초록
▼
1. 서론
오늘날, 급격한 경제성장으로 에너지 수요가 점점 증가하고 있다. 이는 석탄, 석유, 천연가스 같은 화석연료의 사용을 증가시킴으로써, 이산화탄소(carbon dioxide, CO2) 같은 온실가스의 막대한 배출을 초래하고 있다. 또한 기후변화에 대한 저감 대책을 수립하지 않으면, 전 세계 온실가스 배출량이 2000년 기준보다 25~90% 증가하고, 대기 중의 CO2 농도는 600~1550ppm에 육박할 것으로 예상된다. 이러한 CO2 배출 감소를 위해서 다음과 같은 다양한 접근법이 있다.
1. 서론
오늘날, 급격한 경제성장으로 에너지 수요가 점점 증가하고 있다. 이는 석탄, 석유, 천연가스 같은 화석연료의 사용을 증가시킴으로써, 이산화탄소(carbon dioxide, CO2) 같은 온실가스의 막대한 배출을 초래하고 있다. 또한 기후변화에 대한 저감 대책을 수립하지 않으면, 전 세계 온실가스 배출량이 2000년 기준보다 25~90% 증가하고, 대기 중의 CO2 농도는 600~1550ppm에 육박할 것으로 예상된다. 이러한 CO2 배출 감소를 위해서 다음과 같은 다양한 접근법이 있다.
―에너지효율 개선과 에너지전환 반응 촉진
―천연가스나 수소, 핵발전 같은 저탄소 연료의 사용
―태양광, 풍력, 수력, 그리고 바이오에너지 같은 신재생에너지 사용
―산림 조성 같은 지구공학적 접근
―CO2 포집, 저장 및 활용(carbon dioxide capture, storage, utilization, CCSU)
이러한 접근법들은 각각 이점과 한계를 가지고 있다. 2050년까지 2000년도 CO2 배출량의 50~ 85%까지 감축이라는 국제기후변화패널(intergovernmental panel on climate change, IPCC)의 목표를 달성하기 위해서는 한 가지 접근법보다는 이러한 접근법들의 다양한 포트폴리오 구성이 바람직할 것으로 생각된다. 이 중에서, CCSU 방법은 배출(또는 연료)에 함유된 CO2를 분리 포집한 후 수송을 거쳐 저장하거나 산업적으로 재활용하는 것이며, 발전소 설비, 에너지 다량 배출시설(예: 시멘트가마 공장) 같은 대량 점 배출원(point emission source)으로부터의 CO2를 보통 85~90%까지 감축시킬 수 있다. 본 보고서에서는 최신의 CO2 포집 저장 활용(carbon dioxide capture, storage, and utilization, CCSU) 기술에 대한 전체적인 검토와 개별 CO2 포집, CO2 수송(transport), CO2 저장, CO2 활용 기술 등을 알아볼 것이다.
2. CO2 포집 기술
CO2는 연소 과정에서 생성되며, 이러한 연소공정의 유형은 적당한 포집 공정 선택에 직접 영향을 끼친다. CO2 포집 기술은 기술시장에서 직접 구입이 가능하며, 비용이 많이 든다. 전체 CCSU 비용에서 CO2 포집 공정이 약 70~80%를 차지하며, CO2 포집 공정의 운전비용과 에너지절감에 초점을 맞추어 많은 연구개발이 이루어지고 있다. 일반적으로 CO2 포집 공정은 크게 세 가지, 즉 연소 후(post-combustion) CO2 포집 공정, 연소 전(pre-combustion) CO2 포집 공정, 그리고 순산소연소(oxy-fuel) CO2 포집 공정으로 나누어지며(그림 1 참조), 다음과 같다.
그림 1. CO2 포집 기술의 종류(참고문헌 1 변형)
2.1. 연소 후 CO2 포집
연소 후 CO2 포집은 연소 후 배출되는 배기가스에서 CO2를 제거하는 것이며, 특히 기존의 발전소(power plant)에서 CO2 제거장치로서 선호된다. 이때, 배기가스 내의 CO2 조성은 매우 낮으므로(예: 석탄연소 7~14%, 가스연소 약 4%), CO2 수송 및 저장을 위해 농축(조성: 약 95.5%)을 위한 비용이 추가된다. 최근의 연구 결과에 의하면, CO2 포집장치를 추가하면 가스 및 석탄연소 발전소의 전력 생산비용이 32~65% 정도 증가한다고 보고되었다.
2.2. 연소 전 CO2 포집
연소 전 CO2 포집은 연소 전에 연료를 미리 처리하여 CO2를 포집하는 것이며, 공정반응은 다음과 같다.
