행정간행물등록번호

11-1480523-000685-01NIER No. 2010-14-1189

수은 사용·배출시설 통합관리

방안 연구(Ⅰ)

기후대기연구부 대기공학연구과

박정민, 이상보, 김형천, 김민정, 김민수, 송덕종, 정노을, 홍지형, 이석조

A Study on Integrated Management of Mercury

Using and Emission Faciliteies

J. M. Park, S. B. Lee, H. C. Kim, M. J. Kim, M. S. Kim, D. J.

Song, , N. E. Jung, J. H. Hong, S. J. Lee

Climate and Air Quality Research Department

2010

목 차❚

ⅰ

목 차

목차 ························································································································· ⅰ표목차 ·························································································································· ⅱ그림목차 ······················································································································ ⅲAbstract ······················································································································· ⅳ

Ⅰ. 서 론 ·······················································································································1

Ⅱ. 연구내용 및 방법 ··································································································2

1. 국내 화력발전시설 현황 ·······················································································2

가. 화력발전 ···············································································································2

나. 발전량 및 연료 사용량 ·····················································································2

2. 조사대상 배출원 ···································································································3

3. 시료채취 및 분석 ···································································································5

가. 시료채취 지점 ···································································································5

나. EPA Method 101A ··························································································6

다. Ontario Hydro Method ····················································································7

라. EPA 7470A, EPA 7471A 방법 ········································································8

Ⅲ. 결과 및 고찰 ········································································································10

1. 배출원에서의 수은 배출 특성 ···········································································10

가. 석탄의 원소분석 및 공업분석 ·······································································10

나. Coal, 비산재/바닥재, 석고, 석회석, 탈황폐수의 수은 함유농도 ···········13

다. 배출가스 중 수은 농도 ···················································································15

라. EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method 비교 ·····························18

마. 배출가스 중 수은 speciation과 방지시설별 수은 제거 효율 ·················18

목 차❚

ⅰ

2. 수은 배출기여도(MassBalance) ··········································································23

가. 배출기여도 ·····································································································23

나. 매체별 수은 분배계수 ·····················································································27

3. 배출계수 산정 및 배출량 ···················································································29

가. 배출계수 ·············································································································29

나. 배출량 ·················································································································31

Ⅳ. 결 론 ·······················································································································32

참고문헌 ························································································································34

목 차❚

ii

표 목 차

<표 1> 에너지원별 발전량 ·······················································································2

<표 2> 조사대상 배출원의 일반 현황 ·····································································4

<표 3> 석탄의 원소분석 ····························································································11

<표 4> 석탄의 공업분석 ····························································································12

<표 5> 석탄의 수은 함유농도 ··················································································14

<표 6> 비산재, 바닥재, 석고의 수은 함유농도 ····················································14

<표 7> 석회석과 탈황폐수의 수은 함유농도 ························································15

<표 8> CPP#1 배출가스 중의 수은농도 ·······························································16

<표 9> CPP#2 배출가스 중의 수은농도 ·······························································16

<표 10> CPP#3 배출가스 중의 수은농도 ·····························································17

<표 11> CPP#4 배출가스 중의 수은농도 ·····························································17

<표 12> 화력발전시설에서의 수은 화학종 분포(ICR) ········································19

<표 13> CPP#1에서 수은 물질수지 ·······································································24

<표 14> CPP#2에서 수은 물질수지 ·······································································25

<표 15> 석탄재 발생 및 재활용 전망(환경부, 2008) ··········································27

<표 16> UNEP의 석탄 발전시설 수은 배출계수(Input factor) ························27

<표 17> UNEP의 석탄 발전시설 매체 분배계수(Output factor) ····················28

<표 18> 조사대상 화력발전시설 매체 분배계수 ··················································28

<표 19> 석탄 발전시설 수은 배출계수(㎎/ton) ···················································29

<표 20> 조사대상 시설의 수은 배출계수(mg/ton) ·············································30

<표 21> 석탄 발전시설 수은 배출량 산정 인자 ··················································31

목 차❚

ⅲ

그 림 목 차

<그림 1> 석탄 종류별 사용처 ···················································································3

<그림 2> 배출원의 방지시설 및 배출가스 채취 지점 ·········································5

<그림 3> 배출원의 시료채취 지점 ···········································································6

<그림 4> EPA Method 101A 전처리 과정 ·····························································7

<그림 5> Ontario Hydro Method의 전처리 과정 ················································8

<그림 6> EPA 7470A와 7471A 전처리 과정 ·························································9

<그림 7> EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method 비교 ·······················18

<그림 8> CPP#1에서의 수은 화학종 분포 ···························································20

<그림 9> CPP#2에서의 수은 화학종 분포 ···························································20

<그림 10> CPP#4에서의 수은 화학종 분포 ·························································21

<그림 11> CPP#3에서의 수은 화학종 분포 ·························································21

<그림 12> ESP에서의 수은 제거 효율 ···································································22

<그림 13> FGD에서의 수은 제거 효율 ·································································22

<그림 14> CPP#1에서 수은 물질수지 ···································································24

<그림 15> CPP#2에서 수은 물질수지 ···································································25

<그림 16> 네덜란드에서의 ESP와 FGD가 장착된 유연탄화력발전시설에서의

수은분포 특성 ························································································26

<그림 17> 각 발전시설 별 수은의 매체 분배계수 ··············································27

Abstract❚

iv

Abstract

Mercury (Hg) is one of the most important environmental contaminants

that arouse a global concern due to its toxicity, long distance transport,

persistence and bioaccumulation in the environment. In this study,

mercury emissions from coal-fired power plants in Korea, were measured.

Coal-fired power covers abut 30% (1.5GW) of total electricity generation

capacity in Korea and most of the coal-fired power plants (about 1.2GW)

are equipped with both coldside electrostatic precipitator (ESP) and wet

flue gas desulfurization (FGD) that are used for particulate and SOx

removal, respectively. In addition, recently, a selective catalytic reduction

(SCR) system has been started to install in order to control nitrogen

oxides (NOx) from coal-fired power plants. In this study, a typical

coal-fired power plant in Korea was selected to allow the identification of

the present state of mercury emission and to estimate the fate and

behavior of mercury from a coal-fired power plant.

The US EPA 101A and the Ontario Hydro method were used to

sample the mercury containing combustion flue gases, at the inlet of the

APCDs and at the stack, in order to understand the change in forms of

mercury in such processes. The fates of Hg in a coalfired power plant

and a municipal waste incinerator, including its removal by APCDs were

quantified by collecting and analyzing gaseous samples as well as solid

and liquid samples such as fuel (coal or wastes), fly ash from hopper,

bottom ash, gypsum (by-product from FGD), lime or limestone, and

effluents. The assessment of mercury emission and total mercury mass

balance from a coal-fired power plant and a municipal waste incinerator

were estimated by gathered sample data. Mercury concentration in the

flue gas were 1.63~3.03 ㎍/㎥ in CPP#1~2 using Anthracite as a fuel,

1.95~3.33 ㎍/㎥ in CPP#3~4 using Bituminous. When comparing the two

Abstract❚

iv

methods of error was 10~20%. Distribution of mercury speciation in flue

gas were oxidized, elemental, particulate mercury order was emission.

Emission factor were estimated as 19.83∼32.45 mg/ton in CPP using

anthracite as a fuel, 7.43∼20.63 mg/ton in CPP using bituminous.

Approximately 86% of in/out Hg balance was obtained with this study

and major Hg outgoing was fly ash in hopper. Large amount of Hgp,

above 50% of Hg could be removed by ESP and Hg compounds seemed

to be oxidized to Hg2+ through ESP, which resulted in increase of Hg2+.

