탄소 포집 및 저장 기술: 지구 보호와 에너지 효율 향상

탄소 포집 및 저장 기술

탄소 포집 및 저장(CCS)은 격리라고도 하며, CO₂(이산화탄소)를 포집, 수송, 주입, 고갈된 유가스 저류층, 지각 깊은 곳의 육상/해상 염수 대수층, 소금 동굴, 채굴 불가능한 탄층 같은 지질 구조에 격리하는 것을 포함합니다. 이는 기존 유가스 작업에서 생산을 증진하는 접근법이자 온실가스(GHG) 배출을 줄이는 수단입니다.

CCS는 화석 연료 기반 에너지 활용에 추가적 대안을 제공하면서, 에너지 시스템이 재생에너지 같은 탄소 저감 또는 제로 탄소 연료로 전환할 수 있는 추가적인 전환 시간을 제공합니다. CCS의 경제적, 사회적 이점에는 (1) 대기 중 CO₂ 배출 감소로 위험한 기후 변화 잠재적 완화, (2) 혁신, 최첨단 기술 접근, 일자리 창출, 지속가능한 경제 개발 지속, (3) 포집 저장된 GHG 배출을 거래 가능한 상품으로 전환해 국제 시장에서 판매 가능한 2차 수익원 창출, (4) CO₂ 포집을 위해 잠재적 유해 오염물질 제거 필요로 대기 오염 감소, (5) 증진 석유/가스 회수 기회 등이 있습니다.

CCS 배치에는 여러 과제가 있습니다. 주요 과제로는 (1) 포집 비용 절감 및 포집 공정 규모 확대, (2) 포집의 환경 영향 파악, (3) 저장층 내 압력 축적 영향 규명, (4) 대규모 주입 시 치환수의 행방과 지하수 위험, (5) CO₂ 플룸 크기와 이동 경로 신뢰적 예측, (6) 부지 선정 신뢰성 확보, (7) 비용 효율적 모니터링 전략과 검출 한계 개발, (8) 금융 및 보험 업계 참여, (9) 모든 정부 수준에서 규제 및 정치적 확실성 강화, (10) 대규모 배치 인력 양성, (11) 대중 인식 및 수용성 제고 등이 있습니다.

CCS 기술은 석탄/가스 화력 발전, 천연가스 처리 및 비료 생산, 철강, 시멘트, 펄프/제지 등 산업 자재 제조 등 대규모 배출 공정에 적용 가능합니다. 이러한 공정에 CCS 기술 적용은 GHG 배출 감소에 주요 역할을 할 수 있습니다. 탄소 분리 및 포집 기술은 천연가스 및 비료 산업에서 수십 년간 대규모로 운영되어 왔습니다. CCS 시스템 관련 기술은 (1) 포집, (2) 수송, (3) 주입, (4) 모니터링의 4가지 구성요소로 이루어집니다.

포집

배출 스트림에서 CO₂를 분리하고 액체 또는 초임계 상태로 압축하는 것입니다. 오늘날 대부분의 경우 결과 CO₂ 농도는 99% 이상이지만, 더 낮은 농도도 허용될 수 있습니다. CO₂를 경제적으로 수송하고 저장하기 위해 포집이 일반적으로 필요합니다.

수송

CO₂를 발생원에서 저장 저류층까지 이송하는 것입니다. CO₂는 건조되고 보통 압축된 후 저장소로 수송됩니다. 압축은 가스 수송 효율을 높입니다. CO₂는 음료 산업 등 여러 산업에서 상업적으로 사용되며, 저류층에서 원유 회수 증진(증진 원유 회수)용으로 대규모 수송되어 왔습니다. 트럭, 열차, 선박 수송 모두 가능하지만, 대량 CO₂ 수송은 파이프라인이 가장 경제적입니다. CCS 대규모 구현을 위해 주요 파이프라인 인프라 구축이 필요하며, 이는 과제를 제시합니다.

