시스템 구성 방식에 따른 수소 생산 연계 가스터빈 복합발전 시스템의 성능 및 경제성 비교 분석

1. 서 론

온실가스 배출 저감을 위해 탈탄소화가 중요해지면서 무탄소 연료인 수소와 그 생산 기술이 주목받고 있다. 이 중 천연가스 개질(Steam methane reforming, SMR)은 성숙도가 높아 대규모 수소 생산에 유리하지만, 개질반응 시 많은 열 공급이 필요하고 천연가스(Natural gas, NG)를 원료로 하기 때문에 CO₂ 배출이 불가피하다. 한편, 수전해(Water electrolysis, WE)는 CO₂ 배출이 없지만, 전력 소모와 비용 부담으로 인해 시스템 규모와 경제성의 제약이 있다.

그럼에도 불구하고 수소 기반 에너지로 전환의 흐름이 나타나면서 발전 분야에서도 수소 기반의 연료를 활용한 가스터빈 복합발전(Gas turbine combined cycle, GTCC)에 대한 연구가 활발히 진행되고 있으며⁽¹⁾, 발전소 현장에서 수소를 직접 생산하여 발전까지 연계하는 시스템에 대한 관심이 높아지고 있다⁽²⁾. 다만, 수소 생산에 투입되는 에너지로 인해 전체 효율이 저하될 수 있으므로 성능을 확보하기 위해 GTCC와의 연계에 적합한 수소 생산 기술과, 연계 구조 등에 대한 분석이 필요하다. 아울러 수소뿐만 아니라 수소 농도가 높은 합성가스(H₂-rich syngas)의 적용 가능성도 함께 검토되어야 한다.

본 연구에서는 기존의 천연가스 공급망을 활용할 수 있는 장점을 지닌 SMR과 탄소를 배출하지 않아 탄소 중립 실현에 기여할 수 있는 WE를 각각 GTCC와 연계하는 시스템을 제안하였다. 각 시스템은 연계 구조, GTCC 공급 연료에 따라 구분하였으며, 터빈 입구 온도(Turbine inlet temperature, TIT)를 설계점과 동일하게 유지하는 운전 시나리오를 적용하였다. 그리고 기존의 GTCC 대비 출력, 효율, 단위 출력당 CO₂ 저감 효과 및 순현재가치(Net present value, NPV) 기반 전기 판매 단가를 비교 및 분석하였다.

2. 시스템 구성 및 모델링

2.1 Case 정의

본 연구에서 고려한 5가지 비교분석 Case를 Table 1에 나타내었다. Case 0은 비교의 기본이 되는 GTCC 단독 운전 시스템이다. Case 1∼4는 수소 생산 공정과 GTCC가 연계된 시스템이며, TIT를 일정하게 유지하는 운전 시나리오를 고려하였다. 수소 생산 공정은 SMR과 WE로 구분되며, GTCC와의 연계 구조에 따라 독립형 구조와 열역학적 통합형 구조로 구분된다. SMR과 GTCC가 연계된 시스템(SMR-GTCC)의 경우, SMR 기반 수소(H₂-SMR)를 GTCC의 연료로 공급하는 독립형 구조를 Case 1로 정의하였다. 성능 향상을 위해 물질 및 열교환을 고려한 통합형 구조에서는, GTCC 연료로 H₂-SMR와 수소 정제 과정 이전의 Syngas를 고려하였으며, 각각을 Case 2와 3으로 정의하였다. WE와 GTCC가 연계된 시스템(WE-GTCC)은 WE가 비교적 낮은 온도에서 작동하여 열교환이 제한적이므로 독립형 구조로 구성하였고, 중간 생성물 없이 수소를 생산하므로 WE 기반 수소(H₂-WE)를 GTCC의 연료로 하는 Case 4를 정의하였다.

