, pp. 365-370 국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정설치시성능및경제성평가 이지현 곽노상 이인영 장경룡 심재구 한전전력연구원, 사업화기술개발실 305-760 대전시유성구문지로 65 (2012 년 1 월 21 일접수, 2012 년 2 월 16 일채택 ) Performance and Economic Analysis of Domestic Supercritical Coal-Fired Power Plant with Post-Combustion CO 2 Capture Process Ji-Hyun Lee, No-Sang Kwak, In-Young Lee, Kyung-Ryoung Jang and Jae-Goo Shim Technology Commercialization Office, KEPCO Research Institute, 65 Munji-ro,Yuseong-gu, Daejon 305-760, Korea (Received 21 January 2012; accepted 16 February 2012) 요 약 국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정을설치하였을경우에예상되는발전단가와 CO 2 저감비용 (Cost of CO 2 avoided) 을산출하였다. 본연구에서고려된연소후 CO 2 포집기술은이미상업적으로적용이가능하고, 기존의화력발전에적용이용이한아민화합물을이용한화학흡수법을기초로하였으며, 경제성평가를위해연간발생하는비용및발전량을연간균등화 (Levelized) 하여발전단가를산정하는수명기간중발전단가분석 (LCCA: Life Cycle Cost Analysis) 방식을활용하여분석하였다. 경제성평가에서가장중요한항목중하나인설비투자비 ( 건설비등 ) 및운영비산출을위해, 기존의 CO 2 포집설비가없는기준석탄화력발전소의건설비는 IEA( 국제에너지기구 ) 에서제시하는국내초임계석탄화력발전소 ( 순출력 767 MW 급 ) 의데이터를활용하였으며, 석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가된경우에도 IEA 에서제시하는기준석탄화력발전소와 CO 2 포집설비설치후의 OECD 평균순공사비 (Overnight cost) 증감분을참조하여계산하였다. 상기데이터를이용하여기존석탄화력발전소및 CO 2 포집설비설치후의발전단가및 CO 2 포집비용을분석한결과 CO 2 포집설비설치후발전효율은기존초임계석탄화력발전소의발전효율 41% 에서 31.6% 로약 9.4% 가저하되었으며, 발전단가는기존의 45.5 USD/MWh 에서 73.9 USD/MWh 로약 62% 가증가되었고 CO 2 포집비용은 41.3 USD/tCO 2 로산출되었다. Abstract In this study, Economic analysis of supercritical coal-fired power plant with CO 2 capture process was performed. For this purpose, chemical absorption method using amine solvent, which is commercially available and most suitable for existing thermal power plant, was studied. For the evaluation of the economic analysis of coal-fired power plant with post-combustion CO 2 capture process in Korea, energy penalty after CO 2 capture was calculated using the power equivalent factor suggested by Bolland et al. And the overnight cost of power plant (or cost of plant construction) and the operation cost reported by the IEA (International Energy Agency) were used. Based on chemical absorption method using a amine solvent and 3.31 GJ/tonCO 2 as a regeneration energy in the stripper, the net power efficiency was reduced from 41.0% (without CO 2 