주입

CO₂를 저장 저류층에 퇴적시키는 것입니다. 지하 저장 저류층은 지질 형성에 의존합니다. CO₂ 저장의 안전성이 최우선입니다. CO₂ 저장의 지역적 위험에는 (1) 저장 위치에서의 CO₂ 누출, (2) 지하수 및 식수 화학 변화, (3) CO₂ 저장 저류층에 있을 수 있는 잠재적 유해 유체 치환 등이 있습니다. 잠재적 저류층에는 심해, 해저 퇴적물, 광물화(CO₂를 광물로 변환) 등이 있습니다. CO₂의 일부 상업적 이용은 가능하지만, 이용 가능한 양은 배출량에 비해 매우 적습니다.

모니터링

CO₂ 주입 후 저장 부지를 모니터링해 CO₂가 저류층에 남아 있는지 확인합니다. CO₂는 독성도 인화성도 아니므로 최소한의 환경, 건강, 안전 위험만 가집니다. 모니터링의 주 목적은 격리 작업이 효과적인지 확인하는 것으로, 즉 거의 모든 CO₂가 수세기 동안 대기로 나가지 않도록 하는 것입니다. 모니터링 프로그램은 주입 전 기준 데이터 수립을 위해 시작됩니다. 운영 단계 중 모니터링은 CO₂가 주입되고 저류층 내에서의 동적 거동 기록을 위함입니다. 주입 중단 후 모니터링 프로그램은 CO₂ 저장이 요구되는 환경 및 안전 조건을 충족하는지 확인하도록 설계되어야 합니다. 모니터링 프로그램은 (1) 지하 영역(저류층), (2) 근표면 영역(얕은 지대 및 토양), (3) 대기 영역(우물, 단층, 기타 지질 특징 포함)의 3개 모니터링 영역을 다룹니다.

CO₂ 포집 기술

CO₂는 천연가스 생산 시설(공정 일부로 CO₂가 다른 가스들로부터 이미 분리됨), 화석연료 화력 발전소, 제철소, 시멘트 플랜트, 일부 화학 플랜트 등 대규모 고정 배출원에서 포집할 수 있습니다. CCS의 다른 두 구성요소인 수송과 지질 저장과 달리, CCS의 첫 번째 구성요소인 CO₂ 포집은 거의 전적으로 기술에 의존하며 가장 비싼 단계입니다. 이러한 소스에서 CO₂를 포집하는 기술은 천연가스 산업과 암모니아(NH₃) 생산에 현재 사용되는 CO₂ 분리 기술, 공기 분리 산업 기술에서 적응되고 있습니다. 신기술도 개발 중입니다.

현재 CO₂ 포집을 위한 주요 분리 기술은 (1) 액체 용매를 사용해 CO₂ 흡수(흡수법), (2) 고체 물질을 사용해 CO₂를 표면으로 끌어당겨 다른 가스들로부터 분리(흡착법), (3) 막을 사용해 CO₂를 다른 가스들로부터 분리하는 것입니다. 기타 기술로는 화학 루핑 기술(금속 산화물이 연료와 반응해 금속 입자, CO₂, 수증기 생성), 저온 또는 극저온 분리 공정(다양한 가스의 상변화 온도 차이 이용), 건식 재생 고체 공정 등이 있습니다.

화석연료 사용으로부터 CO₂ 포집을 위한 주요 경쟁 기술은 (1) 연소 기반 플랜트 배기가스에서의 연소 후 포집(PCC), (2) 가스화 기반 플랜트 합성가스에서의 연소 전 포집, (3) 산소와의 직접 연료 연소인 산소 연소입니다. 현재 대부분의 연소 공정은 공기를 사용하며, 결과 배기가스는 일반적으로 낮은 CO₂ 농도(20% 미만)를 포함하므로 연소 후 포집 기술에 더 적합합니다.

연소 후 포집 기술

연소 후 포집은 배기가스 정화의 한 형태로 볼 수 있습니다. 공정은 다른 오염 제어 시스템 후 플랜트 후단에 추가됩니다. 비용 효율성을 위해 플랜트와의 열 통합이 필요합니다.

