1. 서 론

2050 탄소중립이라는 공통의 목표에 따라 전 세계 각국은 다양한 정책을 내세우고 새로운 기술 개발을 진행 중이다. 우리나라는 ‘2030 국가 온실가스 감축 목표(NDC)’를 상향 조정하면서, 보다 강력한 온실가스 감축 계획을 발표했다. 이는 국제 사회의 요구에 부응하는 것이며, 국내 산업 및 발전 부문에서의 변화를 요구하고 있다. 우리나라는 석탄화력 발전 비중을 2038년까지 2023년 대비 약 21.1% 감소시킬 것으로 예상되며, 신재생에너지를 사용한 발전 비중은 2038년까지 약 33%로 증가시키는 목표를 설정했다[1]. 그러나 신재생에너지 활용과 관련된 기술적 제약으로 인해 전력 산업에서의 대규모 상업적 활용은 제한적이다. 따라서 탄소중립을 달성하기 위한 기술로 석탄화력 발전소에서의 탄소 배출 저감을 위한 다양한 기술이 개발되고 있으며 암모니아 연료의 혼소 및 전소 기술이 주목받고 있다[2,3,4,5,6]. 암모니아는 연소 과정에서 탄소를 배출하지 않는 무탄소 연료로, 암모니아 혼소 기술은 이산화탄소 배출을 줄이며 발전의 연속성 및 발전량을 유지할 수 있는 중요한 대안이다. 하지만, 암모니아는 낮은 연소반응 및 높은 질소산화물(NO_x) 생성과 같은 단점이 있는 연료이다. 이러한 단점을 극복하기 위해 암모니아의 기초 연소 특성과 NO_x 배출 저감에 관한 연구가 진행되었다. 암모니아 기초 연소 특성에 관한 연구로 암모니아 예혼합 화염의 층류 연소속도에 대한 연구[7,8,9] 및 난류 화염 연소속도에 대한 연구[10,11,12]가 진행되었다. 또한, 수소 및 산소 등을 첨가하여 암모니아의 낮은 연소속도를 극복하고 연소성을 향상시키는 연구도 진행되었다[13,14]. 최근 암모니아와 공기의 예혼합 조건, 연소 온도, 체류 시간 등을 조정해 NO_x 형성을 최소화하는 모델을 개발했으며 특히, 연소 과정에서 수소와 암모니아 혼합 연료를 사용하는 것이 효율적인 대안으로 검토되었다[15,16,17].

실증 규모 보일러를 대상으로 한 연구도 진행되었다. 중국의 대규모 석탄화력 발전소에서 암모니아 혼소 기술을 적용하였다. Lin 등[18]의 연구는 다양한 혼소율에서 CO₂ 배출량과 NOx 배출량, NH₃ 슬립을 측정하였고, 암모니아 혼소가 보일러 열효율에 미치는 영향을 분석하였다. 이 외에도 Pu 등[19]은 보일러에 암모니아 주입 위치를 최적화하여 NO_x 배출을 제어하는 연구를 진행하였다.

또한, 암모니아 혼소에 대한 시뮬레이션 연구도 병행되고 있다. CFD(Computational Fluid Dynamics) 시뮬레이션, Aspen plus 등을 활용하여 혼소율이 연소 특성과 NO_x, CO₂ 배출에 미치는 영향을 확인하였으며[20,21,22], Kim 등[23]은 870MW_e 초임계 PC 보일러를 대상으로 암모니아 혼소에 대한 시뮬레이션을 수행했다. 해당 연구에서는 석탄 전소와 암모니아 20% 혼소 조건에서 열전달률, 주증기 및 재열증기 온도, 이산화탄소 배출량 등을 비교했다. 그 결과, 암모니아 20% 혼소 시 보일러 열효율이 2.3% 감소하는 것으로 나타났다.

암모니아는 부피를 줄여 효율적으로 저장하고 운송하며 안정성을 높이고 취급이 용이하도록 액체로 저장하기 때문에 연료로 사용하기 위해서는 기화가 필요하다.

