분리막을 이용한 연소전 이산화탄소 포집 공정 및 석탄 가스화 복합 발전 공정의 경제성 평가
Economic assessment of pre-combustion CO2 capture with membranes and integrated gasification combined cycle
초록/요약
본 연구에서는 분리막을 이용한 연소전 이산화탄소 포집 공정이 포함된 석탄 가스화 복합 발전의 공정 경제성 평가를 수행하였다. 공정 경제성 평가를 위해 한국 에너지 기술 연구원에서 개발한 수소 분리막을 이산화탄소 포집 공정에 적용한 기본 공정을 모델링하였다. 기본 공정의 주요 단위 공정은 황화수소를 제거하는 아민 흡수탑, 수성가스 전환 반응을 통해 수소를 생산하는 고온 수성가스 전환 반응기, 수소를 분리하는 분리막으로 구성하였다. 공정 순서는 고온 수성가스 전환 반응기 이후 분리막을 설치하여 수소를 분리하고 분리막 잔류에 포함된 미반응한 일산화탄소로부터 다시 수성가스 전환반응을 통해 수소를 생산한 뒤 분리막을 통해 수소를 분리한다. 주요 공정 중 수성 반응기와 분리막은 모두 운전온도에 영향을 받는 수소의 생산과 분리를 위한 단위 공정이다. 따라서, 두 단위 공정은 발전 단가에 큰 영향을 미친다. 수성가스 전환 반응은 온도가 낮을수록 평형전환율이 높아져 수소를 보다 더 생산할 수 있고, 분리막 운전온도가 증가하면 수소 투과 성능이 이에 비례하여 증가한다. 따라서 두 단위 공정의 운전온도의 변화를 통해 발전량은 높이고 장치 비용과 운영비용을 줄이고자 하였다. 이에 기본 공정의 두 번째 고온 수성 반응기 대신 저온 수성 반응기를 사용함으로써 더 많은 양의 수소를 생산하여 발전량을 높였다. 그러나, 저온 수성 반응기를 사용함으로써 후단의 분리막 운전온도가 낮아져 분리막 투과 성능이 저하되었고 필요한 분리막 개수가 증가하여 분리막 비용이 증가하였다. 분리막 운전온도를 높여 분리막 투과 성능을 높이기 위해 가격이 비싼 고압 스팀과 같은 추가 열매체를 사용하는 경우 열매체 운영비용이 추가되는 문제가 발생한다. 또한, 분리막 잔류 흐름에 함유된 수소를 연소시킨 열을 이용하는 경우 연소시킨 수소 만큼 발전에서 사용하는 수소가 줄어들기 때문에 발전량이 감소하는 문제가 발생하고 연소에 필요한 촉매가 추가로 필요하다. 때문에 열교환망 개선을 통해 추가 열매체 없이 분리막 운전온도를 높였다. 분리막 투과 성능이 높아져 분리막 개수를 줄일 수 있었으나, 열교환기 장치 비용이 늘어난 단점이 있었다. 또한 분리막으로 공급되는 흐름에 포함된 물을 제거함으로써 분리막 개수를 줄일 수 있었으며, 상대적으로 수소의 분압은 높아져 투과 성능을 높일 수 있었다. 석탄 가스화 복합 발전의 경제성 평가 지표로써 발전 단가와 이산화탄소 저감 비용을 이용해 기본 공정 및 개선 공정들의 경제성을 평가, 비교하였다. 한국 에너지 기술 연구원에서 개발한 분리막을 이산화탄소 포집 공정에 적용할 경우, 최적화 과정을 통해 이산화탄소 저감 비용이 15.76 $/tonCO2에 도달함을 확인하였다.
more초록/요약
In this study, techno-economic analysis of integrated gasification combined cycle including CO2 capture process with membrane was conducted. For economic assessment, a model for integrated gasification combined cycle with the Korea Institute of Energy Research(KIER) membrane based CO2 capture process was developed. The main unit process of the basic process consists of MDEA absorber to remove hydrogen sulfide, high temperature water gas conversion reactors to produce hydrogen through water gas conversion reaction, and membranes to separate hydrogen. The process sequence consists of separating the hydrogen by membrane module after the high temperature water gas conversion reactor, separating the hydrogen from the unreacted carbon monoxide contained in the membrane retentate through the water gas conversion reaction and separating the hydrogen through the other membrane module. In the main process, both the water gas shift reactor and membrane are unit processes for the production and separation of hydrogen, which is affected by the operating temperature. Therefore, the two unit processes have a great influence on cost of electricity. In the water gas shift reaction, the lower the temperature, the higher the equilibrium conversion rate can be, and the more the hydrogen is produced, and the hydrogen permeation performance increases in proportion to the increase of the membrane operating temperature. Therefore, it is aimed to increase the power generation and reduce the equipment cost and operating cost by changing the operating temperature of the two unit processes. By using a low-temperature water gas shift reactor instead of the second high-temperature water reactor in the basic process, a larger amount of hydrogen was produced to increase net power output. However, by using the low temperature water gas shift reactor, the membrane operating performance was lowered due to the lower operating temperature of the membrane at the downstream, and the required number of membranes was increased. In order to increase the membrane operating temperature to increase the membrane permeation performance, additional heat medium such as high-pressure steam, which is expensive, causes a problem of additional heating operation cost. In the case of using the heat that burns the hydrogen contained in the retentate of the membrane, the amount of hydrogen used in the power generation is reduced as much as the amount of the combusted hydrogen, so that the net power output is decreased and a catalyst necessary for combustion is further needed. As a result, the operating temperature of the membrane was increased without additional heating medium through the improvement of the heat exchange network. The permeation performance of the membrane was improved and the number of membranes could be reduced, but the cost of the heat exchanger was increased. In addition, the number of membranes could be reduced by removing the water contained in the flow fed to the membrane, and the partial pressure of hydrogen was increased to increase the permeation performance. As an economic evaluation index of integrated gasification combined cycle, cost of electricity and cost of CO2 avoided were evaluated and compared. When the membrane developed by the KIER was applied to the CO2 capture process, it was confirmed that the cost of CO2 avoided reached 15.76 $/tonCO2 through the optimization process.
more목차
1. 서론 1
가. CCS 기술 개요 1
나. CCS 공정 연구 동향 2
다. 연구 목표 5
2. 공정 모델 설명 및 가정 6
가. 참고 공정 설명 6
나. 공정 모델링에 사용한 가정 11
다. 분리막 모델링 12
3. 공정 모델링 17
가. 기본 공정 17
나. Case 1 23
다. Case 2 28
라. Case 3 32
마. 공정 모델링 결과 요약 37
4. 경제성 평가 40
가. 장치 비용 40
(1) Chemical Engineering Plant Cost Index 40
(2) 장치 비용 계산 방법 41
나. 석탄 가스화 복합 발전의 경제성 평가 기준 45
다. 건설 투자비 47
라. 고정 운영비 49
마. 변동 운영비 50
바. 연료비 51
사. 균등화 발전 단가 53
아. 이산화탄소 저감 비용 55
자. 경제성 평가 결과 57
5. 결론 69
참고 문헌 70
Abstract 73
