Research Article

Journal of the Korean Solar Energy Society. 30 April 2024. 91-104
https://doi.org/10.7836/kses.2024.44.2.091

ABSTRACT


MAIN

  • 1. 서 론

  • 2. 연구방법

  •   2.1 태양열-히트펌프 융합시스템 공정 설계

  •   2.2 공정 모델링 및 해석 조건

  •   2.3. 경제성 분석 방법

  • 3. 해석 결과 및 고찰

  •   3.1 연간 성능 결과

  •   3.2 경제성 분석 결과

  • 4. 결 론

기호 및 약어 설명

B : 편익(Benefit)

C : 비용(Cost)

C&M : 제어관리시스템(Control & Management)

CAPEX : 자본적 지출(Capital expenditure)

d : 할인율(Discount rate)

DPP : 할인자본회수기간(Discounted payback period)

FT : 플래시 탱크(Flash tank)

HTHP : 고온히트펌프(High temperature heat pump)

LCOH : 균등화열생산비용(Levelized cost of heating)

n : 내용연수

NPV : 순현재가치(Net present value)

OPEX : 업무지출(Operating expenditure)

PP : 자본회수기간(Payback period)

ST : 축열조(Storage tank)

STC : 태양열 집열기(Solar thermal collector)

STS : 태양열 시스템(Solar thermal system)

t : 연수

1. 서 론

2022년 세계 에너지 소비로 인한 이산화탄소 배출량은 368억 톤을 기록하였다1). 주요 온실가스인 이산화탄소의 배출은 지구 온난화를 가속화시키며, 이상기후현상, 생태계 붕괴 등을 초래한다. 현재 북극 빙상은 매년 87,055 km2가 녹아 없어지고 있으며, 이는 대한민국 면적(100,431 km2)의 87%에 달한다. 빙하의 감소는 해수면을 상승시킬 뿐만 아니라 반사태양복사량을 감소시켜 지구온난화를 더욱 가속시킨다. 이러한 기후 위기를 해결하기 위해서는 온실가스의 배출을 줄여야하는데, 이를 위한 돌파구로서 열에너지 및 산업 부문을 주목할 필요가 있다. 세계적으로 열에너지 소비는 전기 에너지의 2배 이상이며2), 국내에서도 최종 에너지 소비의 43%인 전기에너지에 비해 열에너지가 57%로 더 높다. 그러나, 열에너지를 생산하기 위한 열원의 대부분(89.9%)을 주요 탄소배출원인 화석연료가 차지한다3). 한편, 온실가스는 산업, 전환, 수송, 건물, 농축수산 등 다양한 부문에서 배출되는데, 국내에서는 산업에서 배출되는 온실가스의 양이 전체의 36%를 차지한다. 따라서 산업 부문의 화석연료 기반 기존 열공급시스템을 재생열에너지 기반 열공급시스템으로 전환하는 것은 중요하다.

산업 부문에서는 다양한 온도대의 열부하가 존재한다. 주로 식품, 음료, 제지, 기계 및 차량 등의 공장에서 200℃ 이하의 증기를 필요로 한다4). 국내에서는 200℃ 이하의 증기를 사용하는 제조시설이 산업부문의 약 73%를 차지한다5). 이러한 고온 열부하에 적용 가능한 친환경․저탄소 시스템으로는 태양열 시스템과 고온히트펌프가 있다. 하지만, 각각의 시스템에는 몇 가지 한계가 존재한다. 태양열 시스템의 경우, 열 생산이 간헐적이며 넓은 설치 면적이 필요하다. 고온히트펌프의 경우, 현재 국내에서 이용 가능한 고온히트펌프의 최대 공급가능 온도가 120℃ 이하이고, 증발 열원으로 활용할 고온의 폐열이 대다수의 사업장에서 없거나 부족하다. 이러한 한계는 태양열 시스템과 히트펌프를 융합함으로써 극복할 수 있다. 100℃ 이상의 증기를 생산하는 고온히트펌프의 필요 열원온도는 일반적인 공기열․지열 히트펌프의 최대 생산온도인 60℃를 초과한다. 이를 충족시키는 거의 유일한 재생열에너지는 태양열이다. 두 시스템의 융합은 증기 생산의 안정성, 경제성, 효율성을 높이고, 기존 화석연료 기반 보일러 대체를 통해 열공급비용 및 탄소 배출을 크게 줄일 수 있다.

