[논문]재생에너지기반 수전해 생산 수소와 바이오매스 가스화 하이브리드 공정의 기술 경제성 분석

박성호; 류주열; 손근

doi:10.7842/kigas.2020.24.5.65

재생에너지기반 수전해 생산 수소와 바이오매스 가스화 하이브리드 공정의 기술 경제성 분석
Techno-economic Analysis(TEA) on Hybrid Process for Hydrogen Production Combined with Biomass Gasification Using Oxygen Released from the Water Electrolysis Based on Renewable Energy 원문보기

한국가스학회지 = Journal of the Korean institute of gas, v.24 no.5, 2020년, pp.65 - 73

박성호 (고등기술연구원 플랜트엔지니어링 센터) , 류주열 (고등기술연구원 플랜트엔지니어링 센터) , 손근 (고등기술연구원 플랜트엔지니어링 센터)

초록
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본 연구에서는 재생에너지원의 에너지저장기술(Power to gas, P2G)로써 활용되는 수전해기의 가동률 향상과 산소 이용 극대화를 통해 경제성을 확보하기 위해서 수전해기에서 배출되는 산소를 바이오매스 가스화 공정에 공급하여 추가적인 수소 생산을 통해 수소 원가를 감소시키고, 재생에너지원의 출력 감소 시 수전해기를 바이오매스 가스화 공정의 산소 제조/공급 장치로 활용하는 공정을 제안하고, 이에 대한 정량적인 효율 분석과 경제성 분석을 수행하였다.

Abstract ▼ AI-Helper

To reduce the hydrogen production cost through the utilizing the oxygen and improving the capacity factor of water electrolysis used to energy storage of renewable energy, the hybrid hydrogen production process which has dual operating concept of using the water electrolysis as energy storage and oxygen production process for biomass gasification was proposed. Moreover, Techno-economic analysis on this system was quantitatively performed.

주제어

표/그림 (11)

그림 Fig. 1. Hydrogen costs from electrolysis using grid electricity.[4]
그림 Fig. 2. Hydrogen production combined with biomass gasification with oxygen released from the PEM water electrolysis based on renewable energy
표 Table 1. The composition of Gasifier outlet stream
그림 Fig. 3. HYSYS modeling on Biomass gasification combined with water electrolysis
그림 Fig. 4. Validation between electrochemical model and experimental result [13-16]
표 Table 2. Assumption of modeling and simulation
표 Table 3. Simulation result summary
그림 Fig. 5. Process of economic analysis for hydrogen production
표 Table 4. Assumption of Economic index
그림 Fig. 6. Summary of total equipment cost
그림 Fig. 7. Comparison of LCOH between each hy-drogen production technology reported by IEA and proposed system

AI 본문요약
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문제 정의

따라서 본 연구에서는 재생에너지원의 에너지 저장 기술로 활용되는 수전해기의 가동률을 극대화하고, 부가적으로 생산되는 산소를 산업에 직접 활용할 수 있는 수전해 연계 바이오매스 가스화 공정에 대해서 제안하였다. 제안된 공정은 재생에너지원의 잉여 전력이 발생할 시, 수전해기는 에너지 저장을 위해 활용되고 수소를 생산/저장한 후 배출되는 산소를 바이오매스 가스화 공정에 공급한다.
본 연구에서는 재생에너지원의 에너지 저장 기술(P2G)로 부각되고 있는 수전해 기술로부터 생산되는 수소 원가를 낮추고자 수전해기에서 부가적으로 배출되고 산업에서 미활용되고 있는 산소를 가스화 공정의 공기분리공정(ASU) 대신에 연계 공급하는 공정을 제안하였다. 또한 재생에너지의 잉여 전력만을 활용함에 따라 가동률 저하로 상대적으로 높아질 수 있는 수소 원가를 낮추기 위해서 계통 전기를 이용하여 가동률을 높이는 동시에 지속적으로 생산된 산소를 가스화와 연계하는 방안을 고안하고, 이에 대한 공정 해석과 효율분석을 수행하였다.
수전해기에서 부산물로 생산되는 산소를 활용하고, 전력계통의 전력을 통해 수전해기를 바이오매스가스화기의 산소 제조/공급 설비로 활용하기 위한 목적은 궁극적으로 에너지 분야에서 수소원가의 가격 경쟁력을 확보하는 목적이 있다. 따라서 본 장에서는 제안된 공정에서 생산된 수소의 균등화 수소 원가(Levelized cost of Hydrogen, LCOH)를 정량적으로 분석하였다.