Then wet FGD unit could remove Hg2+

with lime-slurry scrubber solution,

which covers less than 10% of Hg, and about a quarter of mercury emits

to the atmosphere through stack. Hg speciation changes with increasing

oxidized portion through ESP and reduction of absorbed Hg to Hg0 in the

wet FGD scrubber solution are reported from other investigations,

however, need more comprehensive study with field experiments.

Ⅰ. 서 론❚

1

Ⅰ. 서 론

UNEP을 중심으로 한 국제사회는 2000년부터 수은의 위해성 및 전 지구적

오염 상황을 인지하기 시작하였으며, 수은 화합물을 ‘전 지구적 오염물질’로

규정하였다. 2009년 2월 제25차 UNEP 집행위원회에서는 국제수은협약 체결

논의를 시작하기로 결정하였으며, 수은협약이 발효되기 이전까지 수은배출

저감을 위한 자발적 파트너쉽 사업을 병행하기로 하였다. 우리나라는 세계

9위의 수은 배출국으로서 국내 수은 사용·배출현황, 환경오염현황 조사 및 특성

파악에 대한 연구가 필요하다. 특히 환경부의 『국민혈중 중금속농도 조사』

결과, 우리나라 국민의 수은 인체노출 수준이 4.34 ㎍/L (’06년) 및 3.80 ㎍/L

(‘08년)으로 미국 0.82 ㎍/L, 독일 0.58 ㎍/L에 비해 4~5배 높은 수준으로 수

은의 노출 및 위해성 저감대책 마련이 요구되며, 이에 따라 환경부에서는

「수은관리종합대책」(’06)을 추진하고, 화력발전소 및 소각시설 등의 수은

배출시설의 배출기준을 강화하였다.1)

미국 EPA의 보고서에 따르면, 수은 화합물의 주요 배출원은 석탄 화력

발전소, 도시 폐기물 소각로 등의 연소설비이며, 미국 전체 연간 수은 배출량의

약 87%를 이러한 연소설비에서 배출되어진다고 보고하고 있다.2) 또한 인위적

으로 배출되는 가스상 수은화합물 중 원소상태의 수은은 용해성이 없고,

휘발성이 높으며 반응성이 낮기 때문에 기존 대기오염방지시설로 처리가

어려운 것으로 알려져 있다.3) 이에 따라 인위적 배출원으로부터 배출되는

수은화합물을 효과적으로 제어하기 위해서는 방지시설에 따른 배가스 중에

배출되는 수은화합물의 화학종(speciation)에 대한 거동을 연구할 필요가 있다.

본 연구에서는 수은의 주요 배출원인 화력발전소를 대상으로 무연탄

사용시설 2개소, 유연탄 사용 시설 2개소를 선정하여 수은의 배출현황 및

특성을 조사하고자 하였다. 또한 매체별로 배출되는 수은의 양과 수은종별

배출형태 및 특성 등을 조사하고 기존의 집진시설, 흡수시설 등의 수은

저감효과를 분석함으로써 기준강화, 방지시설의 설치 등 향후 수은 저감

정책수립시 활용할 수 있는 기초자료를 확보하고자 하였다.

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

2

Ⅱ. 연구내용 및 방법

1. 국내 화력발전시설 현황

가. 화력발전

화력발전시설은 화석연료인 석탄(유연탄과 무연탄), 석유(중유, 경유, 등유),

가스 (LNG, LPG) 등을 연소시켜 발생하는 에너지를 직접 또는 간접적으로

이용하여 발전하는 방식이다. 화력발전은 일반적으로 기력발전 및 내연력발

전, 복합발전으로 구분할 수 있다. 한국전력공사에 의하면 우리 나라의 한

전 발전설비는 기력발전 총 18개, 복합화력발전이 총 17개로 기력발전의 비중이

높은 편이다.4)

나. 발전량 및 연료 사용량

국내 에너지원별 발전량을 표 1에 나타냈다(한국전력통계, 2009).4) 화력이

차지하는 비율은 64.3%이며 다음은 원자력으로 34.1%이다. 화력의 경우 석탄

이 차지하는 비율이 69.3%로 가장 높았으며 다음은 가스, 유류 순으로 각각

23.4%, 7.1%를 차지하였다.

연도

구분1980 2006 2007 2008 2009

수력 1,984 5,219 5,042 5,563 5,641

화력

국내탄 2,481 4,312 4,470 5,010 5,559

석탄 134,894 150,204 168,498 187,657

유류 29,297 19,195 21,215 15,425 19,912

가스 68,302 78,427 75,809 65,273

원자력 3,477 148,749 142,937 150,958 147,771

대체에너지 511 829 1,092 1,791

계 37,239 381,181 403,124 422,355 433,604

<표 1> 에너지원별 발전량

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

3

<그림 1> 석탄 종류별 사용처

석탄종류별로 살펴보면 무연탄은 산업분야에서 68%로 사용량이 가장 많았

으며 다음은 가정/상업, 발전 순이었다. 유연탄의 경우 발전부분에서 72%로

가장 많이 사용하고 있었다.

2. 조사대상 배출원

본 연구의 조사대상 시설은 유연탄 및 무연탄을 사용하는 석탄화력발전

시설이며 유연탄 발전소 2기, 무연탄 발전소 2기를 선정하였다. 해당 사업장에

대해서는 SEMS D/B5)를 이용하여 선별하고, 배출량 상위 사업장을 선정하였다.

시료채취 지점으로는 각 방지시설의 전단과 후단 그리고 stack에서 배출가스를

등속흡인하여 채취하였다. 또한 배출원에서 수은배출에 영향을 줄 수 있는

물질들을 모두 채취하여 수은 배출기여도(Mass Balance)를 평가하였다. 수은

화합물의 Input부분으로는 석탄원료와 탈황설비에 사용되는 석회석

(Lime/Limestone + Water), Output으로는 배출가스, 비산재, 바닥재, 탈황폐수와

탈황설비의 부산물인 석고(Gypsum)를 채취하여 수은 함유를 분석하였다.