capture) to 31.6% (with CO 2 capture) and the levelized cost of electricity was increased from 45.5 USD/MWh (Reference case, without CO 2 capture) to 73.9 USD/MWh (With CO 2 capture) and the cost of CO 2 avoided was estimated as 41.3 USD/tonCO 2. Key words: CO 2 Capture, Chemical Absorption, Economic Evaluation, Cost of CO 2 Avoided, Cost of Electricity 1. 서론 온실가스저감을위한다양한방안중석탄화력발전소에서배출되는배가스중의 CO 2 를포집하여지하에저장하는연구가많이진행되고있으며국제적으로대규모실증이추진중이다. CO 2 포집기 To whom correspondence should be addressed. E-mail: jgshim@kepri.re.kr 술은크게연소후 (Post-combustion), 연소전 (Pre-combustion) 및순산소연소 (Oxyfuel combustion) 로분류할수있는데이중기존석탄화력발전소에서배출되는배가스중의 CO 2 를포집하는기술은연소후기술에해당이된다. 연소후기술에는아민화학물혹은암모니아계열의액상흡수제를사용하는방법, 유동층하에서고체흡수제를이용하는방법그리고분리막을활용한막분리법등이포함된다. 이러한다양한 CO 2 포집방법중아민흡수제를이용한 365
국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정설치시성능및경제성평가 366 화학흡수법은발전배가스와같이 CO 2 의농도가 10~20% 수준의저농도가스처리에적합하며상업적으로이미오랜기간활용되어성능이확인되었을뿐만아니라기존화력발전소에적용이용이하다는장점이있기때문에향후화력발전소적용에있어가장적합한기술로평가되고있다 [1]. 그러나화학흡수법은다른 CO 2 포집기술과마찬가지로공정의운영에상당한양의에너지가소비되기때문에상용급석탄화력발전소에실제적용될경우전체발전효율이약 10% 저하되는것으로발표되고있다 [2]. 이러한발전효율감소에따라 CO 2 포집설비가설치된신규발전소의경우, 순출력을유지하기위해서는연료사용량등을크게증가시켜야되고이것은결국건설비증가및발전단가상승을야기한다. 이와관련하여 2010 년국제에너지기구 (IEA) 에서는석탄화력발전소에 CO 2 포집공정설치시발전단가및건설비용등을예측하여발표하였는데, 분석결과기존석탄화력발전소대비 CO 2 포집설비가추가된신규석탄화력발전소의평균발전단가는 63% 가증가되고, 순건설비용 (Overnight cost) 은 75% 가증가되는것으로보고하였다 [3]. 상기보고서는경제협력개발기구 (OECD) 의주요연구기관들에서제시된데이터를바탕으로계산된것인데, 국내석탄화력발전소의사례는아직까지연구된바가없기때문에정확한수치는제시되지않았다. 현재까지국내석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가되었을경우의경제성평가에대해서는아직많은연구가진행되고있지않다. 일부국내연구진이석탄화력발전소에 CO 2 포집설비설치시 CO 2 저감비용 (Cost of CO 2 avoided) 을산출하기위하여대부분외국의문헌데이터를기반으로경제성평가연구를수행하였다 [4]. 그러나국내석탄화력발전소에 CO 2 포집공정이설치된경우에대한경제성평가를위해외국의문헌데이터를활용하는것은국내현실을그대로반영하지못하기때문에한계가있다. IEA에서보고된자료에의하면석탄화력발전소의순공사비 (Overnight Cost) 의경우국내는 kw 당 807 USD( 초임계석탄화력, 무연탄사용, 순출력 961 MWe 기준 ) 로 OECD 국가중가장낮은반면일본의경우에는 2,719 USD/kWe( 순출력 800 MWe 기준 ) 로국내순공사비에비해 3배가높다 [3]. 따라서국제적으로비교하여국내석탄화력발전소의순공사비의차이가크고발전환경이다르기때문에외국에서제시되는 CO 2 포집과관련된경제성평가를그대로활용하는것은다소문제가있다. 이에본논문에서는 IEA에서국내석탄화력발전소를대상으로제시된순공사비및운영비자료와국내전력수급기본계획 (4차) 등에서제시하는할인율등을바탕으로, 국내초임계석탄화력발전소및 CO 2 포집설비가신규설치된경우의발전단가계산을통해국내최초로 CO 2 포집설비설치전 후의발전단가상승을예측하고, 발전효율계산을통해최종 CO 2 저감비용을산출하였다. Fig. 1. Post-Combustion CO 2 capture. 