하지만 이전의 암모니아 혼소 발전소의 효율 평가는 암모니아 기화 에너지를 고려하지 않았다. 암모니아 혼소율이 높아질수록 암모니아 기화 에너지 또한 증가하므로 플랜트 성능을 정확히 평가하기 위해 암모니아 기화 에너지를 고려해야 한다. 또한, 석탄 화력 발전에 암모니아 혼소 시 단열 화염 온도, 투입 공기 유량 등의 변화로 인해 배가스의 유량, 온도, 조성 등이 변화하여 열전달 특성이 변화하고, 이러한 열전달 특성의 변화는 물-증기 측에 영향을 준다. 이에 따라, 암모니아 혼소 시 발전 플랜트의 성능 평가를 위해서는 터빈 시스템까지 고려한 플랜트 성능 예측 모델이 필요하다. 따라서, 본 연구에서는 국내 870 MW_e 초임계 미분탄 플랜트 대상으로 보일러 시스템 모델, 배가스 후처리 시스템 모델, 터빈 시스템 모델을 연계한 플랜트 성능 예측 모델을 개발하였다. 개발된 모델을 활용하여, 암모니아 기화 에너지와 터빈 시스템까지 고려한 석탄화력 플랜트의 성능 평가를 진행하였다. 본 연구에서는 기존 실증 기준인 암모니아 혼소율 20% 뿐만 아니라, 고혼소율 조건에서 플랜트 성능 변화를 살펴보기 위해 혼소율 50%를 대상으로 석탄화력 플랜트의 성능 평가를 진행하였다. 개발된 성능 예측 모델을 통해 발전소에서 암모니아 기화를 위한 열원 추출이 가능한 다양한 시나리오를 선정하고, 공정 해석 기법을 통해 기화 에너지 획득 방법에 따라 플랜트 발전 효율을 평가하여 최적의 기화 방법을 제시한다.

2. 해석 방법론

2.1 대상 발전 플랜트

본 연구에서는 국내 영흥화력 발전소 870 MW_e 초임계 발전 플랜트를 대상으로 암모니아 혼소에 따른 발전 효율 변화를 평가하였다. Fig. 1에는 보일러 시스템, 배가스 후처리 시스템, 터빈 시스템 모델이 연계된 대상 플랜트 개략도를 나타내었다. 보일러 시스템의 열교환기는 절탄기, 증발기, 과열기 4개와 재열기 2개로 구성되어 있다. 증발기와 2차 과열기는 연소실 내부에 배치되며, 2차 재열기와 3차 과열기는 연소실과 대류실 사이에 위치한다. 대류실은 양쪽으로 분리되어 1차 재열기와 과열기, 절탄기가 배치되어 있다. 보일러 후단의 배가스 후처리 시스템은 탈질설비인 선택적 촉매 환원 반응기(SCR, selective catalytic reduction), 공기예열기(APH, air preheater), GGH(gas to gas heater), 전기집진기(EP, electrostatic precipitator), 탈황 설비(FGD, flue gas desulfurization), induced Draft(ID) fan, 굴뚝으로 구성되어 있다. GGH는 cooler와 reheater로 구성되며, GGH_cooler는 EP의 운전 온도까지 배가스를 냉각하며, GGH_reheater는 배기가스를 가열하여 스택에서의 확산성을 개선하도록 구성되어 있다.

Fig. 1.

Overall configuration of the target coal-fired power plant system.

터빈 시스템은 직렬로 연결되어 있는 고압 터빈 3개와 병렬로 연결되어 있는 중압 터빈 3개, 저압 터빈 5개를 중심으로 7개의 공급수 가열기와 탈기기 및 응축기로 구성되어 있다.

대상 플랜트의 설계탄 조성 및 BMCR(boiler maximum continuos rating) 부하 운전 조건을 Table 1에 나타내었다.

2.2 암모니아 기화 에너지

대기압에서 암모니아는 -33℃ 이하에서 액화된 상태로 저장된다. 본 연구에서는 석탄 화력발전소의 연소실에 공급되는 암모니아의 온도를 60℃로 가정하고, 암모니아의 기화 과정에서 필요한 에너지를 산출하였다[24]. 암모니아 기화 에너지는 액체 상태에서 기체 상태로 변화하는데 필요한 잠열과 공급 온도까지 가열하는데 필요한 현열을 포함하며, 입열량(고위발열량) 기준 암모니아 혼소율 20%와 50%에 대해 각각의 기화 에너지를 산출하였다.

암모니아 혼소율에 따른 암모니아와 석탄 유량과 기화 에너지를 Table 2에 정리하였다. 혼소율이 20%일 경우, 암모니아 투입량은 19.28 kg/s 이며, 이를 기화하고 60℃까지 가열하는 데 필요한 에너지는 30.53 MW_th로 계산되었다. 혼소율이 50%로 증가하면 암모니아 투입량은 48.21 kg/s로 증가하며, 기화 및 가열을 위해 76.34 MW_th의 에너지가 요구된다. 이는 각각 보일러 전체 입열량의 1.41%와 3.52%에 해당하며, 암모니아 기화 에너지가 플랜트 성능에 상당한 영향을 미치는 것으로 확인되었다.

