A Review of Industrial Hydrogen Burner Combustion Technology

Minho Kim; Yong Jea Kim; Kangmin Kim; Taeheum Park; Woosang Lee; Dong-hyuk Shin

doi:10.15231/jksc.2026.31.2.020

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Technical Notes

Journal of the Korean Society of Combustion. 30 June 2026. 20-33
https://doi.org/10.15231/jksc.2026.31.2.020

A Review of Industrial Hydrogen Burner Combustion Technology

산업용 수소버너 연소 기술 동향

Minho Kim¹

Yong Jea Kim²

Kangmin Kim²

Taeheum Park²

Woosang Lee²

Dong-hyuk Shin¹^†

김 민호¹

김 용제²

김 강민²

박 태흠²

이 우상²

신 동혁¹^†

¹Department of Aerospace Engineering, Korea Advanced Institute of Science and Technology

²Green Factory R&D Team, Hyundai Motor Group

¹한국과학기술원 항공우주공학과

²현대자동차 그린팩토리개발팀

^{*Corresponding Author}

License (open-access, http://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0):

This is an Open-Access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution Non-Commercial License (http://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0) which permits unrestricted non-commercial use, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is properly cited.

ABSTRACT

This study investigates recent developments in industrial hydrogen burner combustion technology. Since the Paris Climate Agreement in 2015, carbon neutrality has become a global priority. Consequently, decarbonizing the industrial combustion sector, a major contributor to global CO₂ emissions, has emerged as a pressing issue. As a carbon-free fuel, hydrogen has gained focus as a viable alternative. A successful transition to hydrogen fuel requires not only developments in combustion technology but also a stable hydrogen supply infrastructure and NO_X emission reduction technologies. To support this transition, this study reviews the hydrogen policies and NO_X emission regulations of major countries, alongside current trends in hydrogen burner combustion technology.

Keywords

Industrial burner

Hydrogen

Nitrogen oxides

Combustion technology

MAIN

기 호 설 명
1. 서 론
2. 주요 국가의 수소 생산 정책 및 지원
2.1 미국
2.2 유럽
2.3 한국
3. NOX 평가 및 배출기준
3.1 NO_X 평가 방법
3.2 NO_X 배출 규제 한도
4. 해외 산업용 수소버너 기술 동향 및 현황
4.1 해외 연구 기관 진행 연구 동향
4.2 해외 제작사 기술개발 현황
5. 국내 산업용 수소버너 기술 동향 및 현황
6. 결 론

기 호 설 명

BAT : Best Available Techniques

BEIS : Department for Business, Energy & Industrial Strategy

BIL : Bipartisan Infrastructure Law

BMWi : Federal Ministry for Economic Affairs and Energy

CCS : Carbon Capture and Storage

CFD : Computational Fluid Dynamics

DOE : Department of Energy

EAF : Electric Arc Furnace

FGR : Flue Gas Recirculation

HRSG : Heat Recovery Steam Generator

IRA : Inflation Reduction Act

LBM : Lattice Boltzmann Method

LNI : Low NO_X Injection

NET : New Excellent Technology

NG : Natural Gas

NO_X: Nitrogen Oxides

POC : Product of Combustion

RANS : Reynolds Averaged Navier Stokes

RFCS : Research Fund for Coal and Steel

TRL : Technology Readiness Level

$S$ : Fuel Factor

$L H V_{V}$ : lower heating value on a volume basis

$p p m v d$ : parts per million by volume on a dry basis

$X_{i}$ : mole fraction of species i

$M W_{i}$ : molecular weight of species i

Subscripts

$d r y$ : measured on dry basis

$w e t$ : measured on wet basis

$s t o i c h$ : stoichiometric state

$r e f$ : reference oxygen level %

1. 서 론

산업용 버너는 연료와 산화제를 연소시켜 화학 에너지를 열 에너지로 변환하는 열기관으로 산업 연소 분야의 핵심 구성 요소이다. 다양한 산업이 필요한 열원을 얻기 위해 연소 공정에 의존하며, 일반적으로 금속 및 광물의 생산, 폐기물 소각, 건조, 보일러, 발전 등의 용도로 사용된다. 연료, 산화제, 연소실 형상, 출력, 화염 온도 및 운동량 등 다양한 설계 변수에 따라 여러 유형의 버너가 존재하기 때문에 해당 공정에 적합한 버너의 설계를 위해서는 이러한 응용 분야에 대한 이해가 필요하다[1].

산업용 연소 시스템의 개략적인 구성은 Fig. 1과 같다. 유량 제어 시스템과 송풍기를 통해 공급된 연료와 공기는 버너에서 혼합 연소된다. 연소로(furnace) 내부에서 형성된 화염은 피가열물(load)에 열에너지를 공급한다. 연소 후 발생한 가스는 배기팬을 거쳐 열교환기를 통과하며 연소용 공기를 예열한다. 이후 오염물질 제어 시스템에서 처리된 후 대기로 방출된다. 이러한 산업 연소 시스템에서 버너의 구성은 다음과 같다.

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Fig. 1.

Schematic of an industrial combustion process[1].

Fig. 2에 보이듯 버너는 파일럿(pilot), 플레넘(plenum), 버너 타일(burner tile), 컨트롤(control)로 구성된다. 파일럿은 주 화염 점화를 위한 보조 화염으로 별도의 예혼합 가스가 공급된다. 플레넘은 연소공기 또는 예혼합 가스의 흐름을 안정시켜 버너 출구로 균등하게 분배하는 통로로 크기가 과대하면 출구 흐름이 불균등해지고, 과소하면 압력 손실이 발생한다. 버너 타일은 화염 형상 형성과 내부 부품 과열을 방지하고 블러프 바디(bluff body) 구조나 혼합 촉진용 홀 등을 통해 화염 안정성 및 혼합 성능 향상에 기여하기도 한다. 컨트롤은 버너 내부의 연료 및 공기 흐름을 제어하는 구성 요소를 의미한다[2].

