2018.12.03 (월)

  • 흐림강릉 12.1℃
  • 서울 13.2℃
  • 인천 11.7℃
  • 흐림원주 11.2℃
  • 구름조금울릉도 15.8℃
  • 수원 13.1℃
  • 대전 14.8℃
  • 흐림대구 14.3℃
  • 흐림전주 15.3℃
  • 구름많음울산 18.6℃
  • 구름많음창원 14.9℃
  • 흐림광주 15.8℃
  • 구름많음부산 17.7℃
  • 구름많음목포 15.5℃
  • 흐림제주 18.0℃
  • 흐림양평 9.3℃
  • 구름많음보은 12.0℃
  • 구름많음천안 12.4℃
  • 구름많음김해시 16.1℃
  • 흐림경주시 16.3℃
기상청 제공

액체수소기반 인프라 구축, 수소경제 전환에 ‘필수’

액체수소, 대기압 저장해 안전 우수…도심지 충전소 적용 적합
초기 투자비 과다 단점…수소 1,000kg/day 이상 시 경제성 높아
“수소액화공정에 LNG냉열 활용 방안 모색해야”

[월간수소경제] 환경문제가 인류의 생존문제로까지 부각되면서 유엔기후변화협약 제21차 당사국 총회에서는 지구의 온도를 산업혁명 시기 대비 2℃ 이내 상승으로 억제하기 위한 온실가스 감축과 기후변화 적응 의무를 참여국가에 부여하였다. 목표달성을 위해서는 2050년 세계 에너지 수요가 재생 가능 에너지 44%, 화석 연료 45%, 원자력 11% 수준으로 변화될 것으로 예상된다.


이와 같이 재생에너지의 비중과 활용성을 높이기 위해서는 재생에너지의 출력변동을 보완할 수 있는 대규모 에너지 저장장치가 필요하다. 수소가 주목받는 이유이기도 하다.


수소는 가장 큰 출력 밀도와 에너지 저장량을 가지는 대규모 에너지 저장 매체이자 열에너지, 전기에너지, 기체·액체 연료로의 전환이 매우 쉬운 에너지 캐리어로서 기능한다. 또한 연료전지 발전이 가능해 발전시스템 및 수송시스템(수소연료전지차)과 함께 미래의 에너지 이용 네트워크를 연계 하는 ‘수소사회’의 핵심이기도 하다.


국내의 경우 2030년까지 국내 총 발전량의 20%를 재생에너지로 보급하겠다는 정책을 설정하였으며, 교통부분의 온실가스 저감 및 미세먼지 저감대책의 일환으로 수소전기자동차를 2030년까지 63만 대 보급하겠다는 목표를 설정하였다. 또한 최근 정부는 수소경제, 빅데이터, 인공지능 분야를 3대 전략투자 분야로 확정하고 수소경제를 위한 플랫폼(인프라, 기술, 생태계) 중장기 비전 설정 작업을 진행 중이다.


이러한 흐름에서 특히 국내 수소경제 사회의 중장기 비전 설정을 위한 대규모 수소 저장·운송 방안에 대해 살펴본다.


수소 생산·저장·운송·활용 과정
수소는 기존 1차 에너지원에서 생산되어야만 하는 에너지 캐리어로서 생산부터 저장, 이송, 활용의 단계를 거치게 된다.


수소생산은 전 세계적으로 천연가스 개질 48%, 부생가스 및 석유화학산업 30%, 석탄 18%, 수전해 4% 수준으로 이루어지고 있으며, 현존하는 기체수소 제조기술 중 가장 경제성 있는 수소 생산 방법은 대용량 천연가스 개질(SMR, Steam Methane Reforming) 기술이다.



지구 온난화 대응을 위해 이산화탄소 배출 유무까지 고려한다면 최선의 대안은 재생에너지로부터 생산된 전기로 수전해해 수소를 얻는 경우이나 생산 전기가 한정되고 효율 대비 수전해장치가 고가여서 당장 재생에너지를 통한 수소제조 방식으로는 경제성을 기대할 수 없는 것이 현실이다.


수소 저장 및 이송 방식은 다양한 형태로 가능하다. 먼저 기체수소 저장·운송은 고압으로 저장탱크(소용량)나 지하동굴(대용량) 등에 저장하고 튜브트레일러(Tube Trailer)로 운송할 수 있다.


액체수소 저장·운송의 경우 기체수소를 약 1/800 부피의 액체수소로 액화하고 이를 대용량 대기압 저장탱크에 저장, 액체수소 컨테이너를 이용하여 운송할 수 있다. 이 이외에도 Metal hydrides 또는 Carbon Nano-Structure에 저장하는 고체저장방식도 고려할 수 있고 LOHC(Liquid Organic Hydrogen Carrier)나 암모니아를 활용하는 액상 저장방식 등이 있으나, 아직까지 상용급 적용을 위해서는 많은 기술 개발이 필요한 실정이고 각각의 장단점이 뚜렷해 특정한 용도에 맞춰 점차 활용이 높아질 것으로 기대된다.