2.3 플랜트 성능 예측 모델

2.3.1 보일러 시스템 모델

보일러의 공정 해석 모델은 Kim 등[23]의 연구를 기반으로 한다. 이 연구에서는 초임계 미분탄 보일러와 순환 유동층 보일러에서 암모니아 혼소가 열 성능에 미치는 영향을 평가하기 위해 보일러 성능 예측 모델을 개발하였다. 전체 보일러 시스템을 유한한 열교환기 블록으로 나누어 모델링을 수행하였다. 해당 모델은 연소 가스 측 6개 블록 모델과 물-증기 측 8개 블록 모델로 구성되어 있으며, 연소 가스 측과 물-증기 측은 열전달로 연결되어 있다. 암모니아 혼소에 따른 배가스 유량 및 조성, 석탄 입자 감소, 단열화염온도 변화를 반영하여 각 열교환기의 복사 및 대류 열전달 거동을 파악하였고, 주증기 및 재열증기 온도와 보일러 열효율을 제시하였다. 이 해석 모델[23]은 변동하는 운전 조건을 반영하여 배가스 측 및 물-증기 측의 결과 값을 산출하기 때문에 설계 조건 및 탈설계 조건까지 해석이 가능하다.

2.3.2 배가스 후처리 시스템 모델

본 연구는 암모니아 혼소 발전 플랜트에서 암모니아 기화에 필요한 에너지의 추출 지점에 따른 공정 성능을 평가하기 위해 Kim 등[25]이 제안한 배가스 후처리 시스템 모델을 적용하여, 플랜트의 열 성능과 운전 조건에 미치는 영향을 분석하였다. 해당 모델은 SCR, APH, GGH_C, GGH_R, FGD, 스택으로 구성된 배가스 후처리 시스템을 통합적으로 시뮬레이션하며, 각 장치 간의 에너지 흐름과 온도 변화를 예측할 수 있도록 설계되었다. 본 연구에서는 해당 모델을 기반으로 암모니아 기화에 필요한 에너지를 배가스 후처리 시스템의 다양한 지점에서 추출하는 시나리오를 분석하였으며, 이를 통해 기존 환경 설비 운전 조건과의 타당성을 검토하였다.

2.3.3 터빈 시스템 모델

본 연구에서 암모니아 기화 에너지를 고려한 암모니아 혼소 시 발전 플랜트의 발전 효율을 평가하기 위해, 터빈 시스템 모델은 Aspen plus 프로그램을 통해 구축하였다. Aspen plus를 활용하여 구현한 터빈 시스템 모델은 Fig. 2에 제시되어 있다. 해당 모델에는 고온, 고압 조건에서의 유체 물성을 예측하기 위한 Peng-Robinson 모델과 물-증기의 상태량을 계산하는데 사용되는 IAPWS-95 모델을 적용하였다. 시스템의 주요 장치인 터빈, 펌프 등의 운전 조건은 설계 데이터를 기반으로 설정하여 시뮬레이션을 수행하였다. 해석 결과, 암모니아 혼소 시 터빈 투입 유량 및 압력 변화가 5% 미만으로 유지되었다. 이는 설계 허용 오차 내에서 안정적인 운전이 가능함을 의미한다. 또한, 등엔트로피 효율 분석 결과, 효율 변화가 2% 미만으로 유지됨을 확인하였으며, 이는 터빈 성능 변화가 미미함을 나타낸다. 따라서 본 연구에서는 터빈 시스템에 대한 추가적인 탈설계 모델링을 진행하지 않았다[26,27].

Fig. 2.

Turbine system model based on Aspen Plus.

보일러 시스템에서 생성된 주증기는 약 25 MPa의 압력으로 고압 터빈에 투입되며, 전력을 생산한 후 저온 재열증기로 배출된다. 배출된 저온 재열증기의 일부는 6번 및 7번 공급수 가열기로 공급되며, 나머지는 보일러로 다시 투입된다. 보일러로 재투입된 저온 재열증기는 재열기를 거쳐 고온의 재열증기로 전환된 뒤, 약 4.5 MPa의 압력으로 중압 터빈에 투입된다. 중압 터빈에서 전력을 생산한 후 배출된 증기의 일부는 5번 공급수 가열기와 탈기기로 공급되고, 나머지는 저압 터빈으로 투입된다. 약 1 MPa의 압력으로 저압 터빈에 투입된 증기는 추가적으로 전력을 생산하고, 배출된 증기는 나머지 공급수 가열기와 응축기로 공급된다. 응축기를 거친 증기는 급수로 변환되며, 급수는 공급수 가열기와 탈기기를 거치면서 열을 전달받아 고온의 급수가 되어 보일러로 다시 투입된다. 시스템 전체의 성능 평가를 위해 각 터빈에서 생산된 전력량을 합산하여 전체 전력 생산량을 산출하였으며, 증기분기와 순환에 사용된 펌프 소요 동력도 고려하였다.