에위치하는데 CO 2 포집공정을통해 CO 2 가제거된가스는스택을통해대기중으로배출되고공정에서포집된고농도의 CO 2 는이후압축공정을거친다. 압축공정에서는이후이송및저장을위해 11~15 MPa 수준으로압축이되는데, 이송및저장시가스하이드레이트생성및이송라인부식등의문제를억제하기위해압축공정에서가스중의수분은대부분제거가된다. 2-2. 연소후 CO 2 포집을위한아민공정다양한연소후 CO 2 포집기술중아민흡수제를이용한화학흡수공정은연소후 CO 2 포집기술의대표기술로서오랜상업운전을통해기술및공정의안정성이확보되어있다. 따라서대부분의연소후 CO 2 포집공정의경제성평가역시아민공정을대상으로이루어지고있다. 공정은크게흡수탑과재생탑으로구성이된다 (Fig. 2). 보일러에서배출되는배가스는송풍기를거쳐흡수탑하단으로공급되어흡수탑상단에서주입되는아민흡수제와반응하여가스중의 CO 2 는흡수제와화학결합을한후재생탑으로이송된다. 재생탑에서는하부또는별도의재열기에투입되는고온의열에의해흡수제와 CO 2 의화학결합이절단되면서재생이된다. 재생된흡수제는다시흡수탑으로이송되고재생탑에서분리된고순도의 CO 2 는이후압축공정을거쳐저장된다. 다른 CO 2 포집공정과마찬가지로아민공정은공정운전을위한전력사용 ( 펌프및송풍기가동, 압축공정운영등 ) 및스팀사용 ( 재열기 ) 으로인해많은에너지가소비되는데해당에너지는보일러에 2. 공정개요 2-1. 연소후 CO 2 포집설비가설치된석탄화력발전소배가스중의 CO 2 를포집하기위한연소후 CO 2 포집설비가설치된석탄화력발전소의일반적인개략도는다음과같다 (Fig. 1). 보일러에서연료의연소후발생된배가스는대기로배출되기전탈질, 집진및탈황공정을거치게된다. 배가스중의 CO 2 농도는대략 10~15% 이며, 대기압수준으로배출이된다. 배가스중의 CO 2 를포집하기위한공정은주요불순물이대부분제거된탈황공정이후 Fig. 2. Process flow diagram for CO 2 recovery from the flue gas with amine solvents.
367 이지현 곽노상 이인영 장경룡 심재구 서발생되는에너지에서추출해야하므로결국전체발전소의발전효율이저하되게된다. MIT의연구보고서 (The Future of Coal) 에따르면초초임계발전소의경우 CO 2 포집설비설치시재열기에투입되는열에너지소비에의한발전효율감소가 5.0%, 압축및공정운영을위한전력사용에의해각각 3.5, 0.7% 로전체적으로는 CO 2 포집설비설치전의발전효율 43.3% 에서포집설비설치후 34.1% 로대략 9.2% 의발전효율이감소될것으로예측하였다 [2]. 3. 발전단가분석방법및비용산정 3-1. 분석방법 3-1-1. 발전단가분석발전단가는전력이송전계통에연결되는지점까지의비용으로서발전단가에는발전소부지매입을포함한건설비, 연료비, 운전유지비, 폐기물처리비, 발전소폐지비용등이포함된다. 본논문에서는발전소수명기간중연간발생하는비용및발전량을연간균등화 (Levelized) 하여발전원가를산정하는수명기간중균등화발전단가분석 (LCCA: Life Cycle Cost Analysis) 방식을적용하여기존석탄화력발전소및 CO 2 포집설비추가후의발전단가를분석하였다. 이때균등화된발전단가 (Levelized Cost of Electricity) 는다음의식 (1) 과같이계산이된다. 균등화된발전단가 (LCOE)=Σ(( 투자비 t + 운영유지비 t + 연료비 t + 연료비 t + 발전소폐지비용 t ) (1+r) t )/(Σ t ( 발전량 t (1+r) t )) (1) 여기서 r: 할인율, t: 년도 3-1-2. CO 2 저감비용분석발전단가와함께 CO 2 저감비용 (Cost of CO 2 avoided) 의계산은 CO 2 포집공정의비용을산출하는데활용할수있을뿐만아니라, 다양한 CO 2 포집기술의정량적비교에도유용하게활용되며식 (2) 와같이계산된다. 여기서발전단가 ccs 와발전단가 References 는각각 CO 2 포집설비가설치된석탄화력발전소와설치되지않은석탄화력발전소의전력생산비용 ( 단위 : USD/kWh) 을나타내며, 배출량 ccs 와배출량 References 는 CO 2 포집설비가설치된석탄화력발전소와설치되지않은석탄화력발전소의 CO 2 배출량 ( 단위 : g/kwh) 을나타낸다. CO 2 저감비용 =( 발전단가 CCS 발전단가 References ) / ( 배출량 References 배출량 CCS ) (2) 3-2. 비용산정 3-2-1. 전제및가정본논문에서발전단가등의산정을포함한경제성평가의전제및가정은다음과같다. 할인율의경우미래에발생하게될편익과비용을현재의가치로환산하기위하여사용하는데, 제 4차전력수급기본계획에따라할인율은 7.0% 로설정하였다. 