• Korean Chemical Engineering Research
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• 제58권1호
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• pp.150-162
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• 2020

The proprietary post-combustion CO₂ solvent (KoSol) developed by the Korea Electric Power Research Institute (KEPRI) was applied at the Shanghai Shidongkou CO₂ Capture Pilot Plant (China Huaneng CERI, capacity: 120,000 ton CO₂/yr) of the China Huaneng Group (CHNG) for performance evaluation. The key results of the pilot test and data on the South Korean/Chinese electric power market were used to calculate the predicted cost of CO₂ avoided upon deployment of CO₂ capture technology in commercial-scale coal-fired power plants. Sensitivity analysis was performed for the key factors. It is estimated that, in the case of South Korea, the calculated cost of CO₂ avoided for an 960 MW ultra-supercritical (USC) coal-fired power plant is approximately 35~44 USD/tCO₂ (excluding CO₂ transportation and storage costs). Conversely, applying the same technology to a 1,000 MW USC coal-fired power plant in Shanghai, China, results in a slightly lower cost (32~42 USD/tCO₂). This study confirms the importance of international cooperation that takes into consideration the geographical locations and the performance of CO₂ capture technology for the involved countries in the process of advancing the economic efficiency of large-scale CCS technology aimed to reduce greenhouse gases

• KEPCO Journal on Electric Power and Energy
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• 제4권1호
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• pp.33-38
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• 2018

This study applied upgrades to the processes of a 10 MW wet amine $CO_2$ capture pilot plant and conducted performance evaluation. The 10 MW $CO_2$ Capture Pilot Plant is a facility that applies 1/50 of the combustion flue gas produced from a 500 MW coal-fired power plant, and is capable of capturing up to 200 tons of $CO_2$. This study aimed to quantitatively measure efficiency improvements of post-combustion $CO_2$ capture facilities resulting from process upgrades to propose reliable data for the first time in Korea. The key components of the process upgrades involve absorber intercooling, lean/rich amine exchanger efficiency improvements, reboiler steam TVR (Thermal Vapor Recompression), and lean amine MVR (Mechanical Vapor Recompression). The components were sequentially applied to test the energy reduction effect of each component. In addition, the performance evaluation was conducted with the absorber $CO_2$ removal efficiency maintained at the performance evaluation standard value proposed by the IEA-GHG ($CO_2$ removal rate: 90%). The absorbent used in the study was the highly efficient KoSol-5 that was developed by KEPCO (Korea Electric Power Corporation). From the performance evaluation results, it was found that the steam consumption (regeneration energy) for the regeneration of the absorbent decreased by $0.38GJ/tonCO_2$ after applying the process upgrades: from $2.93GJ/ton\;CO_2$ to $2.55GJ/tonCO_2$. This study confirmed the excellent performance of the post-combustion wet $CO_2$ capture process developed by KEPCO Research Institute (KEPRI) within KEPCO, and the process upgrades validated in this study are expected to substantially reduce $CO_2$ capture costs when applied in demonstration $CO_2$ capture plants.

• 설비공학논문집
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• 제22권8호
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• pp.545-552
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• 2010

Research and development efforts to reduce $CO_2$ emission are in progress to cope with global warming. $CO_2$ emission from fossil fuel fired power plants is a major greenhouse gas source and the post-combustion $CO_2$ capture is considered as a short or medium term option to reduce $CO_2$ emissions. In this study, the application of the post-combustion $CO_2$ capture system, which is based on chemical absorption and stripping processes, to typical fossil fuel fired power plants was investigated. A coal fired plant and a natural gas fired combined cycle plant were selected. Performance of the MEA-based $CO_2$ capture system combined with power plants was analyzed and overall plant performance including the energy consumption of the $CO_2$ capture process was investigated.

