1. 서 론
2. 수소 지하저장 방식
2.1 암염 공동(Salt cavern)
2.2 폐유/가스전 및 심부 대수층(Depleted oil/gas reservoir & Aquifer)
2.3 복공식 암반공동(Lined rock cavern, LRC)
3. 수소 저장물질 형태
3.1 압축 기체 수소(Compressed gaseous hydrogen, CGH2)
3.2 액체 수소(Liquid hydrogen, LH2)
3.3 액상 암모니아(Liquid ammonia, NH3)
3.4 액상 유기수소운반체(Liquid organic hydrogen carriers, LOHC)
4. 수소에너지 지하저장의 국내 적용 방안
5. 중대용량 액체 수소 지하저장을 위한 저온 암반실험 사례
6. 결 론
1. 서 론
현재 전 세계 에너지 수요의 약 80%가 화석연료에 의존하고 있으며, 자원 매장량의 고갈과 국가 간 부존 불균형으로 인해 에너지 공급의 불안정성이 심화되고 있다(Tarkowski and Uliasz-Misiak, 2022, Muhammed et al., 2022). 화석연료 기반 에너지는 기후변화와 환경오염의 주요 원인으로, 이를 완화하기 위한 이산화탄소(CO2) 배출 저감과 재생에너지 개발이 필수적이다. 특히 2015년 파리기후협약에서는 지구 평균기온 상승을 2°C 이하로 제한하기 위해 전 세계적인 탄소중립(net-zero) 달성을 목표로 하였다(Rogelj et al., 2016). 또한 2021년 COP26(26th Conference of the Parties)에서는 다수 국가가 2030년 감축목표를 상향하고 2070년 탄소중립 실현을 선언하는 등 화석연료를 대체할 수 있는 에너지 전환이 더욱 시급해지고 있는 상황이다(Birol, 2021).
이를 위한 대안으로 최근 수소에너지가 탄소중립 달성을 위한 핵심 에너지원으로 주목받고 있다(Tarkowski and Uliasz-Misiak, 2022). 수소는 연소 시 CO2를 배출하지 않아 기후변화 대응과 대기환경 개선에 기여하며, 재생에너지의 생산 변동성을 보완하는 에너지 저장 매체로서 에너지 수급 안정성을 향상시킬 수 있다. 또한, 탈탄소화가 어려운 산업 공정을 포함하여 다양한 분야에서 활용이 가능하므로 산업 전반의 온실가스 감축을 실현할 수 있다. 특히 블루수소(blue hydrogen)와 그린수소(green hydrogen)의 생산 확대는 환경적 한계를 극복하고 지속가능한 수소경제 기반 구축에 기여할 수 있다는 장점이 있다(Wang et al., 2021).
수소는 120 MJ/kg의 높은 비에너지 용량(specific energy capacity)과 청정 연소 특성을 바탕으로 Power-to-X (P2X) 기술의 핵심 저장 매개물로 활용될 수 있다(Muhammed et al., 2022). P2X 기술은 잉여 재생에너지 전력을 다른 형태의 에너지로 변환 및 저장하는 기술로서 안정적인 전력 수급 체계를 확보하기 위한 전략으로 주목을 받고 있으며, 수소 경제사회가 본격화됨에 따라 중요성이 더욱 부각되고 있다. 이러한 수소 P2X 기술의 실현을 위해서는 중대용량, 장주기의 저장이 가능한 기술이 필수적이며, 수소에너지 지하저장은 잉여전력 손실을 방지하고 설비 운영효율과 수명을 향상시킬 수 있는 것으로 평가되고 있다(Miocic et al., 2023, Baeuerle et al., 2025).
한편, 국내의 경우 화석연료를 포함하여 수소에너지의 거의 대부분을 해외 수입에 의존하고 있는 상황이다(Kwak et al., 2025). 이러한 에너지 수입 구조는 수요 및 공급 변동에 따른 안정적 에너지 확보에 제약이 있으며, 이에 따라 수소에너지를 안정적으로 저장하고 공급할 수 있는 기술개발이 필요하다. 일반적으로 수소 밸류체인(value chain)은 생산, 저장, 운송, 활용의 네 단계로 구성되며, 여기서 국내 수소 정책 및 연구개발은 수소 생산과 활용에 집중되는 경향이 있다(Lee and Kim, 2021, Shin, 2022). 특히 저장 단계는 단순히 운송을 위한 중간 수단으로 인식되는 경우가 많으므로, 수소에너지의 공급 안정성을 확보하기 위해서는 중대용량의 저장기술 개발과 확보가 필수적이다. 본 연구에서 수소저장의 중대용량은 5,000톤급을 대상으로 하고 있으며, 이는 개발 예정인 액체수소 수송선 규모를 고려하였다.
수소에너지의 지하저장을 위해서는 저장 효율성과 경제성을 고려하여 적합한 저장 방식과 저장 물질 형태를 선택하는 것이 중요하다. 대표적인 수소 지하저장 방식으로는 지하 암염층을 용해하여 형성된 공동을 이용하는 암염 공동, 생산이 종료된 폐유/가스전, 수분이 포함된 다공성 암석층인 대수층, 그리고 암반을 굴착한 후 내부에 라이닝을 설치하는 복공식 암반공동 등이 있다(Muhammed et al., 2022). 암염 공동은 낮은 투과성과 우수한 밀폐성으로 저장 안정성이 높으며, 폐유/가스전과 대수층은 기존 지질구조를 활용함으로써 경제성이 비교적 우수하다는 장점을 가진다. 복공식 암반공동은 암반의 안정성과 라이닝을 통한 밀폐성을 확보할 수 있어 다양한 입지 조건에서의 적용 가능성이 검토되고 있다(Thiyagarajan et al., 2022, Navaid et al., 2023). 이처럼 다양한 지하 저장 방식은 각 방식의 지질학적 조건, 경제성, 운영 효율성 등을 종합적으로 고려하여 선택하는 것이 필요하다.