환율의경우경제환경에따라변동이있으나주요전문기관의환율전망치를참조하여 1,150원 /USD으로설정하였다. 발전소의수명기간및건설기간은 IEA에서제시하는발전플랜트별평가기준에따라각각 40년 ( 수명기간 ), 4년 ( 건설기간 ) 으로설정하였다 [3]. 발전소폐지비용과관련하여, 발전소폐지는 10년간에걸쳐일정비용이지불된다고가정하였으며이역시 IEA에서국내석탄화력발전소기준으로제시된자료를활용하였다 [3]. 연료가격의경우전체 Table 1. Key assumptions for the basic economic analysis Figure Comment Year 2012 Plant CPC(KOREA) 787 MW IEA report[3] SCPC(USA) 550 MW NETL report[7] Discount rate 7% The 4th long term power development plan Exchange rate (won/usd) 1,150 Economic life(year) 40 IEA report[3] Construction period (year) 4 IEA report[3] Fuel cost 3.6 USD/GJ IEA report(oecd case)[3] 발전단가에가장큰비중을차지하는항목으로, 이역시경제환경에따라변동이심하나본논문에서는 IEA에서제시하는 OECD 회원국을대상으로하는경제성평가기준인 3.60 USD/GJ( 무연탄, 2010년기준 ) 로산정하였으며상기내용은 Table 1에정리하였다. 3-2-2. 건설비산정석탄화력발전소의건설비는발전단가에매우큰영향을미치는인자로경제성평가를위해정확한데이터의확보가반드시필요하나상기비용은대부분회사의영업비밀에속하는자료로서발전소의각종파트별상세내역에대한정보는접근이어렵다. 이에본연구에서는 IEA에서 2010년에발표된연구결과 (2009년기준 ) 를바탕으로국내초임계석탄화력발전소의순공사비인 895 USD/kWe( 순출력 767 MW, 무연탄사용 ) 를활용하였다 [3]. IEA에서제시하는순공사비에는사업주제경비 (Owner s cost), 설계용역비 (Engineering, Procurement & Construction, EPC) 및예비비 (Contingency) 비용이포함되고건설이자 (Interest During Construction, IDC) 는포함이되지않는다. 사업주제경비는건설기간중에발생하는여러비용들로서인건비, 토지구매비, 인허가비용, 시운전비용및환경영향평가비용등이포함이된다. 예비비에는발전소건설중에발생될수있는불확실성을반영하기위한비용으로서기술의성능및성숙도에따라차이가있다. 초임계석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가된경우 CO 2 포집설비의운전을위한에너지소비로발전효율이크게떨어지기때문에기준순출력을맞추기위해연료의사용량이증가되고, 이에따른설비용량의증대로건설비및운영비등이크게증가된다. CO 2 포집설비와연계된석탄화력발전소의건설비및운영비등의비용산정과관련하여현재까지수백 MW 급이상규모에서 CO 2 포집설비가설치된사례는아직제시되지않고있기때문에대부분의문헌자료는공정모사툴 (Aspen Icarus 등 ) 을활용한예측치를활용하고있다. 본연구에서도 CO 2 포집설비가추가된석탄화력발전소의예상건설비산출과관련하여 IEA에서제시하는 CO 2 포집전 후의 OECD 국가평균순공사비증감분 (1,674 USD/kWe) 을활용하였다 [6]. 또한앞서언급된바와같이국내석탄화력발전소의건설단가가 OECD 국가중에서가장낮은점을고려하여, 우리나라와발전단가가유사한중국의사례 (CO 2 포집이추가된초임계석탄화력발전소건설비용 : 1,838 USD/kWe) 를활용하여순공사비변화에따른발전단가및 CO 2 포집비용등을추가로분석하여발전소건설비에따른발전단가의변화를분석하였다. 3-2-3. 운영비산정석탄화력발전소의운영을위한운영비 (Operating Cost) 는생산량에비례하는변동비 (Variable Cost) 와그렇지않은고정비 (Fixed
