02 - 수소의 저장, 운송 및 충전
글. 유영돈 연구위원
(사)고등기술연구원
수소를 안정적이고 경제적으로 공급하기 위해서는 생산·운송·저장 등 전 과정에 대한 종합적인 평가가 필요하며 이를 위해 액화 또는 액상수소의 저장·운송, 고압수소 저장용기, 고압 배관 운송기술, 그리고 2030년 이후 예상되는 해외로부터의 수소 수입에 대비한 단기 및 중장기 기술개발 로드맵 수립이 요구된다.
「수소경제 활성화 로드맵」이 발표됨에 따라 수소생산, 운송 및 저장, 수소전기차, 수소연료전지 등 수소 전주기적인 연구개발과 사업이 진행되고 있다.
생산된 수소를 수소전기차, 수소연료전지 연료로 공급하기 위해서는 운송과 저장 그리고 충전소를 통한 공급이 필요하다.
특히, 수소 운송과 저장은 상호밀접하게 연계되어 있어 수소를 안정적이고 경제적으로 공급하기 위해서는 각각의 단위 기술뿐만 아니라 운송·저장·충전 전 과정에 대한 통합적인 검토와 분석이 필요하다.
또한 수소경제 구현을 위한 'CO2-free H2'라는 궁극적인 목표를 달성하기 위해서는 생산 과정뿐만 아니라 운송·저장·충전 전 과정의 온실가스 배출량 산정에 대한 평가도 반드시 필요하다.
따라서 이 글에서는 수소의 운송·저장·충전 각 과정의 기술적 사항과 최근 이슈 사항에 대해 논의하고자 한다.
수소의 운송
수소의 운송은 크게 기체 운송과 액체 운송으로 나눌 수 있으며, 액체 운송은 다시 액화와 액상 운송으로 나누어진다.
기체 운송은 튜브 트레일러로 운송하는 방법과 배관을 통해 운송하는 방법으로 나누어진다. 일반적인 운송 방법은 표 1과 같이 분류될 수 있다.
아직은 대규모 수소가 필요하지 않은 국내 여건에서는 수소를 운송하는 방법으로 근거리의 경우 저압배관 방식과 중·장거리의 경우 고압 튜브 트레일러(카트리지)로 운송하는 방법이 주가 되고 있다.
배관운송 방식은 수소 운송량이 적고 소비지가 수소 생산시설과 인접하여 배관 건설비용이 사용량 대비 효율성이 있을 때 주로 사용되는 방법이다.
튜브 트레일러를 통한 운송은 강재로 만들어진 실린더(용기) 또는 카트리지에 담아 운송하는 방식으로, 현재는 중·장거리에 중·소규모 단위로 공급하는 곳에 적합하다.
국내 수소 운송업체는 덕양, SPG, 린데코리아, 에어리퀴드 등이며, 운송은 배관으로 93%, 튜브 트레일러로 7% 하고 있으며, 전체 배관 길이는 약 200㎞로 부생가스로부터 부생수소 생산이 가능한 울산, 여수 및 대산과 같은 석유화학단지를 중심으로 집중적으로 구축되어 있다.
배관 공급 압력은 20bar 내외이며 건설비용은 대략 10억 원/㎞ 내외이다.
현재 해외에서는 배관을 통한 대량의 수소를 값싸게 공급하기 위하여 배관 공급 압력을 100bar까지 증가시키면서 수명을 50년으로 목표한 배관 재질 및 설치에 대한 기술개발을 진행하고 있다.
향후 수소 공급량의 증가에 따라 배관 유지보수 및 연결 방법에 대한 가이드라인 또한 필요할 것으로 보인다.
액체 수소 운송방식 중에서 액화 방식은 수소를 대기압 기준 영하 253℃까지 냉각하여 액체 상태로 탱크로리를 통해 운송하는 방식으로, 이미 해외에서는 상용화된 기술로 1∼2bar 압력 이하로 대량 운송이 가능하다는 장점과 고압 관련 규제회피가 가능하며 대도시 내 수소공급에 적합한 방식으로 알려져 있다.