전력연구원(EPRI)은 2009년 개발 중인 50개 이상의 연소 후 CO₂ 포집 개념이 있으며, 몇 가지 물리/화학적 공정 유형으로 분류할 수 있다고 밝혔습니다. 이 공정 유형 그룹은 (1) 화학적 흡수, (2) 흡착, (3) 막, (4) 생물학적, (5) 기타입니다. 각 그룹은 서로 다른 장단점과 다양한 상황에서의 적용성을 가집니다. 첫 두 그룹에 대해 상당한 개발이 이루어졌습니다.

화학적 흡수 공정

CO₂와 모노에탄올아민(MEA) 기반 용제, 고성능 아민(활성화 메틸디에탄올아민, aMDEA) 등 흡착제의 수용액 간 하나 이상의 가역적 화학 반응을 포함합니다. 생성물을 가열하면 흡착제와 CO₂ 간 결합이 끊어져 CO₂ 농축 스트림이 생성됩니다. 배기가스에서 CO₂ 분리를 위한 화학적 흡수 공정은 가스 처리 산업에서 차용되었습니다. 아민 기반 공정은 공정 가스 스트림에서 산성 가스 불순물(CO₂, H₂S) 제거에 상업적으로 사용되고 있어 입증되고 잘 알려진 기술입니다.

모노에탄올아민 공식은 H₂NCH₂CH₂OH. 아민은 암모니아(NH₃)에서 수소 원자 하나 이상이 유기 라디칼로 치환되어 유도된 유기 화합물 그룹으로 볼 수 있습니다. 치환기(R)는 알킬, 아릴, 아랄킬일 수 있습니다. R이 알킬이면 알카놀아민이라 부릅니다. 일반적으로 수산기는 증기압을 낮추고 수용성을 높이며, 아미노기는 수용액에서 산성 가스 흡수에 필요한 알칼리성을 제공한다고 볼 수 있습니다. 알카놀아민은 알카놀아민의 아민 관능기와 CO₂의 발열 반응을 통해 폐가스 스트림에서 CO₂를 제거합니다. CO₂ 포집에 상업적 관심이 있는 아민은 수용성입니다.

아민은 암모니아의 수소 원자 중 라디칼에 의해 치환된 개수에 따라 (1) 1차 아민(RNH₂, 수소 1개 치환), (2) 2차 아민(R₂NH, 수소 2개 치환), (3) 3차 아민(R₃N, 수소 3개 모두 치환)으로 분류됩니다.

1차 아민에는 모노에탄올아민(MEA), 디글리콜아민(DGA) 등이 있습니다. MEA는 전통적으로 CO₂ 흡수와 산성 가스 제거 전반에 걸쳐 선택되는 용매였습니다. MEA는 알카놀아민 중 가장 저렴합니다. 반응 속도가 빠르고 저압, 저농도 CO₂에서 잘 작동합니다. 그러나 여러 단점이 있습니다.

첫째, CO₂와의 반응열이 높아 재생 단계에서 높은 에너지 공급 필요. 둘째, MEA의 CO₂ 흡수 용량이 높지 않음. 1차 및 2차 알카놀아민의 경우 카바메이트(RNHCOO⁻) 형성이 주 반응. 반응식: CO₂ + 2RNH₂ = RNHCOO⁻ + RNH₃⁺. 이 반응에서 MEA 2몰이 CO₂ 1몰 포집에 필요. 셋째, 부식 문제로 MEA의 최대 흡수 용량이 실제로는 실현되지 않음. 부식 효과는 용해된 CO₂ 때문이며 사용 아민에 따라 다름.