국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정설치시성능및경제성평가 368 Cost) 항목으로분류가된다. 변동비항목에는연료 ( 석탄 ) 및약품사용량 ( 탈황공정 CO 2 포집공정등의운영을위한흡수제보충비용등 ) 이포함되며, 고정비항목에는인건비, 수선유지비및제세공과금등이포함된다. 운영비의경우에도건설비와마찬가지로대부분영업비밀에속하기때문에상세데이터를활용하기가쉽지가않다. 이에공사비와마찬가지로 IEA에서제시하는국내초임계석탄화력발전소에해당하는데이터값을활용하였다 ( 순출력 767 MW 규모의초임계석탄화력발전소운영비 : 4.25 USD/MWh)[3]. 기존석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가된경우의발전소운영비의경우에는연료사용량증가에따른석탄이송장치, 흡수제및기타폐기물발생비용등의증가로운영비가크게증가되는데, 본논문에서는미국에너지부산하국립에너지기술연구소에서순출력 550 MW 급규모의초임계석탄화력발전소를대상으로한 CO 2 포집설비전 후의운영비증감율 (68.5%) 을국내석탄화력발전소의운영비에반영하여예측하였다 [7]. 3-2-4. 탄소세탄소세와관련하여국제적으로는 EU 일부국가들을중심으로온실가스감축을위해탄소세를도입하고있다. 본연구에서활용한경제성평가방법의검증을위해 30 USD/CO 2 톤을기준으로탄소세를계산하여 IEA에서제시하는문헌치와비교하였으며, 이후기존석탄화력발전소와 CO 2 포집설비가추가된경우의분석에는 2012년현재국내의사례를들어탄소세는반영하지않았다. 3-2-5. CO 2 이송및저장비용 CO 2 포집공정을거쳐고압 ( 일반적으로 110~150 bar) 으로압축된 CO 2 는이후이송및저장 (Transport & Storage) 공정을거치게된다. 이송및저장비용의경우본 CO 2 포집공정의경제성평가에서는고려를하지않았는데, 이는국내사례에서참고할만한자료가없을뿐만아니라국제적으로도지역별그리고저장소의특성 ( 저장잠재량및저장소위치등 ) 에따라비용의편차가크기때문이다. 참고로 IEA의연구결과에따르면 CO 2 이송비용의경우, 파이프라인의설계에따라 100 km 당이송비용이연간 2 USD/tCO 2 에서 6 USD/tCO 2 으로산출되었으며, 저장비용은대염수층에저장할경우, 저장소의특성에따라 1 USD/tCO 2 에서많게는 33 USD/tCO 2 까지예상되었다 [6]. 3-2-6. 경제성평가를위한주요데이터앞선내용들을바탕으로본논문에서경제성평가를위해사용한공사비및운영비를 Table 2에정리하였으며이후아래의자료를활용하여초임계석탄화력발전소및 CO 2 포집설비추가시예상발전단가와 CO 2 저감비용을산출하였다. 3-2-7. Base line study 본연구에서경제성평가를위해사용한방법의객관적검증을위 Table 3. Comparison of result of COE(cost of electricity) Case Fuel cost Carbon tax Operating cost Cost of electricity IEA 31.53 24.04 4.25 68 This study 31.58 24.02 4.25 67 해상기 Table 2에서제시된국내초임계석탄화력발전소의순공사비, 탄소세및운영비를가지고발전단가를계산하고이를 IEA의보고서의내용과비교하였으며그결과를 Table 3에제시하였다. 분석결과 IEA 및본연구에서계산한발전단가는거의일치함을확인할수있으며이를바탕으로이후국내초임계석탄화력발전소및 CO 2 포집설비가추가되었을경우의발전단가와 CO 2 저감비용을산출하였다. 4. CO 2 포집설비가포함된석탄화력발전소의성능평가 석탄화력발전소에 CO 2 포집설비를구성하는방안에있어기존에운영중인석탄화력발전소에 CO 2 포집공정을추가하는개량 (Retrofit) 과신규발전소에 CO 2 포집공정을추가하는방안이있을수있다. 기존설비에 CO 2 포집설비를추가하는개량의경우 CO 2 포집설비설치에따라전체발전소의효율이약 10% 떨어져서순출력감소가불가피하며, 신규석탄발전소에 CO 2 포집설비를추가하는경우에는사전에 CO 2 포집설비추가시예상되는출력감소를분석하고이에따른설비용량증대로 CO 2 포집설비전 후의순출력을맞출수있다. 본논문에서는이와관련하여국내의현실을고려할때, 기존의석탄화력발전소에 CO 2 포집설비를추가하는것은 CO 2 포집공정과기존파워블록간의통합의어려움등으로현실적으로곤란하다고판단되어, 신규로설치예정인석탄화력발전소에 CO 2 포집공정이연계되는것으로설정하였고, CO 2 포집설비추가전 후의순출력은동일하게맞추는것으로가정하였다. 석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가될경우의성능평가에서가장핵심이되는부분은 CO 2 포집설비추가시발전효율감소및이에따라추가로투입되어야할연료사용량등이다. 