가설 설정

Anode에서에서는 미 분리된 공정수와 산소 14,700 kg/hr가 발생된다. 가스화 반응의 경우, Table 2에 명기되어 있는 바이오매스의 원소분석 값이 평형반응으로 반응한다고 가정하였다. 가스화기에서 배출되는 현열을 회수하기 위한 열교환기에서 대수평균온도차(LMTD)는 200 ℃로 가정하였으며, 가스화기에서 배출되는 비산재(Fly ash)는 100 % 제거되는 것으로 가정하였다.
가스화 반응의 경우, Table 2에 명기되어 있는 바이오매스의 원소분석 값이 평형반응으로 반응한다고 가정하였다. 가스화기에서 배출되는 현열을 회수하기 위한 열교환기에서 대수평균온도차(LMTD)는 200 ℃로 가정하였으며, 가스화기에서 배출되는 비산재(Fly ash)는 100 % 제거되는 것으로 가정하였다. 회분이 제거된 가스는 합성가스 현열을 제거하기 위한 열교환기로부터 생산된 스팀과 함께 수성가스 전환반응기로 공급되고, 이 때 S/C ratio는 3.
2 %로 가정하였다. 경제성에 큰 영향을 미치는 가동률에 대해서는 80 %로 가정하였다. 국내 첫 상업 운전을 시작한 석탄가스화 복합플랜트의경우 최고 86.
경제성에 큰 영향을 미치는 가동률에 대해서는 80 %로 가정하였다. 국내 첫 상업 운전을 시작한 석탄가스화 복합플랜트의경우 최고 86.5 %의 가동률을 달성하였으나, 수전해와 연계 등을 고려하여 이보다 낮은 80 %로 가정하였다. 수전해에서 공급받는 전기 비용은 전력계통에서 공급받는 산업용 전기로써 산업용(을) 전기요금에서 경부하대 평균인 $ 0.
Table 4는 총 시설투자비(Total Capital Investment) 산정 후 현금흐름도(Cash flow)를 작성하기 위해서 가정된 경제 지표를 나타낸 것이다. 투자비에 대해서는 보통주(Common equity)와 금융투자(Debt)만 고려하였으며, 이에 대한 할인율은 6.2 %로 가정하였다. 경제성에 큰 영향을 미치는 가동률에 대해서는 80 %로 가정하였다.
가스화기에서 배출되는 현열을 회수하기 위한 열교환기에서 대수평균온도차(LMTD)는 200 ℃로 가정하였으며, 가스화기에서 배출되는 비산재(Fly ash)는 100 % 제거되는 것으로 가정하였다. 회분이 제거된 가스는 합성가스 현열을 제거하기 위한 열교환기로부터 생산된 스팀과 함께 수성가스 전환반응기로 공급되고, 이 때 S/C ratio는 3.0으로 가정하였다. 수성가스 전환 반응기에서 배출되는 가스의 현열은 중압 터빈에 공급되는 스팀을 재열에 활용되며, 330 ℃까지 재열되어 스팀 터빈을 통해 전기에너지로 회수된다.
수성가스 전환 반응을 통해 전환된 이산화탄소를 포집하기 위해서 흡수탑으로 공급되는 가스는 흡수탑 하부로 공급되고, 상부에는 –70 ℃/30 bar의 메탄올이 공급된다. 흡수탑은 25단으로 가정하였으며, 흡수탑 내부에서 발생하는 차압은 4.9 bar로 가정하였다. 메탄올에 의해 제거된 이산화탄소는 압력탈착공정(Pressure swing distillation) 공정을 통해 배출된다.