Table 1

Case description

2.2 시스템 구성

GTCC(Case 0)는 압축기, 연소기, 터빈으로 이루어진 가스터빈(Gas turbine, GT)과 폐열회수증기발생기(Heat recovery steam generator, HRSG), 증기터빈(Steam turbine, ST)으로 이루어진 하부사이클로 구성되며, Fig. 1에 도시하였다. 압축기를 통과한 고압의 공기가 연료와 혼합되어 연소기에서 연소되며, 1400℃ 이상의 고온 연소가스가 터빈에서 팽창하며 동력을 생성한다. 일부 추기된 압축 공기를 터빈 노즐과 로터에 투입하여 냉각공기로 활용한다. GT를 통과한 배기가스의 열은 HRSG를 통해 회수된다. HRSG는 과열기, 증발기, 절탄기로 구성된 열교환기를 통해 물을 증기로 변환하고, 과열된 증기는 고압, 중압, 저압 3단의 ST에서 팽창하며 동력을 생성한다.

Fig. 1

Configuration of conventional GTCC (Case 0)

SMR의 개요는 Fig. 2와 같다⁽³⁾. 예열된 천연가스와 증기가 개질기에 투입되어 700℃이상의 고온에서 개질되며, 흡열 반응이 일어난다. 이후 생성된 CO를 활용하여 수소의 수율을 높이는 수성 가스 전환(Water gas shift, WGS) 반응이 일어나며, 고온과 저온 두 단계로 나뉘는 발열 반응이다. Syngas에는 일부 탄소가 CO₂로 전환되지 못하고 CO, CH₄ 등의 형태로 남아있으나, 응축기와 PSA(Pressure swing adsorption)를 거치며 분리되어 고순도의 수소로 정제된다. WE는 수전해 방식 중 가장 상용화되고 성숙한 기술인 알칼라인 수전해를 대상으로 하였으며, 개요는 Fig. 3과 같다⁽⁴⁾. 보충된 물은 전해조로 유입되어 전기에너지에 의해 수소와 산소로 분해된다. 생성된 수소는 기액분리기에서 작동 유체와 분리되어 수소가 고순도로 생성된다.

Fig. 2

Configuration of steam methane reforming

Fig. 3

Configuration of water electrolysis

SMR-GTCC가 열교환 없이 독립적으로 연계되며, H₂-SMR을 GTCC의 연료로 공급하는 Case 1을 Fig. 4에 나타내었다. SMR-GTCC가 열역학적으로 통합된 구조를 가지며 GTCC의 연료로 H₂-SMR를 사용하는 Case 2를 주황색, Syngas를 사용하는 Case 3을 빨간색으로 하여 Fig. 5에 나타내었다. 점선으로 표기한 연계 구조는 (1)GTCC 고압 드럼에서 증기를 추기하여 개질반응에 활용하고(파란색 점선), (2)개질가스의 잉여 열량을 개질기 입구의 천연가스와 증기, 중압 ST 입구 증기에 공급하며(보라색 점선), (3)고온 WGS 가스의 잉여 열량을 저압 ST 입구 증기에 공급하도록(분홍색 점선) 구성하였다. WE-GTCC가 독립적으로 연계되며, GTCC의 연료로 H₂-WE를 사용하는 Case 4는 Fig. 6에 도시하였다. 아울러, H₂-SMR, Syngas, H₂-WE 연료의 조성과 LHV(Lower heating value)를 Table 2에 제시하였다.

Fig. 4

Independent configuration of SMR-GTCC (Case 1)

Fig. 5

Thermally integrated(dotted) configuration of SMR-GTCC (Case 2-Orange / Case 3-Red)((A) From reformer to IP steam / (B) From IP steam to HT WGS / (C) From HT WGS to LP steam / (D) From LP steam to LT WGS))

Fig. 6

Independent onfiguration of WE-GTCC (Case 4)

Table 2

Composition of fuels

2.3 시스템 모델링

2.3.1 GTCC 모델링

가스터빈은 Siemens의 SGT-800, 하부사이클은 3중압 비재열(3P non-reheat) 사이클로 구성하였으며⁽⁵⁾, 상용 성능해석 프로그램인 Ebsilon⁽⁶⁾으로 모델링하였다. GTCC 시스템 내의 가스 물성치는 FDBR를 적용하여 이상기체로 가정하였으며, 증기 물성치는 IAPWS-IF97을 적용하였다. 설계점은 ISO 조건(15℃, 101.3kPa, 상대습도 60%)의 공기와 천연가스 연료를 기반으로 설정하였다⁽⁷⁾. 수소 생산 공정과의 연계 시, 연료가 수소 또는 Syngas로 전환되면서 연료 유량, 운전 조건이 달라지고 GTCC 주요 구성부의 작동점이 변하므로 탈설계 해석이 필요하다.

