• 한국수소및신에너지학회논문집
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• 제20권2호
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• pp.168-178
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• 2009

To check feasibility of SEWGS(Sorption Enhanced Water Gas Shift) system, conceptual design and sensitivity analysis of operating variables have been investigated based on a design program of two-interconnected fluidized bed. Based on the conceptual design results, the optimum configuration for SEWGS was considered. Among three configurations, bubbling beds system was selected as the best configuration. Process design results indicate that the SEWGS system is compact and feasible. Based on the selected operating conditions, the effects of variables such as pressure, $CO_2$ capture capacity, solid inventory, CO conversion and $CO_2$ capture efficiency have been investigated as well.

• 한국수소및신에너지학회논문집
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• 제27권1호
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• pp.83-94
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• 2016

Performance of absorbent for post-combustion $CO_2$ capture was measured and discussed. Fully saturated fresh absorbent (P2-15F) and absorbents sampled from absorption and regeneration reactor of continuous $CO_2$ capture process, P2-15A, P2-15R, respectively, were used as representative absorbents. Small scale fluidized bed reactor (0.05 m I.D., 0.8 m high) which can measure exhaust gas concentration and weight change simultaneously was used to analyze regeneration characteristics for those absorbents. Exhausted moles of $CO_2$ and $H_2O$ were measured with increasing temperature. $H_2O/CO$ ratio and working capacity were determined and discussed to confirm reason of reactivity decay after continuous operation. Moreover, possibility of side reaction was checked based on the $H_2O/CO_2$ mole ratio. Finally, suitable regeneration temperature range was confirmed based on the trend of working capacity with temperature.

• 한국신재생에너지학회:학술대회논문집
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• 한국신재생에너지학회 2008년도 추계학술대회 논문집
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• pp.242-245
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• 2008

In the power generation industry, various efforts are needed to cope with tightening regulation on carbon dioxide emission. Integrated gasification combined cycle (IGCC) is a relatively environment friendly power generation method using coal. Moreover, pre-combustion $CO_2$ removal is possible in the IGCC system. Therefore, much effort is being made to develop advanced IGCC systems. However, removal of $CO_2$ may affect the system performance and operation through reduction of fuel gas supplied to the gas turbine. This study predicts system performance change due to $CO_2$ capture by pre-combustion process from the normal IGCC performance without $CO_2$ capture and presents results of design parametric analysis.

• Korean Chemical Engineering Research
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• 제56권3호
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• pp.335-342
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• 2018

화학 및 전력 산업 관련 에너지 및 환경 현안에 대응하기 위한 다양한 기술이 개발 및 실증화 단계에 있으며, 특히 아민을 이용한 이산화탄소($CO_2$) 분리 공정은 $CO_2$ 포집 및 격리(CCS; carbon capture and sequestration) 설비의 대표적인 핵심 기술이다. 본 연구에서는 상용화 중인 아민 기반 $CO_2$ 분리 공정 분석 및 검토를 통하여 주요 위험 요소를 규명하고 안전성 향상을 위한 전략을 제시한다. 대상 공정에 대한 위험성 평가를 하기 위해 HAZOP 기법을 이용하였으며, 위험 등급 표(Risk matrix)을 이용하여 규명된 위험 요소들의 상대적 순위를 평가함으로써 주요 위험 요소를 완화시키거나 제거할 수 있는 설비 및 운전 상의 전략을 제시한다. 위험성 평가 결과로 운전자의 오작동, 부식에 의한 파열, 배관 및 펌프의 고장 등이 주요 위험 요소로 규명 되었고, 완화 전략으로 누출/화재/폭발에 대한 시나리오 규명, 운전자의 관리 및 교육, PSV 등 안전 밸브 설치 등 장치 변경 및 유지 보수 계획 등을 제시하였다.