수소 저장물질 형태에는 압축 기체 수소, 액체 수소, 액상 암모니아, 액상 유기수소운반체 등이 있으며, 각각의 저장물질 형태는 물리적 및 화학적 특성과 저장 밀도, 운송 및 저장 인프라 적합성 측면에서 차이를 보인다(Noh et al., 2023). 압축 기체 수소는 높은 압력으로 저장되지만 부피 효율이 낮은 반면, 액체 수소는 극저온 저장으로 높은 밀도를 가지나 유지비용이 크다. 액상 암모니아는 기존 운송 인프라를 활용할 수 있으나 독성과 전환 공정의 에너지 소모가 단점이며, 액상 유기수소운반체는 상온에서 액체 상태를 유지해 운송이 용이하나 탈수소화 과정에서 높은 에너지가 요구된다. 이러한 저장물질 형태는 수소 저장 시스템의 효율성과 경제성을 결정하는 중요한 요소에 해당한다(Wijayanta et al., 2019).
본 연구에서는 수소에너지 지하저장의 기술적 기반 구축을 위하여 수소 저장 방식과 저장물질 형태에 대한 국내외 기술현황을 종합적으로 조사 및 분석하였다. 또한, 국내 지질조건과 에너지 수급 환경을 고려하여 적용 가능한 저장 방식과 저장물질 형태를 검토하였다. 더 나아가, 중대용량 액체 수소 지하저장 기술 개발의 기초자료로 활용하기 위해 저온 조건에서 수행된 암반 실험 사례를 검토하고 그 결과를 분석하였다. 본 연구의 결과는 향후 안전하고 경제적인 대규모 수소저장 시스템 구축을 위한 기초자료로서 활용될 수 있을 것으로 기대된다.
2. 수소 지하저장 방식
수소에너지를 대규모로 저장하기 위한 방법 중 하나는 지하 공간을 활용한 저장 방식이다. 지하 저장 방식은 초기 시공 및 운영에 상당한 비용이 소요되지만, 저장 규모가 커질수록 단위 저장량당 비용이 감소하여 경제성이 향상되는 장점이 있다(Le Duigou et al., 2017). 특히, 수소의 장기 저장 및 수요에 따른 안정적 공급을 위한 관점에서 보면, 지하 저장은 지상 저장에 비해 공간 제약이 적고, 안전성과 유지관리 측면에서도 우수한 효율성을 제공한다.
지하 수소저장 방식은 크게 두 가지로 구분할 수 있다(Fig. 1). 첫 번째는 자연적으로 형성된 다공성의 지질학적 구조를 이용하는 방식으로, 암염 공동(salt cavern), 폐유/가스전(depleted oil & gas reservoir), 그리고 심부 대수층(saline aquifer)을 활용하는 것이 대표적이다(Lord et al., 2014, Hematpur et al., 2023). 이러한 방식은 기존의 천연가스 저장 프로젝트 사례를 기반으로 수소 저장에 대한 기술 적용 가능성을 높이고 있으며, 장기간 수소의 유출과 안정성을 확보할 수 있다는 장점이 있다. 두 번째는 인위적으로 조성된 공학적 구조를 이용한 방식으로, 대표적으로 불투수성 라이너를 적용한 복공식 암반공동(lined rock cavern, LRC)이 있다. 이 방식은 라이너가 수소를 저장하는 역할을 수행하므로 주변 지질 구조에 대한 의존도가 낮고, 암반의 종류나 설치 위치에 대한 시공 제약이 상대적으로 적다는 장점이 있다.
2.1 암염 공동(Salt cavern)
암염 공동은 지하 암염층(halite)에 인위적으로 형성된 저장 공간으로, 지하 수소 저장 방식 중 기술적으로 가장 정립도가 높은 방식으로 평가된다(Ozarslan, 2012, Caglayan et al., 2020). 암염 공동은 일반적으로 용해 채굴(solution mining) 방식으로 시공되며, 지표에서 천공한 파이프(pipe)를 통해 물을 주입하고 암염을 용해시켜 브라인(brine), 즉 염수 형태로 추출하는 과정을 통해 공동을 형성한다(Fig. 2). 형성된 공동은 일반적으로 원통형 또는 캡슐형(capsule-shaped) 구조를 가지며, 저장 용량과 운영 압력 요구에 따라 최대 지하 2,000 m 깊이에 시공될 수 있다(Michalski et al., 2017). 일반적으로 암염 공동의 높이는 약 300 ~ 500 m, 직경은 50 ~ 100 m로 설계되며, 깊이에 따라 20 MPa 이상의 압력으로 운영될 수 있다.
암염은 기체 투과성이 매우 낮으며 점성-소성적 거동(visco-plastic behavior) 및 생물학적 반응성이 거의 없는 특성을 갖기 때문에 수소 저장에 매우 적합한 것으로 보고되고 있다(Lemieux et al., 2019). 암염의 점성-소성 특성은 저장 중 발생할 수 있는 미세 균열을 자가 치유(self-sealing) 하여 고압에서도 안정적인 형태를 유지하게 한다. 또한, 저장소 상부에는 수백 미터 두께의 지질층이 존재하여 외부 환경으로부터 물리적 보호가 가능하다. 이러한 구조적 특성은 수소의 장기 안정 저장, 고압 운영, 그리고 반복적인 입출하를 가능하게 한다.