2.3.4 모델 연계 알고리즘

보일러 시스템 모델, 배가스 후처리 시스템 모델, 터빈 시스템 모델을 연계하여 전체 플랜트의 공정을 모사하는 성능 예측 모델을 개발하였다. 이 성능 예측 모델은 각 시스템 간의 물질 및 에너지 흐름에 대한 상호 작용을 통해 플랜트의 배가스 및 물-증기 측의 거동을 분석하여, 암모니아 기화 에너지를 고려한 플랜트의 효율을 도출한다.

모델 연계 알고리즘은 Fig. 3에 나타냈다. 보일러 시스템 모델은 설계 데이터의 입력 조건을 기반으로 주 증기 및 재열증기의 출구 조건(온도, 압력, 유량), 보일러에서 배출된 배가스 출구 조건을 계산한다. 도출된 보일러 출구 조건(배가스 및 물-증기)은 배가스 후처리 시스템 모델과 터빈 시스템 모델의 입구 조건으로 사용된다. 배가스 후처리 시스템 모델에서는 배가스 출구 조건을 바탕으로 예열 공기 온도를 계산하며, 계산된 공기 온도는 다시 보일러 시스템 입구 조건으로 제공된다. 보일러 시스템 모델의 주 증기 및 재열증기 출구 조건은 터빈 시스템 모델의 입구 조건으로 연계된다. 터빈 시스템 모델에서 계산된 저온 재열증기 조건은 다시 보일러 투입 조건으로 제공된다. 이와 같은 과정은 각 시스템 간의 상호작용을 반영하기 위해 반복적으로 수행되며, 보일러 시스템 모델의 주 증기 조건과 터빈 시스템 모델의 저온 재열증기 조건이 목표 수렴 조건에 도달할 때까지 반복된다. 만약 수렴 조건을 만족하지 못할 경우, 터빈 시스템에서 새롭게 계산된 값을 보일러 시스템의 입력으로 반영하여 다시 계산을 수행한다. 이처럼 보일러 시스템 모델, 배가스 후처리 시스템 모델, 터빈 시스템 모델 간의 상호 피드백을 통해 성능 예측 모델의 정확도를 높인다 해당 연계 모델을 통해 암모니아 기화 에너지를 고려한 암모니아 혼소 시 플랜트의 배가스 및 물-증기 거동을 예측하고, 플랜트 효율을 최종적으로 도출한다.

Fig. 3.

The linkage algorithm for the performance prediction model of target coal-fired power plant

2.4 모델 검증

공정 해석 모델의 신뢰성을 확보하기 위해 설계 데이터와 해석 결과를 비교하여 검증을 진행하였다. 저온 재열증기 및 공급수 조건으로 설계 데이터를 사용한 기존 연구[23]와 다르게, 본 모델에서는 Aspen plus를 이용한 도출 값을 사용하였다. 이 데이터를 기반으로 보일러 시스템 모델의 배가스 및 물-증기 측이 전체적으로 다시 계산된다. 이 과정을 통해 보일러 시스템, 배가스 후처리 시스템, 터빈 시스템을 연계하여 도출한 해석 결과와 대상 플랜트의 주요 운전 변수를 비교하여 모델 검증을 수행하였고, 이를 Table 3에 나타내었다. 보일러 시스템 각 열교환기의 배가스 측과 물-증기 측 온도를 비교하였다. 배가스 후처리 시스템의 설비 후단 온도와 터빈 시스템 공급수 온도, 재열증기 온도, 터빈 전력 생산량, 플랜트 효율을 비교하였다. 모델 검증 결과, 오차율 3% 미만으로 도출되어 모델의 정확성과 신뢰성을 확보하였다.

3. 해석 결과

3.1 암모니아 혼소 성능예측 결과(20%, 50% 혼소)

기준 조건 도출을 위해 암모니아 기화 에너지를 고려하지 않는 조건에서 암모니아 20%, 50% 혼소 시 질량 밸런스 결과와 보일러 출구 온도, 주증기 및 재열증기 온도, 플랜트 효율을 산출하여 Table 4에 나타내었다. 암모니아 혼소율이 20%와 50%로 증가함에 따라, 이산화탄소 배출량은 각각 3.9%, 10.3% 감소하였다. 그러나 주 증기 온도 감소(20.6℃, 49.6℃), 재열증기 온도 감소(20℃, 50.3℃)로 인해 발전량이 각각 31.48 MW_e, 80.33 MW_e 감소하는 것을 확인했다. 이에 따라, 플랜트 효율은 1.44%, 3.71% 감소하였다.