태양열-히트펌프 융합시스템에 대한 국내외 기존 연구들을 전 기간에 걸쳐 조사한 결과, 대부분의 연구가 증기 생산이 아닌 공간 난방/냉각 혹은 온수 사용을 목표로 하거나6,7,8,9,10,11) 히트펌프와 태양열시스템을 단순 병렬 연결로 이용하였다12,13). Changchun Liu et al.는 증기를 생산하는 태양열-히트펌프 융합시스템에 대한 연구를 수행하였다14). 그들이 제안한 시스템은 증기와 난방열을 교대 생산하기 때문에 현재까지 증기 전용의 융합시스템에 대한 연구는 전무하다. 뿐만 아니라, 그들이 적용한 히트펌프의 COP가 4.37로 높고, 세계 최저 수준의 시스템 단가(태양열 시스템 35 $/m2, 히트펌프 223 $/kW)를 적용하였음에도 자본회수기간이 10.1년으로 다소 낮은 경제성을 보였다. 따라서 증기 생산용 태양열 히트펌프 융합시스템 및 이의 경제성 향상 방안에 대한 연구가 필요하다.

본 연구에서는 산업용 태양열-히트펌프 융합 증기 공급 시스템을 설계하고, 성능 및 경제성을 평가하여 기존 화석연료 기반 보일러를 대체할 수 있는 가능성을 검토하고자 한다. 성능 해석 결과를 바탕으로 다양한 경제성 인자를 도출하여 집열 면적에 따른 태양열-히트펌프 시스템의 경제성을 분석하였다.

2. 연구방법

2.1 태양열-히트펌프 융합시스템 공정 설계

본 연구에서는 국내외 고온히트펌프 제품의 용량 및 국내에서 구매 가능한 제품의 공급 가능 최대 온도 등을 고려하여 시간당 0.5톤의 120℃ 증기 부하를 대상으로 하였다. 또한 일반적인 근무시간을 고려하여 주중 9시부터 18시까지 일정 부하로 증기를 생산하는 공정을 선정하였다. Fig. 1은 선정된 증기부하를 고려하여 설계한 융합시스템의 공정도이다. 기존에 증기 공급을 위해 LPG 보일러를 사용하는 공장에 본 융합시스템을 도입하는 가정을 하였으며, 기존 증기공급 시스템을 회색으로 음영 처리하였다. 본 융합 시스템에서는 태양열 시스템을 고온히트펌프(HTHP, high-temperature heat pump)의 열원으로 구성하였다. 진공관형 태양열 집열기(STC, solar thermal collector)로부터 열교환기를 거쳐 축열조(ST, storage tank)로 열이 저장된 후 고온히트펌프로 전달된다. 이때, 고온히트펌프가 최적 운전을 위해서는 70℃의 증발 열원을 필요로 하므로 축열조는 70℃ 이상으로 유지되어야 한다. 연중 일사량이 낮아서 태양열이 부족한 시기에 축열조 온도가 70℃ 이하로 떨어지면 기존 LPG 보일러가 축열조에 열을 보충한다. 이러한 조건에서 운전되는 히트펌프는 고온수를 생산하고, 플래쉬 탱크(FT, flash tank)에서 120℃의 증기가 발생된다. 생산된 증기는 산업 공정에서 사용된 후 90℃ 응축수로 회수된다.