또한 암염 공동은 저장 규모 확장에 따른 경제성이 우수하다. 초기 시공 단계에서는 염수 처리, 정밀 지질 조사, 공동 설계 등으로 인하여 높은 비용이 요구되지만, 대규모 저장 규모로 확장될 수록 단위당 저장 비용은 현저히 낮아지는 특징을 보인다. 한편, 공동 내 잔류한 염수로 인해 수소 회수 시에는 기체 탈수(dehydration)가 필수적이며, 이러한 과정에 따라 추가적인 처리공정 및 비용이 수반된다(Lemieux et al., 2019).
결론적으로 암염 공동은 수소의 대규모 지하 저장에 있어 매우 유망한 지질학적 구조 중 하나로, 지질 조건만 충족된다면 높은 효율 및 안전성을 갖는 저장소로 활용될 수 있다. 다만, 암염층에만 활용될 수 있는 지질 분포의 제약으로 인해 적용 지역이 제한되며, 초기 건설비용과 운영 시스템 설계에 있어 정밀한 고려가 요구된다.
2.2 폐유/가스전 및 심부 대수층(Depleted oil/gas reservoir & Aquifer)
폐유/가스전과 심부 대수층은 수소 지하저장의 주요 후보 구조로, 기존 천연가스 저장의 경험과 인프라를 활용할 수 있다는 점에서 기술적 및 경제적 잠재력이 높게 평가된다(Epelle et al., 2022). 폐유/가스전을 활용하는 방식은 기존에 석유 및 천연가스를 생산하여 잔류 압력이 낮아진 저장층을 활용하는 방식으로, 저장층 상부의 불투수성 덮개암(caprock)과 함몰(trap) 구조를 포함하여 기밀성이 검증된 지질구조를 활용하는 것이 특징이다(Fig. 3). 저장 방식은 기존 천연가스 저장과 유사하며, 수소를 저장층 공극 내에 기체 형태로 주입하고 필요 시 추출하는 방식으로 운영된다.
이러한 폐유/가스전을 활용하는 방식은 기존 석유 및 천연가스 생산 시 구축된 시추공, 지상 설비, 파이프라인 등을 재활용할 수 있으므로 수소 저장을 위한 초기 설치비용을 절감할 수 있다는 장점이 있다(Zivar et al., 2021). 또한, 오랜 기간의 석유와 천연가스 생산을 통해 지질 구조의 기밀성과 안정성이 검증되어 추가적인 지질조사 비용을 최소화할 수 있을 뿐만 아니라 일부 저장층 내 잔류 가스가 쿠션가스(cushion gas) 역할을 하여 추가 충전 비용을 줄일 수 있다. 그리고 심부에 넓은 저장 용적을 확보하고 있어 대규모 수소 저장이 가능하다는 장점이 있다.
반면, 몇 가지 기술적 고려사항도 존재한다. 저장층 내 잔류 가스와 혼합될 경우 저장된 수소의 순도가 저하될 수 있으며, 특히 폐유전의 경우 잔류 오일과 수소가 반응하여 메탄으로 전환되거나 오일 내에 용해되어 수소 손실 발생 가능성이 있다. 또한, 수소는 점도가 낮고 분자 크기가 작아 기존 천연가스 저장 사례보다 누출 가능성이 높으며, 저장 기간이 길어질수록 저장 시설 내 금속부에서 수소 취성화(hydrogen embrittlement)가 발생하여 구조적 안정성을 저하시킬 수 있다(Caglayan et al., 2020).
다음으로 심부 대수층을 이용하여 수소를 저장하는 방식이 있다(Fig. 4). 심부 대수층은 공극 내에 지하수를 포함하고 있는 다공성 및 고투수성 암석층으로, 전 세계 대부분의 퇴적분지(sedimentary basins)에 널리 분포한다(Tarkowski, 2019). 암염층이나 폐유/가스전이 부재한 지역에서도 활용 가능하다는 점에서 수소 지하 저장을 위한 후보지역으로 가치가 높다. 이 방식은 심부 대수층 내 수소를 주입하여 공극 내의 물을 대수층 아래 또는 측면으로 밀어내어 저장 공간을 확보하고, 추출 시에는 물이 되돌아오면서 수소와 함께 이동하는 방식으로 운영된다.
Fig. 3.
Example of underground hydrogen storage in depleted hydrocarbon reservoir (Hematpur et al., 2023)
심부 대수층은 페유/가스전에 비하여 상대적으로 널리 분포되어 있기 때문에 접근성이 우수하고 주요 소비지역과 인접한 경우가 많아 경제적이라는 장점이 있다. 또한, 저장 부피가 크고 심부에 위치해 대규모의 수소 저장소로 활용될 수 있다. 마지막으로, 대수층 내 산소가 존재하지 않기 때문에 수소와 산소 혼합 폭발 위험이 없고 누출 시에도 표면으로 직접 방출될 가능성이 낮다는 장점이 있다.
하지만, 이러한 심부 대수층을 활용하여 수소를 저장하는 방식에도 기술적 제약이 존재한다. 저장 시설 설치 초기에 기밀성 검증을 위한 지질 조사 및 시험 비용이 매우 높다. 또한, 수소가 대수층 내 광물이나 미생물과 반응하여 황화수소(H2S) 등의 부산물을 생성하거나, 수소 손실을 유발하는 등의 화학적 및 생물학적 반응도 발생할 수 있다(Tarkowski, 2019, Epelle et al., 2022). 뿐만 아니라 확인되지 않은 단층이나 균열을 통한 수소 누출 가능성도 저장 안정성을 저해할 수 있다.
결론적으로, 폐유/가스전과 심부 대수층은 모두 기존 천연가스 저장의 기술적 성숙도를 활용할 수 있는 지하 수소 저장 방식으로 평가되며, 대규모 수소 저장이 가능하다는 점이 가장 큰 장점에 해당한다. 그러나 수소의 물리적 및 화학적 특성으로 인해 기존 천연가스 저장에 비하여 저장 수소의 누출, 순도 저하, 화학반응 등의 추가 기술적 검토가 반드시 수행되어야 한다.