연료(예: 석탄) -------------> CO + H2
가스화[예: CH4 + H2O ---------> CO + H2 수증기 개질반응(steam reforming reaction)
CO + H2O -----------> CO2 + H2 수성가스 전환반응(water-gas shift reaction)]
즉, 연료를 가스화시켜서 합성가스(syngas)인 일산화탄소(carbon monoxide, CO)와 수소를 만든다. 이후 CO 연료를 수성가스 전환반응을 통해, 탄소를 포함하지 않는 수소 연료로 변환시키고, CO의 탄소 성분은 CO2의 형태로 존재한다. 전제적으로는, 연료가 모두 수소 형태로 전환되어 연소 시 이산화탄소가 생성되지 않고 배기가스가 질소와 수증기만 있게 된다. 또한 이 과정에서 생성된 CO2를 포집하여 제거하는데, CO2 농도가 높기(20% 이상) 때문에 분리가 용이한 장점이 있다. 이러한 연소 전 CO2 포집 기술은 주로 석탄가스화발전소에서 사용되며, 천연가스인 메탄(CH4)발전소에도 사용 가능하다.
2.3. 순산소연소 CO2 포집
순산소연소 CO2 포집은, 연소 시 공기 대신에 산소를 사용하는 것이다. 이렇게 되면, 배기가스에서 분리가 어려운 질소화합물(예: NOx)의 저감이 이루어지며, 따라서 배기가스는 CO2, 수증기, 입자성 물질(particulate material, PM)과 이산화황(sulfur dioxide, SiO2)으로만 구성된다. 이때, PM과 이산화황은 각각, 전기집진기(electrostatic precipitator)와 재래적인 배기가스 탈황 방법으로 제거하며, 남아있는 CO2 농도가 높은 기체는 압축하여 수송 및 저장한다. 이 공정은 기술 자체는 그럴듯하나, 필요한 많은 양의 산소를, 에너지소비가 많은 공기 분리를 통해 공급하므로 비용이 많이 든다. 따라서 1000~2000MW급 공장 건설은 아직 이루어지지 않고 있으며, 약간의 소규모 발전시설이 운영되고 있다. 순산소연소 CO2 포집은, 산소 운반체로서 금속산화물(metal oxide)을 사용하는 화학적 루핑 연소(chemical looping combustion) CO2 포집 방법을 사용하기도 하는데, 저가이면서도 사용에 적합한 금속산화물로는 Fe2O3, NiO, CuO, Mn2O3 등이 있다.
3. 연소 후 CO2 포집에서의 CO2 분리 기술
3.1. 흡수법
흡수법(absorption)은 배기가스의 CO2를 용액 흡수제에 선택 흡수하여 분리시킨다. 이후, 탈거(stripping)나 재생(regeneration) 공정을 통해 CO2를 다시 탈거시켜서 수송 및 저장하고, 재생된 흡수제는 재사용한다. 이 방법은 CO2 분리 방법 중 가장 많이 사용되며, 흡수제로는, 알칸올아민 계열인 모노에탄올아민(monoethanolamine, MEA), 다이에탄올아민(diethanolamine, DEA), 그리고 탄산칼륨(potas-sium carbonate) 등이 있다. 이 중에서 MEA가 CO2 흡수효율이 가장 높으며(90% 이상), 가장 많이 사용된다. 하지만 MEAs는 탈거 에너지가 많고 부식 등의 문제점도 있어서, 고리형 다이아민(diamine)인 피페라진(piperazine), 음이온 기능기가 부착된 이온 액체(ionic liquid) 등이 대안 흡수제로 연구되고 있다.
3.2. 흡착법
흡착법(adsorption)은 고체 흡착제를 사용하여 배기가스 내 CO2를 흡착 분리하는 것으로서, CO2 흡착제의 조건은 넓은 비표면적, 높은 선택도와 재생 능력 등이며, 분자체(molecular sieve) 물질, 활성탄, 제올라이트, 칼슘산화물, 하이드로탈시트(hydrotalcite), 지르코늄산 리튬 등이 있다. 또한 흡탈착 방법에 따라 고압에서 흡착, 상압에서 탈착하는 압력교대흡착법(pressure swing adsorption)과 흡착된 CO2를 고온에서 탈착하는 열교대흡착법(thermal swing adsorption)이 있다.
3.3. 막분리
막분리(membrane separation)는 CO2를 선택적으로 막통과시켜 분리하는 방법으로, 특히 에너지소비가 적고 흡수법보다 막분리 효율이 높지만, 막오염(fouling)의 문제와 대량 공정에 부적합한 단점이 있다.