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

4

구분 발전용량 방지시설 Coal type

CPP #1 200MW 노내건식탈황, ESP Anthracite

CPP #2 120MW ESP, FGD Anthracite

CPP #3 500MW SCR, ESP, FGD Bituminous

CPP #4 500MW SCR, ESP, FGD Bituminous

CPP = Coal-fired Power Plant, ESP =Cold-side Electrostatic Precipitator

FGD = Wet Flue-Gas Desulfurization, SCR = Selective Catalytic Reduction

<표 2> 조사대상 배출원의 일반 현황

CPP#1 사업장은 유동층 보일러를 사용하는 화력발전소이다. 유동층 보일러는

석탄재를 유동매체로 하고, 고압의 공기를 연소로하부에 불어넣어 유동층을

형성 한 후 싸이클론을 5~10회 순환하면서 연소시키는 방식이다. 보통 구조가

간단하여 고장이 적고, 보일러 온도를 제어하기 쉬워서 균일하게 유지할 수

있고, 보일러 단위 면적당 처리 능력이 좋은 특성이 있다. 불활성층이 미리

가열된 상태에서 태우기 때문에 순간적으로 연소하고 열효율이 좋다. 원료는

무연탄으로 연간 약 783,000 톤을 사용한다., 무연탄 외에 유연탄이나 폐기물을

혼용하여 사용하기도 한다. 연간 발전량은 1,495,000 MWh를 생산한다. 보일

러와 연결된 방지시설은 전기집진기를 사용하고 탈황을 위해서 보일러에

노내식건식탈황이 설비 되어있다. CPP#2 사업장은 무연탄을 연료로 사용하고

기력발전방식을 사용하고 있다. 연간 약 472,000 톤의 무연탄을 사용하고 있고,

약 767,000 MWh의 전기를 생산하고 있다. 현재는 연료의 다변화 정책으로

인해 무연탄, 유연탄과 중유를 혼소 사용하고 있다. 방지시설은 ESP, FGD가

운영되고 있다. 탈질시설이 따로 있지 않아서, 상대적으로 NOx가 많이 배출

되고 있으며, 탈질시설은 설치예정 중에 있다. CPP#3 사업장은 유연탄을 사

용하는 발전시설로 기력발전방식이다. 연간 약 1,566,000 톤의 유연탄을 사용

하고 있고 약 4,304,000 MWh의 전기를 생산하고 있는 시설이다. 방지시설은

SCR, ESP, FGD가 운영되고 있다. CPP#4 사업장은 연간 약 1,712,000 톤의

유연탄을 연료로 사용하는 기력발전시설이다. 전기생산량은 연간 약 4,132,000

MWh를 발전하고 있다. 방지시설은 SCR, ESP, FGD를 운영하고 있다.

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

5

3. 시료채취 및 분석

가. 시료채취 지점

배출가스의 시료채취지점은 방지시설의 전·후단에서 측정하였으면 방법으

로는 시료채취방법간의 신뢰성을 검토하기 위하여 EPA Method 101A와

Ontario Hydro Method 두 방법을 사용하였다. 또한 물질수지를 위해 그림 3

과 같이 석탄 수입국별로 Coal, 석회석(Lime/LimeStone + Water), 비산재

(Fly ash), 바닥재(Bottom ash), 석고(Gypsum), 탈황폐수(Effluent)를 채취하였다.

이 시료의 분석은 액체상은 EPA 7470A를 사용하였고, 고체상은 7471A를 사

용하여 분석을 실시하였다.

EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method 두 방법의 시료채취 지점은

그림 2와 같으며 서로 동일하다

<그림 2> 배출원의 방지시설 및 배출가스 채취 지점

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

6

<그림 3> 배출원의 시료채취 지점

나. EPA Method 101A

(1)시료채취 방법

EPA Method 101A은 가스상 수은뿐만 아니라 입자상 수은도 함께 채취

하므로 먼지시료를 채취할 때와 마찬가지로 등속흡인을 한다. 이를 위해서

배출가스의 유속, 온도, 압력(동압, 정압), 수분량 등을 측정하여야 한다. 이

경우 흡인펌프의 흡인 능력을 감안해 최적의 노즐직경을 선정하고, 필요 유량

확보를 위한 시료채취 시간을 결정한다.

입자상 수은은 여과지를 사용하여 포집하였으며, 가스상 수은을 포집하기

위한 흡수액은 4% 과망간산칼륨/ 10% 황산을 사용하였고, 흡수액 50㎖를

넣은 흡수병 1개와 흡수액 100 ㎖를 넣은 흡수병 2개로 채취하였다.

(2)시료전처리 및 분석

수은시료의 전처리는 EPA Method 101A에 준하여 원통형여과지에 포집된

입자상 수은과 4% 과망간산칼륨/ 10% 황산 용액에 산화시켜 포집된 가스상

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

7

수은을 각각 전처리하였다.

<그림 4> EPA Method 101A 전처리 과정

위 방법으로 전처리가 완료된 시료에 대한 분석은 CVAA(Cold Vapor

Atomic Absortion)방식의 수은분석기(Mercury instruments, AULA-254)를

사용하여 분석하였다.

다. Ontario Hydro Method

(1)시료채취

EPA Method 101A와 시료채취 방법은 동일하나, 조건이 다르다. 흡수액

1N KCl 100 ㎖씩 3개를 넣을 흡수병, 5%HNO3 / 10%H2O2 100 ㎖를 넣을

1개 흡수병, 4%KMnO4/10%H2SO4 100 ㎖씩 3개를 넣을 흡수병, 실리카겔을

넣을 흡수병 총 8개의 흡수병을 사용하며 Ontario Hydro Method 역시 입자

상수은의 채취를 위해 등속흡인을한다. 또한 채취시간은 최소 2시간에서 최

대 3시간으로 유량은 1~3㎥으로 한다. 수은의 경우 미량의 농도로 배출되므

로 배출시설의 사전조사에 따라 흡인유량을 조절하여야 한다.

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

8

(2) 시료전처리 및 분석

<그림 5> Ontario Hydro Method의 전처리 과정

Ontario Hydro Method은 입자상수은과 3개의 흡수액을 나누어 그림 5와

같이 전처리를 실시하였다. 전처리가 완료된 시료는 EPA Method 101A와

동일 한 방법으로 분석하였다.

라. EPA 7470A, EPA 7471A 방법

배출원에서의 수은 배출기여도(Mass balance) 산정을 위해 배출가스 시료

채취시간에 맞춰 Coal, 비산재, 바닥재, 석회석, 석고, 탈황폐수를 채취하였다.

시료채취시 시료의 대표성을 위해 동일한 샘플을 3개씩 채취하였다. 전처리

는 액상형태의 시료는 EPA 7470A를 고체형태의 시료는 EPA 7471A를 이용

하여 시료 전처리를 실시하였으며, 전처리는 1개의 시료마다 3번씩 전처리하

였다. 아래 그림 6에 EPA 7470A, EPA 7471A를 간략하게 나타내었다.

Ⅱ. 연구내용 및 방법❚

9

<그림 6> EPA 7470A와 7471A 전처리 과정

전처리가 완료된 분석시료는 배출가스 시료와 동일하게 CVAA(Cold Vapor

Atomic Absortion)방식의 수은분석기(Mercury instruments, AULA-254)를 사

용하여 분석하였다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

10

Ⅲ. 결과 및 고찰

1. 배출원에서의 수은 배출 특성

가. 석탄의 원소분석 및 공업분석

(1) 석탄의 원소분석

무연탄은 국내탄 4종, 유연탄은 국외탄 16종을 대상으로 원소분석 결과를

표 3에 나타내었다. C 함량은 무연탄의 경우 62.2~64.06%로 나타났으며, 평

균 63.6%이었다. 유연탄의 탄소 함유량은 64.02~71.09%, 평균 67.92%이었다.

N 함량은 무연탄의 경우 0.4%정도로 일정하게 나타났으며, 유연탄의 경우

1.02~2.21로 무연탄보다 3~5배 높았다. 석탄 내 S의 함량을 살펴보면 무연탄

과 유연탄에서 1% 미만으로 다소 일정한 수치로 분석되었으며, H와 O는

무연탄보다 유연탄에서 월등히 높은 수치를 보여주었다. 특히 O의 경우 유연

탄에서 2.83~20.85%로 함량의 범위가 컸으며, 인도네시아(MS)산이 가장 높게

나타났다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

11

Coal typeUltimate analysis(wt%)