2.3 복공식 암반공동(Lined rock cavern, LRC)
복공식 암반공동을 활용하여 수소에너지를 저장하는 방식은 앞서 자연적으로 형성된 지질구조를 활용하는 암염 공동, 폐유/가스전 및 심부 대수층을 활용하는 방식과 달리 인위적으로 형성한 공동을 활용한다. 이 방식은 지하 암반을 굴착한 후, 내부에 콘크리트 라이닝(concrete lining)과 강재 또는 플라스틱 라이너(plastic liner)를 설치하여 기밀성을 확보한 저장 구조를 설치하여 수소를 저장한다. 복공식 암반공동은 암염층과 같은 자연적인 비투과성 지질구조가 존재하지 않는 지역에서도 적용 가능하다는 점에서 최근 수소 지하저장의 핵심적인 방식으로 주목받고 있다(Gas Infrastructure Europe, 2021, Masoudi et al., 2024).
기체저장 복공식 암반공동은 크게 암반, 콘크리트 라이닝, 강재/플라스틱 라이너, 슬라이딩층(sliding layer) 및 배수 시스템으로 구성된다(Fig. 5). 암반은 공동을 둘러싸며 저장된 수소의 압력을 지지하고 구조적 안정성을 확보하는 역할을 한다. 콘크리트 라이닝은 가스 압력을 암반으로 전달하고 라이너 변형을 완화한다. 강재/플라스틱 라이너는 수소 차단 역할을 하며 내압, 피로, 수소 취성화를 위한 고려가 필요하다. 슬라이딩층은 콘크리트와 라이너 간 마찰을 줄여 응력 집중을 완화하고 라이너 손상을 방지하는 역할을 하며, 배수 시스템은 지하수 압력을 완화하고 누출 시 가스를 감지 및 회수할 수 있도록 설계된다.
복공식 암반공동은 목적에 따라 다르지만 일반적으로 지하 100~200 m 깊이에 시공되며, 공동의 직경은 35~40 m, 높이는 60~100 m 규모로 설계된다. 이러한 구조는 최대 15~30 MPa의 압력을 버틸 수 있게 설계하여 수소 저장 밀도를 높이고, 반복적인 주입 및 토출 운전에도 구조적 안정성을 유지할 수 있다(Sofregaz and Gustafsväg, 1999). 또한, 복공식 암반공동을 활용하는 방법의 가장 큰 장점은 지질적 독립성, 설계 유연성 및 최적화가 가능한 공학적 유연성을 지닌 방법에 해당한다는 점이다. 이 방식은 특정 지질 조건이 없어도 부지 선정이 가능하며 저장용량, 심도 및 운영압력 등 목적에 맞도록 설계가 가능하다. 또한, 필요에 따라 라이너의 재질을 조합 및 변경이 가능하며 저장위치를 수요지 근처로 선정 가능하여 에너지 수송비용을 최소화할 수 있다.
하지만, 복공식 암반공동을 활용하기 위해서는 기술적 및 경제적 한계를 극복하는 것이 필요하다. 우선, 공동 굴착, 콘크리트 타설, 고강도 라이너 설치 등으로 인해 초기 시공 비용이 매우 높다. 다음으로, 수소를 장기간 저장하는 경우 수소 취성화가 발생하여 균열과 누출 위험이 존재한다. 이를 위해 라이너에 오스테나이트계 스테인리스강(austenitic stainless steel)이 주로 적용되며, 폴리프로필렌(polypropylene)과 같은 플라스틱 재료의 적용으로 인한 추가 비용이 발생하게 된다(Sofregaz and Gustafsväg, 1999). 또한, 시공 과정에서 콘크리트-라이너 시퀀스(concrete-liner sequence), 슬라이딩층(sliding layer) 설치, 배수 시스템 설계 등 고도의 공학적 기술과 정밀 시공이 요구된다(Masoudi et al., 2024). 마지막으로, 저장 운전 시 반복적인 피로하중(fatigue load)에 대한 내구성 검증과 주기적인 점검이 필수적이다.
3. 수소 저장물질 형태
수소에너지를 효율적으로 저장하고 운송하기 위해서는, 저장 방식뿐만 아니라 저장물질(carrier)의 형태 또한 핵심적인 역할을 한다. 수소는 부피당 에너지 밀도가 낮기 때문에, 이를 극복하기 위한 다양한 저장 형태가 개발되어 왔다(International Energy Agency, 2019). 특히, 수소 저장물질의 형태는 저장 밀도, 운송 효율성, 안전성, 경제성 등 수소에너지 활용 시스템 전반의 설계와 운영을 결정짓는 중요한 요소에 해당한다.
수소에너지를 저장하는 형태는 물리적 및 화학적 방식에 따라 다양하다. 본 논문에서는 다양한 저장 방식 중 대표적으로 수소 자체로 저장하는 형태인 압축 기체 수소(compressed gaseous hydrogen) 및 액체 수소(liquid hydrogen)의 형태로 저장하는 방식과 물질변환 저장 형태인 액상 암모니아(liquid ammonia) 및 액상 유기수소운반체(liquid organic hydrogen carrier)를 이용한 방식을 중심으로 서술하고자 한다. 각 수소 저장물질 형태에 따른 개념 및 특징을 정리하였으며, 지하저장을 위한 장단점에 대하여 비교 분석하였다.
3.1 압축 기체 수소(Compressed gaseous hydrogen, CGH2)
압축 기체 수소는 수소 저장물질 형태 중 기술 성숙도 및 관련 인프라 개발 수준이 가장 높은 방식으로, 수소를 상온에서 고압으로 압축하여 저장하는 물리적 방법이다(Niaz et al., 2015). 이 방식의 주된 목적은 수소의 낮은 부피 에너지 밀도를 극복하기 위해 기체 상태의 수소를 압축하여 고압 탱크에 저장하여 부피당 저장 밀도를 증가시키기 위한 것이다. 또한 압력을 증가시킴으로써 이상기체 상태에서 부피당 분자 수를 높여 에너지 밀도를 증가시키며, 일반적으로 350–700 bar (35–70 MPa) 범위의 압력이 적용된다(Satyapal et al., 2007).