제안 방법

Fig. 2에 표시된 공정 개략도에 대해서 Fig. 3과 같이 ASPEN HYSYS를 통해 공정 모사를 수행하였다[12]. 공정모사에 이용된 상태방정식은 수전해 공정에서는 RK-soave, 가스화 공정에서 응축공정까지는 Peng-Robinson, 이산화탄소 포집을 위한 산성가스 제거공정에서는 NRTL을 이용하였다.
6는 전체 투자비를 산정하기 위해서 요구되는 전체 시설 투자비를 산정한 결과이다. Fig. 6에 나타난 것과 같이 전체 시설투자비를 산정하기 위해서 NETL의 Cost and performance baseline for fossil Energy Plants Volume 1의 IGCC Case의 각 설비비용을 바탕으로 capital scaling methodology의 scaling factor를 적용하여 Fig. 6의 값을 예측하였다. [17,18]식 (3)과 식 (4)을 활용하여 예측하고자하는 설비의 비용(Scaled Cost, SC)은 기준 설비의 가격(Reference Cost, RC)과 이 기준 설비비용에 영향을 미치는 설계인자(Reference Parameter, RP)와 예측하고자 하는 설비의 설계 인자(Scaling Parameter, SC)에 Scaling factor(Exp)를 적용하여 산정한다.
5에 명기되어 있다. 공정 설계를 통해 도출된 열/물질 수지 정보와 문헌을 통해 조사된 각 기기비용과 설계 기준을 통해 scaling factor를 이용하여 총 기기비용을 예측하였다. 이렇게 총 설비비용을 통해 설치비용, 배관, 토지 등 직접비를 산정하고, 설비비용을 통해 산정된 간접비용을 합산하여 순지출(Total Net Outlay)을 산정하였다.
수전해기에서 부산물로 생산되는 산소를 활용하고, 전력계통의 전력을 통해 수전해기를 바이오매스가스화기의 산소 제조/공급 설비로 활용하기 위한 목적은 궁극적으로 에너지 분야에서 수소원가의 가격 경쟁력을 확보하는 목적이 있다. 따라서 본 장에서는 제안된 공정에서 생산된 수소의 균등화 수소 원가(Levelized cost of Hydrogen, LCOH)를 정량적으로 분석하였다. 균등화 수소 원가(LCOH)를 산정하기 위해서 Total Revenue Requirement(TRR) method를 이용하였으며, 절차는 Fig.
본 연구에서는 재생에너지원의 에너지 저장 기술(P2G)로 부각되고 있는 수전해 기술로부터 생산되는 수소 원가를 낮추고자 수전해기에서 부가적으로 배출되고 산업에서 미활용되고 있는 산소를 가스화 공정의 공기분리공정(ASU) 대신에 연계 공급하는 공정을 제안하였다. 또한 재생에너지의 잉여 전력만을 활용함에 따라 가동률 저하로 상대적으로 높아질 수 있는 수소 원가를 낮추기 위해서 계통 전기를 이용하여 가동률을 높이는 동시에 지속적으로 생산된 산소를 가스화와 연계하는 방안을 고안하고, 이에 대한 공정 해석과 효율분석을 수행하였다. 통합 효율 분석을 위한 열/물질 수지 계산을 위해서 ASPEN HYSYS를 이용하여 공정 모델링 및 해석을 수행하여 정량적인 효율 분석을 수행하였다.
부수적으로 배출된 산소는 가스화기에 공급되고, 바이오매스는 산소 이론 당량비(λ)가 0.31인 조건으로 바이오매스를 47,180 kg/hr가 공급되도록 설계되었다[11].
5 %의 가동률을 달성하였으나, 수전해와 연계 등을 고려하여 이보다 낮은 80 %로 가정하였다. 수전해에서 공급받는 전기 비용은 전력계통에서 공급받는 산업용 전기로써 산업용(을) 전기요금에서 경부하대 평균인 $ 0.06/kWh (66원/kWh)로, 제생에너지원으로 공급받는 전기는 재생에너지 3020 이행계획에서 태양광(36.5 GW)와 풍력(17.7 GW)의 공급 비중과 태양광 평균 전력원가 140원/kWh와 풍력 평균 전력원가 220원/kWh를 고려하여 167원/kWh를 재생에너지원의 공급 전력 원가로 산정하였다. 연간 수전해기에서 공급받는 전기의 비율은 재생에너지원에서 하루에 4시간, 나머지는 계통에서 전기를 공급받는 기준으로 경제성 분석을 수행하였다.