C H O N S

Anth-

racite

경동 64.06 0.72 0.37 0.4 0.49

태백 63.48 0.98 0.73 0.4 0.41

도계 63.92 0.81 0.38 0.43 0.44

장성 62.2 1.05 0.42 0.45 0.44

평균 63.6 0.82 0.4 0.42 0.45

Bitu-

minous

Felix 64.05 4.3 9.35 1.83 0.59

NCA 70.6 3.9 6.54 1.91 0.67

J.Aron 71.09 5.62 14.36 1.3 1.13

Lanna 67.45 5.21 16.87 1.52 0.86

STX 65.76 4.66 17.42 1.55 1.12

MIP 64.02 5.24 19.4 1.72 1.1

Berau 67.55 4.88 18.98 1.49 0.93

PCC 67.56 4.83 20.16 1.25 0.94

ECM 66.41 4.51 9.78 1.88 1.01

MS 68.41 4.44 20.85 1.02 0.34

Xstrata(SA) 69.58 3.89 5.88 2.18 0.85

Rollestone 73.02 4.63 10.72 2.21 0.58

BHP 69.6 4.4 2.83 2.03 0.93

indomico 68.91 4.94 16.49 1.63 1.07

Tugnuisky 66.37 4.64 11.92 1.86 0.39

Vitol 66.37 5.13 20.0 1.38 1.05

평균 67.92 4.7 13.85 1.67 0.82

<표 3> 석탄의 원소분석

(2)석탄의 공업분석

표 4는 무연탄과 유연탄의 공업분석결과로써, 휘발분의 함유율은 무연탄의

경우 5.77~6.6% 가량으로 일정하게 나타난 반면 유연탄의 경우 25.25~42.92%로

넓은 범위의 함유량을 보였으며, 평균값은 무연탄보다 6배 정도 높은 것으로

나타났다. 수분량은 무연탄에서 평균값 4.17% 유연탄에서 9.25%로 2배 이상

유연탄에서 높게 분석됐다. 반면 고정탄소나 회분의 경우는 유연탄이 무연탄

Ⅲ. 결과 및 고찰

12

보다 적은 수치로 분석되었고, 발열량은 무연탄과 유연탄을 비교하였을 때

유연탄이 무연탄보다 1000 Kcal/kg 가량 더 높게 나타났으며, 무연탄의 경우

생산지와 상관없이 4500 Kcal/kg 정도로 일정했다. 유연탄의 경우 5000~6000

Kcal/kg 정도로 생산지에 따라 다르게 나타났다. 공업분석이나 발열량의

경우도 원소분석과 마찬가지로 무연탄의 경우는 모든 값이 일정하게 나타났

으며, 유연탄의 경우 각 생산지마다 값의 차이가 크게 나타났다.

Coal type

Proximate analysis(wt%) Heating

value

(Kcal/kg)volatile moisture

fixed

carbonash

Anthra-c

ite

경동 5.91 4.13 57.02 32.94 4,595

태백 6.6 3.7 56.71 32.99 4,608

도계 5.77 4.6 56.81 32.82 4,588

장성 5.99 3.96 56.48 33.57 4,566

평균 5.92 4.17 56.85 33.06 4,578

Bitu-

minous

Felix 30.76 4.91 45.43 18.9 5,642

NCA 24.63 2.79 56.66 15.92 6,054

J.Aron 42.92 8.66 42.48 5.94 5,268

Lanna 40.03 13.51 39.47 6.99 4,981

STX 38.24 14.29 39.18 8.29 5,164

MIP 38.6 13.1 40.9 7.4 5,170

Berau 39.1 15.7 40.0 5.2 5,248

PCC 40.25 12.89 42.28 4.58 5,404

ECM 33.3 2.5 48.2 16.0 6,184

MS 41.9 15.0 38.9 4.2 5,004

Xstrata(SA) 25.25 4.08 53.77 16.9 5,951

Rollestone 31.1 9.5 51.4 8.0 5,785

BHP 31.3 3.5 45.7 19.5 5,830

indomico 39.77 12.77 41.39 6.07 5,818

Tugnuisky 36.2 2.8 46.6 14.4 5,897

Vitol 39.2 11.94 43.52 5.34 5,214

평균 35.78 9.25 44.74 10.23 5,538

<표 4> 석탄의 공업분석

Ⅲ. 결과 및 고찰

13

나. Coal, 비산재/바닥재, 석고, 석회석, 탈황폐수의 수은 함유농도

조사 대상 배출원에서 수은 배출에 영향을 줄 수 있는 모든 매체에 관하여

수은 함유 농도를 분석한 결과를 표 5~7에 나타내었다. Coal에서의 수은

함유 농도를 살펴보면 CPP#1의 무연탄에서 CPP#2의 무연탄과 비교했을 때

5배 정도 높은 수은 함유농도가 나왔다. 또한 최대값과 최소값의 차이도

다른 Coal에 비해 큰 오차를 나타냈다. 이러한 수은 함유 농도로 인해

CPP#1의 비산재에서 다른 배출원보다 10배 이상 높은 수은농도가 나타났다.

바닥재의 경우는 모든 배출원에서 0.5 ㎍/g 미만으로 일정한 농도를 나타냈다.

Coal의 함유된 수은이 비산재로 많이 분배됨을 알 수 있었다.

석회석의 수은 함유농도는 CPP#3, CPP#4는 비슷한 수준이었으며

CPP#2와 비교했을 경우 다소 높았다. CPP#1의 경우 습식탈황장치가 아

니라 노내건식탈황장치가 부착되어있어 석회석이 슬러리 형태가 아니라

미분 형태여서 단위를 ㎍/g으로 표현하였다. 탈황폐수의 수은 함유농도

를 살펴보면 CPP#1는 FGD의 방지시설이 없어 시료채취를 할 수 없었

으며 CPP#3은 다른 사업장에 비해 상당히 높은 수은 함유농도를 나타냈

다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

14

구분Coal(㎍/g)

Coal typemax. min. avg.

CPP#1

장성 3.81 2.31 3.16

Anthracite경동 3.97 1.98 2.77

VNM 3.72 1.6 2.67

PRK 2.8 1.47 2.11

CPP#2

국내탄 0.91 0.78 0.83 Anthracite

AUS 0.46 0.43 0.45 Bituminous

IDN 0.43 0.41 0.42

CPP#3

IDN 0.41 0.33 0.36

Bituminous

AUS 0.39 0.37 0.38

COL 0.39 0.37 0.38

RUS 0.43 0.4 0.41

USA 0.38 0.37 0.37

CAN 0.43 0.4 0.41

CPP#4

IDN 0.54 0.39 0.45

BituminousAUS 0.46 0.4 0.42

ZAF 0.4 0.39 0.39

RUS 0.42 0.39 0.42

<표 5> 석탄의 수은 함유농도

구분F/A(㎍/g) B/A(㎍/g) Gypsum(㎍/g)

max. min. avg. max. min. avg. max. min. avg.

CPP#1 11.15 6.34 8.89 0.57 0.36 0.44 - - -

CPP#2 1.33 1.09 1.17 0.52 0.38 0.47 0.64 0.54 0.59

CPP#3 0.86 0.64 0.72 0.53 0.33 0.42 0.76 0.65 0.7

CPP#4 1.17 0.74 0.94 0.47 0.39 0.43 0.56 0.53 0.54

<표 6> 비산재, 바닥재, 석고의 수은 함유농도

Ⅲ. 결과 및 고찰

15

구분Lime/LimeStone+Water(㎍/ℓ) Effluent(㎍/ℓ)

max. min. avg. max. min. avg.

CPP#1

(㎍/g)0.81 0.51 0.66 - - -

CPP#2 8.2 6.7 7.5 6.1 3.4 4.8

CPP#3 18.11 13.26 16.27 40.21 26.22 32.65

CPP#4 20.78 11.94 16.36 9.43 7.46 8.43

<표 7> 석회석과 탈황폐수의 수은 함유농도

다. 배출가스 중 수은 농도

각 배출원에서의 수은농도는 표 8∼11과 같다. CPP#1의 ESP 전단을 살펴

보면 Ontario Hydro Method의 평균 농도가 57.34 ㎍/㎥, EPA Method

101A의 평균 농도가 91.22 ㎍/㎥로 다른 배출원의 전단보다 몇 배 높은 수은

농도를 나타냈다. 이것은 CPP#1에서 사용하는 Coal의 수은 함유농도가 높은

이유 때문인 것으로 판단된다.