선행 연구⁽⁸⁾를 토대로 가스터빈의 압축기와 터빈을 각각 하나의 단으로 단순화하고 냉각공기는 모두 압축기 출구에서 추기된다고 가정하였다. 압축기의 효율과 소모동력은 식 (1), (2)로 계산하였다. 압축기 탈설계 해석에는 식 (3)∼ (6)의 무차원수 상대값을 기반으로 하는 Fig. 7의 성능 선도를 사용하였다. 또한 안정적인 운전 여부 판단을 위해 서지 마진⁽⁹⁾을 고려하였으며, 식 (7)로 계산하였다. 설계점에서의 서지 마진은 27.4%이다.

$\[ {\eta }_{Comp}=\left(h_{Comp,out,s}-h_{Comp,in}\right)/\left(h_{Comp,out}-h_{Comp,in}\right) \]$

(1)

$\[ {\dot{W}}_{Comp}=\dot{m}\times \left(h_{Comp,out}-h_{Comp,in}\right) \]$

(2)

$\[ NCF=(\dot{m}\sqrt{RT}/P\sqrt{\gamma }{)}_{in}/(\dot{m}\sqrt{RT}/P\sqrt{\gamma }{)}_{in,d} \]$

(3)

$\[ NPR=\left(PR-1\right)/\left(P{R}_d-1\right) \]$

(4)

$\[ NEFF=\eta /{\eta }_d \]$

(5)

$\[ NCS={\left(N/P\sqrt{\gamma }\right)}_{in}/{\left(N/P\sqrt{\gamma }\right)}_{in,d} \]$

(6)

$\[ Surge margin\left(\mathrm{\%}\right)=\left(1-\frac{P{R}_{Operating}/P{R}_{Surge}}{{\dot{m}}_{Operating}/{\dot{m}}_{Surge}}\right)\times 100 \]$

(7)

Fig. 7

Compressor performance map

연소기에서는 완전연소를 가정하였으며, 냉각공기 유량을 조절하여 산정된 TIT⁽¹⁰⁾를 만족시켰다. 터빈 효율은 식 (8)로 계산하였으며, 출력은 연소가스, 노즐과 로터의 냉각공기를 고려하여 식 (9)로 계산된다. 터빈 탈설계 해석에는 식 (10)의 Stodola equation을 적용하였으며, Fig. 8의 터빈 효율 선도로 효율을 보정하였다. f는 로터 냉각공기 중 출력에 기여하는 정도를 의미하며, 0.5로 설정하였다⁽¹¹⁾.

$\[ {\eta }_{Turb}=\left(h_{R,in}-h_{R,out}\right)/\left(h_{R,in}-h_{R,out,s}\right) \]$

(8)

$\[ {\dot{W}}_{Turb}=\left({\dot{m}}_{Turb,in}+{\dot{m}}_{NC}+f\times {\dot{m}}_{RC}\right)/\left(h_{R,in}-h_{R,out}\right) \]$

(9)

$\[ {\left(\frac{\dot{m}\sqrt{RT}}{P}\right)}_{in}/\sqrt{1-P{R}^2}={\left[{\left(\frac{\dot{m}\sqrt{RT}}{P}\right)}_{in}/\sqrt{1-P{R}^2}\right]}_d \]$

(10)

Fig. 8

Turbine efficiency map

식 (11), (12)로 GT의 출력과 효율을 계산하였으며, 주요 설계 파라미터와 함께 Table 3에 나타내었다. 해석 결과 오차 범위가 1 % 미만으로 모델의 신뢰성을 검증하였다.