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Fig. 1

Process diagram of solar thermal-heat pump system

2.2 공정 모델링 및 해석 조건

태양열-히트펌프 융합시스템의 경제적 타당성을 분석하려면 우선적으로 비용과 편익을 구하여야 하는데, 이 계산 과정에서 태양열 시스템의 연간 생산열량과 LPG 보일러의 보조열량이 필요하다. 각각의 값을 도출하기 위하여 해석프로그램인 Simulink를 이용하여 공정을 모델링하고 성능 시뮬레이션을 수행하여 연간성능을 분석하였다. 성능 시뮬레이션을 위한 해석조건은 Table 1에 나타내었다. 고온히트펌프 용량은 313 kW, 축열조 부피는 100 m3로 설정하였다. 일반적으로 태양열 시스템의 성능에 가장 큰 영향을 미치는 인자는 집열 면적이므로, 축열조의 열손실을 무시하고 태양열 집열기의 면적을 설계 변수(300 m2 − 900 m2)로 설정하였다. 기후 데이터로는 한국에너지기술연구원 신재생에너지데이터센터의 대한민국 대전(북위 36.18°, 동경 127.24°) 표준기상년 데이터 중 연간 수평면 전일사량, 법선면 직달일사량, 대기온도를 이용하였다(Fig. 2).

Table 1

Performance simulation conditions of solar thermal-heat pump system

Condition Value
Steam load Mass flow rate 0.48 t/h
Temperature 120℃
Heat pump Capacity 313 kW
COP 3.23
Load temperature Inlet 70℃
Outlet 65℃
Source temperature Inlet 119℃
Outlet 125℃
Condensate recovery rate 100%
Auxiliary
(Existing LPG boiler)
Mass flow rate 70℃
Operating temperature 75℃
Storage tank Capacity 100 m3
Pressure 230 kPa
Safety temperature Waste 115℃
Input 20℃
Solar collector Maximum efficiency 0.8
Loss coefficient 1.5 W/m2․℃
Installation angle 36.18°
Azimuth angle

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Fig. 2

Input weather data (Annual global horizontal irradiance and ambient temperature)

2.3. 경제성 분석 방법

(1) 비용과 편익

Table 2는 경제성 분석을 위해 적용한 태양열-히트펌프 융합시스템의 비용(Cost)과 편익(Benefit)을 보여준다. 비용은 크게 자본적 지출(CAPEX, capital expenditure)과 업무지출(OPEX, operating expenditure)로 나뉜다. 자본적 지출은 본 융합시스템의 구축비용으로, 여기에 해당하는 태양열시스템, 히트펌프, 부속기기, 제어시스템 비용을 Table 2에 정리하였다. 태양열시스템의 단가는 한국에너지공단 융복합지원사업 등에서 신재생에너지 설비에 대한 정부 지원 비율(56%)을 반영하여 선정하였다. 고온히트펌프의 단가 및 운영․유지비는 국내 T사의 제품 견적을 바탕으로 선정하였다. 편익은 기존 LPG 보일러 이용 시 발생할 에너지비용을 절감함으로부터 얻는 이익과 탄소배출권 확보로 얻는 이익으로 나누어서 고려하였다. 탄소 배출권 가격은 2023년 2월 21일 유럽연합 탄소배출권 가격을 참고하였다. 한편 할인율은 5%, 내용연수는 25년으로 선정하여 경제성을 평가하였다.

Table 2

Cost and benefit of solar thermal-heat pump system

Classification Value
Cost CAPEX STS 505,000 ₩/m2
HTHP 889,457 ₩/kW
Accessories (Pumps and pipes for auxiliary heat) 100,000 ₩/kW
Control & Management system 10,000,000 ₩
OPEX STS 19,253 ₩/m2y
Energy cost (Auxiliary heat-LPG Boiler) 171.5 ₩/kWh
HTHP Maintenance 11,630 ₩/kWy
Operation (Electricity charge) 160.46 ₩/kWh
Benefit Energy cost saving 171.50 ₩/kWh
CO2 reduction cost 145,000 ₩/tCO2

(2) 경제성 평가 인자

본 연구에서 대상으로 한 태양열-히트펌프 시스템에 대한 경제성 평가를 위하여 순현재가치(NPV, net present value), 비용편익비(B/C ratio), 균등화열생산비용(LCOH, levelized cost of heating), 할인자본회수기간(DPP, discounted payback period) 등의 총 4가지 평가 인자를 선정하였다. 각 인자는 식(1), (2), (3), (4)를 통해 도출되었다3,15,16).