석탄화력발전소에 CO 2 포집공정이설치될경우해당공정의운전 ( 각종펌프류및송풍기등 ) 을위한전기에너지, 압축을위한압축비용과함께재생탑에서흡수제의재생을위한스팀의사용으로많은에너지가필요하며, 이에너지는발전소의 IP-LP 터빈에서추기가되어야하기때문에발전효율의저하를초래한다. CO 2 포집설비추가에따른발전효율감소의계산을위해서는보일러, 터빈계통및급수가열기등으로구성된파워블록과 CO 2 포집공정을연계하여수행해야하지만이는대단히복잡한열역학적인계산이필요하다는문제가있다. Table 2. Key assumptions for the economic analysis USD/kWe Comment Overnight Cost Case SCPC (KOREA) 895 IEA report[3] #1 SCPC+CO 2 Capture 2,569 Average increase (OECD nations) #2 SCPC+CO 2 Capture 1,838 Chinese case Operating Cost Case SCPC (KOREA) 0.00425 IEA report[3] #1 SCPC+CO 2 Capture 0.00715 Average increase (OECD nations, 65%)
369 이지현 곽노상 이인영 장경룡 심재구 Table 4. Results from overall analysis of energy performance Case Item Figure Net power output (MWe) 767 SCPC Fuel feed rate (MW) 1,871 Net efficiency (%) 41.0 CO 2 emission (tonco 2 /MWh) 0.790 SCPC+CO 2 Capture Net power output (MWe) 767 Fuel feed rate (MW) 2,427 CO 2 removal rate (%) 90 CO 2 emission factor (tonco 2 /GJ) 0.09 Regeneration energy (GJ/tonCO 2 ) 3.31 Net efficiency (%) 31.6 CO 2 emission (tonco 2 /MWh) 0.103 이에본논문에서는 Bolland et al. 등이제시한방법을활용한이전논문을참조하여계산하였으며 [4] 그결과는 Table 4에정리하였다. 분석결과 CO 2 포집설비가없는초임계석탄화력발전소 ( 발전효율 41%) 의경우, 순출력 767 MW를얻기위해서는연료투입량이약 1,871 MW가요구되지만 CO 2 포집설비가추가된경우에는, 발전효율이 9.4% 가저하되어동일순출력에대하여연료사용량이 30% 가증대된 2,427 MW가필요한것으로산출되었다. 5. 석탄화력발전소발전단가및 CO 2 저감비용계산 앞서제시된성능평가결과및비용산정데이터를활용하여 CO 2 포집설비가없는초임계석탄화력발전소와 CO 2 포집설비가추가된경우의발전단가와 CO 2 저감비용을분석하고이를아래 Table 5에제시하였다. 분석결과국내초임계석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가설치된경우의순공사비를 IEA에서제시한 OECD 평균증감분 (1,674 USD/kW) 을고려하여산출한경우 (2,569 USD/kW) 발전단가는 45.5 USD/kWh에서 73.9 USD/kWh로 62% 증가되고이때의 CO 2 저감비용은 41.3 USD/tCO 2 로산출되었다. 반면에순공사비를대한민국의초임계석탄화력발전소건설비 (895 USD/kW) 와유사한중국의사례 (1,838 USD/kW) 를활용하여계산한경우, 발전단가는 45.5 USD/kWh에서 66.8 USD/kWh로 47% 증가되고이때의 CO 2 저감비용은 31.1 USD/tCO 2 로산출되었다. 상기경우에대한발전원가를원가구성요소별로세분화하여분 Table 5. Results of cost evaluation Item w/o CO 2 capture w/co 2 capture Case 1 Case 2 Results Net power output(mwe) 787 787 787 Net efficiency(%) 41% 31.6 31.6 Costs Overnight cost (USD/kWe) 895 2,569 1,838 Cost(mmUSD) 685 1,970 1,409 Cost(Billion Won) 789.4 2,266 1,621 Cost of electricity USD/MWh) 45.5 73.9 66.8 Cost of CO 2 avoided (USD/tonCO 2 ) 41.3 31.1 increase of Cost of electricity (%) 62% 46.8% Reference of capital cost Average increase (OECD nations) Chinese case Fig. 3. (a) Analysis of levelized cost of electricity, (b) Analysis of component ratio of levelized cost of electricity. 