• Korean Chemical Engineering Research
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• 제49권6호
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• pp.764-768
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• 2011

모노에탄올아민(MEA)으로 대표되는 습식 아민을 이용한 이산화탄소 포집 공정은 기술적 신뢰도가 높아 초기 CCS(Carbon Capture & Storage) 시장을 주도할 것으로 전망된다. 다만 흡수제 재생에 에너지 소비가 많은 점이 단점으로 지적 받고 있어 흡수제 재생 에너지 절감을 위한 다양한 공정 개선안이 연구되고 있다. 본 논문에서는 MEA 공정에서 흡수탑으로 유입되는 배가스를 분할 유입하는 공정 개선안을 제안 하고 시뮬레이터를 이용한 공정모사를 통하여 그 효과를 보였다. 배가스를 분할 유입한 결과 흡수탑 하단부에서 냉각효과가 있었고 이로 인해 흡수제 유량이 감소하였다. 배가스 분할 비와 분할 유입 단 높이를 변경하며 최적 분할 조건을 찾았으며 이때 흡수제 유량은 6.4%, 재생 에너지는 5.8% 감소하였다.

• 대한환경공학회지
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• 제39권11호
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• pp.607-612
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• 2017

연소후 아민 $CO_2$ 포집공정에서 탄산수화 효소의 첨가에 따른 다양한 아민 흡수제의 $CO_2$ 흡수에 미치는 영향과 반응열을 평가하였다. 30 wt%의 MEA, AMP, DMEA, MDEA 수용액에 소의 적혈구에서 추출한 탄산무수화 효소 250 mg/L 첨가한 후 흡수속도를 분석한 결과, 모든 흡수제에서 $CO_2$ 흡수속도가 증가하였다. 특히, 1차아민인 MEA와 입체장애아민인 AMP보다는 3차아민인 DMEA와 MDEA에서 속도증진 효과가 컸다. 반응열량계를 이용하여 탄산무수화 효소 첨가후 흡수제(MEA, DMEA, MDEA)와 $CO_2$ 사이의 화학 반응 시 발생하는 반응열을 측정한 결과 효소 촉매의 첨가로 모든 흡수제의 반응열량이 낮아짐을 확인할 수 있었다. 특히, 연소후 아민 흡수제를 이용하는 이산화탄소 포집공정에 탈기 성능이 우수한 3차 아민 계열의 흡수제가 탄산무수화 효소 촉매 적용에 유리한 흡수제이며 이중 MDEA에서 효과가 가장 큼을 알 수 있었다.

• 대한조선학회논문집
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• 제61권1호
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• pp.51-60
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• 2024

Hi Air Korea and Hanwha ocean are currently developing an Onboard Carbon dioxide Capture System (OCCS) to absorb CO₂ emitted from ship's engine using a sodium hydroxide(NaOH) solution, and converting the resulting salt into a solid form through a chemical reaction with calcium oxide (CaO). The system process involves the following steps; 1)The reaction of CO₂ gas absorption in water, 2)The reaction between carbonic acid (H₂CO₃) and NaOH solution to produce carbonate or bicarbonate, and 3)The reaction between carbonate or bicarbonate and CaO to form calcium carbonate (CaCO₃). And ultimately, the solid material, CaCO₃, is separated and discharged using a separator. The OCCS has been installed on an ship and the test results have confirmed significant reduction effects of CO₂ in the ship's exhaust gas. A portion of the exhaust gas emitted from the engine was transferred to the OCCS using a blower. The flow rate of the transferred gas ranged from 800 to 1384 m³/hr, and the CO₂ concentration in the exhaust gas was 5.1 vol% for VLSFO, 3.7 vol% for LNG and a 12 wt% NaOH solution was used. The results showed a CO₂ capture efficiency of approximately 42.5 to 64.1 vol% and the CO₂ capture rate approximately 48.4 to 52.2kg/hr. Additionally, to assess the impact of the discharged CaCO₃on the marine ecosystem, we conducted "marine ecotoxicity test" and performed Computational Fluid Dynamics (CFD) analysis to evaluate the dispersion and dilution of the discharged effluent.

