터보팽창형발전기를 적용한 수소생산 공정의 기술경제성 분석

Abstract

본 연구에서는 재생에너지 기반의 그린수소 생산기술이 갖고 있는 낮은 설비이용율과 높은 수소생산단가라는 기술적, 경제적 문제점을 개선하기 위해 터보팽창형발전기를 적용한 수소생산 공정인 TEG-H2 공정을 제안하고, 공정에 대한 기술적 적용 가능성 및 경제적 타당성을 분석하였다. TEG-H2 공정의 성능을 분석하기 위해 공정의 열역학적 특성을 분석하여 공정 분석 모델인 TEG-H2 Production Model을 도출하였다. 분석 모델에서는 TEG-H2 공정의 주요 성능 인자인 설비이용룔과 수소생산량을 산출하는 기법을 제시하였으며, 실증 연구의 데이터를 이용하여 모델의 신뢰도를 검증하였다. 개발 모델을 기반으로 해석의 기본이 되는 시간단위 데이터를 생성하여 TEG-H2 공정을 분석하였으며, 분석의 신뢰도를 높이기 위해 다양한 조건에서 성능 분석을 수행하였다. 모델 분석 결과 정압관리소의 천연가스 공급 유량을 기준으로 할 때 평균 유량 38.2 ton/hr을 기준으로 본 모델에서 목표값으로 정한 80% 이상의 안정적인 설비이용률을 확보할 수 있었다. 이는 재생에너지 기반의 수전해설비 이용률인 25%와 비교할 때 매우 높은 수치로써, 기존 그린수소 생산 기술이 갖고 있는 이용률에 대한 기술적 과제를 TEG-H2 공정을 적용하여 개선 가능함을 확인하였다. TEG-H2 공정의 경제성을 분석하기 위해 경제성 분석 모델인 LCOH Calculation Model을 도출하였으며, 선행 LCOH 기반의 경제성 연구 데이터를 이용하여 모델의 신뢰도를 검증하였다. LCOH Calculation Model에서는 TEG-H2 Production Model에서 산출된 설비용량, 이용률 및 수소생산량을 기반으로 kg당 수소생산단가를 산정하여 경제성을 평가하고, 최종적으로 주요 변수에 대한 민감도 분석을 통해 다양한 시나리오 조건에서 경제성 개선방안을 검토하였다. 모델 분석 결과 태양광발전 기반 수소생산(PV-H2) 공정의 LCOH 대비하여 TEG-H2 공정의 LCOH를 분석한 결과 수소생산단가를 크게 낮출 수 있었다. 또한, TEG-H2 공정에 경제성에 영향을 끼치는 주요 변수인 설비설치단가, 열공급비용, 설비이용률, 수전해설비 효율에 대한 민감도 분석을 수행하여 각 변수에 대해 LCOH를 기반으로 경제성 개선 효과에 대해 검토하였다. TEG-H2 공정의 경우 기본적으로 높은 설비이용률을 확보할 수 있다는 기술적 장점이 있기 때문에 경제적인 열공급방안이 제시 될 경우 경제성을 크게 개선할 수 있었다. 이를 통해 국내의 경우 TEG-H2 공정이 그린수소 생산 기술이 갖고 있는 높은 수소생산단가라는 경제적 한계를 극복하고 경제성을 개선할 수 있는 현실적인 대안이 될 수 있음을 확인하였다.|This study introduces the TEG-H2 process, a hydrogen production method employing a turbo expander generator, as a solution to address technical and economic challenges associated with renewable energy-based green hydrogen production. To conduct a techno-economic analysis of the TEG-H2 process, evaluation models were developed to assess its technical viability and economic feasibility. Initially, a TEG-H2 production model was formulated to analyze the performance of the process. The model presents a method for calculating key performance metrics, including the capacity factor and hydrogen production rate. Performance evaluations of the TEG-H2 process were then conducted under various conditions to enhance the reliability of the analysis. The results indicated that when the supply flow rate of natural gas exceeded 38.2 tons per hour, the capacity factor met or exceeded the targeted 80%. Comparatively, the TEG-H2 process exhibited a significantly higher capacity factor than the 25% capacity factor of renewable energy-based hydrogen production. This affirmed that the capacity factor of green hydrogen production systems could be enhanced through the application of the TEG-H2 process. Subsequently, an LCOH (Levelized Cost of Hydrogen) calculation model was established to evaluate the economic feasibility of the TEG-H2 process. Economic viability was assessed by calculating the levelized cost of hydrogen based on data derived from the TEG-H2 production model. Sensitivity analyses were conducted to explore strategies for improving economic feasibility under various scenarios. The analysis revealed a substantial reduction in the LCOH of the TEG-H2 process compared to that of the solar photovoltaic-based hydrogen production process. Leveraging the technical advantage of achieving a high capacity factor in the TEG-H2 process, significant improvements in economic feasibility were realized through the proposal of economic heat supply strategies. In conclusion, this study confirms that the TEG-H2 process has the potential to serve as a practical alternative in domestic applications. It can effectively address the technical and economic challenges associated with green hydrogen production technologies, enhancing their technical viability and economic feasibility.