O₂ 존재 하 수용액 내 MEA 농도는 중량 기준 20%로 제한. 또한 MEA는 모든 알카놀아민 중 가장 높은 증기압을 가지며, 가스 스트림에서 CO₂ 제거와 재생 단계에서 높은 용매 이월 발생 가능. 용매 손실 감소를 위해 정제된 가스 스트림의 물 세척이 일반적으로 필요. 또한 MEA는 COS, CS₂ 같은 미량 불순물과 비가역적으로 반응해 용매 열화 유발. 흡수액 MEA의 불순물 축적으로 인한 거품 발생도 우려사항.

현재 MEA 흡수 시스템의 흡착/탈착 속도는 합리적으로 높아 좋은 반응 동역학. 그러나 흡수기 내 패킹(접촉기, 효율적 물질 전달 촉진)은 상당한 비용이며, 배기가스 CO₂ 포집 에너지 소비도 상당. 또한 스트리핑 온도가 너무 높지 않아야 함(약 150℃). 그렇지 않으면 카바메이트 이합체화로 MEA 흡수 능력 악화.

2차 아민에는 디에탄올아민(DEA), 디이소프로필아민(DIPA) 등이 있습니다. 2차 아민은 1차 아민 대비 장점이 있습니다. CO₂와의 반응열이 낮음(360cal/g vs 455cal/g). 즉 2차 아민은 재생 단계에서 1차 아민보다 적은 열 필요. 그러나 1차 아민의 다른 모든 문제점은 그대로 가집니다.

3차 아민에는 트리에탄올아민(TEA), 메틸디에탄올아민(MDEA) 등이 있습니다. 3차 아민은 1차, 2차 아민보다 CO₂와 더 느리게 반응하므로 CO₂ 제거를 위해 1차, 2차 아민보다 높은 액체 순환율 필요. 이는 촉진제 사용으로 개선 가능. 3차 아민의 주요 장점은 CO₂ 함유 용매에서 CO₂ 해방에 필요한 낮은 열 요구량. 3차 아민은 사용 중 분해 생성물 형성 경향이 1차, 2차 아민보다 낮고 더 쉽게 재생됨. 또한 1차, 2차 아민 대비 낮은 부식율. 주요 단점은 반응 속도가 너무 느림.

배기가스에서 CO₂ 회수를 위한 화학적 흡수 공정의 일반적인 흐름도는 그림 1과 같습니다. 아민 흡수 작업 중 폐가스 스트림과 액체 아민 용액이 흡수 타워(또는 흡수기)에서 향류로 접촉합니다.

그림 1 배기가스 CO₂ 회수를 위한 화학적 흡수 공정 대표 흐름도

스택에서 나오는 연소 배기가스는 뜨겁습니다(약 240℃), 대기압 상태. 고온 배기가스가 흡수기에 들어가면 용매 열화와 흡수 효율 저하 유발. 배기가스는 흡수기 진입 전 50℃ 수증기 이슬점까지 냉각되어야 함. 흡수기는 보통 50℃ 미만에서 작동. 이는 직접 접촉 쿨러에 냉각수 분사로 달성.

배기가스 내 CO₂는 흡수기 진입 전 냉각되어 탄산암모늄과 반응해 중탄산암모늄 형성. CO₂ 흡수 시 용매 용액에서 NH₃가 기체로 방출되며, 이를 최소화하기 위해 온도를 낮게 유지. 흡수기에서 나가는 가스는 물 세척을 통과해 암모니아 제거. 중탄산암모늄은 재생기에서 가열돼 CO₂ 분리. 탄산암모늄 용매는 흡수기로 반환. 스트리퍼 컬럼에서 나가는 CO₂ 스트림에서 물과 NH₃ 제거.