석하였으며그결과를 Fig. 3(a)~(b) 에제시하였다. 분석결과모든경우에대하여, 발전원가에서연료비의비중이가장높은것으로분석되었으며다음으로설비투자의비중이높았다. 발전소운영비의경우에는전체발전단가의약 9~11% 로분석되었다. 6. 결론 국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정을설치하였을경우에예상되는발전단가와 CO 2 저감비용 (Cost of CO 2 avoided) 을산출하였다. 경제성평가에서가장중요한항목중하나인설비투자비 ( 건설비등 ) 및운영비산출을위해, 기존의 CO 2 포집설비가없는기준석탄화력발전소의건설비는 IEA( 국제에너지기구 ) 에서제시하는국내초임계석탄화력발전소 ( 순출력 767 MW 급 ) 의데이터를활용하였으며, 석탄화력발전소에 CO 2 포집설비가추가된경우에도 IEA에서제시하는기준석탄화력발전소와 CO 2 포집설비설치후의 OECD 평균순공사비 (Overnight cost) 증감분을참조하여계산하였다. 상기데이터를이용하여기존석탄화력발전소및 CO 2 포집설비설치후의발전단가및 CO 2 저감비용을분석한결과 CO 2 포집설비설치후발전효율은기존초임계석탄화력발전소의발전효율 41% 에서 31.6% 로약 9.4% 가저하되었으며, 발전단가는기존의 45.5 USD/MWh에서 73.9 USD/MWh로약 62% 가증가되었고 CO 2 저감비용은 41.3 USD/tCO 2 로산출되었다. 그
국내초임계석탄화력발전소에연소후 CO 2 포집공정설치시성능및경제성평가 370 러나 CO 2 포집설비가포함된석탄화력발전소의공사비가중국에서제시하는수준 (1,838 USD/kW) 으로낮출수있다면, 발전단가및 CO 2 포집비용은크게낮아질수있을것으로분석이되었다. 향후보다정확한분석을위하여발전소파워블럭과 CO 2 포집공정이연계된조건에대한공정모사와이를바탕으로한공사비및발전소운영비등의예측시경제성평가의정확도가향상될수있을것으로기대된다. 감 본연구는 2010년도지식경제부의재원으로한국에너지기술평가원 (KETEP) 의지원을받아수행한연구과제입니다 (No. 2010201020006A). 사 참고문헌 1. Rao, A. B. and Rubin, E. S., A Technical, Economic and Environmental Assessment of Amine-based CO 2 capture Technology for Power plant Greenhouse Gas Control, Environ. Sci. Technol., 36, 4467-4473(2005). 2. An Interdisciplinary MIT study, The Future of Coal, (2007). 3. International Energy Agency, Projected Costs of Generating Electricity, (2010). 4. Lee, J. H., Kim, J.-H., Lee, I. Y., Jang, K. R. and Shim, J.-G., Performance and Economic Analysis of 500MWe Coal-Fired Power Plant with Post-Combustion CO 2 Capture Process, Korean Chem. Eng. Res. (HWAHAK KONGHAK), 49(2), 244-249(2011). 5. Rubin, E. S., Chen, C. and Rao, A. B., Cost and Performance of Fossil Fuel Power Plants with CO 2 Capture and Storage, Energy Policy, 35, 4444-4454(2007). 6. International Energy Agency, Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power Generation, (2011). 7. DOE/NETL, Cost and Performance Comparison of Fossil Energy Power Plants, (2007). 8. Bolland, O. and Undrum, H., A Novel Methodology for Comparing CO 2 Capture Options for Natural Gas-fired Combined Cycle Plants, Adv. Environ. Res., 7, 901-911 (2003).