• 멤브레인
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• 제30권3호
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• pp.173-180
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• 2020

전 세계 화석 연료 사용이 지속적으로 증가함에 따라 공기 중 이산화탄소(CO₂) 농도가 수 세기에 걸쳐 증가하고 있다. 대기로의 CO₂ 배출을 줄이기 위한 방법으로, 주요 배출원인 발전소와 공장에 적용할 수 있는 이산화탄소 포집 및 저장(carbon capture and sequestration, CCS) 기술이 개발되고 있다. 기후 변화 완화 정책에 따라 negative emission 기술로 언급되는 공기 중 CO₂ 직접 포집 기술(direct air capture, DAC)은 CO₂ 농도가 0.04%로 매우 낮기 때문에 기존의 CCS 기술에 적용된 기술과 달리 흡착제를 이용한 저농도 CO₂ 포집 연구에 집중되어 있다. DAC 분야는 주로 CO₂의 흡착을 이용한 습식 흡착제, 건식 흡착제, 아민 기능화된 소재, 이온교환 수지 등이 연구되었다. 흡착제 기반 기술은 흡착제 재생에 따른 고온 열처리 공정이 필요하기 때문에 추가적인 에너지 소모가 없는 분리막 기반의 공기 중 CO₂ 포집 기술의 잠재력이 크다. 분리막은 특히 실내 공기 CO₂ 저감 환기 시스템 및 실내용 스마트팜(smart farm) 시스템의 연속적인 CO₂ 공급에 사용될 수 있을 것으로 기대된다. CO₂ 처리 기술은 기후 변화를 완화하기 위한 수단으로 개발이 지속되어야 하며 효율적인 공정 설계와 소재 성능 향상을 통해 공기 중 CO₂ 포집의 효율을 높일 수 있을 것이다.

• 한국가스학회지
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• 제27권3호
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• pp.77-83
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• 2023

급격한 산업화에 따른 에너지 사용량의 증가로 대기 중 이산화탄소(CO₂)의 농도가 증가하여 기후변화가 가속화되고 있다. 여기에 대응하기 위해 에너지 패러다임 전환이 필요하고, 그 일환으로 수소(H₂)가 주목받고 있다. 하지만 현재 대부분(95%)의 수소가 화석연료 기반의 추출수소로 생성되며, 많은 양의 CO₂를 배출하고 있다. 이를 그레이수소라 하는데 여기에 CO₂포집·이용·저장(CCUS)기술을 적용하여 CO₂ 배출량을 줄이면 블루수소가 된다. 상용 CO₂ 포집기술로는 습식법, 건식법, 분리막법이 있는데 각자 장단점을 가지고 있어 배가스 특성분석이 선행되어야 한다. 수소생산기지에서 배출되는 CO₂는 수분제거 시 20%를 상회하고 배출량은 중소규모로 분류되어 습식법 보다 분리막법의 적용이 유리할 것으로 판단된다. 또한, LNG 냉열을 사용할 수 있다면 분리막의 포집성능(선택도)이 향상되어 효율적인 CO₂ 포집 공정 구현이 가능하다. 본 연구에서는 수소생산기지에서 배출되는 배가스를 분석하고 여기에 적합한 CO₂ 포집기술에 대한 논의가 이뤄질 것이다.

• 융복합기술연구소 논문집
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• 제13권1호
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• pp.13-17
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• 2023

Direct air capture (DAC) refers to the process of permanently removing CO₂ from the atmosphere by capturing CO₂ that has been emitted into the atmosphere from the past to the present directly from the atmosphere. DAC is a process that captures CO₂ that exists at 400 ppm in the atmosphere, so it has the problem of requiring a significant amount of air and high energy compared to CO₂ capture from a point source such as exhaust gas from a coal-fired power plant. In this study, we aim to introduce the performance, characteristics, and processes of absorbents that can be applied to DAC, focusing on the DAC process using absorbents developed to date, and present challenges that must be overcome in future DAC technology development.