3.4. 액화 분리
일반적으로, 액화 증류(cryogenic distillation)는 기체 혼합물을 저온 고압에서 액상으로 만든 후, 증류 분리를 수행하는 것이다. CO2의 액화 증류 분리는, 배기가스를 CO2의 승화 온도(-100~-135℃)로 냉각시켜 CO2를 고체상으로 만든 후 제거하며, 100~200기압으로 압축한다. 이후 증류 공정을 통해 남아 있는 가스를 성분 분리한다. 에너지소비가 많기 때문에 많이 사용하지는 않는다.
4. CO2의 수송 및 저장
분리된 CO2는 저장소까지 수송되어 영구 저장된다. CO2의 대용량 장거리 수송장치로는 파이프라인(pipeline)이 가장 선호되며, 특히 내구연한이 23년 이상인 발전소로부터의 CO2 수송에 가장 효과적이다. CO2 수송 시, 질량/부피 비의 최적화를 위해, 액상이나 초임계(supercritical) 상태에서 고밀도로 수송한다. 특히, 초임계 상태는 점성도가 기체와 같이 낮으면서도 액상과 밀도가 유사하여서, CO2의 수송에 적합하다. CO2의 저장은 다른 용도가 없는, 염류 대수층(saline aquifer), 석탄층(coal bed), 해저나 폐기된 오일/가스 저장소에 저장할 수 있으며, 이러한 지질학적(geological) 저장은 현재 대용량의 CO2 저장을 위한 가장 실현 가능한 방법이다. 바람직한 지질학적 저장소의 조건은 적절한 기공도(porosity)와 두께, 저장소 암반의 낮은 투과도, 덮개암(cap rock)의 높은 밀봉능(sealing capability) 등이 있다. 특히, 염류 대수층은 지상에서 700~1000m 아래에 존재하는데, 연안이나 앞바다에 매우 넓게 분포되어 있어서, 막대한 양의 CO2 저장소로서 가장 적당한 장소로 간주되고 있다. 그 밖에, CO2를 거의 고갈된 오일/가스 저장소에 주입시켜 CO2를 저장함과 동시에, 남아 있는 오일/가스를 뽑아내는 향상된 오일 회수(enhanced oil recovery, EOR) 방법이 있다.
5. CO2의 활용
포집된 CO2는 영구 저장되기도 하지만, 상업적 생산물로 재사용할 수도 있다. 즉, CO2는 식음료산업에서 탄산제(carbonating agent), 방부제, 패킹가스, 디카페인 공정에서의 추제(solvent) 등으로서 직접 사용될 수 있다. 또한 CO2를 전구체로 한 카복시화 반응을 통해 탄산, 아크릴산 같은 유용한 화합물로 전환될 수 있으며, 환원반응을 통해 C=O 결합을 깨트려서 메탄, 메탄올, 합성가스 우레아(urea), 포름산 등을 합성할 수 있다. 그 밖에, Fischer-Tropsh 공정의 공급 원료로도 사용 가능하다. CO2를 마그네슘이나 칼슘을 함유한 광물과 반응시켜 광물탄산 화합물을 생성하면, CO2의 장기 보관이 가능하며, 필요할 때 CO2를 사용할 수 있다. 마그네슘과 칼슘은 주로 실리카 광물에서 발견되는데, 이러한 광물로는 사문암(serpentine), 감람석(olivine), 규회석(wollastonite) 등이 있다.
6. 결론
온실가스 배출로 인한 지구온난화를 방지하기 위해서는, 각각의 단계에 대한 세부 연구도 필요하지만 포괄적인 CO2의 포집, 저장 및 활용에 대한 검토 및 연구가 필요하며, 이런 맥락에서 본 보고서에서는 이에 대하여 알아보았다. 아직 실제로 효과적으로 적용 가능한 CCSU 공정은 완성되지 않았으며, 앞으로 이와 관련한 많은 심도 있는 연구가 있기를 기대한다.
References
1. Leung, D., Caramanna, G., & Maroto-Valer M. An overview of current status of carbon dioxide capture and storage technologies. Renew Sustain Energy Rev, 39, 426-443, 2014.
2. Cuéllar-Franca, R. & Azapagic, A. Carbon capture, storage and utilisation technologies: A critical analysis and comparison of their life cycle environmental impacts. J CO2 Util, 9, 82-102, 2015.
3. Olajire, A. CO2 capture and separation technologies for end-of-pipe applications - a review. Energy, 35(6), 2610-2618, 2010.
4. Nord, O., Anantharaman, R., & Bolland, O. Design and off-design analyses of a pre-combustion CO2 capture process in a natural gas combined cycle power plant. Int J Greenh Gas Control, 3(4), 385-392, 2009.
5. Buhre, B. et al. Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Prog Energy Combust Sci, 31(4), 283-307, 2005.
※ AI-Helper는 부적절한 답변을 할 수 있습니다.