$\[ {\dot{W}}_{GT}=\left({\dot{W}}_{Turb}-{\dot{W}}_{Comp}\right)\times {\eta }_{gen} \]$

(11)

$\[ {\eta }_{GT}=\frac{{\dot{W}}_{GT}}{{\dot{m}}_{NG}\times LH{V}_{NG}} \]$

(12)

Table 3

Design parameters and specifications of the GT

HRSG 내부 열교환기는 식 (13)의 에너지 보존 법칙을 만족하며, ST의 작동 조건^(10,12)과 유용도를 함께 고려하여 입, 출구 물성치를 계산하였다. 설정한 유용도를 식 (14), (15)의 ε-NTU(Number of transfer unit) 관계식에 적용하여 NTU를 계산하고, 이를 토대로 총괄 열전달 계수(Overall heat transfer coefficient, U)를 도출하였다. 탈설계 시에는 식 (16)으로 탈설계점에서의 총괄 열전달 계수를 계산하고, NTU, 유용도를 산출하여 열교환기 출구 온도를 계산한다.

$\[ {\dot{m}}_{Gas}\times {\left(h_{out}-h_{in}\right)}_{Gas}={\dot{m}}_{Steam}\times {\left(h_{in}-h_{out}\right)}_{Steam} \]$

(13)

$\[ NT{U}_{SPHT,ECON}=\frac{UA}{C_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}=\frac{1}{C_r-1}\mathrm{l}\mathrm{n}\left(\frac{\epsilon -1}{\epsilon C_r-1}\right),C_r=\frac{C_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{C_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}} \]$

(14)

$\[ NT{U}_{EVAP}=\frac{UA}{C_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}}=-\mathrm{l}\mathrm{n}(1-\epsilon ) \]$

(15)

$\[ UA/(UA{)}_d={\left(\dot{m}/{\dot{m}}_d\right)}^{0.8} \]$

(16)

ST 탈설계 해석에는 식 (17)의 Traupel equation을 활용하고, Spencer cotton cannon method⁽¹³⁾로 효율을 보정하였다.

$\[ \begin{array}{l}{\left(\frac{\dot{m}\sqrt{RT}}{P}\right)}_{in}/\sqrt{1-P{R}^{\frac{n+1}{n}}}={\left[{\left(\frac{\dot{m}\sqrt{RT}}{P}\right)}_{in}/\sqrt{1-P{R}^{\frac{n+1}{n}}}\right]}_d\\ n=\frac{\gamma }{\gamma -{\eta }_p(\gamma -1)}\end{array} \]$

(17)

식 (18)로 하부사이클 출력을, 식 (19), (20)으로 GTCC의 출력, 효율을 계산하여 주요 설계 파라미터와 함께 Table 4 에 나타내었다. 계산 결과 오차가 1 % 미만으로 모델의 신뢰성을 검증하였다.

$\[ {\dot{W}}_{ST}=\sum _i \left({\dot{W}}_{ST,i}-{\dot{W}}_{Pump,i}\right)\times {\eta }_{gen} \]$

(18)

$\[ W_{GTCC}=\left({\dot{W}}_{GT}+{\dot{W}}_{ST}\right) \]$

(19)

$\[ {\eta }_{GTCC}=\frac{{\dot{W}}_{GTCC}}{{\dot{m}}_{NG}\times LH{V}_{NG}} \]$

(20)

Table 4

Design parameters and specifications of the GTCC

SMR-GTCC의 효율은 SMR에 추가 공급되는 열량을 고려하여 식 (21)로 정의하였다. WE-GTCC의 효율 산정 시에는 동일한 형태의 에너지를 기준으로 평가되며 입력된 에너지와 회수되는 에너지의 비율을 의미하는 왕복 효율(Round trip efficiency, RTE) 개념을 적용하였다. 이는 WE에 투입된 에너지와 GTCC를 통해 회수되는 에너지의 비율로 정의되며, 식 (22)와 같이 표현하였다.

$\[ {\eta }_{SMR-GTCC}=\frac{{\dot{W}}_{GTCC}}{{\dot{m}}_{NG}\times LH{V}_{NG}+{\dot{Q}}_{in,SMR}} \]$

(21)

$\[ {\eta }_{WE-GTCC}={\dot{W}}_{GTCC}/{\dot{W}}_{WE} \]$

(22)

2.3.2 수소 생산 공정 모델링

Aspen Hysys⁽¹⁴⁾로 개질 공정⁽³⁾을 모사하였으며, 물성치는 Peng Robinson 방법으로 계산하였다. 주요 반응은 식 (23)의 메탄 개질반응과 식 (24)의 WGS 반응이다. 개질반응기는 Gibbs reactor, WGS 반응기는 Equilibrium reactor로 모델링하여, 설정한 온도와 압력에서의 열역학적 평형을 기반으로 생성물 조성을 산정하였다.