• 대한기계학회논문집B
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• 제38권2호
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• pp.165-172
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• 2014

단일 노즐을 이용하는 $CO_2$ 포집용 분무탑의 기본적 특성을 실험적으로 구하였다. 다양한 조건 - 주입 기체 유량 및 농도, 주입 흡수제 유량 및 농도 등 - 에서 얻어진 포집성능을 포집효율 뿐만 아니라 재생에너지의 주요 결정요인인 $CO_2$ 포화도 측면에서 검토하였다. 다양한 조건들에서의 포집효율 변화는 흡수제($NH_3$)와 $CO_2$의 상대적 유량비만의 단조증가함수로 잘 표현되었다. 포집후의 흡수제의 $CO_2$ 포화도 또한 $NH_3/CO_2$ 유량비만의 함수로 잘 정리가 되었으나, 포집효율과는 다르게 단조감소함수를 보였으며, 특히 $CO_2$ 포화도와 포집효율과의 상관관계를 보면 기존의 모든 연구들에서 포집효율이 증가할수록 $CO_2$ 포화도가 감소하였다. $CO_2$ 포화도는 낮은 포집효율 조건에서 최대 20-25% 수준이었으나, 90% 이상의 고효율에서는 10% 미만으로 매우 낮았다. 이는 높은 포집효율을 위해 사용되는 흡수제의 양이 과도하며, 다시 재생에너지가 과도하게 필요함을 의미한다.

• Carbon letters
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• 제17권1호
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• pp.85-89
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• 2016

• 한국신재생에너지학회:학술대회논문집
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• 한국신재생에너지학회 2008년도 춘계학술대회 논문집
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• pp.602-605
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• 2008

$CO_2$ 분리는 크게 연소전 탈탄소화(pre-combustion capture)와 연소후 포획(post-combustion capture)으로 나누어지는데, post-combustion capture는 연료가 연소하면 $N_2$와 $CO_2$가 남게 되고 흡수나, 흡착, 막분리 등을 이용해서 $CO_2$를 분리하는 것이고, Pre-combustion capture(연소전 회수)는 연소 전에 이산화탄소가 발생되지 않도록 하는 기술로써, 부분 산화나 개질 및 수성가스 변위반응 등이 포함되며 생성된 수소와 이산화탄소를 분리하여 수소를 생산하는 기술($CO_2/H_2$ 분리가 핵심)이다. 우리나라는 대부분 연소 후 포획 위주로 많은 연구가 진행되어 왔지만, 최근 고유가 시장이 형성되면서 석탄화력발전 및 복합가스발전(IGCC)에 필요한 연소전 탈탄소화($H_2/CO_2$ 가스로부터 $CO_2$ 회수) 연구에 산업적 관심이 급상승 되고 있다. 특히, Pre-combustion 과정에서는 높은 자체압력(약 2.5 - 5.0MPa)과 비교적 높은 농도의 $CO_2$(약 40%의)가 발생되기 때문에, 연소전 탈탄소화는 가스하이드레이트 형성/분해 원리가 가장 잘 적용될 수 있는 기술이라 할 수 있다. 본 연구에서는 비교적 저압 조건에서도 하이드레이트를 보다 쉽게 형성시키는 촉진제를 이용하여 $CO_2/H_2$ 혼합 가스 중 $CO_2$를 분리하는 실험을 수행하였다.

• 에너지공학
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• 제14권3호
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• pp.203-211
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• 2005

석회석의 $CO_2$ 흡수반응에 미치는 흡수/재생 반응의 반복횟수와 $SO_2$ 농도의 영향을 살펴보기 위해 내경 0.1m,높이 1.17m의 기포유동층에서 $CO_2$흡수능력의 변화를 측정 및 고찰하였다 $CO_2$흡수제로는 단 양산 석회석이 사용되었으며 실험변수로는 반복횟수$(\~10회)$와 $SO_2$ 농도 (0, 2000, 4000ppm)를 고려하였다. $CO_2$흡수능력은 반복횟수가 증가함에 따라 감소하였으며 10회 반복 후에는 초기성능의 $50\%$까지 감소하였다. 또한 $CO_2$흡수능력은 $SO_2$ 농도가 증가함에 따라 감소하는 경향을 나타내었다. 세 가지의 $CO_2$ 농도조건에 대해 총 CaO 이용률은 일정하게 유지되었으며 $SO_2$ 농도가 증가함에 따라 $SO_2$흡수능력은 증가하고 $CO_2$흡수능력은 감소하여, $CO_2/SO_2$동시흡수 반응에서 $SO_2$흡수반응이 $CO_2$흡수반응보다 우세하게 일어남을 알 수 있었다.