그러나 액화하는 데 많은 전력이 소비되며 이에 따른 온실가스 배출량이 많다는 단점이 있다.
액체 상태로 대량의 수소를 운송할 수 있는 장점과 액화에 따른 단점을 극복할 방법이 액상 화합물 형태로 수소를 운송하는 방법이다.
아직 상업화까지 도달되지 못한 기술이지만, 상온·상압과 유사한 온도 및 압력 조건하에서 유·무기 화합물을 이용하여 액상형태로 저장된 수소를 운송하는 기술이다.
수소저장 소재가 액상 유기화합물인 경우, 통상적으로 Liquid Organic Hydrogen Carrier(LOHC)로 명명되고 있으며, 대표적인 LOHC의 예로는 Methyl-cyclohexane(MCH), N-methyl carbazole, Dibenzyltoluene의 수소화된 화합물 등이 있으며, 유기 화합물 이외에 유·무기 복합체 등이 있다.
유·무기 화합물 기반 액상 화합물 및 혼합물의 경우, 국내는 원천기술개발, 해외에서는 실증 단계 기술로, 일본의경우 NEDO의 지속적인 지원 하에, Toluene-MCH(Methylcyclohexane) 사이클을 이용한 수소저장, 재방출 촉매 및 시스템에 대한 연구를 수행하고 있다.
즉, 톨루엔에 수소를 첨가하여 MCH형태로 전환한 후 이송하여 수소 수요처에 구축된 탈수소화 플랜트를 통해 수소를 재생산하고, 다시 톨루엔으로 전환함으로써 수소 운송 사이클이 형성되는 기술이다(그림 1).
일본은 이 기술을 이용하여 브루나이에서 화석연료 개질을 통해 공급받은 수소를 톨루엔에 저장하고, 이를 선박을 이용해 일본까지 운송하는 실증 프로젝트를 수행 중이며, 2020년까지 기술개발 완료를 목표로 하고 있다.
독일 또한 Dibenzyltoluene 기반의 열매체유를 이용하여 수소를 저장하고, 저장된 수소를 재방출하는 기술을 확보한 상태이다.
또 다른 액상 화합물로 수소를 운송하는 방법으로는 암모니아를 들 수 있다(그림 2).
암모니아를 이용한 수소 운송기술은 암모니아를 수소캐리어로 활용하는 기술로서, 상온·상압과 유사한 온도 및 압력 조건하에서 액상 암모니아를 운송하고 저장하여 필요시 암모니아를 분해해서 수소 생산할 수 있다.
암모니아는 부피대비 수소저장용량이 약 120㎏-H₂/㎥이며, 이 값은 동일 무게 비율을 갖는 액화 수소의 수소저장밀도(60㎏ H₂/㎥)보다 약 2배 높은 수치이다.
암모니아는 끓는점이 약 –33℃로 액화에 필요한 에너지가 낮고 액화(25℃, 8bar)가 용이한 물질이므로 저압 압력용기에 저장이 가능하며, 동시에 LPG와 유사한 상변화 특성이 있어 현존하는 암모니아 저장 및 이송 인프라를 사용할 수 있어 잠재적으로 경제성을 확보할 수 있는 장점을 가지고 있다.
특히, 수소와 질소로부터 암모니아를 생산하는 공정은 이미 상업화된 하버-보쉬 공정이 있고 암모니아 분해를 통해 수소를 생산하는 공정에 대한 기술 개발이 진행되고 있으며, 해외에서는 이미 상업화되어 암모니아로부터 생산된 수소를 이용한 연료전지 발전 사업이 진행되고 있다.
일본은 호주에서 태양광으로 생산된 전기에너지를 활용하여 수전해 기술을 통해 물로부터 생산된 수소와 공기로부터 분리된 질소를 이용하여 암모니아를 합성하는 프로젝트를 추진 중이며, 이를 통해 생산된 액상 암모니아를 LPG 선박에 저장 후 일본으로 운송하는 계획을 추진하고 있어 파일럿 설비가 2019년부터 운영될 예정이다.