(1)
NPV=t=0nBt-Ct(1+d)t[]
(2)
B/Cratio=t=0nBt(1+d)tt=0nCt(1+d)t
(3)
LCOH=CAPEX+t=0nOPEX(1+d)tt=0ntotalheatpoduction(1+d)t[/kWh]
(4)
DPP=j,forfirstNPVj0(NPVj=t=0jBt-Ct(1+d)t)

NPV는 순편익의 합계를 현재 가치로 환산한 값으로, 양수면 경제적으로 타당성이 있다고 판단한다. 여기서 B는 편익이고 C는 비용, d는 할인율, t는 연수, n은 내용연수를 의미한다. B/C ratio는 편익의 현재가치를 비용의 현재가치로 나눈 값으로, 1보다 클 때 경제성이 있다. LCOH는 생산열량당 비용으로, 마찬가지로 현재가치로 환산하는 과정이 포함된다. DPP는 PP (payback period)의 현재가치를 반영할 수 없다는 단점을 보완한 현재가치환산이 포함된 PP를 의미하며, 식(4)의 누적자금흐름이 양수로 전환될 때의 연수이다.

3. 해석 결과 및 고찰

3.1 연간 성능 결과

Fig. 3은 태양열-히트펌프 시스템의 성능 시뮬레이션 결과로서, 집열 면적 500 m2에 대해 1월 1일부터 12월 31일까지 연간 성능 데이터를 보여준다. Fig. 3(a)에서는 태양열 집열기의 연중 생산 열량을 확인할 수 있다. 일일 최소 10 kWh, 최대 380 kWh의 열이 태양열 집열기를 통해 생산되고, 일 최대 생산열량의 평균은 219 kWh이다. Fig. 3(b)는 연중 축열조의 온도 변화를 보여주고 있다. 축열조의 온도는 최저 70℃에서 최대 115℃의 설정한 범위에서 정상적으로 제어되는 것을 알 수 있다. 축열조의 온도는 겨울(330일 − 60일)에 낮고 봄(60일 − 170일) 시기에 높음을 알 수 있다. Fig. 3(c)은 연중 보조 열원의 공급열량을 보여준다. 보조열원의 작동빈도는 겨울에 집중되고 봄에는 거의 낮은 것을 확인할 수 있다. 하지만, 동절기 외에도 보조열원이 필요한 것은 주목할 필요가 있다. 이것은 장마 등의 이유로 일사량이 일정기간 충분하지 않다는 것을 의미한다. 보조열원의 공급량을 최소화하려면 집열기나 축열조의 용량을 증가시키면 되지만, 시스템 전체의 경제성을 고려하여 최적의 용량을 선정해야 한다. Fig. 3(d)는 축열조의 과열을 방지하기 위하여 축열된 잉여열이 배출되는 양을 보여준다. 축열조의 온도가 높은 봄 시기에 주로 배출됨을 알 수 있다. 이 잉여열은 주변에 다른 열부하가 있다면 히트펌프의 열원으로 사용하지 않고 부하측에 직접 공급할 수 있으므로 경제성을 더욱 향상시킬 수 있다. Fig. 3의 이러한 경향들은 집열 면적 600 m2의 경우에도 유사하게 나타났다.

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Fig. 3

Performance simulation results of solar thermal-heat pump system

Fig. 4는 집열기 면적에 따른 본 시스템의 태양열 의존율을 보여준다. 태양열 의존율은 태양열시스템의 공급열량을 히트펌프의 요구열량으로 나눈 값이다. 집열 면적이 증가함에 따라 태양열 의존율은 증가하지만, 그 증가율은 감소한다. 본 시스템은 태양열 집열기를 1,800 m2 이상 설치할 경우, 태양열 의존율 100%를 달성 할 수 있다. 이는 보조열원 없이 단독으로 0.5 t/h LPG 보일러를 대체할 수 있다는 것을 의미한다.

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Fig. 4

Solar fraction of solar thermal-heat pump system according to solar collector area

3.2 경제성 분석 결과

Fig. 5는 집열기 면적 500 m2에 대한 태양열-히트펌프 융합시스템의 구성품별 비용(Cost)의 비율이다. 태양열 시스템, 히트펌프, 보조열원, 부자재, 제어관리시스템으로 구분하였으며, 2.3.1절에 언급한대로 비용은 CAPEX와 OPEX를 합한 것이다. 히트펌프가 59%로서 가장 큰 비율을 차지하며, 33%인 태양열 시스템과 함께 전체의 92%로 대부분의 비용을 차지한다. 태양열 집열기의 면적에 따라 두 구성품의 비용 비율은 변하지만, 대체적으로 나머지 구성품의 비율은 높지 않다. 따라서 이 두 가지 구성품이 본 시스템의 경제성에 영향을 미치는 주요 인자이므로 태양열 집열기 설치 면적뿐만 아니라 고온히트펌프 비용에 대하여 분석을 수행하였다.