배기가스가 흡수-탈착 시스템을 통과할 충분한 압력을 갖도록 송풍기 설치. CO₂ 제거 대상 폐가스는 보통 흡수기 하단으로 진입해 위로 흐르고 상단에서 나가며, 용매는 흡수기 상단으로 진입해 아래로 흐르다(가스와 접촉) 하단에서 나옵니다. 순환 아민을 물로 희석해 순환 유체 점도 감소. 점도 높은 유체는 펌핑과 순환에 더 많은 동력 필요. 흡수된 가스를 함유한 액체 아민 용액은 재생 유닛(스트리퍼)으로 흐르며 가열돼 산성 가스 방출. 용매 재생은 저압에서 수행해 액체로부터 CO₂ 탈착 촉진. 일부 아민 용액은 재생 단계에서 산성 가스 스트림에 이월되며, 과도한 용매 손실 방지를 위해 응축기로 아민 용액 회수. 뜨거운 린 아민 용액은 열교환기를 통해 리치 아민 용액과 접촉한 후 접촉 타워(흡수기)로 반환.

아민 스크러버 공정에서 고성능 아민(활성화 메틸디에탄올아민, aMDEA) 사용 시, 전체 공정(아민 및 110kg/㎠ 압력 압축)은 포집된 CO₂ 톤당 약 1.6톤 저압 증기와 160kWh 전력 필요.

아민 기반 공정의 몇 가지 한계가 기술 발전을 이끌었습니다. 과거 아민 스크러빙 기술은 천연가스 부문의 H₂S(황화수소) 제거에 초점. 그러나 배기가스 CO₂ 회수 요구사항은 다름. 한 과제는 흡수를 위한 배기가스의 저압. 또한 배기가스 내 O₂, 황산화물(SO₂, SO₃), 질소산화물, 미립자 물질 같은 불순물이 분리 공정 중 특수 과제 생성.

요약하면, 연소 배기가스 CO₂ 회수는 용매 흡수 단계에서 파울링 방지를 위해 상당한 양의 전처리 공정 필요. 이는 CO₂ 포집 비용 증가. 그러나 흡수 아민 조성과 기액 접촉기 최적화로 상당한 개선 가능.

물리적 흡수

물리적 흡수에서 CO₂는 헨리 법칙에 따라 용매에 물리적으로 흡수됨. 유기/무기 용매의 CO₂ 흡수 용량은 압력 증가와 온도 감소에 따라 증가. CO₂ 흡수는 높은 CO₂ 분압과 저온에서 발생. 용매는 가열 또는 감압으로 재생. 이 방법의 장점은 상대적으로 적은 에너지 필요하지만 CO₂가 높은 분압 상태여야 함.

고체 물리적 흡착

흡착 공정은 (1) 흡착, (2) 탈착의 두 주요 단계로 구성. 공정의 기술적 실행 가능성은 흡착 단계가, 경제적 실행 가능성은 탈착 단계가 좌우. 흡착은 흡착제와 가스 혼합물에서 제거할 성분(이 경우 CO₂) 간 강한 친화력 필요. 그러나 친화력이 강할수록 CO₂ 탈착이 어렵고 흡착제 재생에 더 높은 에너지 소비. 따라서 전체 공정 성공을 위해 탈착 단계를 흡착 단계와 매우 신중하게 균형 맞춰야 함.

흡착 공정은 흡착제 저용량, SO₂, H₂O 같은 오염물질 영향 등 단점에도 불구하고 CO₂ 포집 메커니즘으로 상당히 매력적. 가용성, 유연성, 완전 자동화 운영, 고순도 제품 생산 등의 장점. 분리는 압력 변동 흡착(PSA, 그림 2), 진공-압력 변동 흡착(VPSA), 온도 변동 흡착(TSA), 압력-온도 변동 흡착(PTSA), 전기 변동 흡착(ESA) 공정으로 수행 가능. 설치 베드는 고체 흡착제로 채워짐. 선택성은 흡착 평형 또는 흡착 속도 차이, 효율(농도 및 회수)은 사이클 구성, 흡착 시간, 흡착/탈착 압력, 공정 온도, 적용 흡착제 종류에 의존.

그림 2 압력 변동 흡착 공정

물리적 흡착의 화학적 흡수 대비 주요 장점은 단순하고 에너지 효율적인 작동과 재생으로, 압력 변동 또는 온도 변동 사이클(흡착-탈착 사이클을 거치며 압력 또는 온도 변동으로 분리 달성)로 달성 가능. 압력 변동 흡착은 H₂ 생산에서 H₂와 CO₂ 혼합물로부터 H₂ 분리를 위한 상업 공정.