Aspen Hysys⁽¹⁴⁾로 수전해 공정⁽⁴⁾을 모사하였으며, 물성치는 Electrolyte NRTL 방법으로 계산하였다. 전해조는 식 (25)의 반응식을 기반으로 Conversion reactor와 Splitter unit으로 모델링하였으며, 온도 및 압력 조건에 따른 수소 생성 및 에너지 수지 분석에 중점을 두었다.

주요 설계 파라미터를 Table 5, 6에 나타내었으며, 생성된 수소의 조성, 온도, 압력이 각 문헌^(3,4)의 결과와 1 % 이내에서 일치하여 모델의 신뢰성을 검증하였다.

$\[ {CH}_4+H_{2}O\to CO+3H_2, \mathrm{\Delta }H=206.1kJ/{mol}_{C{H}_4} \]$

(23)

$\[ CO+H_{2}O\to {CO}_2+H_2, \mathrm{\Delta }H=-41.2kJ/{mol}_{{CH}_4} \]$

(24)

$\[ H_{2}O\left(l\right)\to H_2\left(g\right)+0.5O_2\left(g\right), \mathrm{\Delta }H=285.8kJ/{mol}_{H_{2}O} \]$

(25)

Table 5

Design parameters and specifications of SMR

Table 6

Design parameters and specifications of WE

3. 경제성 분석

3.2 경제성 분석 방법 및 지표

식 (26)의 NPV법은 투자비용(Capital expenditures, CAPEX)과 미래 현금 흐름(Operating expenditures, OPEX)의 현재 가치의 합이다. OPEX는 수익 항목(OPEX_Benefit)과 비용 항목(OPEX_Cost)의 차이로 고려하였으며, NPV가 0인 시점을 손익분기점(Break-even point)이라 한다. n, x는 GTCC의 운전 연수, i는 미래 현금 흐름을 현재가치로 환산할 때 적용되는 비율로 4.5%로 설정하였다⁽¹⁸⁾.

$\[ NPV=-CAPEX+\sum _i^n \frac{OPEX}{(1+i{)}^x} \]$

(26)

Table 7에 NPV 계산에 활용된 경제성 분석 지표를 나타내었다. CAPEX로는 수소 연료를 사용하기 위한 GTCC 개조 비용, SMR 및 WE plant 설비비용, 수소 및 Syngas 저장 설비 비용을 고려하였다^(19-22). OPEX_Benefit에는 CO₂ 배출 저감에 따른 탄소 배출 거래 시의 이익과, 전기 판매 수익이 포함되었다⁽²³⁾. OPEX_Cost에는 GTCC 유지보수비와 SMR 및 WE plant의 유지보수비, 연료 저장에 필요한 전기 구매 비용을 고려하였으며^(24-27), Syngas 저장 설비의 유지보수비를 수소 저장 설비의 유지보수비⁽²²⁾와 같다고 가정하였다. SMR-GTCC는 천연가스 비용을 OPEX_Cost에 포함한 반면, WE-GTCC는 천연가스를 사용하지 않음에 따라 발생하는 이익을 OPEX_Benefit에는 CO₂에 반영하였으며 물 비용을 OPEX_Cost에 고려하였다^(28,29).

Table 7

Parameters of economic analysis* Average of 2024

4. 결 과

4.1 성능 분석 결과

수소 생산 공정과 GTCC를 연계한 시스템(Case 1∼4)을 기준 시스템(Case 0)과 비교하여 GTCC 출력, 효율, 단위 출력당 CO₂ 배출량을 분석한 결과를 Table 8과 Fig. 9에 나타내었다.