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Fig. 2.

Schematic of a typical burner: staged air (left) and staged fuel (right)[2,3].

버너는 혼합 유형, 연료 유형, 산화제 유형, 통풍 방식(draft type), 가열 방식, 형상 등에 따라서 분류된다. Fig. 2(좌)의 버너는 팬을 이용해 연소용 공기를 단계적으로 분할 공급하는 강제통풍식 공기 다단(air staging) 연소 버너이다. Fig. 2(우)는 연료 다단(fuel staging) 연소 버너로 연료를 단계적으로 분할 공급하며 연소로에서 발생하는 부압(negative draft) 및 연료 제트가 주변공기를 끌어들이는 효과에 의해 공기가 버너로 유입되는 자연통풍 방식이다.

과거 버너의 설계는 연료를 효율적으로 연소시켜 가능한 한 많은 에너지를 얻는 데 중점을 두었다. 그러나 환경에 대한 관심이 증가함에 따라 연소 시 배출되는 오염물질의 양을 줄이는 것이 중요한 설계 사항이 되었다. 2015년 파리협정을 통해 195개국이 온실가스 감축에 합의하였으며[4], 2025년 137개국이 탄소중립을 선언하였다[5]. 그러나 Fig. 3에서 보듯이 전 세계 CO₂ 배출량은 매년 증가하고 있다[6]. 발전 분야가 가장 높은 비중을 차지하고 있으며, 산업 연소 분야는 세 번째로 높은 비중을 차지한다. 이는 대부분의 산업이 여전히 화석연료에 의존하고 있기 때문이다. 이에 따라 친환경 에너지원으로의 연료 전환이 주요 과제로 떠올랐으며, 특히 무탄소 연료인 수소는 CO₂ 배출을 근본적으로 차단할 수 있다는 점에서 유력한 대안으로 주목받고 있다.

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Fig. 3.

Global CO₂ emissions by sector.

수소는 높은 화염 온도로 인해 NO_X 배출이 증가할 수 있다. NO_X는 호흡기 질환 및 산성비를 유발하는 대표적인 환경오염물질로 인체와 환경에 악영향을 미친다. 따라서 수소 연료 도입 시 NO_X 저감은 기존의 CO₂ 감축과 함께 반드시 해결해야 할 문제이다. NO_X 생성량은 온도에 의존적이며 Fig. 4에서 보듯이 약 1,400 K 이상의 온도에서 NO_X 생성량이 급증한다. 철강 및 세라믹 산업은 공정 특성상 고온 열원이 요구되므로 해당 산업 분야에서 상당한 양의 NO_X가 배출될 것으로 예상된다. 현재 발전 및 항공 엔진용 수소 터빈에 대한 연구는 활발히 진행되고 있으나, 산업용 수소버너에 대한 연구는 상대적으로 부족하여 기술 현황에 대한 체계적인 정리가 필요하다.

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Fig. 4.

Industrial temperature ranges and NO_X temperature dependence (Air/CH₄)[3].

본 고찰에서는 글로벌 수소 생산 정책과 NO_X 배출 규제 현황을 검토하고, 국내외 산업용 수소버너의 기술 개발 동향을 종합적으로 정리함으로써 현재 기술 수준을 파악하고 향후 연구 방향을 제시하고자 한다.

2. 주요 국가의 수소 생산 정책 및 지원

탄소중립 달성을 위한 핵심 수단으로 수소 연료가 주목받고 있으나, 이를 실현하기 위해서는 수소 연소 기술의 개발과 함께 안정적인 수소 공급 기반 확보가 필요하다. 현재 수소는 화석연료 대비 높은 생산 단가와 저장 및 운송 인프라 부족 등 기술적, 경제적 어려움에 직면해 있다. 또한 수소 생산 과정에서의 탄소 배출 여부도 중요한 고려 사항이다. 수소는 생산 방식에 따라 그레이(gray), 블루(blue), 그린(green) 수소로 분류된다. 그레이 수소는 천연가스 개질을 통해 생산되며 이 과정에서 상당량의 CO₂가 배출된다. 블루 수소는 그레이 수소와 동일한 방식으로 생산되나 탄소 포집 및 저장(CCS) 기술을 적용하여 배출량을 저감한 것이다. 그린 수소는 재생에너지 기반의 수전해를 통해 생산되며 탄소 배출이 없는 청정수소이다[7]. 수소 연료 사용 시 탈탄소 효과를 극대화하기 위해서는 청정수소 중심의 생산 체계가 필수적이다. 이를 위해 각국은 관련 정책 및 지원을 마련하고 있으며, 그중 미국과 유럽연합 그리고 한국 등 주요 국가의 정책 및 지원에 대해서 살펴보고자 한다.

2.1 미국

미국은 2021년 초당적 인프라법(BIL)을 시작으로 2022년 인플레이션 감축법(IRA), 2023년 국가 청정수소 전략 및 로드맵을 순차적으로 발표하며 수소 에너지 정책을 체계적으로 구체화하고 있다. 초기에는 BIL을 통해 대규모 재정 투자와 청정수소 기준을 정의하여 산업의 기반을 조성하였으며, 이후 IRA의 세액공제 등 경제적 인센티브를 도입하여 생산 원가 절감을 유도하였다. 이러한 법적 기반 위에 국가 로드맵을 수립하였으며, 2050년 탄소중립 달성과 연간 5,000만 톤 수소 생산이라는 구체적인 국가 비전을 제시하였다. 나아가 2030년까지 1 kg당 수소 생산 단가를 1 달러 이하로 낮추는 이른바 1-1-1 정책을 통해 수소 연료의 보급화를 목표로 한다. 특히 미국은 300°C 이상의 고온 열원이 요구되어 전력화가 어려운 산업을 난감축 분야로 정의하였고, 이러한 분야에 수소를 우선적으로 도입하고자 한다. 이처럼 미국의 수소 정책은 법적 기반 조성에서 경제적 인센티브 도입, 국가 비전 수립과 보급화로 이어지는 단계적 고도화 전략을 취하고 있다. 각 정책의 주요 내용은 Table 1과 같다.