3.2 암모니아 기화 에너지에 따른 해석 결과

대상 시스템 내에서 기화 에너지 획득 방법에 따른 해석을 진행하였다. 배가스 후처리 시스템 후단에 기화기를 설치하여 배가스 현열을 활용하는 방법(Case 1)과 터빈으로 투입되는 증기의 일부를 추출하여 활용하는 방법(Case 2), 응축기에서 배출된 해수를 활용하는 방법(Case 3)으로 분류하였다. 해수를 사용하는 경우 암모니아 기화는 가능하지만 암모니아 투입 온도까지 가열시키기에 한계가 있다. 따라서 배가스나 증기를 열원으로 병행하여 사용하는 방안을 고려하였다.

기화기의 열 교환 효율은 90%로 가정하였고, 각각의 Case에 대하여 실증 목표인 혼소율 20% 조건과 혼소율 50%의 고혼소율 조건에 대해서도 해석을 진행했다.

⦁ Case 1 : 배가스 현열 활용

⦁ Case 2 : 증기 활용

⦁ Case 3-1∼3 : 해수+배가스 활용

⦁ Case 3-4 : 해수+증기 활용

3.2.1 배가스 현열 활용(Case 1)

보일러에서 배출된 배가스를 이용한 암모니아 기화는 배출 가스의 현열을 효과적으로 활용할 수 있는 방법 중 하나이다. 해당 케이스에서 배가스 후처리 시스템 기화기 위치에 따라 발전 플랜트의 효율이 달라질 수 있다. 이를 고려하여 본 연구에서는 배가스 후처리 시스템 내에서 기화기의 설치 위치에 따른 적용 가능성과 플랜트의 효율 변화를 분석하기 위해 배가스 후처리 시스템 설비 후단에 기화기를 설치하는 방안을 세 가지로 세분화하였다. 각 케이스의 기화기 설치 위치는 Fig. 4에 나타내었다. 첫 번째는 SCR 후단에 기화기를 설치하는 방법(Case 1-1), 두 번째는 APH 후단에 설치하는 방법(Case 1-2), 마지막으로 GGH_R 후단에 설치하는 방법(Case 1-3)이다. 기화기의 설치 위치는 설치된 지점에서 후단 설비의 배가스 온도에 영향을 준다. 배가스의 온도가 낮아짐에 따라 환경 설비의 운전조건 범위를 만족하지 못하거나 굴뚝으로 배출될 때 저온 부식이나 확산 문제를 발생시킬 수 있다[28,29]. 따라서, 본 연구에서는 제시한 모델을 통해 도출한 배가스 후처리 시스템의 배출 온도를 기반으로, 암모니아 기화 에너지 획득 방법의 실현 가능성을 평가하였다.

Fig. 4.

Schematic of flue gas sensible heat utilization process (Case 1).

설정한 각 시나리오의 배가스 후처리 시스템 설비 후단 온도를 Fig. 5에 나타내었다. 암모니아 20% 혼소 경우 Case 1-1과 Case 1-2, Case 1-3의 stack 온도는 각각 97.1℃, 87.4℃, 68.8℃로 도출하였다. 일반적으로 저온 부식 및 확산의 문제를 고려한 stack의 최소 설계 온도는 90℃이므로 이보다 낮은 온도를 보이는 Case 1-2, Case 1-3을 제외하고, 실현 가능성이 있는 Case 1-1에 대해서만 효율 평가를 진행하였다. 암모니아 혼소율 50%인 경우, 20% 혼소 조건에 비해 더 많은 열량이 암모니아 기화에 사용된다. 이에 따라 Case 1-1의 stack 온도는 88.7℃, Case 1-3은 18℃로, 20% 혼소 조건 보다 더 낮아짐을 확인했다. APH 후단에 기화기를 설치한 Case 1-2에서 20% 혼소 시 GGH_C에 투입되는 배가스 현열량은 약 100 MW_th였으나, 50% 혼소 시 약 40 MW_th로 감소하였다. 이로 인해 GGH_cooler와 GGH_reheater에서 열 교환이 원활하게 이루어지지 않음을 확인하였다. 이에 따라 암모니아 50% 혼소 시 배가스를 활용한 기화 에너지 획득은 실현 가능성이 없다고 판단했다.

Fig. 5.

Outlet temperatures of flue gas post treatment system (Case 1).