수소 활용을 위한 수소스테이션의 경제성
수소의 대용량 운송을 위한 최적의 방안은 수소가스 배관망을 전국에 설치하는 것을 고려할 수 있으나 이는 비용, 주민 수용성 측면에서 수소경제 사회가 성숙된 후에 가능한 방법일 것이다. 다른 대안으로는 현재의 도시가스 배관망을 활용하여 수소스테이션에서 직접 수소를 생산하는 방안과, 전력망을 통한 수전해로 수소를 생산하는 온사이트(Onsite) 생산 활용 방안이 있다. 기술적으로는 모두 고려할 수 있으나 현재 기술수준에서는 경제성에 문제가 따른다.


미국 DOE(Department of Energy)에서 2017년 기준 튜브트레일러 방식 수소충전소와 온사이트 방식 수소충전소의 초기 투자비, 운영비 등을 분석해 경제성평가를 해 보았더니 도시가스 개질을 위한 ‘소용량 수증기메탄개질(SMR: Steam Methane Reforming) 개질기’ 및 ‘수전해기’의 초기투자비용 및 운영비용이 상대적으로 높아 기체수소 운송에 의한 방식보다 경제성이 현저히 떨어지는 것으로 조사됐다.


이러한 경제성 관점에서 보면 현재 상용급으로 활용 가능한 수소 저장·운송 방식은 고압 기체수소 또는 액체수소 기반 저장·운송 방식이다.


기체·액화의 방식으로 최종 수소전기차에 충전하는 과정을 살펴보면 기체수소는 수소생산 기지에서 생산된 수소를 우선적으로 대용량 압축 및 저장과정이 필요하다. 이를 다수의 튜브트레일러에 의해 충전소로 운송하고, 최종적으로 충전소에서 압축기에 의하여 700bar로 가압 후 수소차량에 충전하게 된다.


액체수소 방식은 수소생산기지에서 생산된 수소를 즉시 액화해 대용량 저장이 가능한 액체상태로 저장·운송된다. 수소충전소에서는 액체수소펌프와 기화기에 의해 700bar로 가압 후 수소차량에 충전된다.



비슷한 과정이 수반되지만 차이가 크다. 고압의 기체수소는 200bar 이상의 고압으로 저장하나, 액체수소의 경우 대기압 저장으로 안전 측면에서 매우 우수해 도심지 활용에 적합하다. 또한 수소를 액화하는 경우 기체수소 대비 부피가 1/800로 줄어 대용량 저장이 가능하며, 200bar 고압저장 튜브트레일러 대비 약 10배의 운송 효율을 가지고 있다.


액체수소는 이 같은 장점을 지니고 있지만 극복해야 할 과제도 남아있다. 기체수소를 액화하기 위해서는 우선적으로 대규모의 시설투자가 이뤄져야 하고 액화 시 추가적인 에너지가 소모되는 단점을 갖고 있다. 이러한 투자비와 운영비를 고려한 경제성 평가가 필요한 것이다.


미국 DOE에서 제공하는 수소스테이션 경제성 해석 모델인 HDSAM(Hydrogen Delivery Scenario Analysis Model)을 이용해 수소의 생산부터 저장, 이송, 수소충전소 판매까지 전 주기 경제성을 평가해 보면, 수소판매가격은 수소전기차 보급대수와 수소충전소의 충전 용량에 따라 상이하게 나타난다.



충전용량이 클수록 액체수소 기반 수소충전소의 경제성이 높다. 충전소 용량 500kg/day까지는 튜브트레일러 방식 수소충전소가 액체수소기반 수소충전소 대비 경제성이 높은 것으로 나타났다. 그러나 충전소 용량이 1,000kg/day를 넘어서게 되면 액체수소 기반 수소충전소가 경제성이 높다. 즉 액체수소기반 충전소의 경우 수소액화 비용에서, 튜브트레일러 방식에서는 압축 및 저장 비용부분에서 높은 비용이 수반된다. 그러나 수소 사용량이 늘어날수록 비례해 액체수소기반 충전소의 경제성이 높아지게 되는 것이다.


이러한 이유로 수소경제 사회의 초기 단계에서는 현재의 기체수소 기반 수소충전소를 활용하는 모델이 사용될 것으로 예상되지만 수소 활용이 늘어나는 성장기 이후 액체수소기반으로 빠르게 변화할 것으로 예상된다.