Table 1.

US clean hydrogen policy overview[8,9,10]

Category	2021 Bipartisan Infrastructure Law	2022 Inflation Reduction Act	2023 National Clean Hydrogen Strategy and Roadmap
Key policy 1	Clean Hydrogen Hubs - Link production, transport, and consumption - $8 billion for 2022–2026	Clean Hydrogen Tax Credit - Max $3 credit for emission ≤ 0.45 kgCO₂/kgH₂	National Hydrogen Vision - Net-zero by 2050 - Produce 50 Mt of H₂ annually
Key policy 2	Clean Hydrogen Standard - Emission ≤ 2 kgCO₂/kgH₂ - Revised every 5 years	Double Tax Credit - Reduce electricity costs - Reduce H₂ production costs	3 Core Strategies - Focus on hard-to-abate sectors - Reduction production costs (1-1-1), regional hubs
Key policy 3	Electrolytic H₂ Production Cost - Below $2/kg by 2026 - $1 billion investment	Energy Investment Tax Credit - Investment tax credit based on facility asset value	Clean H₂ Production Standard - Emission ≤ 4 kgCO₂/kgH₂

2.2 유럽

유럽연합은 2020년 기후중립을 위한 수소 전략(A Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe)을 시작으로 2022년 REPowerEU, 2025년 청정 산업 협약(Clean Industrial Deal)을 순차적으로 발표하며 수소 에너지 정책을 체계적으로 구체화하고 있다. 초기에는 수소를 탈탄소화의 핵심 수단으로 지목하고 연구 및 개발 목표를 정했으나 러시아-우크라이나 전쟁을 계기로 러시아산 화석연료 의존에서 벗어난 에너지 독립의 필요성이 강조되었고, 수소의 역할이 탈탄소화 수단에서 에너지 독립 수단으로 확대되었다. 이에 따라 REPowerEU 정책을 통해 수소 공급 확대와 산업 전반의 탈탄소화로 정책 범위를 확대하였다. 나아가 2025년에는 법적 기반 정비와 수소 은행 설립을 통한 대규모 금융 지원으로 수소 시장의 상업화를 가속하며, 수요와 공급을 연결하는 생태계 구축에 주력하고 있다. 이처럼 유럽연합의 수소 정책은 기술 기반 구축에서 공급 확대, 시장 상업화로 이어지는 단계적 고도화 전략을 취하고 있다. 각 정책의 주요 내용은 Table 2와 같다.

Table 2.

EU hydrogen policy overview[11,12,13]

Category	2020 A Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe	2022 REPowerEU	2025 Clean Industrial Deal
Key policy 1	Net Zero by 2050 - H₂ as key element for decarbonization - Announce hydrogen strategy	Accelerate Hydrogen Economy - Deploy 20 Mt of H₂ by 2030 - Build infrastructure and secure funding	Adopt Low-Carbon Hydrogen Delegated Regulation - Specify production rules - Provide legal certainty and accelerate investment
Key policy 2	Phased Electrolyzer Expansion - 6 GW by 2024 → 40 GW by 2030 - Decarbonize existing H₂ production	Decarbonize Industry and Transport - Electrify industrial processes - Expand zero-emission vehicles	European Hydrogen Bank - €1 billion funding - Support for expanding H₂ production
Key policy 3	European Hydrogen Alliance - Build R&D infrastructure - Grow supply and demand	Financial Support - Introduce carbon contracts for difference (CCfD) - Support clean technology adoption costs	Establish H₂ Marketplace - Connect supply and demand - Aggregate industrial H₂ demand

2.3 한국

한국은 2020년부터 2024년까지 지속적으로 수소경제위원회를 개최하며 수소 에너지 정책을 체계적으로 구체화하고 있다. 초기에는 청정수소 생태계 조성을 위해 수소 전문기업 육성과 수전해 기술 국산화 등 산업 기반 마련에 집중하였다. 이후 수소 1 kg당 온실가스 배출량 4 kg 이하를 기준으로 하는 청정수소 인증제를 도입하여 청정수소의 정의를 공식화하였으며, 수전해·운송선·트레일러·충전소·연료전지(모빌리티/발전)·터빈·운반차·암모니아·배관 등 10대 전략 분야의 국산화를 위해 전문기업 20개사 육성 계획 등 구체적인 수치를 설정하였다. 나아가 2024년에는 동해·삼척, 포항을 수소 특화단지로 지정하여 집중 지원하는 지역 거점 중심 전략과 함께, LNG선 건조 분야에서 확보한 기술 경쟁력을 액화수소 운반선으로 확장하여 글로벌 수소 공급망 시장을 선점하겠다는 대외 전략을 수립하였다. 이처럼 한국의 수소 정책은 산업 기반 구축에서 인증 체계 정비, 거점 중심의 상업화로 이어지는 단계적 고도화 전략을 취하고 있다. 각 정책의 주요 내용은 Table 3과 같다.

Table 3.