Table 8

Performance analysis results of Case 0∼4

Fig. 9

Performance analysis results of Case 0∼4

Case 1은 H₂-SMR를 GTCC의 연료로 하여 연소가스의 비열이 증가하고 터빈 팽창비가 증가함에 따라 Case 0 대비 출력이 3.2% 상승하였다. 하지만, TIT 유지를 위해 소모된 천연가스가 증가하며 SMR의 열소모량 또한 늘어나 총 입열량이 50.9% 증가하고, 효율은 18.7%p 감소하였다. 출력 증가와 함께 수소 정제 과정에서 일부 탄소가 CO, CH₄의 형태로 배출되어 단위 출력당 CO₂ 배출량은 21.0% 감소하였다. 선행 연구^(1,30)에서도 TIT 고정 조건에서 수소 전소 하는 경우 GTCC 출력은 약 2.4∼3.1% 증가하는 것으로 보고되고 있으며, 이는 Case 1과 경향이 유사하다.

Case 2은 개질가스 및 고온 WGS 가스를 각각 중압 및 저압 ST 입구의 증기와 열교환하여 SMR의 잉여 열량을 하부 사이클로 회수함으로써 ST 출력이 향상되었고, H₂-SMR의 영향으로 연소가스의 비열과 터빈 팽창비가 증가하여 출력이 증가하는 효과가 있었다. 그럼에도 불구하고 SMR에 필요한 증기를 하부 사이클에서 추기하면서 ST 출력 저하 영향이 더 크게 작용하여, Case 0 대비 출력은 3.3% 감소하였다. 또한 개질반응에 필요한 증기를 자체 공급하고 개질기에 투입되는 천연가스와 증기를 개질가스로 예열함으로써 SMR의 열소모량을 일부 감소시켰으나, TIT 유지를 위한 천연가스 소비량과 SMR의 열소모량이 늘어났고 SMR 자체의 높은 열 수요로 인해, Case 0 대비 입열량이 33.8% 증가하여 효율은 16.3%p 감소하였다. 반면, 수소 정제 과정에서 일부 탄소가 CO, CH₄의 형태로 배출되어 단위 출력당 CO₂ 배출량은 15.8% 감소하였다.

Case 3는 Case 0 대비 출력이 18.8% 증가하였다. 하부 사이클에서 증기를 추기하여 출력 감소의 영향이 있었지만, 낮은 발열량의 Syngas로 TIT를 유지하기 위해 Syngas 유량이 증가하면서 터빈의 작동 유량이 늘어나 GT 출력이 크게 상승하였기 때문이다. 이로 인해 압축기 설계 마진은 설계점 대비 7.7%p 감소하였다. 또한 Syngas의 연소로 연소가스의 비열이 높아져 하부 사이클로 공급되는 열량이 증가하였고 개질가스와 고온 WGS 가스의 잉여 열량을 하부 사이클과의 열교환을 통해 회수하여 ST 출력이 크게 증가하였다. 증가한 출력으로 인해 단위 출력당 CO₂ 배출량은 15.2% 감소하였다. 수소 정제 과정이 생략되었으며, 개질반응에 필요한 증기를 자체 공급하고, 개질기에 투입되는 천연가스와 증기를 개질가스로 예열하여 SMR의 열소모량을 일부 감소시켰으나, SMR 자체의 높은 열 수요로 인해 Case 0 대비 입열량이 24.7% 증가하였다. 효율은 2.8%p 감소하였으나, 이는 다른 Case 대비 효율 저하가 가장 적은 경우이다. GTCC와 수소 생산 공정을 연계한 다른 연구⁽³¹⁾에서도 수소 생산 시에 소모되는 에너지로 인하여 기존 GTCC 대비 효율이 약 3.2%p 감소하였으며, 이는 Case 3의 경향과 유사하다.

Case 4는 H₂-WE의 영향으로 연소가스 비열과 터빈 팽창비가 증가하여 Case 0 대비 출력이 4.0% 증가하였다. 하지만, WE의 소모 에너지가 Case 0의 입열량 대비 83.2% 높아 효율은 25.5%p 저하되었다. CO₂ 배출량은 0에 수렴하여 단위 출력당 CO₂ 배출량은 99.4%만큼 크게 감소하였다.

성능 분석 결과, 수소 생산 방식뿐만 아니라 GTCC에 공급되는 연료 특성과 공정 간 연계 구조가 시스템의 출력 및 효율을 결정하는 주요 요인임을 확인하였다. 또한 수소 생산에 따른 에너지 소모로 인해 시스템 효율은 일부 저하되지만, 제안된 연계 시스템을 통해 출력 향상과 CO₂ 저감 효과를 동시에 달성할 수 있는 가능성을 확인하였다.