ESP 전단의 분석값을 보면 10~15 ㎍/㎥의 범위로 측정되었다. 이러한

분석값은 각 배출원의 사용연료나 운전조건 등의 영향인걸로 생각된다.

ESP 후단에서는 입자상수은(Hgp)의 제거로 인하여 수은 농도가 5 ㎍/㎥

가량으로 낮아졌다. 이후 최종 방지시설인 FGD에서 산화수은(Hg2+

)의

제거로 인해 2~3 ㎍/㎥ 수준으로 배출되었다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

16

Test

NO.

Hg

Speciation

Before ESPStack

(After ESP) Method

㎍/㎥ ㎍/㎥

1

Hgp 21.46 0.04

Ontario-

Hydro

Method

Hg2+ 5.34 0.09

Hg0

28.73 2.25

HgT 55.53 2.38

2

Hgp 18.21 0.01

Hg2+

15.53 0.21

Hg0 25.38 1.89

HgT 59.12 2.11

Avg.

Hgp 19.84 0.03

Hg2+

10.44 0.15

Hg0

27.06 2.07

HgT 57.34 2.25

3 HgT 64.23 3.03 EPA

Method 101A4 HgT 118.2 2.88

Avg. HgT 91.22 2.96

<표 8> CPP#1 배출가스 중의 수은농도

Test

NO.

Hg

Speciation

Before ESP

After ESP

(Before

FGD)

Stack

(After FGD) Method

㎍/㎥ ㎍/㎥ ㎍/㎥

1

Hgp 5.78 0.05 0.03

Ontario

Hydro

Method

Hg2+

3.2 2.08 0.43

Hg0

2.78 1.61 1.9

HgT 11.76 3.74 2.36

2

Hgp - 0.25 0.03

Hg2+ - 2.14 0.31

Hg0 - 2.54 1.57

HgT - 4.93 1.91

Avg.

Hgp 5.78 0.15 0.03

Hg2+

3.2 2.11 0.37

Hg0 2.77 2.08 1.74

HgT 11.76 4.34 2.14

3 HgT 10.84 3.61 1.63EPA Method

101A

<표 9> CPP#2 배출가스 중의 수은농도

Ⅲ. 결과 및 고찰

17

Test

NO.

Hg

Speciation

Before SCR

After ESP

(Before

FGD)

Stack

(After FGD) Method

㎍/㎥ ㎍/㎥ ㎍/㎥

1

Hgp 7.38 0.21 0.05

Ontario

Hydro

Method

Hg2+

4.4 2.17 1.01

Hg0

2.34 2.37 1.83

HgT 14.1 4.75 2.89

2

Hgp - 0.14 0.07

Hg2+ - 2.01 0.84

Hg0 - 2.83 2.12

HgT - 4.98 3.03

Avg.

Hgp 7.38 0.18 0.06

Hg2+

4.4 2.09 0.93

Hg0

2.34 2.6 1.98

HgT 14.1 4.87 2.97

3 HgT 16.36 5.26 3.33EPA Method

101A

<표 10> CPP#3 배출가스 중의 수은농도

Test

NO.

Hg

Speciation

Before SCR

After ESP

(Before

FGD)

Stack

(After FGD) Method

㎍/㎥ ㎍/㎥ ㎍/㎥

1

Hgp 8.41 0.51 0.01

Ontario

Hydro

Method

Hg2+ 4.34 2.57 0.45

Hg0 2.44 2.24 1.74

HgT 15.19 5.32 2.2

2

Hgp - 0.01 0.01

Hg2+

- 2.79 0.59

Hg0

- 1.53 1.35

HgT - 4.33 1.95

Avg.

Hgp 4.17 0.26 0.01

Hg2+ 2.39 2.68 0.52

Hg0 1.85 1.89 1.55

HgT 8.41 4.83 2.08

3 HgT 12.03 5.87 2.7EPA Method

101A

<표 11> CPP#4 배출가스 중의 수은농도

Ⅲ. 결과 및 고찰

18

<그림 7> EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method 비교

라. EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method 비교

본 연구에서는 기존 EPA Method 101A와 Ontario Hydro Method에 대해

비교 분석을 실시하였다. 그림 7은 EPA Method 101A와 Ontario Hydro

Method 두 방법으로 측정한 결과를 비교한 그림이다. ESP 전단을 제외한

다른 측정지점에서의 data는 10~20%의 오차율을 보였다. EPA Method 101A

은 비교적 간단하게 측정 및 분석을 할 수 있는 반면, Ontario Hydro

Method은 측정 및 분석(전처리)이 매우 복잡하고 많은 시간을 필요로 한다.

그러나 Ontario Hydro Method는 산화수은, 원자수은, 입자수은 등 수은

화합물의 종류를 구분하여 분석이 가능하여 대상시설에서 수은의 거동을

판단 할 수 있는 근거자료로 사용이 가능하기 때문에 발생원별 배출특성 및

수은화합물의 화학종 변화 및 분포도 측정을 위하여서는 향후 Ontario

Hydro Method을 활용하는 것이 유리할 것으로 판단된다.

마. 배출가스 중 수은 speciation과 방지시설별 수은 제거 효율

수은화합물 speciation 변화추이, 방지시설별 제거 효율에 대해 평가하기

Ⅲ. 결과 및 고찰

19

위하여 측정지점별 speciation을 그림 8∼11에 나타내었다. US EPA ICR6)

(표 12)을 살펴보면, ESP의 전단에서는 입자상수은(Hgp), 원소수은(Hg0)은 각

각 37.2%, 36.6%이고 산화수은(Hg2+

)이 26.2%로 보일러에서 나온 배출가스

중에서는 입자상 수은의 분포가 가장 높았다. ESP 후단에서는 입자상수은의

경우 5%미만, 산화수은 40%, 원소수은 55% 정도의 분포를 나타냈다. 굴뚝에

서는 입자상수은 0.5%, 산화수은 15%, 원소수은 85%를 나타냈다.

Hg

Speciation

Before ESPAfter ESP

(Before FGD)

Stack

(After FGD)

㎍/㎥ % ㎍/㎥ % ㎍/㎥ %

Hgp - 37.2 - 3.8 - 0.4

Hg2+

- 26.2 - 41.7 - 15.2

Hg0 - 36.6 - 54.5 - 84.4

HgT - 100 - 100 - 100

* US EPA ICR(Information Collection Request)

<표 12> 화력발전시설에서의 수은 화학종 분포(ICR)

CPP#1의 경우, ESP 전단에서 원소수은 27.6%, 입자상수은 19.8%, 산화수은

10.4%이었으나 ESP 후단에서는 대부분의 입자상수은은 제거되었고 원소수은

이 92%로 가장 높은 분율을 보였다. CPP#2는 ESP 전단에서 입자상수은이

49.2%이었으나 먼지제어를 위한 ESP를 거치면서 99%이상 제거 되어 ESP 후

단에서는 3.5%의 분율을 차지하였다. 산화수은은 FGD를 거치면서 제거되어

17.3%의 분율을 나타냈다. CPP#3의 경우도 원소수은의 제거율이 가장 높아

최종 배출구에서 2%의 분율을 나타내었고 원소수은은 66.7%로 다른 시설에

비해 낮았으나 가장 높은 분율로 최종 배출구에서 배출되고 있음을 알 수 있

었다. CPP#4의 경우도 ESP를 통한 입자상수은의 제어, FGD를 통한 산화성

수은의 제어로 인해 최종 배출구에서는 원소수은 74.5%, 산화수은 25%, 입자

상수은 0.5%의 분율을 보였다. US EPA ICR자료와 비교해 보았을 때 4개

시설에서 배출되는 수은 speciation 결과가 유사함을 알 수 있었다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