우리나라도 2030년경부터는 해외로부터 수소 수입을 고려하고 있기 때문에 대량의 수소를 해상 운송에 적합한 수소 액화 또는 액상 화합물로의 전환 기술에 관심 갖고 기술개발을 추진해야 한다.
수소의 저장
수소의 저장은 고체, 기체 및 액체 저장으로 나눌수 있으며, 운송 방법과 매우 밀접하게 연계되어 있다.
기체 저장일 경우는 기체 운송, 액체 저장일 경우에는 액체 운송으로 연계되는 것이 일반적이다.
수소 저장 기술 중 가장 보편적인 방법으로는 기체 상태로 저장하는 것으로 이 경우 관건은 고압하에서 안전하게 저장하는 것이다.
현재 적용되고 있는 저장용기의 종류는 Type1부터 Type4까지 4종류가 있으며 특징을 표 2에 요약하여 나타냈다.
먼저, 금속재료 용기인 Type1은 강철, 알루미늄 등 금속만으로 제작된 용기로 금속재료의 강도와 용기의 직경에 따라 사용압력이 결정되며, 무겁고 수소 저장용기의 소재의 제약이 따른다.
Type2는 Type1 용기의 몸통 부분만 복합재료로 보강하여 제작된 용기로, 몸통 부분에 복합재료를 사용하여 금속용기의 벽 두께를 감소시켜 무게를 절감한 것이다. 이 경우도 용기의 금속재료가 강도에 지배적인 역할을 하므로 금속재료 용기 범주
에 포함한다.
복합재료 용기인 Type3은 금속재료로 만든 라이너(내측 용기) 전체를 복합재료로 보강하여 제작한 용기로, 외측에 보강된 복합재료에 따라 사용압력이 결정된다. 금속재료 용기에 비해 무게는 가볍지만 큰 직경 용기의 경우 내구성이 높지 않은 단점도 있다.
Type4는 비금속재료로 만든 라이너 전체를 복합재료로 보강하여 제작한 용기로, 내측의 라이너보다는 외측에 보강된 복합재료가 모든 압력을 부담한다.
무게가 가장 가볍고 내구성이 우수하며 대형 용기제작이 용이하다.
200bar 이하의 Type1 용기를 사용하는 기존 산업용 수소 저장용기(주로 튜브 트레일러가 저장용기를 대체해서 사용함)의 경우 국산화 되었지만 수소가격 절감을 위해서는 대용량 고압용기 튜브 트레일러를 사용하여 1회 운송량의 증대와 경량화가 필요하다.
따라서 튜브 트레일러용과 수소 충전소 저장용 400bar 이상의 Type1, Type2 용기 개발도 진행되고 있다.
수소전기차용 저장용기의 경우, 최대 충전압력이 820bar, 최대 충전양이 6㎏로 정해져 있어 수소전기차 보급 증가에 따른 저장용기 제조원가 하락 등이 예상된다.
또한, 수소 수요 증가를 위해 수소 버스 등의 보급을 확대하고 있어 버스·트럭용 대용량 수소 저장용기 개발이 필요하다.
특히 Type4의 경우 제작은 국내 기업에서 하고 있지만, 원재료를 일본으로부터 수입하고 있어 탄소 소재의 국산화가 조속히 필요한 기술 분야이다.
수소를 저온에서 액체 상태로 수소를 저장(대기압 기준 영하 253℃ 유지)하는 방법은 약 71㎏/㎥ 밀도를 가지고 되어 기체 수소 부피를 약 1/800로 감소시킬 수 있어 동일 압력에서 기체수소 대비 800배의 체적에너지 밀도를 갖게 된다.