액체수소 생산을 위한 수소액화 플랜트 기술 동향
상용급 수소액화플랜트의 공정도를 풀어보면 공급 기체수소는 10~25bar의 압력으로 Cold Box로 들어가 액체 질소(또는 LNG)에 의해 예냉(Precooling)되고 수소 또는 헬륨 Brayton Cycle(열교환기와 Turbo Expander로 구성)에 의해 약 30K 정도까지 냉각된다. 30K 이하의 온도에서 Valve 팽창을 통해 ‘Joule-Thompson’ 효과로 상압 기준 20K의 액체로 액화된다. 이러한 수소액화 Cycle을 일반적으로 ‘Pre-cooled Claude Cycle’이라 칭한다. 전 세계에서 운영되는 상용급 수소액화 플랜트는 2010년 기준 355ton/day 수준이다. 미국과 캐나다의 북미 지역이 300ton/day, 유럽 24.4ton/day, 중국·인도·일본이 약 30.6ton/day 정도이며 우리나라는 아직 상용급 수소액화 플랜트가 전무하다.


상용 수소액화플랜트 기술은 Air Product & Chemicals(미국), Praxair(미국), Linde(독일), Air Liquide(프랑스) 등 4개 기업에서 액화 공정기술과 플랜트 건설, 운영까지를 독점하고 있다. 일본의 Iwatani 등에서도 수소액화플랜트를 운영하고 있지만 언급된 4개 회사의 원천기술에 의존하고 있는 실정이다.



일본에서는 독자적인 수소액화플랜트 기술 확보를 위해 2016년 Kawasaki중공업에서 독자기술로 수소액화플랜트를 건설해 시운전 중인 것으로 알려져 있다. Linde 등 4개 회사에서 적용하고 있는 수소액화사이클은 주로 Pre-cooled 수소 Claude 사이클과 Pre-cooled 헬륨 Claude 사이클로서 용량은 5∼54ton/day 수준이며 수소액화 플랜트의 소요전력은 용량에 따라 10~15kWh/kgLH2 수준이다.


고효율 수소액화 공정
수소액화 플랜트의 소요전력을 국내 산업용 전기가격(약 100원/kWh)으로 환산하면 수소 1kg을 액화하기 위해 약 1,000~1,500원 수준의 에너지 비용이 추가로 필요하다는 것을 의미한다. 대용량 수증기메탄개질(SMR)을 통한 기체 수소 생산가격(약 1kg 당 3,000원 수준)과 비교하면 매우 큰 에너지 비용임을 알 수 있다. 따라서 수소액화 플랜트의 고효율화를 통하여 이러한 에너지 비용을 절감할 필요가 있다.


정리하면 기체수소 1kg을 700bar로 압축하는 경우 약 3kWh의 전력량이 필요하지만 수소액화의 경우 1kg의 액체수소를 생산하기 위해 10kWh 이상의 전력량이 소모돼 초기투자비와 효율 측면에서 압축수소방식이 효과적이다. 액체수소는 대용량 저장 및 운송이 가능하고 이에 따라 저장·운송비용 측면에서 유리한 만큼 공정 효율을 높인다면 경제성 확보가 더욱 용이해진다. 예냉 과정에서 냉열을 무상으로 공급받을 수 있다면 700bar 압축 공정과 비슷한 수준의 효율을 기대할 수 있을 것이다.


LNG를 대량 수입하는 일본과 우리나라의 특수한 상황을 고려한다면 LNG의 기화과정에서 발생하는 냉열을 수소액화공정에 활용하는 방안을 적극 모색할 필요가 있다.



수소경제 활성화를 위한 인프라 구축방안 및 시사점
Mckinsey&Company의 ‘전 세계 국가의 수소 활용 산업(수소차, 연료전지 발전) 경쟁력 분석’ 결과를 보면 우리나라는 일본과 더불어 최고 수준의 경쟁력을 확보하고 있다. 그러나 현 시점에서 수소 운송 및 대규모 저장 관련 산업 여건은 매우 취약하다. 속히 대용량 수소 생산, 저장, 분배가 가능한 액체수소기반 인프라 구축을 통해 수소 활용 산업의 신성장 동력화를 추진하고 미래 수소경제 사회에 대비하여야 할 것이다. 또한 이러한 액체수소 기반 인프라는 향후 국방, 우주개발 등 미래 국가 안보측면에서도 필수적인 사항이다.


LNG 인프라가 잘 구비된 우리나라의 경우 수소 생산의 안정성과 저장·이송의 고효율화를 위해 LNG 개질 수소 생산과 이때 발생하는 냉열을 활용, 고효율 수소액화 공정을 고려하는 것이 바람직 할 것이다.




배너
배너



배너
배너