20

<그림 8> CPP#1에서의 수은 화학종 분포

<그림 9> CPP#2에서의 수은 화학종 분포

Ⅲ. 결과 및 고찰

21

<그림 11> CPP#3에서의 수은 화학종 분포

<그림 10> CPP#4에서의 수은 화학종 분포

방지시설별 수은 제거 효율은 그림 12~13과 같다. ESP의 경우 4개 시설에서

입자상수은의 제거율은 96.39∼99.8%였으며 산화수은은 34.1∼98.%, 원소수은은

22.5∼92.3%로 나타났다. FGD에서는 입자상 수은은 66.7∼96.1%, 산화수은은

55.5∼82.5%, 원소수은 16.3∼23.8%의 제거율을 보였다. 대부분의 입자상 수은은

먼지제어를 위한 ESP를 통해 제거됨을 알 수 있었고 산화수은은 FGD에서

Ⅲ. 결과 및 고찰

22

제거되었다.

ESP와 FGD 두 개의 방지시설을 걸쳐 나온 배출가스의 수은 제거 효율을 살

펴보면 입자상 수은(Hgp)의 경우 99.9%이상 제거되었고 산화수은(Hg2+

)나

총수은(HgT)의 경우 ESP 전단과 비교했을 때 80% 제거되었으나 원소수은의

경우 다른 종의 수은에 비해 기존 일반대기오염물질 제거를 위해 설치한

방지시설에서 제어 되지 않고 배출되고 있어 이에 대한 제거기술 연구가

필요할 것으로 판단된다.

-20

0

20

40

60

80

100

CPP#1 CPP#2 CPP#3 CPP#4

Hgp Hg2+ Hg0 HgT(%)

<그림 12> ESP에서의 수은 제거 효율

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

CPP#2 CPP#3 CPP#4

Hgp Hg2+ Hg0 HgT(%)

<그림 13> FGD에서의 수은 제거 효율

Ⅲ. 결과 및 고찰

23

2. 수은 배출기여도(MassBalance)

가. 배출기여도

본 연구에서 측정한 무연탄 화력발전소의 측정 자료를 기초로 산정한

수은 화합물의 물질수지를 통한 배출기여도를 표 13~14에 제시하여 나타내었

다.

이를 종합하여 나타낸 결과는 그림 14∼15와 같다. ESP에서 배출되는 비산

재 71.8∼81.4%로 가장 많았으며 석고(Gypsum) 5.9%, 바닥재 3.6∼4.9%, 기타

폐수 등이 0.1%로 나타났으며 최종 대기 중으로 배출되는 수은은 1.4∼5.5%,

인 것으로 조사되었으며 그림 16에 나타난 네덜란드 (Meij et al., 2002)7)에서

22년간 조사한 결과와 비교 시 대기 중 수은 배출기여도가 약 1/5∼1/18

수준이었으며 국내 화력발전소의 수은 배출은 대부분 비산재로 배출됨을

알 수 있다. 시설별로 자세히 살펴보면 CPP#1은 저질 무연탄을 주 연료로하는

시설로 무연탄의 수은 함유농도가 높아 배출원으로 들어가는 수은양이

4536.5g/day로 다른 배출원의 연료사용량에 비해 상당히 많은 양의 수은이

배출원으로 들어가는 것으로 나타났다. 또한 무연탄이 연소되면서 배출되는

비산재에서도 무연탄의 수은 함유농도에 비례하게 높은 농도로 분석되었으며

배출기여도는를 81.4%를 차지했다. 보일러의 바닥재에서는 3.6%의 수은이

배출되었고, 배출가스로는 1.4%가 대기 중으로 배출되는 것으로 나타났다.

CPP#1의 수은 배출기여도를 살펴보면 Input을 기준으로 Output부분으로

86.4%로 나타났으며 13.6%의 오차가 발생했다. 이것은 Coal이 투입되어 연소

되어 배출가스가 배출되는 동안의 비산재/바닥재/석고/폐수/석회석등의 물질을

동시에 채취하지 못한 점과 또한 많은 양 중 일부만을 채취하게 되어 정확한

data를 분석하지 못하여 오차가 생긴 것으로 판단된다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

24

CPP#1

Input Output

TotalFuel/

Coal

Lime/

Lime

stone

Total F/A B/AGyp

-sum

Efflu

-ent

Flue

gas

Hg mass

Flow rate

(g/day)

4583.5 4536.5 47 3959 3729 164.2 - - 65.8

Mass

balance(%)100 99 1 86.4 81.4 3.6 - - 1.4

Coal사용량 = 2,150ton/day, Lime사용량 = 91.6ton/day

F/A발생량 = 312ton/day, B/A발생량 = 288ton/day

배출가스 유량 = 25,252,230㎥/day

<표 13> CPP#1에서 수은 물질수지

<그림 14> CPP#1에서 수은 물질수지

CPP#2는 방지시설로 ESP와 FGD를 사용한다. CPP#1과 다르게 수은 배출

기여도를 산정하기 위해 FGD에서 사용되고 배출되는 석회석, 석고, 탈황폐수

를 포함하여 분석을 실시하여 배출기여도를 산정하였다. CPP#2는 무연탄을

주 연료로 사용하는 시설이었으나, 현재 국내 무연탄의 공급이 원활하지 않아

현재는 무연탄과 유연탄을 섞어서 사용하고 있다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

25

발전용량이 120MW로 다른 배출원보다 작아서 연료사용량이 작다. 또한

무연탄과 유연탄을 섞어서 사용하기 때문에 546.2g/day의 수은이 배출원으로

들어간다. CPP#2에서도 비산재에서 71.8%로 수은이 배출되었으며, 바닥재,

석고, 배출가스에서 5~6%가량이 배출되는 것으로 나타났으며 총 88.2%가

배출되어 11.8%의 오차를 보였다.

CPP#2

Input Output

TotalFuel/

Coal

Lime/

Limes

tone

Total F/A B/AGyp

-sum

Efflu

-ent

Flue

gas

Hg mass

Flow rate

(g/day)

546.2 546 0.2 481.7 392.4 27 32.1 0.2 30

Mass balance

(%)100 99.9 0.1 88.2 71.8 4.9 5.9 0.1 5.5

Coal사용량 = 1,300ton/day, Lime사용량 = 23ton/day

F/A발생량 = 295ton/day, B/A발생량 = 52ton/day,

Gypsum생산량 = 47ton/day, Effluent발생량 = 32ton/day,

배출가스 유량 = 15,230,000㎥/day

<표 14> CPP#2에서 수은 물질수지

<그림 15> CPP#2에서 수은 물질수지

Ⅲ. 결과 및 고찰

26

<그림 16> 네덜란드에서의 ESP와 FGD가 장착된

유연탄화력발전시설에서의 수은분포 특성

그림 17에 조사 대상 4개 발전시설의 매체별 수은 분배비를 나타내었다.

비산재로의 배출이 55.7∼94.2%로 가장 많은 비율을 차지하는 것으로 나타나

화력발전시설에서 환경매체로의 주요 수은 배출은 비산재임을 알 수 있었다.