Korea hydrogen economy committee policy overview[14,15,16]

Category	2022 5th Hydrogen Economy Committee	2023 6th Hydrogen Economy Committee	2024 7th Hydrogen Economy Committee
Key policy 1	Build Clean Hydrogen Ecosystem - Create large-scale H₂ demand - 7.1% Clean Hydrogen Power Generation Share by 2036	Clean Hydrogen Certification - Provide incentives - Emission ≤ 4 kgGHG/kgH₂	Hydrogen Hub - Donghae, Samcheok H₂ storage/transport (317.7B KRW), Pohang H₂ fuel cell power (191.8B KRW)
Key policy 2	World Leading Hydrogen Industry - Develop 7 strategic sectors - Nurture 600 specialized companies	Foster Materials, Parts, Equipment - Achieve 80% domestic production in 10 key component sectors by 2030	Lead Liquefied H₂ Carrier Market - Capture market via LNG tech - Demo by 2027, commercialize by 2040
Key policy 3	Hydrogen Technology Future Strategy - Localize electrolysis technology - Secure No. 1 in hydrogen mobility market	National Hydrogen Research Center - MW-scale electrolysis technology - Cost competitiveness	Hydrogen City 2.0 - Expand H₂ production facilities and fuel cells - Expand H₂ transport infrastructure

3. NO_X 평가 및 배출기준

연소 과정에서 생성되는 NO_X는 주로 NO와 NO₂의 형태로 존재한다. 인체에 노출될 경우 호흡기·눈·목의 자극, 두통, 구역질 등을 유발하며 심한 경우 폐렴, 폐수종 등의 호흡기 질환으로 이어질 수 있다. 이 외에도 대기 중 수증기, 오존, 암모니아 등과 반응하여 2차 미세먼지를 생성함으로써 대기 환경에도 악영향을 미친다[17,18]. 이러한 유해성으로 인해 NO_X 배출에는 엄격한 규제가 요구된다. 그러나 연소 배기가스에 외부 공기를 다량 주입하면 오염물질 농도를 의도적으로 희석할 수 있으며, 시설마다 사용하는 과잉공기량이 달라 동일한 기준으로 비교하기 어렵다. 이를 보완하기 위해 실제 측정된 산소 농도를 표준 산소 농도로 환산한 배기가스 농도값을 사용한다. 이를 통해 시설 간 객관적인 비교가 가능하며, 주로 사용되는 NO_X 평가 방법에 대해 소개하고자 한다.

3.1 NO_X 평가 방법

3.1.1 Dry NO_X 환산기준

배출가스 중 NO_X를 측정하는 가장 일반적인 방법은 배출가스 중 수분을 제거한 건조가스의 성분을 측정하는 것이다. 실제 배출가스에는 수분이 포함되어 있어 측정 시스템의 부식을 야기하므로 수분을 제거한 건조가스에서 NO_X와 산소의 몰(체적) 분율을 각각 식 (1), (2)와 같이 정의한다.

(1)

X_{N O_{X, d r y}} = X_{N O_{X, w e t}} \times \frac{1}{1 - X_{H_{2} O}}

(2)

X_{O_{2, d r y}} = X_{O_{2, w e t}} \times \frac{1}{1 - X_{H_{2} O}}

수분 제거 후 측정된 $X_{{NO}_{X, dry}}$ 를 표준 산소 농도 기준으로 환산하는 과정은 식 (3)과 같다[19].

(3)

N O_{X, O_{2, r e f}} = X_{N O_{X, d r y}} \times \frac{(0.209 - X_{O_{2, r e f}})}{(0.209 - X_{O_{2, d r y}})} [p p m v d]

여기서 $X_{O_{2, ref}}$ 는 표준 산소 농도로 배출허용기준에 따라 결정된다. 식 (3)을 적용하면 시설별 산소 농도가 다르더라도 동일한 기준으로 NO_X 배출량을 비교할 수 있다. 그러나 단위가 다른 경우도 있다. 한국은 ppmv, 유럽은 mg/m³의 단위를 사용하므로 이상기체 상태 방정식으로부터 몰분율을 밀도로 변환하는 식 (4)를 도입하였다. 1 atm, 25°C 조건에서 ppmvd 단위의 NO_X 농도에 1.88을 곱하여 mg/m³ 단위로 환산한다. 연소 시 발생하는 NO_X는 대부분 NO이나, 대기로 방출된 후 NO₂로 산화되므로 최종 오염물질은 NO₂가 된다. 그러므로 NO_X환산 시 NO₂의 분자량을 사용한다.

(4)

N O_{X, O_{2, r e f}} [m g / m^{3]} = N O_{X, O_{2, r e f}} [p p m v d] \times \frac{P}{\bar{R} T} M W_{N O_{2}}

3.1.2 에너지 기반 환산기준[20]

에너지 기반 환산은 NO_X 배출량을 단위 열량당 질량으로 표현하는 방법이다. 수소 연료는 연소 시 H₂O의 생성 비율이 탄화수소계 연료보다 높아 건식(dry) 환산 기준 적용 시 NO_X가 과대평가될 수 있다. 이러한 이유로 에너지 기반 환산의 필요성이 제기되고 있으며, 실제로 미국은 NO_X 배출 규제 기준의 일부를 에너지 기반으로 표기하고 있다[21]. 에너지 기반 환산은 연료의 조성과 발열량을 통해 도출된다. 일반적인 연료 조성 $C_{n} H_{m} O_{l} N_{p} S_{k}$ 에 대한 화학양론적 공기 요구량은 식 (5)와 같다. 연료인자(fuel factor) $S_{Stoich}$ 는 연료 단위 열량당 발생하는 건조 배기가스의 부피를 나타내며 식 (6)과 같이 구해진다. 식 (7)은 연료인자를 표준 산소 농도로 환산하는 과정을 보여준다. NO_X를 구성하는 성분을 모두 NO₂로 가정하고 $ρ_{{NO}_{2}} = 2.053 [k g / m^{3}]$ 를 적용하면, NO_X의 에너지 기반 배출량은 식 (8)과 같이 계산된다. NO₂로 가정하는 이유는 앞서 기술한 바와 같다. 15% O₂ 조건에서 수소의 연료인자는 $0.616 [m^{3} / MJ]$ 이다.