4.2 경제성 분석 결과

전기 구매 SMP를 2024년의 풍력에너지 SMP의 평균값인 125.1원/kWh로 설정하고⁽²⁷⁾, GTCC 수명을 고려해 20년 이내에 손익분기점이 나타나기 위한 전기 판매 SMP를 산출하여 Table 9와 Fig. 10에 나타내었다. Case 0는 수소 생산 공정과 연계되지 않아 전기 구매 및 판매 SMP를 고려한 경제성 지표 산정이 어렵기에, Case 1을 기준으로 연계 시스템 간의 상대적인 경제성을 비교하였다.

Table 9

Sensitivity analysis of economic parameters

Fig. 10

Minimum electricity selling price to reach break-even point within 20 years

Case 1이 20년 이내에 손익분기점이 나타나기 위해서는 전기 판매 SMP가 192.9원/kWh 이상이어야 한다. 이때 SMP를 결정짓는 주요 원인은 수소 생산 및 저장 설비의 CAPEX, 천연가스 비용, 전기 판매 수익이다.

Case 2는 전기 판매 SMP가 205.4원/kWh 이상일 때 경제성을 가지며, 이는 Case 1에 비해 6.5% 높은 가격이다. 열역학적으로 통합된 구조로 인해 추가적인 열교환기가 필요하여 전체 CAPEX가 증가하였고, Case 1 대비 낮은 출력으로 인해 전기 판매 수익이 감소하였기 때문이다.

Case 3은 열역학적으로 통합된 구조로 인해 추가 열교환기가 필요하여 CAPEX가 일부 증가하나, 수소 정제 과정이 생략되어 SMR plant 설비의 CAPEX가 크게 감소한다. 또한 Case 1 대비 천연가스 소모가 적어 천연가스 구매 비용이 감소하고, 향상된 출력으로 인해 전기 판매 수익이 크게 증가한다. 이에 따라 Case 3은 Case 1보다 15.6% 낮은 162.8원/kWh 이상의 전기 판매 SMP에서 20년 이내에 손익분기점에 도달한다.

Case 4는 WE의 높은 CAPEX와 많은 전력 소모량으로 인해 전기 판매 SMP가 336.7원/kWh 이상일 때 경제성을 가지며, Case 1 대비 74.5% 높은 가격이다.

즉, 경제성 확보를 위해서는 수소 생산 및 저장 설비의 CAPEX 절감이 필수적이며, Case 3은 가장 낮은 전기 판매 SMP에서 손익분기점에 도달함으로써, 본 연구에서 고려한 Case 중 가장 우수한 경제성을 보였다.

또한 주요 경제성 분석 파라미터의 변화가 손익분기점을 충족하는 전기 판매 가격에 미치는 영향을 분석하여, 시스템 경제성에 대한 민감도 평가를 수행하였다. 천연가스 가격, 전기 구매 가격, 환율은 최근 5년간의 실제 데이터를 기반으로 변화 범위를 설정하였으며^(27,28), WE plant 및 H₂/syngas 저장 설비의 CAPEX, H₂/syngas의 저장 효율은 문헌에서 확인되는 값을 기준으로 변화 범위를 정의하였다^{(17,22,32,33)}. 다만, SMR은 수소 정제 공정 유무와 연계 구조에 따라 설비 범위가 달라지고, O&M cost는 GTCC, SMR/WE, 저장설비 등 각 설비별로 비용수준이 상이하므로, 증감범위를 30%로 가정하였다. 분석 결과, 경제성에 가장 큰 영향을 미치는 요인은 천연가스 가격, 전기 구매 가격, 저장설비 비용이며, 특히 Case 3은 Syngas 유량이 크므로 저장설비 비용과 이로 인한 전력 소비가 증가하여 해당 요인의 영향이 더욱 두드러졌다. 또한 Case 4는 전력 소모가 커 전기 구매 가격과 WE plant CAPEX 변화에 가장 민감하게 반응하는 것으로 나타났다.