석탄재는 산업폐기물로써 표 15와 같이 발생량이 2011년에는 약 700만톤 정

도로 예상하고 있다.8) 석탄재는 비산재와 바닥재로 분류되어 비산재는 콘크

리트 혼화용 재료로 정제되어 사용되고 있는 반면에 바닥재는 대부분 폐기

매립되고 있다. 석탄재 매립장의 부족 및 자원 재활용으로 인한 석탄재 재활

용에 대한 연구가 계속 진행되고 있으나 경량 골재사용을 위한 물리적, 공학

적 특성에 대해 국한되어 있다. 수은과 같은 미량 위해 중금속들이 석탄재

등에 함유되어 배출되고 있다면 추후 재활용과 연계해 이러한 미량 중금속의

제어방안 등에 대한 논의도 이루어져야 한다고 판단된다.

Ⅲ. 결과 및 고찰

27

<그림 17> 각 발전시설 별 수은의 매체 분배계수

구분 2008년 2009년 2010년 2011년 2012년

발생량 6,146 6,787 6,920 6,970 6,937

재활용량 4,515 4,982 5,074 5,110 5,087

재활용률 73.5 73.4 73.3 73.3 73.3

<표 15> 석탄재 발생 및 재활용 전망(환경부, 2008)

단위 : 천톤, %

나. 매체별 수은 분배계수

석탄 화력발전시설에 대한 수은 배출 분배계수는 UNEP의 Mercury

toolkit을 통하여 표 16과 같이 확인할 수 있다9). UNEP에서는 분배계수를

Input factor와 Output factor로 구분하여 제공하고 있으며, 확보된 자료는

다음과 같다.

MaterialDefault input factors ; g mercury per metric ton

of concentrate;(low end - high end)

Coal used in energy production 0.05 - 0.5

※ 출처 : UNEP, Toolkit for Mercury Inventory(2005)

<표 16> UNEP의 석탄 발전시설 수은 배출계수(Input factor)

Ⅲ. 결과 및 고찰

28

석탄 발전시설에 대한 매체 분배계수는 소각시설에 연결되어있는 대기오염

방지시설의 유무 및 방지시설 종류에 따라 다르게 구분하고 있다. 또한 석탄

연소이전의 세척공정(coal wash)이 있을 경우 일부 수은이 수계로 배출될 수

있는 것으로 나타났다.9)

Emission reduction devicesDefault output distribution factors

Air Water Land Products waste

Coal wash1)

0.01 0.8 0.19

None 1

PM control with general ESP, or PS 0.9 0.1

PM control with FF, or other with

highly efficient PM retention0.5 0.5

PM control and SDA 0.4 0.6

PM control and wet FGD 0.5 0.5

1) Outputs to water could take place if not all Hg in wash media is retained in residues. If coal wash

is applied in combination with flue gas cleaning devices, the mercury output factor designated to air

should be calculated by multiplying the coal wash reduction factor with the relevant control device

output factors

※ 출처 : UNEP, Toolkit for Mercury Inventory(2005)

<표 17> UNEP의 석탄 발전시설 매체 분배계수(Output factor)

본 연구의 대상 시설의 매체별 수은 분배계수를 표 18에 나타내었다. UNEP

의 Mercury toolkit에서 제시한 배출계수와 달리 본 연구에서 산정된 분배계

수는 무연탄 0.02, 유연탄 0.11로 대기로의 분배가 현저하게 낮았고 석탄재로

의 분배가 높은 것으로 나타났다.

구분 Input

Output

Air Water Land GypsumWaste

F/A B/A

무연탄 1 0.02 0 - 0.01 0.92 0.04

유연탄 1 0.11 0.01 - 0.19 0.62 0.06

<표 18> 조사대상 화력발전시설 매체 분배계수

Ⅲ. 결과 및 고찰

29

3. 배출계수 산정 및 배출량

가. 배출계수

국내 화력발전시설에 대한 대한 수은 배출계수는 2002년 국립환경과학원

에서 수행한 “대기 배출원의 수은 배출특성 조사연구”에서 처음으로 개발되

었다. 그 후 과학원에서는 수은의 정확한 배출량 산정을 위하여 수은 배출계수

개발을 위한 연구를 계속 수행하였다. 조사결과에 따르면 지금까지 석탄 발전

시설에 대한 수은 배출계수는 3번의 연구를 통하여 개발된 것으로 나타났다.

연료 구분배출계수

출처Min Max Avg

무연탄 46.7 408.2 227.31)

유연탄 6.0 18.4 12.2

무연탄 40.4 40.4 40.42)

유연탄 1.1 1.4 1.3

무연탄Uncontrolled 68.3 95.8 82.1

3)Controlled 25.8 25.8 25.8

유연탄Uncontrolled 30.6 95.9 56.5

Controlled 2.3 25.9 17.6

※ 출처

1) 국립환경과학원, 대기 배출원의 수은 배출특성 조사연구(2002)10)

2) 국립환경과학원, 유해대기오염물질 관리기술;HAPs 중 수은 배출계수 및 배출특성 평가기술 개발

-(2006)11)

3) 국립환경과학원, 대기배출시설에 대한 수은 배출량 조사(2008)12)

<표 19> 석탄 발전시설 수은 배출계수(㎎/ton)

본 연구에서 4개 시설에서 배출계수를 산정한 결과는 표 20에 나타내었다.

무연탄을 연소하는 화력발전소(CPP#1,CPP#2)의 경우, 무연탄 1ton을 연소할

경우 19.83 mg에서 32.45 mg의 수은이 대기 중으로 배출되는 것으로 나타났다.

반면 유연탄을 사용하는 유연탄 화력발전소의 경우, 7.43~20.63 mg의 수은이

대기 중으로 배출되는 것으로 나타났다. 무연탄과 유연탄의 배출계수를 비교

하면 무연탄에서 유연탄보다 2~3배가량 높게 나왔다. 2002년 국립환경과학원

에서 제시한 배출계수와 비교하였을 때, 유연탄의 경우 최소 5.96 mg/ton에

Ⅲ. 결과 및 고찰

30

서 최대 18.44 mg/ton으로 평균 12.20 mg/ton이 대기 중으로 배출되는 것으

로 나타났는데 이는 본 연구 조사 결과와 유사하였다. 다만 무연탄의 경우

무연탄 1 ton을 연소하였을 경우 평균 227.33 mg으로 본 연구결과 보다 10배

가까이 높은 결과를 보여주었다.

한편 미국 EPA AP-4213)의 수은 배출계수와 비교해 보면 무연탄을 사용

하는 발전시설의 경우 1 ton당 65 mg, 유연탄을 사용하는 발전시설의 경우

1 ton당 49.8 mg의 수은이 대기 중으로 배출되는 것으로 보고하고 있다. 본

연구에서 산정된 배출계수와 비교 시 유연탄을 사용하는 발전시설보다 무연

탄을 사용하는 발전시설에서 보다 더 많은 양의 수은이 대기 중으로 배출되는

경향은 유사하나 배출량에 있어서 본 연구조사결과가 낮게 조사되었다.

이는 미국과 우리나라는 연소 조건, 방지시설의 유형 및 성능 등의 특성이

서로 다르기 때문에 비교하기는 어려울 것으로 판단된다.