• 한국해양환경ㆍ에너지학회지
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• 제13권3호
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• pp.187-197
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• 2010

화석연료를 사용하는 발전소 및 제철소 등 대규모 발생원에서 배출되는 $CO_2$를 포집하고 이를 대수층이나 유가스전과 같은 지질학적 구조에 장기간 저장하는 이산화탄소 포집 및 저장기술(Carbon dioxide Capture and Storage, CCS)이 기후변화 대응기술로서 국내외적으로 주목 받고 있다. 이와 같은 CCS 기술을 구현하기 위해서는 포집된 대용량의 $CO_2$ 혼합물을 파이프라인이나 선박 등을 통해 수송하는 과정이 필요하고, 이러한 공정에 대한 기존의 연구는 주로 순수 $CO_2$를 대상으로 하여 진행되어 왔다. 그러나 일반적으로 발전소 및 제철소 등에서 포집된 $CO_2$ 혼합물에는 $N_2$, $O_2$, Ar, $H_2O$, $SO_2$, $H_2S$ 등과 같은 불순물들을 포함하고 있다. 이러한 $CO_2$ 혼합물 내 불순물들은 처리하고자 하는 $CO_2$ 혼합물의 열역학 상태량 등을 변화시킴으로써 압축, 정제, 수송 및 저장 공정들에 커다란 영향을 미칠 수 있다. 본 논문에서는 이러한 불순물 중 황성분이 함유된 $SO_2$가 포함된 $CO_2$ 혼합물의 수송 및 저장 공정을 설계하는데 있어 매우 중요한 $CO_2$ 혼합물의 열역학 거동을 모사하기 위한 상태량 모델들을 비교 분석하였다. 이를 위해 BWRS EOS, PR EOS, PRBM EOS, RKS EOS, SRK EOS 그리고 NRTL-RK 모델과 같은 총 6가지 물리적 상태량 모델을 이용하여 $CO_2-SO_2$ 혼합물의 VLE 거동을 수치계산하고 이를 실험 데이터와 비교하였다. 또한, $CO_2$, $SO_2$와 같은 서로 다른 분자간의 상호작용 효과를 보완하기 위하여 상태량 모델을 이용한 계산결과와 실험결과와의 차이를 정량화하여 각각의 상태량 모델의 예측능력을 계량화 비교분석하였고 이로부터 $CO_2-SO_2$ 혼합물에 대한 최적의 이성분 매개변수 값들을 도출하였다.

• 대한환경공학회지
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• 제35권5호
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• pp.307-311
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• 2013

대기 중 $CO_2$ 포집 기술은 비점오염원 배출 $CO_2$를 포집할 수 있는 유일한 기술 중 하나이다. 본 논문에서는 저농도 $CO_2$를 이용한 흡착 실험을 수행하였다. 세 종류의 흡착제를 이용한 흡착과 열재생을 반복하는 실험을 수행한 결과 제올라이트 5A, 13X 그리고 활성탄의 $CO_2$ 흡착량은 21 mg/g, 12 mg/g 그리고 6 mg/g으로 나타났으며, 열재생 반복실험 결과에서 제올라이트 5A가 가장 우수한 흡착 성능을 보여주었다.

• 한국수소및신에너지학회논문집
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• 제24권1호
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• pp.12-19
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• 2013

A gasification process with pre-combustion $CO_2$ capture process, which converts coal into environment-friendly synthetic gas, might be promising option for sustainable energy conversion. In the coal gasification for power generation, coal is converted into $H_2$, CO and $CO_2$. To reduce the cost of $CO_2$ capture and to maximize hydrogen production, the removal of CO and the additional production of hydrogen might be needed. In this study, a 2l/min water gas shift system for a coal gasifier has been studied. To control the concentration of major components such as $H_2$, CO, and $CO_2$, MFCs were used in experimental apparatus. The gas concentration in these experiments was equal with syngas concentration from dry coal gasifiers ($H_2$: 25-35, CO: 60-65, $CO_2$: 5-15 vol%). The operation conditions of the WGS system were $200-400^{\circ}C$, 1-10bar. Steam/Carbon ratios were between 2.0 and 5.0. The commercial catalysts were used in the high temperature shift reactor and the low temperature shift reactor. As steam/carbon ratio increased, the conversion (1-$CO_{out}/CO_{in}$) increased from 93% to 97% at the condition of CO: 65, $H_2$: 30, $CO_2$: 5%. However the conversion decreased with increasing of gas flow and temperature. The gas concentration from LTS was $H_2$: 54.7-60.0, $CO_2$: 38.8-44.9, CO: 0.3-1%.