암모니아 20% 혼소 시 Case 1-1에 대한 플랜트 효율을 Table 5에 나타내었다. SCR 후단(Case 1-1)에 기화기를 설치하면 공기 예열기에 투입되는 배가스 열량이 감소하면서 예열 공기 온도가 낮아진다. 예열 공기 온도를 분석한 결과, PA(primary air)와 SA(secondary air)의 온도는 각각 294.5℃와 298.4℃로, 이는 기준 예열 공기 온도에 비해 각각 36.3℃, 36.5℃ 낮아진 것을 확인할 수 있었다. 예열 공기 온도가 낮아지면 연소용 공기의 현열이 감소하고, 이에 따라 보일러로 유입되는 열량이 감소하게 된다. 결과적으로, 주 증기 및 재열증기의 온도가 16.3℃, 13.9℃씩 감소하여 전력 생산량이 기준과 비교하여 15.9 MW_e 감소하는 것을 확인했다. 전력 생산량 감소에 따라 효율 또한 0.7% 감소하였다.

3.2.2 증기 활용(Case 2)

Case 2는 터빈으로 투입되는 증기 일부를 추출하여 암모니아 기화 에너지로 사용한다. 증기 추출 과정을 터빈 위치에 따라 세 가지로 분류하여 분석하였다. 이를 Fig. 6에 나타내었다. 고압 터빈(HPT, high pressure turbine) 입구(Case 2-1), 중압 터빈(IPT, intermediate pressure turbine) 입구(Case 2-2), 저압 터빈(LPT, low pressure turbine) 입구(Case 2-3)로 분류하였다. 터빈에 투입되는 증기의 압력과 온도는 각 터빈마다 다르기 때문에 증기가 가지는 현열이 상이하다. 이에 따라 각 터빈 위치에 맞게 증기 추출 유량을 다르게 조정하였다. 이러한 증기 추출 유량은 Fig. 6에 표시하였다. 터빈 입구에서 증기를 추출함으로써 터빈에 투입되는 증기량이 감소하고, 전력 생산량이 변화한다. 따라서 최적의 증기 추출 지점 선정이 필요하다.

Fig. 6.

Schematic diagram of the sensible heat utilization of the steam extracted turbine inlet (Case 2).

각 혼소율 조건에서 증기 추출 위치에 따른 전력 생산량 변화 결과를 Table 6에 나타내었고, 효율 변화는 Fig. 7에 나타내었다. 암모니아 20% 혼소 시 시나리오 Case 2-1∼3 별 전체 전력 생산량은 각각 17.8 MW_e, 11.2 MW_e, 8.2 MW_e 감소했고, 효율은 0.8%, 0.5%, 0.4% 감소하였다. 50% 혼소 시 전체 전력 생산량은 44 MW_e, 27.5 MW_e, 20.3 MW_e, 플랜트 효율은 2.1%, 1.3%, 1.0% 감소하였다. 암모니아 50% 혼소 시에는 20% 혼소에 비해 더 많은 암모니아 기화 에너지가 필요하므로, 증기 추출 유량이 증가하고, 발전량 감소 폭이 더 크게 나타났다.

터빈 입구에서 증기 추출 시 후단 터빈으로 투입되는 증기 유량이 감소하여 전력 생산량이 감소한다. 고압 터빈 입구에서 증기 추출 시 고압을 포함한 모든 터빈에서 전력 생산량이 줄어들며, 중압 터빈 입구에서 추출하면 중압과 저압 터빈에 영향을 미치고, 저압 터빈 입구에서 추출할 경우 저압 터빈의 전력 생산량만 감소한다. 이를 통해 저압 터빈 입구에서 증기를 추출하는 방법이 발전 효율 변화에 가장 적은 영향을 미칠 것으로 예측할 수 있었다. 또한, Table 6에 나타낸 결과를 통해 혼소율 20%, 50% 조건 모두 저압 터빈 입구에서 증기를 추출하는 Case 2-3이 전력 생산량 및 발전 효율 감소가 가장 작게 나타남을 확인하였다.

Fig. 7.

Simulation results of plant efficiency according to Case 2-1∼3.