압축 기체 수소를 저장하기 위한 용기로 탄소섬유 복합재료(carbon fiber-reinforced composite)를 사용한 고압 저장 탱크가 활용된다. 이를 활용하여 수소를 27°C에서 세 단계의 압축(compression)과 중간냉각(intercooling) 공정을 거쳐 700 bar (70 MPa)까지 압축하는 과정으로 공정을 설계할 수 있다(Fig. 6). 압축 시스템은 연료전지차량, 충전소 등 지상 용기를 이용한 저장 방식에 상용화되어 있으며, 약 39 kg/m³의 수소 저장 밀도로 저장될 수 있다(Yanxing et al., 2019).
이러한 수소 저장형태의 장점으로는 기술적 단순성과 높은 상용화 수준, 빠른 주입 및 방출 속도, 즉각적인 가용성 등이 있다(Niaz et al., 2015). 또한, 압축만으로 저장이 가능하기 때문에 별도의 화학적 변환 과정이 필요 없고, 현재 운영 중인 대부분의 지상식 수소 충전소와 호환된다는 점에서 기반 시설 활용성이 높다. 그러나 단점으로는 저장 압력을 높일수록 부피당 에너지 밀도가 비선형적으로 증가하므로 일정 수준 이상에서는 효율이 저하되며, 탱크의 중량 증가와 높은 제작 비용이 요구된다. 그리고 압축 과정에서 수소 저위발열량(low heating value of hydrogen, LHV)의 약 15~20%에 해당하는 에너지가 요구된다는 점이 있다(Satyapal et al., 2007). 또한, 고압 저장으로 인한 안전성 문제와 사고 시 폭발 위험성, 충전 시 발생하는 열관리 문제와 같은 위험성도 해결해야 할 기술적 과제로 대두되고 있다(Noh et al., 2023).
3.2 액체 수소(Liquid hydrogen, LH2)
액체 수소는 수소를 극저온 상태(‒253°C)로 냉각하여 액화시킨 형태로, 현재까지 개발된 수소 저장물질 형태 중 가장 높은 부피 에너지 밀도(0.07 kg/L)에 해당한다(Satyapal et al., 2007). 액체 수소는 다른 수소 저장물질 형태에 비하여 상대적으로 많은 수소를 저장할 수 있으며, 이러한 특성으로 인해 우주항공용 연료를 비롯해 장거리 운송 분야에서 주로 활용되어 왔다(Niaz et al., 2015).
액체 수소 저장의 원리는 기체 수소를 임계온도 이하로 냉각시켜 액화한 뒤, 진공 단열 기술을 이용하여 초저온 상태로 저장하는 방식에 해당한다(Wijayanta et al., 2019). 액화 공정은 일반적으로 헬륨 역브레이튼 사이클(helium reverse brayton cycle)과 같은 극저온 냉각 시스템을 통해 단계적으로 이루어진다(Fig. 7). 또한 액체 수소는 보통 이중벽 진공 단열 구조(double-walled vacuum insulation)를 갖는 구형 또는 원통형 탱크를 활용하며, 저장 용량이 증가할수록 단위 부피당 일일 증발 손실율(boil-off rate)이 감소하는 특징이 있다(Züttel, 2004).
액체 수소 저장의 가장 대표적인 장점으로는 대규모 운송 및 장거리 공급에 적합한 높은 부피당 저장밀도를 가진다는 점이다(Zuttel, 2004). 또한, 액화 과정에서 불순물이 제거되어 고순도(high purity)의 수소를 공급할 수 있으며, 기화 시 발생하는 극저온 에너지(cold energy)를 회수하여 발전, 냉방 등에 재활용함으로써 에너지 효율성을 향상시킬 수 있다(Wijayanta et al., 2019). 마지막으로, 저장 탱크 규모가 커질수록 표면적 대비 부피 비율이 감소하여 단위 부피당 일일 증발 손실율이 낮아지므로, 수소 저장을 위한 경제성과 에너지 효율성이 향상될 수 있다(Naquash et al., 2024).
반면, 단점으로는 극저온 액화 공정에서 발생하는 높은 에너지 소모(LHV의 30% 이상), 단열 탱크 제작 및 유지관리 비용 부담, 장기 저장 시 지속적인 boil-off 손실, 극저온 환경에서의 금속 재료 취성화 등이 있다(Satyapal et al., 2007, Naquash et al., 2024). 특히 액화 과정 중 수소 변환에서 발생하는 발열은 추가적인 기화 손실을 유발할 수 있어 촉매 관리 및 저장 시스템 설계에 있어 면밀한 검토가 필요하다(Züttel, 2004).
3.3 액상 암모니아(Liquid ammonia, NH3)
액상 암모니아는 수소를 화학적 형태로 저장하는 방식으로, 질소(N2)와 수소(H2)를 고온 및 고압 조건에서 반응시켜 암모니아(NH₃)로 합성한 뒤 필요 시 수소로 재생산하는 방식에 원리를 이용한다. 암모니아는 분자 질량의 약 17.6%가 수소로 구성되어 있으며, 상온에서는 기체 상태이나 ‒33.4°C 이하 및 약 8–10 bar (0.8–1 MPa)의 비교적 낮은 압력에서 액체로 저장할 수 있다(Lan et al., 2012, Aziz et al., 2020).