이와 같이 액화된 수소는 대기압에서 저장이 가능하고, 저장용기의 안전성 부분에서 장점이 있으며, 낮은 온도로 기존 고압 기체수소에 비해 폭발 위험성이 낮아 단위부피, 단위 무게당 에너지 저장밀도가 가장 높고, 활용을 위해 다른 공정이 필요 없이 단순 기화만으로 즉시 활용이 가능하다는 장점을 지닌다.
국내의 경우 대용량 수소액화 플랜트는 전무하며, 국가 전략적 관점에서 상용급 수소액화 플랜트를 포함한 액화수소 기반 인프라는 반드시 확보해야할 기술이며, 향후 드론, 항공기 연료로의 사용 가능성이 높아 관련 산업의 발전을 위해서도 필수적인 기술 확보가 요구되는 분야이다.
미국의 경우는 1950년대부터 수소 액화 및 저장기술을 꾸준히 개발하였으며 1960년대에 우주개발 프로그램과 맞물려 급격하게 성장하였고 오늘날에는 저장용기 용량이 300,000㎥ 이상, 저장기간이 1,000일 이상인 상용화 시설을 갖추고 있을 정도이다.
고체 저장은 수소를 고체물질의 내부 또는 표면에 낮은 압력에서 저장하고 필요시 저장된 수소를 재방출하는 방법이다.
고체 수소저장기술은 무게당 수소 저장밀도가 낮아 무게가 중요한 요소인 모빌리티에 적용하는 것은 한계가 있어 그동안 기술개발 투자가 크지는 않았지만, 최근 재생에너지의 확대 및 에너지 그리드의 효율화가 중요해짐에 따라 정치형(Stationary) 대규모 및 장기 에너지 저장에 대한 필요성이 대두되면서 적용성이 인정받기 시작하고 있다.
상용화된 예로는 독일 GfE사가 개발한 상온용 AB2계 수소저장합금 소재가 독일 HDW사의 214급 잠수함 연료전지 보조전원에 수소를 공급하는 수소저장탱크에 적용되어 한국 해군을 포함하여 세계 각국에서 실전 운용 중이며, 독일의 GKN사는 수소저장합금 펠렛을 이용해 수소와 열을 공급할 수 있는 CHP(Combined Heat and Power) 시스템을 개발하였고, 반응열을 활용해 에너지 효율 90%까지 달성 가능한 것으로 보고되었다.
이는 정치형인 독립 주택용 장기에너지 저장 시스템으로 활용이 가능할 것으로 판단되며, 기존 특수한 분야에만 적용된 고체 저장 기술이 점차 산업 전반에 확대 적용되기 시작하고 있다.
수소 충전
정부 계획에 의하면 수소 충전소를 2022년 301개소, 2040년 1,200개소까지 확대하는 것으로 발표하였으며, 2019년 말까지는 지역별 수소전기차 및 충전소 보급계획을 고려하여 누적 86기(2018년 기구축 14기+2018년 이월 29기+2019년 신규 43기)의 수소 충전소를 구축 중이다.
그중에서 68기는 5개 권역별(수도권, 중부권, 영남권, 호남권, 강원권) 인근 도시와 연계하는 것으로, 수도권 17기(서울 6, 경기 6, 인천 5), 중부권 12기(충남 4, 충북 5, 대전 3), 영남권 15기(울산 7, 경남 6, 부산 2), 호남권 9기(광주 8, 전북 1), 강원권 5기, 민간 10기이며, 나머지 18기는 차량 통행량이 많은 경부고속도로 등을 따라 교통망 거점 충전소 구축할 계획이다.
표 3에는 현재 운영 중인 수소 충전소 현황을 나타낸 것으로, 17기 충전소 중에서 16개소가 부생가스로부터 수소를 생산하여 튜브 트레일러를 통해 공급받는 Off-site형 충전소이다.
나머지 1개 충전소가 On-site 방식으로 매립가스로부터 추출 방식을 통해 수소를 생산하고 있다.
설치 장소를 보면 단독인 경우와 복합(LPG 충전소, CONG 충전소, 주유소 등과 복합)인 경우가 있으며, 최근 건설되는 경우에는 복합충전소가 단독 충전소보다 많은 실정이다.