배기가스 CO₂ 제거용 흡착제 개발에 상당한 진전. 주요 흡착 재료는 제올라이트. 제올라이트는 CO₂보다 덜 극성인 종으로부터 CO₂ 분리에 더 효과적이라 배기가스 스트림의 수분과 SOx가 문제.

탄소, 메조포러스 실리코알루미네이트(예: 제올라이트 이미다졸레이트 프레임워크, ZIF), 금속 유기 골격(MOF) 등 신규 흡착제 고려 및 개발. 탄소 기반 흡착제는 전기 전압 인가로 재생 가능(ESA). 연구 중인 신소재로는 층상 이중 수산화물 유도체(LDH, LDO). 기타 발전으로는 흡착제 재료 기공에 아민을 결합해 CO₂ 로딩 증가. 이 경우 CO₂는 화학적 흡착 공정으로 분리.

고습도 배기가스 스트림과 불순물 처리를 위한 신공정 개발 중. 다층 흡착제 베드 포함. 다층 베드는 CO₂ 선택성 높은 흡착제 사용 가능하나 물 존재 시 크게 열화.

연소 전 포집 기술

연소 전 포집 기술은 화석연료의 열 회수(증기 경유), 전력 생산, H₂ 생산을 위한 연소 전 상류 처리에서 오염물질과 CO₂ 제거를 포함.

연소 후 C 포집의 단점은 배기가스 내 낮은 CO₂ 농도로 상대적으로 높은 에너지 페널티와 높은 C 포집 비용 초래. 연소 전은 연소 전 CO₂ 풍부 공정 스트림을 탈탄소화해 이러한 페널티 감소 추구. 탄화수소 연료 탈탄소화 위해 O₂(또는 공기)로 연료 가스화해 합성가스로 우선 전환. 합성가스는 변환 공정과 연료 및 기타 성분에 따라 CO(일산화탄소), H₂, CO₂, 물 혼합물.

합성가스는 중간 생성물로, 이를 전환해 (1) H₂, (2) 수성 가스 전환 반응 이용한 통합 전력, (3) 전력, 열, H₂, 합성연료 및 기타 화학물질 등 다양한 에너지 제품 생산 가능한 폴리제너레이션 생산 가능. 각 최종 에너지 제품 관련 공정은 아래 설명.

메탄 개질에 의한 H₂ 생산

오늘날 H₂ 생산에 가장 널리 사용되는 방법은 메탄(CH₄) 촉매 증기 개질. CH₄와 H₂O를 CO와 H₂로 전환하는 개질 반응은 흡열. 반응은 직접 가열로에서 CH₄ 연료로 고온에서 Ni(니켈) 촉매 위에서 수행. 촉매는 S(황)에 의해 독성화되므로 원료 내 S는 제거 필요. 합성가스는 차례로 촉매 수성 전환 컨버터를 통과하며, CO가 증기와 발열 반응해 H₂와 CO₂ 부산물 생성. 이 부산물들은 시스템에서 제거. 배기가스는 여전히 상당한 발열량 가져 증기나 전력 생산 위해 연소.

석탄 가스화

가스화 기술은 CO₂ 고농도, 중간 압력 가스 스트림 생산 가능. 공급 석탄을 O₂(또는 공기)로 가스화해 합성가스 생산. 합성가스는 합성가스 쿨러에서 200℃로 냉각되며 고온/저온 증기 생성. 추가로 저온 수성 가스 전환 반응기에서 전환. 수성 가스 전환 반응기는 CO가 증기와 반응해 더 많은 H₂와 CO₂ 생성하는 촉매 반응기. 가스는 산성 가스 제거 준비 위해 35℃로 냉각. H₂S 약 99%가 물리적 흡수로 합성가스에서 제거돼 원소 황으로 전환. PSA 유닛으로 S-프리 합성가스에서 H₂ 85% 분리. H₂는 약 60kg/㎠, 고순도(99.99% 초과)로 배출. CO₂는 S 포집 시스템 하류에서 합성가스에서 스크러빙 가능. PSA 퍼지 가스 압축돼 가스 터빈 복합 사이클에서 연소돼 전력 생산.