3.2.3 해수+배가스 활용(Case 3-1∼3)

Fig. 8에 나타낸 Case 3은 해수를 이용해 암모니아를 기화시키는 방식이다. 이 시나리오에서 해수는 응축기에서 증기를 응축시킨 후 기화기로 투입된다. 이때 응축기 출구 해수 온도는 일반적인 응축기의 종단 온도를 적용하여 29℃로 설정하였다[30,31]. 29°C의 해수를 열원으로 암모니아를 60℃까지 기화 및 가열하는 과정은 열역학적 제약이 따른다. 해수를 사용하여 암모니아를 투입 온도인 60℃까지 가열하기 위해서는 해수를 60℃ 이상으로 가열해야 하며, 이를 위한 추가적인 열원이 필요하다. 하지만 해수를 60℃ 이상으로 가열하기 위해 소모되는 에너지 보다, 해수를 이용해 기화된 암모니아를 투입 온도까지 가열하는 에너지가 더 적게 소모된다. 따라서, 본 연구에서는 해수를 사용하여 암모니아를 25℃까지 기화시키고, 배가스를 추가 열원으로 활용하여 암모니아를 투입 온도까지 가열하는 방식으로 해석을 진행하였다. 이 과정에서 암모니아 기화 온도는 해수 온도를 고려한 기화기의 종단 온도를 적용하였다.

Fig. 8.

Schematic diagram of the sensible heat utilization of sew water integrated with flue gas and steam (Case 3-1∼4).

해수의 응축기 투입 온도는 계절별로 다르기 때문에, 계절별로 응축기에서 필요한 해수의 유량이 달라지며, 이는 해수 펌프의 소요 동력에 영향을 준다. 해수의 투입 온도가 높은 여름이 겨울보다 많은 해수 유량이 필요하다. 본 연구에서는 가장 많은 유량이 필요하여 펌프 소요 동력도 가장 큰 여름철 해수 평균 온도를 적용하였다. 하지만, 해수 펌프 동력은 전체 발전량에 미미한 수준이어서 무시하였다.

암모니아를 액체에서 기화시키고 25℃까지 가열하기 위해 필요한 에너지는 전체 기화 에너지의 약 95%를 차지한다. Case 3-1∼3에서는 이 에너지를 해수로 충당하기 때문에, 배가스를 주된 열원으로 사용하는 Case 1과 비교하여 배가스 후처리 시스템의 배가스 배출 온도를 더 안정하게 유지할 수 있다.

Case 3에서 기화기를 설치할 위치로 Case 1과 같은 SCR 후단(Case 3-1), APH 후단(Case 3-2), GGH_R 후단(Case 3-3) 세 가지 경우를 분석하였다. Fig. 9에 나타난 바와 같이, 암모니아 혼소율 20%와 50%조건에서 해수를 활용함으로써 굴뚝에서의 배가스 배출 온도가 90℃ 이상으로 안정적으로 유지되는 것을 확인하였다. 이를 바탕으로 각각의 전력 생산량과 플랜트 효율 평가를 진행했다. 각 Case 별 전력 생산량은 Table 7에 나타내었고, 플랜트 효율 평가 결과는 Fig. 10에 나타내었다.

SCR 후단에 기화기를 설치한 Case 3-1에서는 Case 1-1과 마찬가지로 예열 공기 온도가 감소한다. 하지만 Case 1-1에 비해 암모니아 가열에 사용하는 열량이 작아 예열 공기 온도의 감소가 작게 나타났다. 예열 공기 온도는 약 1℃ 감소하였고, 이에 따라 전력 생산량 및 효율 감소도 작게 나타났다. 20% 혼소 시 전력 생산량은 1.7 MW_e, 효율은 0.07% 감소하였고, 50% 혼소 시 1.6 MW_e, 0.07% 감소하였다. 반면, APH 후단 및 GGH_R 후단에 기화기를 설치한 경우에는 예열 공기 온도의 감소가 나타나지 않았으며, 주 증기 및 재열증기의 온도 또한 감소하지 않았다. 이에 따라 전력 생산량 및 효율도 감소하지 않았다. 따라서 해수와 배가스를 함께 사용할 경우 배가스 측 기화기를 SCR 후단이 아닌 APH 후단이나 GGH_R 후단에 설치하는 것이 유리한 결과로 도출되었다.

Fig. 9.

Outlet temperatures of flue gas post treatment system according to Case 3-1∼3.

Fig. 10.

Simulation results of plant efficiency according to Case 3-1∼3.

3.2.4 해수+증기 활용(Case 3-4)

Case 3-4는 Case 3-1∼3과 동일하게 해수를 사용하여 암모니아를 기화시키고, 추가적으로 필요한 암모니아 기화열을 증기를 사용하여 목표 투입 온도까지 가열시키는 방식을 적용하였다. 이 경우, 터빈에서 추출되는 증기는 암모니아 기화 에너지의 보조 열원으로 사용되며, 그 과정에서 Case 2의 결과를 토대로 터빈 전력 생산량에 미치는 영향을 최소화하기 위해 저압 터빈 입구에서 증기를 추출하는 방식을 선택하였다.

