	- STX(주) 구미열병합 -

	- 성능시험 교육자료 -

발전소 성능시험 교육자료

2007. 08

STX(주) 구미열병합

한전 전력연구원(성능진단팀)

목      차

1. 보일러 성능시험

2. 터빈 성능시험

3. 보조기기 성능시험

4. 성능관리 요소

5. 설비별 효과금액 산정방법

6. 터빈성능진단 기법

7. 성능진단 주요사례

8. 성능계산 Sheet Sample

熱性能 評價를 위한

보일러 성능시험

제1절 일반사항

1. 성능시험의 목적

성능시험은 발전소 싸이클(Cycle)의 열정산(熱精算)을 실시하는 것     으로서 다음과 같은 목적을 두고 실시

○ 보일러, 터빈, 플랜트 및 보조기기 등의 정확한 성능파악

○ 각 설비별 성능열화상태 평가 및 열성능 해석

○ 최적 운전조건, 설비조정 등 최적운전 효율점 선정

○ 성능저하 요인의 도출과 그 개선방안 강구

○ 열손실 요인의 파악과 그 대책강구

○ 성능이력 관리자료 확보

○ 경제급전 자료 제공

2. 성능시험의 종류

가. 목적에 의한 분류

○ 인수 성능시험

○ 주기적 성능시험

○ 특수목적 성능시험(발전비용평가 성능시험 등)

나. 시험규모에 의한 분류

○ 정밀 성능시험

○ 준정밀 성능시험

○ 간이 또는 약식 성능시험

다. 설비에 의한 분류

○ 보일러부문 성능시험

○ 터빈부문 성능시험

○ 플랜트부문 성능시험

○ 보조기기(공기예열기, 복수기, 급수가열기 등) 성능시험

라. 기타 분류

3. 성능시험 부하, 시간 및 회수

가. 인수 성능시험

○ 시험부하 : 계약조건에 따름

○ 시험시간 : 4 / 2 /1/0.5(석탄/유류,가스/복합/GT)

○ 시험회수 : 각 시험 Point별 2회씩

나. 주기 성능시험

○ 시험부하 : 3 Point 이상

○ 시험시간 : 4 / 2 /1/0.5(석탄/유류,가스/복합/GT)

○ 시험회수 : 각 시험 Point별 1회

다. 특별 성능시험

○ 시험부하 : 시험목적에 부합되는 부하를 선정

○ 시험시간 : 시험목적에 부합되게 조정

○ 시험회수 : 2회

4. 성능시험 절차

가. 성능시험 실시계획 수립

○ 성능시험 목적 및 종류에 적합한 계획을 사전에 수립

○ 계획수립시 고려할 사항

1) 보일러 효율 산정방법

① 성능시험 방법(열손실법 또는 입출력법 )

② 측정해야 할 부가입열 항목

③ 산정해야 할 손실항목의 종류

④ 미측정 손실 적용 값

⑤ 2회 시험간의 허용편차

⑥ 연료의 확보, 시료채취방법 및 분석기관의 선정

⑦ 보일러 용량 또는 출력 결정방법

⑧ 허용가능 공기누설률 한계

⑨ 배기가스 분석용 가스 시료채취 위치 및 분석방법 선정

⑩ 미연탄소분 분석용 Refuse 포집위치, 포집률 및 방법

2) 시험요원 선정

3) 허용가능 운전조건, 시험부하의 종류, 시험시간,

시험의 폐기조건, 시험중 따라야 할 운전절차의 수립

4) 시험에 적용될 열역학적 특성치

5) 시험목적에 적합한 측정 및 기록방법

6) 사용할 계측기의 종류, 교정 및 측정방법

7) 시험결과에 대한 허용오차

8) 기준조건(통상 설계기준)에서 벗어난 경우 보정방법

9) 기타 시험해야 할 운전특성의 종류 및 결정방법

나. 성능시험전 준비사항

1) 연료확보

성능시험시 사용할 연료, 특히 고체연료인 경우 가능한 설계            연료성상에 가깝고 균일한 품질의 것으로 확보

2) 계측기 설치

○ 측정항목 및 사용계측기 선정

○ 성능시험용 계측기 교정

○ 계측기 설치 및 동작상태 점검

3) 설비정비

증기, 급수, 공기, 가스 등의 누설부위가 있을 경우

또는 설비의 이상부위는 시험전에 정비

4) 시험출력 확보

전력거래소에 일정별 시험부하 확보를 위한 입찰

5) 자료준비

시험 기록지, 계산Sheet, Calibration Sheet, Correction

Curve, Tank 용량 곡선 등 시험관련 자료를 확보

6) 기록요원 선정 및 교육

7) 시험은 계통이 안정되어 주파수, 역율 변화가 적은 시간대 선정

8) 성능시험전 운전조작 사항

(가) 시험시작 2시간 전까지 시험부하 유지

(나) 이때 출력은 Load Limiter로 일정하게 유지

(다) 보조기기는 설계 운전대수로 운전

(라) 물, 증기의 Sampling System은 필요한 최소유량을 유지

(마) 배기가스 분석 실시, O2%를 시험부하의 규정치로 조정

(바) 시험개시 30분 전까지 Cycle Isolation 완료

(사) 시험개시 전까지 연료유 Strainer, Burner Tip 청소, Soot Blowing           실시, Bottom Ash 처리, 연소상태 점검 및 조정 등을 완료

(아) Make-up Water Tank, 연료유 Daily Tank는 시험개시 전에            충분하게 채우고 가능한 시험 중에는 보충하지 않도록 함