암모니아 합성의 대표적 원리는 하버-보쉬(Haber–Bosch) 공정으로, 약 200–350 bar (20–35 MPa)의 압력과 300–550°C의 온도에서 촉매를 이용하며, 이 때 암모니아 전환율은 약 15% 수준이다(Klerke et al., 2008). 합성 이후 암모니아는, 필요 시 탈암모니아화(ammonia cracking) 공정을 통해 수소로 전환된다(Fig. 8).
액상 암모니아 저장의 장점으로는 우선, 단위 부피당 저장이 가능 질량이 121 kg으로 70.8 kg인 액체 수소에 비하여 약 1.7배 높은 저장밀도를 보인다(Aziz et al., 2020). 다음으로, 암모니아는 전 세계적으로 생산, 운송, 저장 인프라가 일정 수준 구축되어 있어 수소 공급망 초기 단계에서 경제성을 확보할 수 있다(Klerke et al., 2008). 또한 상온 및 대기압 조건에서도 안정적으로 저장이 가능하며, 누출 시 기체가 공기보다 가벼워 빠르게 확산되어 화재의 위험성이 상대적으로 낮다는 특징이 있다.
반면, 단점으로는 암모니아를 수소로 전환하기 위한 탈암모니아화 공정에서 에너지 소모가 높기 때문에 수소 저장 및 활용과 관련된 전체 시스템 효율성을 저하시킬 수 있다(Aziz et al., 2020). 다음으로, 암모니아 분해 후 생성된 혼합가스로부터 고순도 수소를 얻기 위해 추가적인 분리 및 정제 공정이 필요하다(Klerke et al., 2008). 마지막으로 암모니아는 독성과 부식성이 있어 누출 시 인체 및 환경 위해성이 크고, 연소 시 질소산화물(nitrogen oxide, NOx) 생성 가능성이 있으므로 이를 기술적으로 극복하는 것이 필수적이다.
3.4 액상 유기수소운반체(Liquid organic hydrogen carriers, LOHC)
액상 유기수소운반체는 상온에서 액체 상태를 유지하는 유기화합물을 활용하여 수소를 화학적으로 저장하는 기술이다. 이는 불포화 결합을 갖는 유기물에 수소를 첨가하거나 방출하는 방식으로 운반체 분자 내에 수소를 저장하는 방식으로, 대표적인 LOHC 물질로는 메틸사이클로헥산(methylcyclohexane, MCH), 디벤질톨루엔(dibenzyltoluene, DBT) 및 N-에틸카바졸(N-ethylcarbazole, NECZ) 등이 있다(Noh et al., 2023). 이 중 MCH는 톨루엔(toluene)과 상호 전환을 통해 수소를 저장 및 방출하는 대표적인 LOHC 물질에 해당한다(He et al., 2015, Preuster et al., 2017).
LOHC의 저장 원리는 수소화(hydrogenation) 과정을 통해 저수소형(hydrogen-lean) 분자(LOHC–)에 수소를 첨가하여 고수소형(hydrogen-rich) 분자(LOHC+)로 전환한 뒤, 필요 시 탈수소화(dehydrogenation) 반응을 거쳐 수소를 방출하는 방식이다(Fig. 9). 수소화 반응은 발열(exothermic) 촉매 반응이며, 탈수소화 반응은 흡열(endothermic) 촉매 반응으로 일반적으로 250~450°C의 고온 조건이 요구된다(He et al., 2015).
LOHC 저장 방식의 장점으로는 우선, 상온 및 대기압 조건에서 액체 상태를 유지하므로 기존 석유 기반 저장/운송 인프라를 활용할 수 있다(Rao and Yoon, 2020). 또한, 반복적인 수소화-탈수소화 사이클을 통해 장기 저장 및 장거리 수송이 가능하며, DBT 기반 시스템은 높은 끓는점과 낮은 휘발성 및 낮은 환경독성을 보여 안전성이 우수하다고 보고되고 있다(Preuster et al., 2017).
반면, 단점으로는 탈수소화 반응의 열역학적 제약으로 인해 300°C 이상의 고온 반응이 필요하고, 이 과정에서 높은 수준의 에너지 소비가 요구된다(Rao and Yoon, 2020). 또한, 탈수소화 촉매의 코킹(coking)으로 인한 비활성화가 주요 문제로 지적되며, 이를 해결하기 위해 백금(Pt), 팔라듐(Pd), 로듐(Rh) 등 촉매의 조성 최적화, 알칼리 금속 첨가제 활용, 질소 치환 화합물 개발 등의 연구가 수행되었다(Rao and Yoon, 2020). 마지막으로, 일부 LOHC 물질의 경우 낮은 용융점(melting point)으로 인해 상온에서 고체화되거나, 탈수소화 부산물 발생 가능성으로 인해 추가적인 정제 및 안전관리가 필요하다.
4. 수소에너지 지하저장의 국내 적용 방안
국내에서 수소 경제사회 실현을 위해서는 대규모의 수소를 안정적으로 저장하고 수요 변동에 유연하게 대처할 수 있는 대용량 저장 기술의 확보가 필수적이다. 이를 위해서는 지하 저장 방식과 저장물질 형태의 기술적 및 경제적 특성을 종합적으로 고려할 필요가 있다. 앞서 분석한 바와 같이, 지하 저장 방식 측면에서 암염 공동, 폐유/가스전, 심부 대수층 등은 유럽과 북미에서 활발히 연구 및 활용되고 있으나, 국내 지질구조에서는 이러한 지질구조의 발달이 미미하여 적용에 한계가 있다(Gas Infrastructure Europe, 2021). 특히, 암염 공동은 수소 저장에 대해 화학적 불활성(inertness) 및 불투수성을 가져 장기적 안정성이 우수하다고 평가된 바 있으나, 국내에는 대규모 암염층의 부재로 인해 적용이 어렵다(Park et al., 2022).