(5)

v_{stoich} = \frac{m}{4} + n - \frac{l}{2} + k

(6)

S_{stoich} = \frac{n + k + \frac{p}{2} + v_{stoich} \cdot 3.77}{L H V_{V}} [m^{3} / M J]

(7)

S @ O_{2, ref} = S_{stoich} \cdot (\frac{0.2095 - 0.0}{0.2095 - X_{O_{2, ref}}})

(8)

N O_{X} = N O_{X, O_{2, r e f}} \cdot ρ_{N O_{2}} \cdot S @ O_{2, r e f} [mg / MJ]

3.2 NO_X 배출 규제 한도

한국의 NO_X 배출 허용 기준은 대기환경보전법 시행규칙에 명시되어 있으며, 시설별 기준은 Table 4와 같다. 괄호 안의 수치는 표준 산소 농도를 나타낸다. 2020년을 기점으로 기준이 강화되었으며, 일반 보일러의 경우 4% O₂ 기준으로 2020년 이전 40∼150 ppmvd에서 2020년 이후 20∼60 ppmvd로 약 2배 강화되었다. 배출 허용 기준은 설치 시기와 시설 규모에 따라서 다르게 적용된다. 2001, 2007, 2015년을 기준으로 설치 시기가 최근이고 증발량, 배출량, 열량 등 시설 규모가 클수록 허용되는 배출량이 작다. 또한 사용 연료에 따라서도 그 기준이 다르다. 본 표는 기체 연료를 사용하는 시설을 기준으로 정리하였다.

Table 4.

Korea NO_X emission limits overview[22]

Emission facility	Pre-2020 limit [ppmvd]	Post-2020 limit [ppmvd]	Note
Boiler	40 – 150 (4)	20 – 60 (4)
Waste incineration	70 - 90 (12)	50 – 70 (12)
Metals processing	80 – 200 (11)	80 – 150 (11)	Heating, Annealing, Drying
Organic chemicals	70 – 180 (4)	50 – 130 (4)	Heating
Manufacture of glass	180 – 330 (13)	135 – 250 (13)	Melting, Dissolving
Production of cement	100 – 330 (13)	80 – 270 (13)	Melting, Dissolving, Drying
Production of lime	100 – 330 (13)	80 – 210 (13)	Melting, Dissolving, Drying

유럽의 NO_X 배출허용기준은 BAT Reference Documents에 명시되어 있으며, 시설별 배출허용기준은 Table 5와 같다. 환산허용기준은 식 (4)를 이용하여 1 atm, 25°C 조건에서 한국과 동일한 산소 농도 및 단위로 산정한 값이다. 유럽 또한 한국과 같이 설치 연도와 규모에 따라 배출기준을 차등 적용하며, 환경규제를 선도하고 있는 만큼 한국에 비해 더 세밀하고 엄격한 기준이 요구된다. 다만, 유리산업은 한국보다 완화된 기준이 적용된다.

Table 5.

EU NO_X emission limits overview[23,24,25,26,27,28]

Emission facility	Emission limit [mg/m³]	Converted limit^* [ppmvd]	Note
Boiler	10 – 110 (3)	5 – 56 (4)
Waste incineration	50 – 150 (11)	23 – 72 (12)
Metals processing	80 – 350 (3)	23 – 103 (11)	Feedstock heating
Organic chemicals	50 – 200 (3)	25 – 101 (4)	Olefins, EDC
Manufacture of glass	500 – 800 (8)	162 – 261 (13)	Container, Flat, Special Glass
Production of cement	200 – 450 (10)	77 – 174 (13)	Preheater kilns
Production of lime	100 – 350 (11)	42 – 149 (13)	PFRK, ASK, MFSK, OSK

^*Converted to ppmvd at 1 atm and 25°C using the same reference O₂ concentration as Korea, via Eqs. (3) and (4).

4. 해외 산업용 수소버너 기술 동향 및 현황

4.1 해외 연구 기관 진행 연구 동향

현재 해외 여러 연구기관에서 정부 및 공공기관의 지원을 받아 산업용 수소 전소 및 혼소 버너에 대한 연구가 활발히 진행되고 있다. 유럽과 영국을 중심으로 철강, 유리, 석회 등 고온 열원이 요구되는 산업 분야에 수소버너를 도입하기 위한 연구가 이루어지고 있으며, 특히 철강 분야에서의 수요가 두드러진다.

유럽의 경우 RFCS(Research Fund for Coal and Steel)와 호라이즌 유럽(Horizon Europe) 기금을 통해 철강 산업에서 사용되는 천연가스 버너를 수소버너로 대체하기 위한 연구를 지원하고 있으며, 과제 규모는 수백만 유로에서 수천만 유로에 달한다. 참여 기관은 수소 공급을 담당하는 가스 기업, 버너 제조사, 실증을 위한 철강 기업, 그리고 해석 및 연구를 수행하는 대학 및 연구기관으로 이루어져 있다. 특히 독일의 RWTH Aachen University는 다수의 과제에 참여하며 핵심 연구기관의 역할을 수행하고 있는 것으로 확인된다. 영국의 경우 산업용 연료 전환 경진대회(Industrial Fuel Switching Competition)를 통해 단계적 실증 방식을 채택하였다. 1·2·3단계로 구성된 경진대회 형식을 통해 유리 및 석회 제조 공정을 대상으로 수소버너 도입 가능성 검토부터 현장 실증까지 체계적으로 추진하였다는 점에서 주목할 만하다. 각 연구의 세부적인 내용은 Table 6과 Table 7에 정리하였다.

Table 6.