5. 결 론

본 연구에서는 GTCC 단독 시스템을 비교기준으로 하여 수소 생산 공정과 GTCC 연계 시스템을 설정하였다. 그리고 연계 시스템을 수소 생산 공정과 연계 구조, GTCC 공급 연료에 따라 구분하였다. TIT 고정 운전 시나리오에서 각 시스템의 출력, 효율, 단위 출력당 CO₂ 저감 효과, NPV 기반 전기 판매 단가를 계산하여 성능과 경제성을 비교, 분석하였다.

SMR-GTCC은 동일한 조건의 WE-GTCC에 비해 효율이 6.8%p 이상 높았다. 열역학적으로 통합된 구조의 SMR-GTCC는 독립적 구조의 SMR-GTCC 대비 2.3%p 이상 높은 효율을 가졌다. Syngas를 GTCC의 연료로 사용하는 SMR-GTCC는 H₂-SMR를 연료로 하는 SMR-GTCC에 비해 효율이 13.6%p 이상 높았다. 즉, Syngas를 연료로 사용하며 통합적 구조를 가진 SMR-GTCC(Case 3)가 Case 0 대비 18.8% 높은 출력과 2.8%p의 효율 감소를 보였으며, 이는 다른 시스템에 비해 가장 효율 저하가 적은 경우이다. 환경적 측면에서는 WE-GTCC(Case 4)가 Case 0 대비 단위 출력당 CO₂ 배출량을 99.4% 감소시켜 탄소중립 실현에 가장 효과적인 시스템이라고 평가하였다.

SMR-GTCC는 동일한 조건의 WE-GTCC에 비해 42.7% 낮은 가격에서 20년 이내에 손익분기점에 도달 가능하여 경제적으로 유리하였다. 독립적 구조의 SMR-GTCC는 통합적 구조의 SMR-GTCC 대비 6.5% 낮은 전기 판매 SMP에서 손익분기점에 도달하여 경제성이 우수하다. Syngas를 GTCC의 연료로 사용하는 SMR-GTCC는 H₂-SMR를 연료로 하는 SMR-GTCC에 비해 20.7% 낮은 전기 판매 SMP에서 손익분기점이 나타나 경제성이 우수하다. 즉, Syngas를 GTCC의 연료로 사용하며 통합적인 구조를 가진 SMR-GTCC(Case 3)가 가장 낮은 전기 판매 SMP인 162.8원/kWh에서 손익분기점에 도달하여, 가장 경제적인 시스템이라고 판단하였다. 한편, 재생에너지 공급 인증을 통해 추가 수익을 확보할 수 있는 REC(Renewable energy certificate)정책이 적용되거나, 국내 탄소 배출권(Emission trading system, ETS) 가격이 상승하여 CO₂ 감축으로 인한 수익이 증가하는 경우에는 Case 4가 경제적으로 유리해질 수 있다. 반면, CCUS(Carbon capture and storage) 설비 적용 시 부여되는 크레딧 지원 정책이 적용될 경우에는 Case 3의 경제성이 더욱 강화될 수 있다. 아울러 수소 생산 공정의 비용이 감소하여 H₂ 가격이 하락하거나, 탄소 감축 설비의 투자비 회수를 지원하는 CFD(Carbon contract for difference) 정책이 수행된다면 모든 Case에서 경제성이 향상될 수 있다. 따라서 본 연구의 결과는 현 시점의 수소 생산 비용과 ETS 가격을 전제로 한 분석이라는 점에서 해석 범위에 한계가 있으며, 향후 정책 및 시장 여건 변화에 따라 Case 간 경제성 비교 결과가 달라질 수 있다.

결론적으로, 본 연구에서는 수소 생산 공정과 GTCC 간의 열역학적 연계가 시스템의 출력 향상과 단위 출력당 CO₂ 저감에 기여할 수 있음을 정량적으로 검증하였다. 또한 본 연구의 결과는 기존 천연가스 기반 인프라를 활용하며 탄소 배출을 저감할 수 있는 발전 시스템의 가능성을 제시하며, 향후 수소 생산 공정을 연계한 GTCC의 최적화 설계 및 경제성 평가 등의 실증 연구의 기초 자료로 활용될 수 있을 것이라 기대한다.

Acknowledgments

본 연구는 2025년도 정부(산업통상자원부)의 재원으로 한국에너지기술평가원의 지원을 받아 수행된 연구임. (No. 202400449309)

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