또한 초기건설된 충전소의 경우 350bar로 충전하지만, 최근에는 700bar로 충전함을 알 수 있다.
이상과 같이 시도별 수소전기차 보급과 연계하여, 도심지·고속도로 휴게소 등 교통 거점 위치 버스·택시 차고지 등에 수소 충전소 구축이 진행되고 있으며 다만 아직은 자체적으로 수소 충전소 건설과 운영만으로는 경제성 확보가 어려워 충전소 유형별로 설치보조금을 지급하고 있다.
또한 정부는 수소 충전소의 건설 확대를 위한 민간 SPC사인 HyNet(Hydrogen Network, 한국가스공사, 현대자동차, 공급업체, 충전설비업체 등이 참여)을 통해 다수의 충전소 건설을 허용하였으며 민간주도의 시장자율형 충전소를 확대하고, LPG·CNG 충전소를 수소충전이 가능한 융복합 충전소로 전환하여 경제성 제고를 추진 중이다.
이와 같은 계획을 통해 2022년까지 총 누적 310기의 충전소를 구축할 예정으로, 이 중에서 민간 SPC를 통해 100기 구축을 포함하여 5개 권역별 충전소 위주로 150기, 주요 고속도로 및 교통거점에 160기를 건설할 예정이다.
수소충전소 보급 확대를 위해서 입지 제한 및 이격거리 완화, 운전자 셀프충전 방안 마련 등 규제완화를 추진하고 있으며, 융복합 충전소 및 이동형 충전소 설치 허용, 액화수소 충전소 설치기준 마련, 개발제한구역 내 버스차고지 수소 충전소 설치를 허용하고 있다.
규제가 완화되기 전까지는 산업융합촉진법의 ‘규제 샌드박스’를 활용하여 도심지, 공공청사 등에 수소 충전소 설치를 추진하고 있으며 조만간 국회 내에도 수소 충전소가 가동될 예정이다.
이처럼 수소 충전소의 확대에 따라 국산화된 수소충전소 기술 보유 업체의 참여가 필요하다.
아직 해외선진업체 기술 적용이 대부분이지만 국내 기업의 자체 기술 적용이 시도되고 있으며 압축기, 고압밸브, 저장용기 등 핵심부품과 충전기술 국산화 등을 통해 2030년까지 수소충전소 국산화율 100% 달성할 계획이다.
결론
정부에서는 2022년 수소 충전소 판매가격을 6,000원/㎏, 2030년에는 4,000원/㎏, 2040년에는 3,000원/㎏을 목표로 하고 있다.
이러한 목표를 달성하기 위해서는 생산, 저장 및 운송 그리고 충전까지의 전 과정에 대한 생산비용 절감을 위한 설비·설계 및 운전능력 축적이 필수적이다.
또한 수소 운송량과 운송 거리, 주변 여건 등을 종합적인 평가를 통해 적절한 저장과 운송 방법이 선택되어야 하며, 향후 대량의 중장거리 수송과 저장을 위한 기술과 수소의 수입을 대비한 단기 및 중장기 기술개발 로드맵 수립이 요청된다.
특히, 액화 또는 액상수소 저장·운송, 고압수소 저장용기, 고압 배관 운송기술에 대해서는 향후 대량의 수소 공급을 위해서는 반드시 확보하여야 할 기술 분야이다.
수소 저장용기 원재료와 충전소의 핵심 부품중에 일부는 일본으로부터 수입하고 있는 상황으로, 최근 일본의 우리나라에 대한 수출 규제와 맞물려 수소 산업에도 어느 정도 영향이 있을 것으로 예상된다.
그러나 정부의 핵심 소재 및 부품에 대한 강력한 국산화 의지와 함께 지속적인 기술개발이 추진되다면 세계 수소 산업을 선도할 수 있는 수소 기술 강국으로의 발전이 기대된다.