가스화 기술은 H₂ 생산을 위해 잘 확립됨. 상업 플랜트 건설 및 성공적 운영으로 정유 응용 및 화학 제조(NH₃, 메탄올 생산 등)용 H₂ 생산, 다양한 탄화수소 원료 기반.

통합 전력 생산

고 H₂ 함량 합성가스는 터보 익스팬더에서 연소돼 복합 사이클 설정으로 전력 생산. 가스화로 합성가스 생산 시 통합 가스화 복합 사이클(IGCC)이라 함. IGCC는 고효율 전력 생성 가능. 가스 터빈 손상 방지를 위해 가스 정제 필요로 IGCC는 매우 낮은 환경 배출. 또한 IGCC 플랜트는 물 사용량 적음. IGCC는 현재 석유 잔사물 가스화로 전력, H₂, 증기 제공하는 많은 플랜트에서 전 세계적으로 상업적 사용 중.

석탄 가스화기의 3가지 주요 유형: (1) 이동층, (2) 유동층, (3) 분사류. 그러나 현재 CO₂ 포집 고려 중인 대부분 가스화기는 분사류 가스화기 기반. 석탄 기반 IGCC 상업적 적용은 상대적 고비용, 낮은 플랜트 가용성, 분쇄탄 발전소와의 경쟁으로 제한됨. IGCC CO₂ 포집 비용은 가스화기 유형에 강하게 의존.

위에서 언급했듯 CO₂ 포집 위해 연료 가스를 촉매 전환 반응기에 공급해 대부분의 CO가 증기와 반응해 H₂와 CO 생성. 슬러리 공급 가스화기의 경우 석탄 슬러리 물 증발과 가스화기 생성물 가스 퀀치 냉각으로 연료 가스에 충분한 증기 이미 존재. 그러나 건식 공급 가스화기의 경우 증기 사이클에서 증기 취해 전환기 공급 연료 가스에 추가 필요.

IGCC가 기존 분쇄탄 연소보다 전력 생산 비용이 더 비쌈(양쪽 모두 CO₂ 포집 없는 경우).

폴리제너레이션

합성가스는 다양한 에너지 제품 생산에 좋은 빌딩 블록. 최대 유연성은 폴리제너레이션으로, '합성가스'가 단일 플랜트 단지에서 증기, 전력, H₂, 화학물질(메탄올, 피셔-트롭슈 액체 등) 생산 가능.

용매, 흡착제, 막 기술 등 다양한 분리 기술을 가스화 생성물에서 CO₂ 분리에 적용 가능.

흡수

전통적 기술은 2단계 물리적 흡수로 H₂S 제거 후 CO₂ 포집. 그러나 수성 가스 전환 반응 후 가스 냉각 후 발전 전 재가열 필요. 이는 효율 저하와 비용 증가 초래.

흡착

흡착제로 수성 가스 전환 반응 하류 연소 후 배기가스 스트림에서 CO₂ 분리. 온도 변동 흡착(TSA)과 진공/압력 변동 흡착(VSA/PSA) 모두 흡착제에서 CO₂ 회수에 사용 가능. VSA/PSA로 회수된 CO₂는 저압 상태라 저장 위해 압축 필요.

막

가스 전환 반응과 H₂ 분리를 한 단계로 결합하기 위한 고급 막 기반 가스 분리 시스템 현재 개발 중. 막 기반 시스템은 수성 가스 전환 H₂ 분리 막 반응기(HSMR) 사용해 합성가스 전환 및 H₂ 추출. 약 475℃ 최대 온도로 빠른 화학 동역학과 지속적 H₂ 생성물 제거로 좋은 수성 가스 전환 평형 성능 획득.