7 GW)의 공급 비중과 태양광 평균 전력원가 140원/kWh와 풍력 평균 전력원가 220원/kWh를 고려하여 167원/kWh를 재생에너지원의 공급 전력 원가로 산정하였다. 연간 수전해기에서 공급받는 전기의 비율은 재생에너지원에서 하루에 4시간, 나머지는 계통에서 전기를 공급받는 기준으로 경제성 분석을 수행하였다.
공정 설계를 통해 도출된 열/물질 수지 정보와 문헌을 통해 조사된 각 기기비용과 설계 기준을 통해 scaling factor를 이용하여 총 기기비용을 예측하였다. 이렇게 총 설비비용을 통해 설치비용, 배관, 토지 등 직접비를 산정하고, 설비비용을 통해 산정된 간접비용을 합산하여 순지출(Total Net Outlay)을 산정하였다. 산정된 순지출에 건설기간동안 미래에 획득할 이익을 당기이익으로 계상하고 총 투자비를 산정한다.
반면에 재생에너지원의 잉여전력이 발생하지 않을 경우, 수전해기는 전력 계통을 통해 전력을 공급받아 공기 분리 공정 대신 가스화에 필요한 산소를 생산하는 산소 생산/공급 장치로 활용되며, 수소를 부가적으로 생산하는 장치로 활용된다. 이로써 지속적인 수전해기의 가동률을 확보하고, 공기 분리 공정 없이 가스화에 필요한 산소를 수전해로부터 공급받아 수소의 생산단가의 경쟁력을 확보할 수 있는 공정을 제안하고, 이에 대한 정량적인 기술 경제성 분석을 수행하였다.
따라서 본 연구에서는 재생에너지원의 에너지 저장 기술로 활용되는 수전해기의 가동률을 극대화하고, 부가적으로 생산되는 산소를 산업에 직접 활용할 수 있는 수전해 연계 바이오매스 가스화 공정에 대해서 제안하였다. 제안된 공정은 재생에너지원의 잉여 전력이 발생할 시, 수전해기는 에너지 저장을 위해 활용되고 수소를 생산/저장한 후 배출되는 산소를 바이오매스 가스화 공정에 공급한다. 반면에 재생에너지원의 잉여전력이 발생하지 않을 경우, 수전해기는 전력 계통을 통해 전력을 공급받아 공기 분리 공정 대신 가스화에 필요한 산소를 생산하는 산소 생산/공급 장치로 활용되며, 수소를 부가적으로 생산하는 장치로 활용된다.
8%의 효율을 달성할 수 있는 것으로 확인되었다. 제안된 공정의 수소 원가를 분석하기 위해서 NETL에서 보고된 가스화 공정의 시설투자비와 Capital cost scaling method와 TRR method를 이용하여 전체 투자비 산정과 작동 연한 동안 소요되는 비용 산정을 통해 균등화 수소 원가(Levelized cost of hydrogen, $/kg-H₂)를 산정하였다.
산정된 순지출에 건설기간동안 미래에 획득할 이익을 당기이익으로 계상하고 총 투자비를 산정한다. 총 투자비는 작동 연한에 대해서 설비의 감가상각비를 고려하여 나눠지고, 연료비용과 전기비용, 투자자본수익률(ROI)등을 반영하여 설비를 운용함에 있어서 최소 걷어들어야 하는 Total Revenue Requirement를 산정한다. 이렇게 산정된 TRR의 현재 가격 환산과 균등화 과정을 통해 균등화 수소원가를 산정한다.
또한 재생에너지의 잉여 전력만을 활용함에 따라 가동률 저하로 상대적으로 높아질 수 있는 수소 원가를 낮추기 위해서 계통 전기를 이용하여 가동률을 높이는 동시에 지속적으로 생산된 산소를 가스화와 연계하는 방안을 고안하고, 이에 대한 공정 해석과 효율분석을 수행하였다. 통합 효율 분석을 위한 열/물질 수지 계산을 위해서 ASPEN HYSYS를 이용하여 공정 모델링 및 해석을 수행하여 정량적인 효율 분석을 수행하였다. 바이오매스 가스화 공정은 상대적으로 공기분리공정(ASU)에 높은 에너지를 소비하는 단점이 있었으나, 수전해기에서 산소를 대체공급 받음으로써, 이에 대한 효율 저하를 줄일 수 있고, 가스화와 더불어 수전해기에서도 지속적으로 수소를 생산할 수 있어, 통합 열효율 관점에서 약 74.