반면, 복공식 암반공동 방식은 인위적으로 조성된 암반공동 내에 라이너를 설치하여 수소를 저장하는 방식으로, 지질학적 제약을 상대적으로 적게 받는 장점이 있다. 본 논문에서 함께 고려된 저장 방식 중 이 방식은 저장 시설의 위치, 심도, 용량, 압력 등 운영 조건을 유연하게 설계할 수 있으며, 대규모 저장 설계를 통한 경제성 및 부지 활용성 측면에서도 유리하다(Table 1). 또한 폭발사고, 재난재해, 테러 등 지상 저장의 안전성 한계를 극복할 수 있는 측면에서 유리할 것으로 평가되고 있다.
Table 1.
Comparison of performance of underground hydrogen storage types (after Aslannezhad et al., 2023)
저장 물질형태 측면에서, 기체수소는 현재 주로 지상의 고압 용기를 이용한 저장에 주로 활용되고 있으나, 고압화의 기술적 한계와 안전성 및 경제성 측면에서 한계가 있다. 액상 암모니아와 LOHC (MCH) 저장 방식은 상대적으로 기술개발 초기 단계로 상용화가 불투명하며, 저장 후 수소로 전환하는 과정에서 높은 에너지 소모가 요구된다. 특히, 액상 암모니아는 독성 및 연소 시 질소산화물(NOx) 생성으로 인해 환경과 안전성 측면의 고려가 반드시 필요하다.
액체 수소는 극저온 조건(‒253 °C)에서 저장되므로 극저온 설비 구축이 필수적이지만, 기체수소에 비해 약 1/800 수준으로 체적당 에너지 밀도가 높아 저장 효율성이 우수하고, 고압 기체수소 저장 대비 안전성 측면에서도 유리하다(Table 2 and Fig. 10). 또한, 액체 수소의 대규모 저장시 단위 부피당 증발 손실율(boil-off rate)이 감소하여 경제성과 에너지 효율성 측면에서 유리할 것으로 평가되었다.
Table 2.
Comparison of properties for hydrogen carriers (after Noh et al., 2023)
결론적으로 국내에서 중대용량의 수소에너지를 장기적 및 안정적으로 저장하기 위해서는 복공식 암반공동을 활용한 액체 수소 지하저장 방식이 가장 적합할 것으로 판단된다. 이러한 전략은 지질학적 한계성 극복과 , 해외 수소에너지 수입 및 도심지 내 활용을 위한 저장 유연성 확보 측면에서 유리하다. 또한, 수소 수요 증대와 탄소중립 목표 달성을 위한 중대용량 수소저장 및 장기간 저장기술 확보에도 효과적일 것으로 예상된다. 다만, 이를 위해서는 실험적 평가를 포함한 극저온 암반공동 내 라이너 설계 기술, 저온 암반 물성 평가, 저장/입출하 반복 주기에 따른 암반공동 안정성 검토 등 기술적 과제 해결이 선행되어야 한다.
5. 중대용량 액체 수소 지하저장을 위한 저온 암반실험 사례
본 연구에서 수소 지하저장 국내 적용 방안으로 제시하고 있는 중대용량 액체수소 복공식 암반공동 저장 기술의 개발을 위해서는 우선 저온에서의 암반거동에 대한 이해가 선행되어야하며, 이를 실험적으로 평가할 수 있는 방법 및 연구들이 필수적이다. 그러나 국내에서는 극저온의 액체 수소 지하저장을 위한 저온 암반실험 방법 및 연구결과는 다소 제한적이다. Jung et al.(2001)은 저온에서 온도 및 함수 조건에 따른 암석의 파괴인성 측정 연구를 수행하였다. Park et al.(2004)은 저온 암반의 열전도도 및 열팽창계수를 측정하는 연구를 수행한 바 있다. 이들은 LNG 지하저장을 목적으로 저온 암반 특성 연구를 수행하였다. 안정성이 확보된 중대용량 액체 수소 지하저장 기술 개발을 위해서는 극저온 조건에서의 암반의 실험 방법 및 특성인자가 도출되어야 한다. 또한 다양한 설계 및 운영조건에 따라 특성인자를 평가하여 액체 수소 지하저장을 위한 핵심개발 기술을 확보하는 것이 중요한 과제일 것이라고 판단된다. 반면에 국외의 경우, 저온 암반실험이 일부 수행된 바 있다. 해당 실험들은 저온 조건을 유지하여 수행되는 실험, 저온 조건에서 일정시간 유지된 후 상온에서 수행되는 실험 및 동결-융해(freeze-thaw) 과정을 반복 후 상온에서 수행되는 실험으로 분류할 수 있다.
우선 저온을 유지한 조건에서 냉각온도(freezing temperature)에 따라 사암의 일축압축강도 및 공극률의 변화 특성이 평가된 바 있다(Fan et al., 2022). 해당 연구에서는 X-ray CT 기법을 활용하여 냉각온도에 따라 시편 내부 균열의 발달양상과 발생 면적을 평가하였다. 특히 냉각온도가 ‒10°C 보다 높은 경우, 압축하중에 따라 인장 및 전단균열이 복합적으로 발생하였지만 냉각온도가 ‒10°C 보다 낮을 때에는 전단균열의 발생이 우세한 특징을 보였다(Fig. 11). 또한, 포화도 및 냉각시간에 따라 석탄(coal)의 일축압축강도, 탄성계수를 평가하고 해당 결과를 음향방출음(acoustic emission) 특성과 에너지계산이론(energy calculation theory)과 연관하여 분석한 연구가 수행된 바 있다(Huang et al., 2023). 해당 연구에서는 포화도와 냉각시간이 증가할수록 일축압축강도와 영률이 증가하는 특징을 보였다(Fig. 12). 이러한 결과는 저온에서 공극수가 동결되면서 팽창하게 되어 공극 구조의 파괴가 발생하지만, 이후 고립된 공극 내 공극수의 추가적인 동결로 인하여 공극 내부를 밀실하게 채움으로써 강도가 증가하는 것으로 파악되었다(Fig. 13).