무기 H₂ 투과성 막의 3가지 주요 클래스: (1) 세라믹 분자 체, (2) 치밀 세라믹 이온 수송, (3) 치밀 금속.

연소 전(탈탄소화) 장단점

장점: (1) 용매 흡수나 PSA로 CO₂ 분리가 입증됨. 배기가스가 높은 압력과 고농도 CO₂로 나와 포집 비용 대폭 감소, (2) CO₂가 중간 압력에서 생성될 수 있어 연소 후 소스 대비 압축 비용 낮음, (3) 낮은 SOx, NOx 배출, (4) 주생성물이 합성가스로 다른 상업적 응용이나 제품에 활용 가능, (5) 가스, 오일, 석탄, 석유 코크스 등 다양한 탄화수소 연료를 원료로 사용 가능. 단점: (1) 연료를 합성가스로 우선 전환 필요, (2) 가스 터빈, 히터, 보일러를 H₂ 연소용으로 개조 필요, (3) 높은 비용과 더 큰 기술 리스크, (4) 기존 플랜트 리트로핏 위해 대대적 개조 필요.

산소 연소

산소 연소는 공기 대신 순수 O₂로 연료를 연소시켜 근배출 제로와 더 깨끗한 화석연료 연소를 구현하는 새로운 접근법입니다. 연소 공정에서 N₂(질소) 제거로 배기가스 스트림 배출은 물과 CO₂로 주로 구성되며 N₂ 없음. 물 응축으로 고순도 CO₂ 회수 가능. 그러나 연료를 순수 O₂로 연소하면 일반 공기 연소 버너보다 화염 온도가 훨씬 높고, 버너용 기존 내화물은 이 고온 견딜 수 없음. 따라서 내화물 소재 개선 또는 화염 온도 저하 필요. 고온 내성 소재 개발은 주요 R&D 과제라 느림. 화염 온도 완화 방법 여러 가지, 가장 일반적인 건 CO₂ 재순환. CO₂ 재순환에서 CO₂ 풍부 배기가스 스트림 일부를 버너로 재순환해 일반 공기 연소 버너와 유사하게 화염 온도 낮춤. 다른 방법은 CO₂ 재순환 대신 물 주입으로 화염 온도 제어. '하이드록시 연료' 연소라 불림. 이 두 옵션으로 신규 고온 내성 소재 개발 전까지 기존 내화물 지속 사용 가능.

산소 연소의 주요 이점은 연소 중 생성되는 매우 고순도 CO₂ 스트림. 미량 오염물질 제거 후 이 CO₂ 스트림은 연소 후 포집보다 더 쉽게 정제 및 제거 가능. 다른 이점도 있음: NOx 생성 감소 등. 오일이나 석탄 연소 시 모든 타 오염물질 결합 제거를 위해 정전 집진기(ESP) 또는 백필터와 응축 열교환기(CHX)/시약 시스템 두 단위 조작만 필요. CHX 시약을 단순화해 CO₂ 스트림과 함께 SO₂ 완전 제거로 지질 저장 가능. 이는 오염 방지 단위 조작 비용 추가 감소. CHX는 연소 화석연료 유형에 따라 보일러 열효율 증가, 고순위 역청탄 최저, 천연가스 최고.

또 다른 이점은 기존 공기 기반 연소 시스템 대비 모든 플랜트 장비 크기와 자본 비용 대폭 감소. 연소 공정에서 N₂ 제거로 화실 부피와 출구 배기가스 유량이 거의 5배 감소하기 때문.

산소 연소의 주요 단점은 높은 자본 비용(주로 O₂ 요구량 때문)과 기존 극저온 공기 분리 장치의 큰 전력 요구량으로 O₂ 생성 필요. 산소 연소는 공기 분리 시스템이 비싸고 화염 온도 완화를 위해 배기가스 재순환 필요해 현재 일반적인 대형 연소 시스템에 사용되지 않음.