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Fig. 5

Cost ratio of each component

Fig. 6은 태양열 집열기의 설치 면적에 따른 태양열-히트펌프 시스템의 4가지 경제성 평가 인자의 결과를 보여준다. 히트펌프의 비용은 전체 시스템 비용에서 가장 큰 비율을 차지하므로 4가지 비용 시나리오를 고려하여 분석하였다. 현재까지 조사된 국내외 고온히트펌프의 단가 중 국내 단가와 국제 최소 단가뿐만 아니라 국내 단가에서 25%와 50%가 감소된 단가도 고려하였다. 이것은 국내 단가가 해외 제품 대비 매우 높은 비용이며, 현재 활발히 진행되고 있는 국내 고온히트펌프의 개발에 따른 구입 비용의 하락을 기대한 조건이다. Fig. 6(a)−(b)의 NPV와 B/C ratio를 살펴보면, 두 인자 모두 집열 면적이 500 m2가 될 때까지 선형적으로 증가하다가 거의 600 m2에서 최댓값을 보인 후 다시 감소한다. 이 때 최대 NPV는 국내 히트펌프 단가 기준으로 3억 8천만 원, 국제 최소 단가 기준으로 약 6억 원이다. 최대 B/C ratio는 국내 단가 기준 1.26, 국제 단가 기준 1.48로 평가되었다. 국내 단가 기준으로 약 400 m2 이하에서는 NPV가 0보다 낮고 B/C ratio가 1보다 낮다. 이는 낮은 태양열 집열량에 의하여 융합시스템의 에너지 비용 절감량이 적어서 편익보다 비용이 크기 때문이다. 따라서 본 태양열-히트펌프 시스템은 해석 범위 내 500 m2 이상의 집열 면적에서 경제적 타당성을 보인다. 한편, 집열 면적이 700 m2 보다 커지면 추가 획득 열량보다 버려지는 열량이 많아져서 융합시스템의 공급열량 증가에 따른 편익 증가분보다 집열기 추가 구매에 따른 비용 증가분이 더 많아지기 때문에 두 인자 모두 감소한다. Fig. 6(c)−(d)는 태양열-히트펌프 시스템의 DPP와 LCOH를 나타낸다. 두 인자 모두 집열 면적이 500 m2가 될 때까지 감소하다가 600 m2일 때 최솟값을 가지고, 이후 다시 증가한다. DPP는 국내 단가 기준으로 최소 12년, 국제 최소 단가 기준으로는 7년임을 알 수 있다. LCOH는 국내 단가 기준으로도 138 − 161원/kWh으로 경제성 분석을 통해 도출된 기존 LPG증기보일러 단가인 207원/kWh보다 22 − 33% 낮다.

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Fig. 6

Results of economic analysis of solar thermal heat pump system according to solar collector area and heat pump price

Fig. 7은 본 시스템을 사용했을 때 태양열 집열기의 면적에 따른 탄소감축량을 보여준다. 집열 면적이 증가함에 따라 탄소감축량도 증가하며 최대 1,559 tCO2를 감축할 수 있다. 집열 면적에 따른 탄소감축량의 증가 경향은 Fig. 4의 태양열 의존율과 유사한데, 이는 태양열 의존율과 탄소감축량이 직결되어 있기 때문이다. B/C ratio가 가장 높았던 600 m2에서 탄소감축량은 1,395 tCO2이며, 이는 소나무 1만 그루가 60년 동안 흡수하는 이산화탄소의 양과 같다.