Fig. 11.
Patterns of crack development according to freezing temperature using X-ray CT (Fan et al., 2022)
Fig. 12.
Variation of uniaxial compressive strength according to water saturation and freezing time (Huang et al., 2023)
다음으로 Liu et al.(2020)은 석탄 시험편을 이용하여 저온 조건에서 일정시간 유지된 후 상온에서 일축압축시험을 수행하였다. 해당 연구에서는 냉각 및 회복온도에 따른 일축압축강도, 탄성계수, 포아송비(Poisson’s ratio)를 평가하였으며, 음향방출음 인자 분석과 수은 압입 공극률 시험(mercury intrusion porosimetry, MIP)을 수행하였다. 해당 연구에서는 시편 내 수은 주입 부피와 제거 부피가 달라지는 특성인 히스테리시스(hysteresis)를 분석하였으며, 공극의 연결성이 좋지 않을수록 두 부피의 차이가 증가한다는 결론을 도출하였다(Fig. 14). 특히 냉각온도가 낮아질수록 공극 구조의 파괴가 발생하여 공극 연결성이 증가하고, 이로 인해 히스테리시스 차이가 감소하는 경향을 보였다. 이러한 히스테리시스는 공극의 병목현상(necking hole), 공극 연결성, 높은 접촉각(contact angle) 및 비습윤성(non-wettability)에 의하여 영향을 받는 것으로 파악되었다.
마지막으로 저온 암반실험은 동결-융해(freeze-thaw) 반복 후 상온에서 수행된 바 있으며 이러한 실험 결과는 향후 액체 수소의 저장 및 입출하를 반복하는 지하 암반공동 운영 과정에서 중요한 고려 사항이 될 것으로 판단된다. Tan et al.(2011)은 환경 챔버를 이용하여 화강암 시편을 동결-융해 처리 후 일축 및 삼축압축시험을 수행하였다. 해당 연구에서는 동결-융해 주기에 따른 일축압축강도 및 영률 변화를 평가하였다. 또한, 주기가 증가할수록 시편 내부의 공극 구조 파괴에 따라 공극 크기가 증가하고 입자간 결합력이 감소하여 점착력(cohesive strength)이 감소하는 특징을 보였다(Fig. 15). 이와 반대로 동결-융해 주기에 관계없이 내부마찰각(internal friction angle)은 유사한 경향을 보이는 것으로 파악되었다. 한편 Luo et al.(2014)은 휘록암(diabase)을 이용하여 동결-융해 주기 및 온도에 따라 시편의 질량, 강도, P파속도의 변화를 측정하였다. 해당 연구결과에서 동결-융해 주기가 증가할수록, 동결 온도가 낮아질수록 시편의 질량, 강도 및 P파속도의 감소량은 증가하는 경향을 보였다(Fig. 16). 특히 기초 물성의 손실률(loss rate, [%])의 개념은 동결-융해에 따른 공극 구조의 변화 및 암반의 손상을 정량적으로 평가하는데 유용할 것으로 판단된다.
Fig. 15.
Relationship between maximum and minimum principal stress according to freeze-thaw cycles (Tan et al., 2011)
6. 결 론
본 연구에서는 탄소중립 실현과 수소경제 활성화를 위하여 수소에너지 지하저장을 위한 저장 방식 및 저장물질 형태의 기술현황을 종합적으로 분석하였다. 또한, 분석된 사례들을 바탕으로 국내 적용방안을 검토하였으며, 수행된 주요 결과는 다음과 같다.
1.수소 지하저장 방식으로는 암염 공동, 폐유/가스전 및 심부 대수층, 복공식 암반공동을 중심으로 기술현황을 검토하였다. 암염 공동은 우수한 기밀성과 안정성을 갖추고 있으나, 국내 지질 조건에서의 적용에 한계가 있다. 폐유/가스전 및 심부 대수층은 대용량 저장이 가능하나, 지질학적 적합성과 경제성이 부족하여 개발이 제한적이다. 반면, 복공식 암반공동은 저장 위치, 심도, 용량, 압력 등 운영 설계의 유연성이 높고, 대규모 저장용량 확보 및 부지 활용성이 우수한 방식으로 평가되었다.
2. 수소 저장물질 형태에 대한 기술현황 분석에서는 압축 기체 수소, 액체 수소, 액상 암모니아, 액상 유기수소운반체를 대상으로 비교하였다. 압축 기체 수소는 저장밀도가 낮고 안전성에 한계가 있으며, 액상 암모니아와 액상 유기수소운반체는 저장 후 수소 전환 과정에서 에너지 소모가 크고 독성, 안정성 등의 문제가 존재한다. 반면, 액체 수소는 극저온 저장기술이 요구되지만, 높은 부피당 에너지 밀도를 나타내어 장거리 운송 및 대규모 저장에 유리한 장점을 가진다.
3. 국내 지질 구조의 한계와 수소 수입 의존도를 고려할 때, 복공식 암반공동을 활용한 액체 수소 지하저장이 가장 적합한 방안으로 도출되었다. 이는 저장용량, 부지 활용성, 공급 안정성 측면에서 효과적이며, 향후 극저온 암반의 열-수리-역학적 특성 평가와 반복적인 저장-토출 운영을 고려한 연구가 필요할 것으로 예상된다. 또한, 액체 수소 지하저장 공동의 안정성 평가를 위해 암반의 고립된 공극 특성을 반영한 공극 연결성 분석과 저온 조건에서의 암반 균열 생성 및 발달특성 평가 또한 중요하게 수행되어야 할 것으로 판단된다.