EU hydrogen burner research project[29,30,31,32,33]

Lead	Country	Duration & cost	Partners	Funder	Research topic	Project
RWTH Aachen University	Germany	2023-2026 €24,007,413 ($27,846,318)	Tecnalia, Ceit, Politecnico di Milano, University of Oulu, GHI, Sarralle, European Aluminium, NTNU, Swerim, Linde, Nippon Gases, Constellium, Speira, SSAB, Luxmet, Cloudselling, Barcelona Supercomputing Center, ArcelorMittal, Toyota Motor Europe, SICK, 7 Steel, ESTEP, Metlen, Befesa, RHI Magnesita, Danieli, EGEN	EU	Develop H₂ combustion systems for decarbonization of high-temperature steel and aluminum heating processes through demonstration at 8 industrial sites.	HyInHeat Hydrogen technologies for decarbonization of industrial heating processes
Universite libre de Bruxelles	Belgium	2024-2026 €7,005,639 ($8,125,840)	2A, Nippon Gases, Fraunhofer, Tecnalia, GHI, GWI, Bluenergy Revolution, EKW, European Aluminium	EU	Develop and validate a 100% H₂ low-NO_X combustion system for aluminum recycling furnaces through full-scale (2 MW) demonstration.	H2AL Full-scale demonstration of replicable technologies for Hydrogen combustion in hard to Abate Industries: The Aluminium use-case
RINA	Italy	2022-2026 €4,999,261 ($5,798,642)	Tenova, Nunki Steel, Tata Steel, Swerim, SSAB, Linde, ArcelorMittal, Snam, De Nora, Dalmine	EU	Demonstrate H₂/NG co-firing for steel reheating and heat treatment and assess product quality impacts.	HyTecHeat Hybrid technologies for sustainable Steel reheating
SINTEF	Norway	2023-2026 €31,862,996 ($ 36,957,889)	SINTEF Manufacturing, STAM, Steinbeis Innovation, We Plus, NTNU, Stara Glass, Hydro Havrand, Steklarna Hrastnik, KemijskiInštitut, Fraunhofer, UPC, European Aluminium, Stazione Sperimentale del Vetro, VetroBalsamo, OCV Chambery, ZignagoVetro, SENER, CIB Unigas	EU	Build and validate a 100% H₂ combustion technology targeting 80% CO₂ reduction in glass and aluminum industries through TRL 7 on-site demonstration.	H2GLASS Advancing Hydrogen technologies and smart production systems to decarbonise the Glass and Aluminium sectors
RINA	Italy	2021-2025 €3,203,343 ($ 3,714,948)	RWTH Aachen University, CELSA, Pittini, Nippon Gases, SMS, Beltrame	EU	Develop and demonstrate a 100% H₂ burner to replace NG burners in EAF processes representing 41.5% of EU steel production at 2 industrial sites.	DevH2forEAF Developing and enabling H2 burner utilization to produce liquid steel in EAF

Table 7.

EU & UK hydrogen burner research project[34,35,36,37,38,39].

Lead	Country	Duration & cost	Partners	Funder	Research topic	Project
UGITECH	France	2023-2027 €8,545,422 ($ 9,910,211)	DEW, Messer, Genvia, VDEh, Graz University of Technology, Calderys, HALAS	EU	Introduce H₂ burners at 5 steel plants using waste heat-based H₂ (< €2/kg) and TRL 7 oxy-hydrogen combustion, targeting 4.5 Mt CO₂/yr reduction by 2032.	HYDREAMS Clean Hydrogen and digital tools for reheating and heat treatment for Steel
CELSA	Spain	2023-2027 €8,575,321 ($ 9,945,014)	Fives, Nippon Gases, BSC, RWTH Aachen University, University of OULU, Calderys, Swerim, SSAB	EU	Apply H₂/NG co-firing burners and digital twin technology to existing reheating furnaces, gradually increasing the H₂ co-firing ratio to achieve decarbonization and NO_X reduction.	TWINGHY Digital twins for green Hydrogen transition in Steel industry
GWI	Germany	2020-2021 -	BVGlas, HVG	BMWi	Clarify the effects of up to 100% H₂ combustion on glass quality and process efficiency through experiments and simulation, and develop technical guidelines for industrial application.	HyGlass Hydrogen utilization in the Glass industry as a means of reducing CO₂ emissions and the use of renewable Gases
Progressive Energy	UK	2019-2022 £5,240,000 ($7,019,565)	NSG, Unilever, Essar	BEIS	Apply H₂ combustion to existing glass furnaces and boilers, demonstrating NG-equivalent efficiency and NO_X compliance without full equipment replacement.	HyNet North West– industrial fuel switching
Glass Futures	UK	2019-2022 £7,120,000 ($9,538,034)	Encirc, NSG, Linde, Flammatec, HEINEKEN, Diageo, Vidrala, O-I, Ardagh, Stoelzle, Guardian Glass, Element Energy	BEIS	Decarbonize the UK glass industry using biofuel, electric melting, CCUS, and H₂ (co-firing and full-firing) technologies, evaluating technical and economic feasibility and key performance metrics at industrial and pilot scales.	Alternative fuel switching technologies for the Glass sector
MPALime	UK	2020-2022 £2,820,000 ($3,777,704)	Tarmac Buxton Lime, Stopford, EESAC, BOC, Lhoist UK, Singleton Birch	BEIS	Introduce H₂ as an NG substitute in high-calcium lime manufacturing, evaluating key process and environmental factors to confirm its suitability for industrial application.	Hydrogen alternatives to natural gas for Calcium lime manufacturing

4.2 해외 제작사 기술개발 현황

4.2.1 Zeeco

미국의 Zeeco는 ExxonMobil과의 공동 연구를 통해 100% 수소 전소가 가능한 차세대 ULNB 버너인 FREE JET® Gen 3™를 개발하였다. 수소는 천연가스 대비 높은 화염속도와 온도로 인해 역화와 NO_X 배출량이 증가하는 문제가 있다. Zeeco는 이를 해결하기 위해 사각형 버너 타일 구조를 적용하였다. 균일한 공기 분포를 형성하는 원형타일과 달리 사각형 타일에서는 공기 희박 영역과 과잉 영역이 불균일하게 형성된다. 이때 연료 분사 팁을 공기 희박 영역에 배치함으로써 다단 연소 효과가 발생하며, 이를 통해 최고 화염 온도를 억제한다. 또한 팁 끝에 다수의 노즐을 두어 화염 길이를 단축하고 연소 가스의 고온 체류 시간을 단축함으로써 열적 NO_X 생성을 저감한다[40].