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Fig. 7

Carbon reduction of solar thermal heat pump system according to solar collector area

Fig. 8은 태양열 집열기 면적에 따른 본 시스템의 편익을 보여준다. 편익은 기존 화석연료 기반 LPG보일러의 연료비 절약과 탄소 감축을 통한 탄소배출권 확보로 구성된다. 해석 결과, 태양열 집열 면적이 증가할 때 편익은 증가한다. 이는 Fig. 4Fig. 7에서 확인할 수 있듯이 집열 면적이 증가할수록 태양열 의존율과 탄소감축량이 늘어나서 두 가지 편익 모두 증대되기 때문이다. 이에 따라, 연간 최대 1억 3,418만 원의 수익을 얻을 수 있고, 최대 B/C ratio를 갖는 600 m2에서는 1억 2,833만 원의 수익이 발생한다. 이러한 수익은 Fig. 9의 편익 비율 차트를 통해 대부분이 연료비 절약에서 오는 것을 알 수 있다.

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Fig. 8

Benefit of solar thermal heat pump system

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Fig. 9

Benefit ratio of solar thermal heat pump system

4. 결 론

본 연구에서는 다양한 산업공정에서 사용하는 증기를 친환경적으로 공급할 수 있는 태양열-히트펌프 융합시스템을 설계하고, 연간 성능 시뮬레이션 및 경제성 분석을 수행하였다. 제시한 융합시스템은 산업 공정에서 많이 사용되고 있는 LPG 보일러를 대체할 수 있는 성능 및 경제성을 보였으며, 다음의 상세 연구 결과를 보였다.

(1) 본 태양열-히트펌프 융합시스템은 단독으로 대상 0.5 t/h 용량의 LPG 증기 보일러를 대체할 수 있다.

(2) 본 태양열-히트펌프 융합시스템은 대상 LPG 보일러 대비 매년 최대 1억 3,400만 원 수익을 얻을 수 있으며, 최저 고온히트펌프 단가에서 자본회수기간은 7년이다.

(3) 본 태양열-히트펌프 융합시스템의 균등화열생산비용은 138 − 161 ₩/kWh로, 대상 LPG 증기 보일러의 균등화열생산비용(210 ₩/kWh)보다 24 − 34% 낮다.

(4) 태양열-히트펌프 융합시스템은 최대 경제성을 갖는 태양열 집열 면적 존재하며, 본 연구의 경우 600 m2로 나타났다. 이 경우, 태양열로부터 고온히트펌프 열원 요구 열량의 93%를 공급하여 총 1,395 tCO2를 저감할 수 있으며, 가장 우수한 비용편익비와 균등화열생산비용, 자본회수기간을 가진다.

본 태양열-히트펌프 융합시스템의 자본회수기간은 현재 가장 낮은 히트펌프 단가를 적용하더라도 약 7년이 소요되므로 상용화를 위해서는 각 구성품의 성능 향상과 가격경쟁력 확보를 위한 노력이 계속 필요함을 알 수 있었다. 또한 실제 산업 현장에 본 시스템을 구축하여 실증 운전 데이터를 통한 검증이 뒤따라야 할 것이다. 하지만, 본 연구결과를 통하여 태양열-히트펌프 시스템이 산업 공정에서 사용하는 증기 열부하를 성공적으로 공급할 수 있음을 확인하였다. 이것은 화석에너지 기반 산업용 보일러를 친환경 시스템으로 변경해야 하는 시대적 요구에 기반하지만, 본 연구결과에서 확인한 경제성지표를 통해서도 확인할 수 있다.

한편, 실제 많은 산업공정에서는 고온히트펌프가 필요로 하는 고온의 무료 증발 열원이 부족하거나 없는 경우가 많다. 산업공정에서 나오는 폐열은 이미 회수하여 사용하고 있거나 회수하는 비용이 더 크게 들어가 회수할 가치가 없는 진짜 폐열이기 때문이다. 따라서, 이러한 공정에는 고온히트펌프를 단독으로 사용할 수 없으며, 70℃ 이상의 증발 열원을 안정적으로 공급할 수 있는 태양열 시스템과의 융합은 히트펌프의 시장 규모를 크게 확대시킬 수 있음을 의미한다.

Acknowledgements

본 연구는 2021년도와 2022년도 산업통상자원부 한국에너지기술평가원의 지원을 받아 수행한 연구 과제입니다(No. 20220810100020, 20213030160040).

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