이론/모형

3과 같이 ASPEN HYSYS를 통해 공정 모사를 수행하였다[12]. 공정모사에 이용된 상태방정식은 수전해 공정에서는 RK-soave, 가스화 공정에서 응축공정까지는 Peng-Robinson, 이산화탄소 포집을 위한 산성가스 제거공정에서는 NRTL을 이용하였다. 수전해 공정에서 물이 수소와 산소로 전환되는 과정은 식(1)과 같다.
따라서 본 장에서는 제안된 공정에서 생산된 수소의 균등화 수소 원가(Levelized cost of Hydrogen, LCOH)를 정량적으로 분석하였다. 균등화 수소 원가(LCOH)를 산정하기 위해서 Total Revenue Requirement(TRR) method를 이용하였으며, 절차는 Fig. 5에 명기되어 있다. 공정 설계를 통해 도출된 열/물질 수지 정보와 문헌을 통해 조사된 각 기기비용과 설계 기준을 통해 scaling factor를 이용하여 총 기기비용을 예측하였다.

성능/효과

7는 국제에너지구(IEA)에서 분석한 각 제조 기술별 수소 제조 원가와 민감도 분석 결과 대비 본 연구에서 제안된 수소제조 시스템의 민감도 분석 결과를 비교한 것이다. [4] 푸른색 영역은 수소경제 활성화 로드맵에서 2040년도 수소 공급 목표가(3,000원/kg-H₂)를 나타낸 것이다. 국제에너지기구에서 각 제조 기술 별로 평가한 결과에 따르면, 이산화탄소 포집 및 활용(CCUS)기술의 적용여부에 관계없이 천연가스와 석탄을 이용한 수소 생산 기술만이 2040년 수소 공급 목표가를 만족할 수 있는 것으로 확인되었다.
[4] 푸른색 영역은 수소경제 활성화 로드맵에서 2040년도 수소 공급 목표가(3,000원/kg-H₂)를 나타낸 것이다. 국제에너지기구에서 각 제조 기술 별로 평가한 결과에 따르면, 이산화탄소 포집 및 활용(CCUS)기술의 적용여부에 관계없이 천연가스와 석탄을 이용한 수소 생산 기술만이 2040년 수소 공급 목표가를 만족할 수 있는 것으로 확인되었다. 재생에너지원의 전력을 통해 생산된 수소 또한 2040년 목표치와 근사하게 달성하는 것으로 확인되었다.
재생에너지원의 전력을 통해 생산된 수소 또한 2040년 목표치와 근사하게 달성하는 것으로 확인되었다. 단, 해당 평가 기준은 재생에너지원으로부터 공급받는 잉여전력의 평균 단가가 $ 0.04/kWh (44원/kWh) 정도 수준일 때이며, 이 비용이 30% 증가($ 0.052/kWh)할 경우 $ 4.0/kg-H₂까지 비용은 증가하는 결과가 나타났다. 만약 전기 비용에 따라 수소 제조비용이 선형적으로 증가 하고, 재생에너지원의 잉여전력비용을 계통 공급 비용(Table 4 참고)로 가정한다면, $ 12/kg-H₂까지 확대될 수 있다.
2/kg-H₂까지 상승할 수 있다. 또한 국제에너지기구에서 제시한 재생에너지원의 잉여전력가격을 시장에서 수용하고, 바이오매스 가격 또한 $ 15/ton으로 하락한다면, $ 2.2 /kg-H₂의 가장 저렴한 수소를 생산할 수 있는 잠재력을 가진 것으로 확인되었다.
98/kg-H2의 균등화 수소원가를 기대할 수 있어 수소 경제 활성화 로드맵에서 제시한 2040년 목표치에 근사한 수소 제조기술로 평가 될 수 있다. 또한 재생에너지원의 전력거래에 실시간 거래가 반영되어 잉여전력의 가격이 현재 가정기준보다 낮아질 경우, 그리고 바이오매스 비용의 감소가 동반 된다면 $2.2/kg-H₂로 가장 저렴한 수소를 제조할 수 있는 기술로 평가될 수 있다.