배출원 사용연료 NO. 배출계수 등급

CPP #1

Anthracite

1 24.02

B

(n=7)

2 23.93

3 30.62

4 32.45

CPP #2

1 25.47

2 23.38

3 19.83

Avg 25.74

CPP #3

Bituminous

1 7.43

B

(n=6)

2 7.83

3 8.6

CPP #4

1 16.43

2 13.97

3 20.63

Avg 12.48

<표 20> 조사대상 시설의 수은 배출계수(mg/ton)

나. 배출량

Ⅲ. 결과 및 고찰

31

본 연구에서 도출된 배출계수를 적용하여 국내 석탄 화력발전시설의 수은

배출량 산정을 하고자 하였다. 석탄 발전시설에 대한 배출계수 조사결과 본

배출원의 배출량 산정을 위해서는 석탄 발전시설에서 사용하는 석탄 사용량

(내수량) 정보가 필요한 것으로 나타났다. 활동도는 한국전력통계(2008)에서

제공하는 석탄 발전시설의 무연탄 및 유연탄 사용량 정보를 적용하였다.4)

구분활동도1)

사용량(톤/년)배출계수(㎎/ton)

무연탄 2,534,021 25.74

유연탄 63,238,083 12.48

1) 한국전력통계(2008)

<표 21> 석탄 발전시설 수은 배출량 산정 인자

배출량 산정을 위해 표 21의 산정인자를 적용하여 석탄 발전시설에 대한

수은 배출량 산정결과, 석탄의 연소과정을 통해서 수은이 대기로 854.4 ㎏ 배

출되는 것으로 나타났으며 무연탄 발전시설은 65.2 kg, 유연탄 발전시설은

789.2 kg으로 유연탄 발전시설이 12배 정도 많이 배출되는 것으로 나타났다.

국내에서 개발된 배출계수의 경우 대기 배출량만을 산정할 수 있는 대기배출

계수만을 제공하고 있을 뿐 타 매체에 대한 배출계수는 개발되지 않은 것으

로 나타났는데 본 연구에서는 분배계수를 제시하였다. 추후 수은 유통량 및

배출량 산정의 한계점을 개선하기 위해서는 UNEP에서 제공하고 있는 석탄

발전시설에 대한 수은 배출계수를 검토하여 국내 실정에 적합한 매체별 배출

계수를 개발해야 한다고 판단된다.

Ⅳ. 결 론❚

32

Ⅳ. 결 론

본 연구에서는 주요 수은 배출원인 화력발전시설의 수은 배출특성, 화학종

별 거동, 환경매체로의 분배, 배출량 평가를 위해 무연탄 사용 시설 2개소,

유연탄 사용 시설 2개소를 대상으로 배출가스, 석탄재, 폐수 등에 대해 분석을

실시하여 다음과 같은 결론을 얻었다.

가. 측정 및 분석의 정확성을 검증하기 위하여, EPA Method 101A와

Ontario Hydro Method 두 방법으로 측정한 data를 비교한 결과, 두 방법간

10∼20% 정도 값 차이가 났지만 이는 동일 방법에서도 날 수 있는 오차 범

위이며, 정밀도 평가는 1.55∼2.29로 양호한 것으로 나타났다. 방법별 검출한

계는 EPA Method 101A이 0.02 ㎍/ℓ, Ontario Hydro Method이 0.06 ㎍/ℓ

로 EPA Method 101A이 더 낮은 값을 보였다.

나. 굴뚝 배출가스의 수은농도 조사결과, 무연탄을 사용하는 시설은

1.63~3.03 ㎍/S㎥으로 조사되었으며, 유연탄을 사용하는 시설은 1.95~3.33 ㎍

/S㎥로 유연탄을 사용하는 시설에서 다소 높게 나타났다.

다. 방지시설 전·후단에서의 수은의 speciation의 분포를 살펴보면, ESP 전단

에서 입자상 수은(Hgp)이 50% 이상 가장 높은 분율을 차지하였으며, ESP 후

단에서는 대부분의 입자상수은은 제거되고 산화수은(Hg2+), 원소수은(Hg0)이

비슷한 비율로 존재하고 FGD 후단의 굴뚝에서는 원소수은의 비율이 70%이

상으로 나타났다.

라. 방지시설별 수은 제거효율은 ESP의 경우, 4개 시설에서 입자상수은의

제거율은 96.39∼99.8%였으며 산화수은은 34.1∼98.%, 원소수은은 22.5∼92.3%

로 나타났다. FGD에서는 입자상 수은은 66.7∼96.1%, 산화수은은 55.5∼

Ⅳ. 결 론❚

33

82.5%, 원소수은 16.3∼23.8%의 제거율을 보였다. 대부분의 입자상 수은은 먼

지제어를 위한 ESP를 통해 제거됨을 알 수 있었고 산화수은은 FGD에서 제

거효율이 높은 것으로 나타났다. 방지시설의 총수은 제거율은 입자상 수은

(Hgp)의 경우 99.9%이상 제거되었고 산화수은(Hg2+)나 총수은(HgT)의 경우

ESP 전단과 비교했을 때 80% 제거되었으나 원소수은의 경우 다른 종의 수은

에 비해 기존 일반대기오염물질 제거를 위해 설치한 방지시설에서 제어 되지

않고 배출되고 있어 이에 대한 제거기술 연구가 필요할 것으로 판단된다.

마. 매체별 수은배출 분배는 UNEP의 Mercury toolkit에서 제시한 배출계수

와 달리 본 연구에서 산정된 분배계수는 무연탄 0.02, 유연탄 0.11로 대기로

의 분배가 현저하게 낮았고 석탄재로의 분배(0.68∼0.96)가 높은 것으로 나타

났다. 추후 재활용과 연계해 이러한 미량 중금속의 제어방안 등에 대한 논의

도 이루어져야 한다고 판단된다.

바. 화력발전시설의 수은 배출계수는 무연탄 사용 시설의 경우 19.83∼32.45

mg/ton, 유연탄 사용시설은 7.43~20.63 mg/ton였으며 배출계수 등급은 B등

급이다. 미국 EPA AP-42의 수은 배출계수와 비교시 다소 낮게 산정되었다

(무연탄 : 65 mg/ton, 유연탄 : 49.8 mg/ton)

사. 한국전력통계(2008) 자료의 연료사용량을 적용하여 화력발전시설의 수은

배출량 산정결과, 석탄의 연소과정을 통해서 수은이 대기로 854.4 ㎏ 배출되

는 것으로 나타났으며 무연탄 발전시설은 65.2 kg, 유연탄 발전시설은 789.2

kg으로 유연탄 발전시설이 12배 정도 많이 배출되는 것으로 나타났다.

참고문헌❚

34

참 고 문 헌

1. 환경부, 수은관리종합대책, 2006

2. U.S. EPA, 1997, Mercury Study Report to Congress, VolumeⅡ,

EPA-452/R-97-004.

3. 국립환경과학원, 대기 배출원의 수은 배출특성 조사연구, 2002

4. 한국전력, 한국전력통계 제79호, 2009

5. http://sodac.nier.go.kr

6. U.S EPA, ICR(Information Collection Request), 1999

7. R. meij, Vredenbregt, H. Winkel, 2002, "The fate and behavior of

mercury in coal-fired power plants", Air&Waste Management Association,

52, pp. 912~917.

8. 환경부, 석탄재 발생 및 재활용 전망, 2008

9. UNEP, Toolkit for Mercury Inventory, 2005

10. 국립환경과학원, 대기 배출원의 수은 배출특성 조사연구, 2002

11. 국립환경과학원, 유해대기오염물질 관리기술;HAPs 중 수은 배출계수 및

배출특성 평가기술 개발, 2006

12. 국립환경과학원, 대기배출시설에 대한 수은 배출량 조사, 2008

13. http://www.epa.gov/chief/ap42