Fig. 5에 나타낸 바와 같이 NO_X 배출량은 수소 농도 증가에 따라 80% H₂ 지점까지 상승한 후 100% H₂에서 다시 감소하는 경향을 보이며, 수소 전소 시 자연 통풍 조건에서 약 10 ppmvd, 강제 통풍 조건에서 약 9 ppmvd를 달성하였다. 안정성 측면에서는 5:1의 Turn-down ratio를 확보하였으며, 수소 전소부터 혼소까지 다양한 연료 조성에서 안정적으로 화염을 유지하는 것이 확인되었다. 2024년 초 ExxonMobil의 텍사스 베이타운 시설 현장 실증에서도 NO_X 배출량이 12 ppmvd 이하로 유지되어 성능이 검증되었다. 버너의 형상은 Fig. 6과 같다.

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Fig. 5.

ZEECO FREE JET Gen 3 NO_X data[40].

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Fig. 6.

Single burner testing showing various contents of hydrogen in natural gas[40].

4.2.2 Fives

프랑스의 Fives는 에너지, 시멘트, 광물 등 다양한 산업 분야에 수소 연소 버너를 공급하고 있다. 보일러용 저녹스 수소버너인 Pillard LONOxFLAM^®, Pillard NANOxFLAM^® 시리즈와 HRSG 후연소용 Hy-Ductflam™, 시멘트 로터리 킬른용 Pillard NOVAFLAM^® 및 ROTAFLAM^®, 펠릿 건조 공정용 Pillard^® Heat Gen System 등 산업 분야별로 특화된 제품군을 갖추고 있다. 수소 연료의 특성 분석을 위해 RANS 방식과 함께 LBM 기반의 CFD 연소 해석 기술을 개발·활용하고 있으며, Fig. 7에 나타낸 바와 같이 수소 전소 시 천연가스 대비 NO_X 배출량이 최대 약 210% 증가할 수 있음을 예측하였다[42].

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Fig. 7.

Impact of hydrogen blend ratio on the NO_X increasing factor[41].

Fives는 NO_X 저감을 위해 Fig. 8과 같은 Low NO_X Injection(LNI) 방식을 도입하였다. LNI 기술은 연소로 내부 온도가 1033 K 이상에 도달하였을 때 연료 노즐 분사 위치를 버너 타일 포트 인접부로 전환한다. 이때 연료 제트가 연소 생성물(POC)을 화염으로 끌어들이고 국부적인 산소 농도를 낮춤으로써 화염 온도를 억제한다[42]. 이는 배기가스 재순환(FGR)의 원리를 응용한 것으로, 별도의 재순환 설비 없이 연료 분사 위치 조정만으로 동등한 효과를 구현할 수 있다는 점에서 실용적 가치가 높다. Fig. 9에 나타낸 바와 같이 LNI 기술을 적용함으로써 기존 버너 대비 NO_X 배출량을 절반 이상 저감할 수 있음을 예측하였다.

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Fig. 8.

Schematic of the HiRAMLNI operational transition[42].

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Fig. 9.

Comparison of NO_X emissions between standard and LNI burner[42].

5. 국내 산업용 수소버너 기술 동향 및 현황

국내에서도 산업통상자원부, 중소벤처기업부, 환경부 등 정부 부처의 지원을 바탕으로 산업용 수소버너 개발 연구가 진행되고 있다. 버너 제조사, 실증 기업, 대학 및 연구기관이 협력하는 구조를 취한다는 점에서 앞서 살펴본 유럽의 연구 체계와 유사하다. 연구 대상 분야의 경우 주로 철강 및 유리 산업을 중심으로 수소버너 도입이 추진되고 있으며, 특히 보일러용 수소버너에 대한 연구가 활발하게 진행되고 있다. 이는 난방용 온수보일러 시스템이 보편화 되어있는 국내의 특성이 반영된 결과로 보인다.

부스타는 산업통상자원부의 지원을 받아 수소 전소가 가능한 관류 보일러용 연소기 개발을 진행하고 있다. 역화 방지 구조 설계와 희박 가연한계를 활용한 NO_X 저감을 핵심 목표로 설정하고, CFD 해석과 0.5 ton/hr급 관류 보일러 현장 실증을 수행하여 상용화 기반을 마련하였다. 이후 2 ton/hr급 관류 보일러로 규모를 확대하여 NO_X 저감 및 Turn-down ratio 확보, 응축 열교환기 적용을 통한 88% 열효율 달성, 실시간 연소 제어 및 수소 누출 감지 기술 개발을 목표로 실증 연구를 진행하고 있다[43,44].

컴버스텍은 중소벤처기업부의 지원을 받아 철강 및 비철 산업의 직접가열 공정을 대상으로 고온공기, 순산소, 축열식 등 다양한 연소 방식의 수소 전소 연소기 개발을 진행하고 있다. 2.0 Gcal/hr급 시제품의 현장 실증을 통해 고효율 무탄소 연소기 개발 기술을 확보하였다[45].

이노엔은 환경부의 지원을 받아 수소 전소 및 천연가스 20% 혼소가 가능한 0.6, 1.2 Gcal/hr급 평면상 화염 기반 모듈형 연소기를 개발하고 있다. 저녹스 인증 및 환경부 NET 인증 취득을 목표로 하며, 2개소 이상의 현장 실증을 통해 수소 보일러 상용화를 추진하고 있다[46].

대열보일러는 산업통상자원부, 방위사업청, 과학기술정보통신부의 공동 지원을 받아 수소 전소 연소기를 적용한 0.5 Gcal/hr급 단위 온수보일러와 모듈 연계를 통해 1.5 Gcal/hr급 모듈형 난방용 온수보일러 시스템 개발을 추진하고 있으며, 친환경 난방 시스템으로의 전환을 목표로 하고 있다[47].

에스티아이는 산업통상자원부의 지원을 받아 유리 용융로의 탄소중립 전환을 위한 0.5 Gcal/hr급 수소 연소 버너 개발을 진행하고 있다. 수소 화염에 따른 내화물 손상 특성 평가와 열유동 시뮬레이션을 통해 수소 연소 조건에서의 유리 품질 영향인자를 분석하고, 상용 유리 용융로에 적용 가능한 수소 연소 기술 기반 마련을 목표로 하고 있다[48].

