%로 가정하였는데, 기준탄에 비해 O2 함량이 커서 반응성이 크다는 점과, 출구 온도가 유동층보다 분류층이 높고 체류시간은 유동층이 더 길다는 점을 고려했다. 하지만 유동층의 경우 다량의 미반응 탄소 성분이 회분에 함유되어 재순환되어 사용되기 때문에 상기 가정에 대하여 실험적인 검증이 필요한 부분이다.
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질의응답

핵심어 질문 논문에서 추출한 답변
SNG (Synthetic Natural Gas) 생산 등 석탄에 대한 새로운 수요를 만들어 내는 것은? 글로벌 환경 규제와 경기 침체에도 불구하고 매장량이 풍부하고 전 세계에 골고루 분포되어 있는 석탄의 잠재적 에너지원으로서 중요성은 줄어들지 않고 있다. 오히려 천연가스 생산이 부족한 지역에서, 상대적으로 청정한 가스를 발전 연료로 사용하려는 움직임이 SNG (Synthetic Natural Gas) 생산 등 석탄에 대한 새로운 수요를 만들어 내기도 한다. 이때 가스화 원료로서 저급탄을 사용하게 되면 생산 원가에서 큰 비중을 차지하는 원료비를 줄이면서, 장기간 안정적으로 원료 확보가 용이하다는 이점이 있다.
수분이 증발할 때 연소열을 소모하므로 수분이 많을수록 가스화기 출구에서의 합성가스 온도가 떨어지게 된다. 온도 저하로 생기는 현상은? 저급탄내 수분이 가스화 반응에 필요한 외부 수증기 공급을 줄일 수 있는 가능성이 있음에도 불구하고6), 수분이 증발할 때 연소열을 소모하므로 수분이 많을수록 가스화기 출구에서의 합성가스 온도가 떨어지게 된다. 이 같은 온도 저하는 석탄 반응성, 석탄 전환율 및 냉가스 효율을 저하시킨다. 건식 분류층 가스화기의 경우 효율 저하를 방지하기 위해 석탄건조 전처리 설비가 동반된다.
가스화 원료로서 저급탄을 사용하면 생기는 이점은? 오히려 천연가스 생산이 부족한 지역에서, 상대적으로 청정한 가스를 발전 연료로 사용하려는 움직임이 SNG (Synthetic Natural Gas) 생산 등 석탄에 대한 새로운 수요를 만들어 내기도 한다. 이때 가스화 원료로서 저급탄을 사용하게 되면 생산 원가에서 큰 비중을 차지하는 원료비를 줄이면서, 장기간 안정적으로 원료 확보가 용이하다는 이점이 있다. 하지만 석탄가스화 사업은 GE, Shell 등 해외 기술선주도로 추진되어 오면서 기술 진입 장벽이 높기 때문에 석탄 종류별 가스화기 영향성을 정확하게 평가하기 어려운 실정이므로 국내 민간 기업이 저급탄 가스화 사업에 성공적으로 진입하기 위해서는 해외 기술선이 제공하는 가스화기를 제대로 평가하는 것이 당면한 과제라고 할 수 있다.
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참고문헌 (18)

  1. Phil, Amick, "Experience with Experience with Gasification Gasification of Low Rank Coals," Workshop on gasification technologies, North Dakota, June 28, 2006. 

  2. NETL, Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants, Volume 3a: Low Rank Coal to Electricity: IGCC Cases, May, 2011. 

  3. NETL, Industrial Size Gasification for Syngas, Substitute Natural Gas and Power Production, April, 2007. 

  4. Anne-Gaelle Collot, "Matching gasification technologies to coal properties," International Journal of Coal Geology, Vol. 65, pp. 191-212, 2006. 

  5. D.H. Ahn, J.J. Kim, and C.Y. Kim, "A study on fuel adaptability of imported coals for coal gasification processes for IGCC," Energy Engg. Journal, Vol. 4, No. 2, pp. 222-231, 1995. 

  6. S.J. Lee, J.W. Lee, and Y.S. Yun, "Performance evaluation of IGCC plants with a variation in coal rank and coal feeding system," Energy Engg. Journal, Vol. 6, No. 2, pp. 176-187, 1997. 

  7. Christopher Higman and marten van der burgt, "Gasification," 2nd edition, 2008. 

  8. J. M. Nelson et al., "LOW-RANK COAL GASIFICATION STUDIES USING THE PSDF TRANSPORT GASIFIER," available online, 2010. 

  9. H.W. Ra, S.H. Lee, S.J. Yoon, Y.C. Choi, J.H. Kim and J.G. Lee, "Entrained-Flow Coal Water Slurry Gasification," Korean Chem. Eng. Res., Vol. 48, No. 2, April, 2010, pp. 129-139. 

  10. Ola Maurstad, Howard Herzog, Olav Bolland, Janos Beer, "Impact of coal qualityand gasifier technologyon IGCC performance," available online, 2011. 

  11. EPRI, Gasification Users Association (GUA) Annual Report, December, 2010. 

  12. EPRI, Gasification Technology Status, December, 2006. 

  13. D. H. Ahn, J. J. Kim, and C. Y. Kim, "A study of fuel adaptibility of imported coals for coal gasification processes for IGCC," Energy Engg. J, Vol. 4, No. 2, pp. 222-231, 1995. 

  14. Chase, M. W. "JANAF thermochemical tables," 2nd Edition, 2007. 

  15. A. P. Watkinson, J. P. Lucas and C. J. Lim, "A prediction of performance of commercial coal gasifiers," FUEL, Vol 70, April, 1991. 

  16. Willard W. Pulkrabek, "Engineering Fundamentals of the Internal Combustion Engine, appendix", 2nd etnition, 2004. 

  17. C. Y. Wen and T. Z. Chaung, "Entrainment Coal Gasification Modeling," Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., Vol. 18, No. 4, 1979. 

  18. Phillp G. Kosky and Joachim K. Floess, "Global Model of Countercurrent Coal Gasifiers," Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., Vol. 19, No. 4, 1980. 

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