7 MW의 소내 소비동력이 요구되나, 가스화기에서 배출되는 현열을 스팀으로 회수/발전함에 따라 발생하는 전기에너지인 35 MW로 충분히 충당할 수 있는 수준이다. 또한, 가스화 공정에서 상대적으로 많은 에너지를 소요하는 산소제조를 수전해에서 부수적으로 생산되는 산소로 충당하기 때문에 수소 생산을 위한 바이오매스 가스화 공정에 별도의 에너지가 요구되지 않는 것으로 확인되었다. 수전해와 가스화 공정을 통해 생산되는 수소는 약 7,538 kg/hr 정도이며, 발열량으로 환산하면 약 251 MW 정도가 생산 가능하며, 식 (2)과 같이 전체 시스템에 공급되는 에너지와 가스화 공정에서 생산/소비되는 에너지와 수소의 발열량을 고려하면 약 74.
통합 효율 분석을 위한 열/물질 수지 계산을 위해서 ASPEN HYSYS를 이용하여 공정 모델링 및 해석을 수행하여 정량적인 효율 분석을 수행하였다. 바이오매스 가스화 공정은 상대적으로 공기분리공정(ASU)에 높은 에너지를 소비하는 단점이 있었으나, 수전해기에서 산소를 대체공급 받음으로써, 이에 대한 효율 저하를 줄일 수 있고, 가스화와 더불어 수전해기에서도 지속적으로 수소를 생산할 수 있어, 통합 열효율 관점에서 약 74.8%의 효율을 달성할 수 있는 것으로 확인되었다. 제안된 공정의 수소 원가를 분석하기 위해서 NETL에서 보고된 가스화 공정의 시설투자비와 Capital cost scaling method와 TRR method를 이용하여 전체 투자비 산정과 작동 연한 동안 소요되는 비용 산정을 통해 균등화 수소 원가(Levelized cost of hydrogen, $/kg-H₂)를 산정하였다.
또한, 가스화 공정에서 상대적으로 많은 에너지를 소요하는 산소제조를 수전해에서 부수적으로 생산되는 산소로 충당하기 때문에 수소 생산을 위한 바이오매스 가스화 공정에 별도의 에너지가 요구되지 않는 것으로 확인되었다. 수전해와 가스화 공정을 통해 생산되는 수소는 약 7,538 kg/hr 정도이며, 발열량으로 환산하면 약 251 MW 정도가 생산 가능하며, 식 (2)과 같이 전체 시스템에 공급되는 에너지와 가스화 공정에서 생산/소비되는 에너지와 수소의 발열량을 고려하면 약 74.85 %의 효율이 달성 가능할 것으로 확인되었다.
국제에너지기구에서 각 제조 기술 별로 평가한 결과에 따르면, 이산화탄소 포집 및 활용(CCUS)기술의 적용여부에 관계없이 천연가스와 석탄을 이용한 수소 생산 기술만이 2040년 수소 공급 목표가를 만족할 수 있는 것으로 확인되었다. 재생에너지원의 전력을 통해 생산된 수소 또한 2040년 목표치와 근사하게 달성하는 것으로 확인되었다. 단, 해당 평가 기준은 재생에너지원으로부터 공급받는 잉여전력의 평균 단가가 $ 0.

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저자의 다른 논문 :

표제어: PCR

동의어: Packet Collision Rate

용어 설명 출처 목록 (6)

용어 설명: PCR은 세균 특이성이 있는 primer를 이용하여 적은 수의 세균이 있을지라도 쉽게 검출할 수 있는 유용한 방법이며, 이를 이용하여 구강 내 치면세균막이나 타액에서 직접 세균을 검출할 수 있게 되었다[8].

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