6. 결 론

2015년 파리협정 이후 2025년 137개국이 탄소중립을 선언하였음에도 불구하고 전 세계 CO₂ 배출량은 여전히 증가하는 추세이다. 이 중 산업 연소 분야의 탄소 배출량은 세 번째로, 적지 않은 비중을 차지하고 있어 적극적인 탈탄소화가 요구된다. 이를 위한 유력한 대안으로 무탄소 연료인 수소가 주목받고 있으나, 수소버너 연소 기술 개발과 함께 안정적인 수소 공급 기반 구축 및 NO_X 배출 증가 문제가 함께 해결되어야 한다. 본 고찰에서는 주요국의 수소 생산 정책, NO_X 평가 및 배출 규제, 해외 연구기관 및 제작사 기술 동향, 국내 기술 현황을 종합적으로 검토하였으며, 주요 결과는 다음과 같다.

미국, 유럽, 한국은 각각 법적 기반 마련, 경제적 인센티브 도입, 대량생산을 통한 보급화 및 상업화를 단계적으로 추진하며 수소 생태계를 조성하고 있다. 미국은 300°C 이상의 고온 열원이 요구되어 전력화가 어려운 난감축 분야에 수소 연료를 우선 도입하고 있으며, 유럽연합은 러시아산 화석연료로부터의 에너지 독립을 위한 핵심 자원으로 수소를 적극 활용하고 있다. 해외 에너지 의존도가 높은 한국 역시 고온 산업 분야를 중심으로 화석연료를 수소로 대체하는 전략이 필요하다.

NO_X 배출 규제 측면에서 유럽은 시설의 종류와 규모에 따라 세분화된 기준을 적용하는 반면, 한국은 산업군별 규제가 포괄적으로 적용되며 허용 기준도 유럽 대비 완화된 수준이다. 수소 전소 시 천연가스 대비 NO_X 배출량이 최대 약 210% 증가할 수 있으므로, 한국도 시설 규모 및 공정 특성에 따른 세분화된 규제 기준을 단계적으로 강화해 나가야 한다.

해외 버너 제작사는 이미 다단 연소 및 배기가스 재순환(FGR) 원리를 적용하여 수소 전소 및 혼소가 가능한 초저NO_X 버너를 상용화하였다. Zeeco는 사각형 버너 타일 구조를 통한 다단 연소로 수소 전소 조건에서 약 9∼10 ppmvd(3% O₂ 기준)를 달성하였으며, Fives는 LNI 기술을 통해 기존 버너 대비 NO_X 배출량을 절반 이상 저감할 수 있음을 제시하였다. 반면 국내의 경우 수소 전소 버너 개발이 진행 중이나 구체적인 성능 데이터 공개 사례가 드물고, 해외 대비 실증 규모와 국제 협력 수준에서 상당한 격차가 존재한다.

향후 산업용 수소버너의 상용화를 위해서는 다단 연소 및 배기가스 재순환(FGR) 등 NOX 저감 기술을 고도화하여, 수소 전소 조건에서 주요국 배출 규제 기준을 만족하는 성능을 확보하는 것이 핵심 과제이다. 아울러 수소의 높은 화염속도와 넓은 가연 범위에서 비롯되는 역화 위험을 억제하고 화염을 안정적으로 유지하는 기술 개발이 요구되며 철강·유리 등 고온 산업 분야를 대상으로 한 MW급 이상의 대용량 현장 실증 연구가 확대될 필요가 있다. 국내 기술 성숙도(TRL)를 단계적으로 제고하고 국제 공동 연구에 적극 참여하는 것이 중장기적으로 중요한 과제이다.

Acknowledgements

본 연구는 기후에너지환경부(MCEE)와 한국에너지기술평가원(KETEP)의 지원을 받아 수행한 연구 과제(과제번호: RS-2021-KP002521)와 현대자동차의 지원으로 작성되었습니다.

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Journal of the Korean Society of Combustion ISSN:1226-0959(Print) 2466-2089(Online) 한국연소학회지

Preview

A Review of Industrial Hydrogen Burner Combustion Technology

ABSTRACT

MAIN

Fig. 1.

Schematic of an industrial combustion process[1].

Fig. 2.

Schematic of a typical burner: staged air (left) and staged fuel (right)[2,3].

Fig. 3.

Global CO2 emissions by sector.

Fig. 4.

Industrial temperature ranges and NOX temperature dependence (Air/CH4)[3].

Table 1.

US clean hydrogen policy overview[8,9,10]

Table 2.

EU hydrogen policy overview[11,12,13]

Table 3.

Korea hydrogen economy committee policy overview[14,15,16]

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

Table 4.

Korea NOX emission limits overview[22]

Table 5.

EU NOX emission limits overview[23,24,25,26,27,28]

Table 6.

EU hydrogen burner research project[29,30,31,32,33]

Table 7.

EU & UK hydrogen burner research project[34,35,36,37,38,39].

Fig. 5.

ZEECO FREE JET Gen 3 NOX data[40].

Fig. 6.

Single burner testing showing various contents of hydrogen in natural gas[40].

Fig. 7.

Impact of hydrogen blend ratio on the NOX increasing factor[41].

Fig. 8.

Schematic of the HiRAMLNI operational transition[42].

Fig. 9.

Comparison of NOX​ emissions between standard and LNI burner[42].

Acknowledgements

References

Global CO₂ emissions by sector.

Industrial temperature ranges and NO_X temperature dependence (Air/CH₄)[3].

Korea NO_X emission limits overview[22]

EU NO_X emission limits overview[23,24,25,26,27,28]

ZEECO FREE JET Gen 3 NO_X data[40].

Impact of hydrogen blend ratio on the NO_X increasing factor[41].

Comparison of NO_X emissions between standard and LNI burner[42].