Case 3-4의 전력 생산량 및 플랜트 효율 평가 결과는 Table 8과 Fig. 11에 나타내었다. 20% 혼소 시 추출 증기 유량은 0.57 kg/s로 Case 2에 비하여 대폭 감소하였고, 이에 따라 전력 생산량의 감소 또한 적었다. 전력 생산량은 0.4 MW_e감소하였고, 플랜트 효율은 0.01% 감소하였다. 50% 혼소의 경우 추출 증기 유량은 1.45 kg/s이며, 전력 생산량은 1 MW_e, 플랜트 효율은 0.04% 감소하였다.

Fig. 11.

Simulation results of plant efficiency of Case 3-4

3.3 기화 에너지 획득 방법에 따른 플랜트 효율 비교

기화 에너지 획득 방법을 최적화하기 위해 각 Case에서 효율 변화가 가장 적은 방법을 선정하여 비교하였다. 배가스를 활용하는 Case 1의 SCR 후단에 기화기를 설치한 Case 1-1과 Case 2의 저압 터빈 입구에서 증기를 추출하여 활용한 Case 2-3을 선택하였다. 해수와 배가스를 함께 적용한 방법에서는 GGH_R 후단에 기화기를 설치한 Case 3-3을 선택하였다. APH 후단과 GGH_R 후단에 기화기를 설치했을 때 전력 생산량 및 효율의 차이가 없어 GGH_R 후단에 기화기를 설치한 방법만 선택하여 비교를 진행했다. Case 1-1의 경우 50% 혼소 시에는 배가스 현열을 이용하기에 한계가 있기 때문에 20% 혼소 결과만 비교하였다.

각 Case의 효율 변화 결과는 Fig. 12에 나타내었다. 암모니아 20% 및 50% 혼소 조건 모두 Case 3-3(해수+GGH_R 후단의 배가스)에서 플랜트 효율 감소가 가장 작은 결과를 보였다. Case 3-3조건에서 해수 펌프의 소요 동력만 전체 발전량에 영향을 주는 것을 확인하였는데, 펌프 소요 동력은 입열량과 발전량에 비해 아주 작은 값을 보이기에 효율 변화에 영향을 미치지 못했다. 하지만, Case 3에서 다른 조건에서도 효율 저감이 미미하여, 플랜트의 상황 및 조건에 맞는 적절한 시나리오를 선정하면 될 것이라 사료된다.

Fig. 12.

Overall results of plant efficiency according to each case.

4. 결 론

본 연구에서는 암모니아 혼소 발전 시 암모니아 기화 에너지를 고려한 발전 성능 변화를 분석하였다. 이를 위해 870 MW_e 초임계 미분탄 발전 플랜트를 대상으로 보일러 시스템, 배가스 후처리 시스템, 터빈 시스템 모델을 연계한 플랜트 성능 예측 모델을 개발하였다. 암모니아 기화 에너지를 획득하기 위해 배가스, 증기, 해수를 활용하는 다양한 시나리오를 선정하였으며, 각 방법의 실현 가능성과 발전 성능에 미치는 영향을 평가하였다. 배가스를 활용하는 경우, 혼소율 20% 조건에서는 SCR 후단 배가스를 이용하는 방법이 적합하였으나, 혼소율 50% 조건에서는 배가스 온도가 낮아져 부적합하였다. 증기를 활용하는 방법에서는 저압 터빈 입구에서 증기를 추출하는 경우 전력 생산량 감소가 최소화됨을 확인하였다. 해수를 활용하는 경우, 암모니아 기화는 가능하지만 투입 온도까지 가열시키는데 한계가 있어, 배가스 또는 증기와 병행하여 활용하는 방법을 적용했다. 해수와 배가스를 함께 사용하는 방법에서는 APH 후단 또는 GGH_R 후단의 배가스를 활용할 때 전력 생산량 및 효율 감소가 나타나지 않았다. 해수와 증기를 함께 사용하는 방법에서는 저압 터빈 입구의 증기를 추출하는 것이 가장 효율 감소가 적었다.

최종적으로, 해수와 배가스(APH 후단 또는 GGH_R 후단)를 활용하여 암모니아 기화 에너지를 획득하는 방법이 플랜트 효율 관점에서 가장 적합한 방안으로 도출되었다. 본 연구에서는, 암모니아 혼소 발전을 위한 암모니아 기화 에너지 최적화 방안을 제시하였다. 또한, 암모니아 혼소 발전을 적용하려는 각 발전소에서 배가스, 증기, 해수 현열을 활용할 수 있는 환경을 분석하고, 발전 플랜트 맞춤별 암모니아 최적 기화 에너지 획득 시나리오 적용이 필요하다.