다. 성능시험시의 운전조건

○ 성능시험 결과에 대한 보정(補正)을 최소화

○ 시험을 정격조건하(定格條件下)에서 진행

○ 시험기간 중에는 일정한 운전상태 유지

○ 성능시험시의 각종 운전조건에 대한 허용편차

항 목	허 용 운 전 편 차
Steam Flow / Feed water Flow	± 2%
Superheater Steam Temperature	± 5.6℃
Reheater Steam Temperature	± 5.6℃
Superheater Outlet Pressure	± 2%
O2% Leaving Economizer	± 5%

라. 예비시험 및 본시험 진행

(1) 안정상태 판정 및 시험 진행

(2) 예비시험 시행

○ 각 계측기 동작상태 점검

○ 측정 Data의 이상유무 판정

○ 시험요원의 훈련

○ 운전상태의 점검 및 조정

(정격치 운전여부 확인, 가스분석상태 점검, 연소상태 점검,              요구하는 O2% 확인 등과 필요시 조정)

○ 설비상, 계측상의 미비점 파악과 보완

○ Cycle Isolation 상태 점검

○ 터빈 Valve Point 위치의 선정

○ 성능의 사전 Check

○ 시험용 계측기와 기존 계측기간의 지시치 비교검토

○ 모든 사항이 만족시 본시험을 진행하고, 그렇지 않을 경우            미비사항을 조치하고 예비시험을 재실시

(3) 본시험 진행

(가) 모든 시험요원에게 시험개시 예정시각과 정위치 알림

(나) 기록개시 예정시각 5분전부터 Count Down을 시작

(다) 기록시간이 되면 제어실의 Page Phone 등의 신호방법을              이용하여 기록시간을 정확히 알림

(라) 시험진행 요원은 기록의 정확성, 운전상태의 정상여부를 설계치,            기존 계측 지시치를 이용하여 비교 Check

(마) 시험기간 중에는 긴급 사항을 제외하고는 임의로 운전조건을             변경하지 않도록 해야 하며, 특히 이 기간 중에는 가능한               기기의 정비작업도 피함

(바) 예상한 기준조건을 벗어날 경우, 이를 측정 및 기록

(사) 성능시험이 정상적인 상태에서 진행되어 예정된 지속시간을 경과            하게 되면 시험을 종료하고 아래 사항을 확인

○ 성능시험 기록지 회수 및 확인

○ 시험용 계측장비의 전원차단

○ 필요시 Cover를 씌워 계측기를 보호

○ Valve Isolation 해제

○ 발전소 운전상태 정상화(Governor Free 운전 등)

○ 필요시 계측기의 Zero Point 확인

5. 결과계산과 보고서 작성

가. 간이평가

성능시험 실시상의 양부 판정을 위하여 시험종료 후에 연료의 발열량, 원소분석치, 공업분석치 등 시험시의 분석치를 사용하거나, 시험시 사용한 연료의 대표 분석치를 이용하여 간이평가를 실시하고, 간이평가 결과는 필요한 자료의 기록 항목에서 누락여부, 시험조건의 적정여부, 계측상의 문제점 여부, 시험의 폐기여부 판단 및 성능수준의 사전파악 등에 활용

○ 2회의 성능시험결과 차이가 보정치 기준으로 다음과 같은 편차 이내여야 하며 이를 초과할 경우에는 제3의 성능시험을 실시하여야 하며, 이때의 시험결과는 가장 근접한 2개의 시험결과 평균치를 적용한다.

- 보일러 열효율 : 0.40 %P

- 일반화력 증기터빈 열소비율 : 0.25 %

- 복합화력 증기터빈 열소비율 : 0.45 %

- 복합화력 열효율 : 0.45 %P

- 가스터빈 열효율 : 0.50 %P

- 배열회수보일러 열효율 : 0.50 %P

나. 자료정리 및 계산

다. 성능시험 결과계산 및 보정

화력발전소 성능시험 지침에 의하여 산정하고 성능시험시의 각종 조건이 설계 또는 기준조건을 벗어난 경우에는 아래 항목에 대하여 제작자 제출 보정Curve 또는 사전시험을 통한 실측치를 적용하여 시험결과를 보정

○ 외기온도(기준공기온도)

○ 공기예열기 입구 공기온도

○ 연료중의 수분함량

○ 연료중의 수소함량

○ 연료성상(탄소, 수소, 연소성 유황)에 따른 가스발생량

○ 연료의 고위발열량

라. 성능시험 결과보고서 작성

(1) 본문

(가) 서언

(나) 설비개요

(다) 성능시험 항목 또는 보증항목

(라) 시험결과 요약

(마) 계측방법

(바) 결과계산 절차 및 방법

(사) 시험결과 분석 및 고찰

(2) 도표

(가) 각종 운전특성곡선

(나) Heat Balance Diagram

(다) Instrumentation Diagram

(3) 기타

(가) 성능시험 결과계산 Sheet

(나) 운전 및 측정 기록치

(다) 기타 참고자료

제2절  측 정

1. 계측점 선정

○ 대기압 : FDF Suction 1개소

○ 건습구온도 : FDF Suction 1개소

○ 대기온도 : FDF Suction 2개소(PAF 2개소)

○ 공기예열기 입구/출구 공기온도 : Multi-Point

○ 공기예열기 입구/출구 가스온도 : Multi-Point

○ 보일러 용수 압력 및 온도

절탄기 입∙출구, 드럼, 과열기 출구, 재열기 입∙출구, 과열저감수

○ 보일러 용수 유량 : 기준유량(복수펌프 출구, 탈기기 입구, 최종             급수가열기 출구), 과열 및 재열저감수 유량

2. 사용 계측기

압력계, 온도계, 유량계, 가스조성 분석기, 전력량계(전류계)

3. 측정주기

○ 압력, 온도, 유량, 전력량 : 매 5분

○ 유량차압 : 매 1분(교축기구에 의한 차압 측정)

○ 수위 및 유위 : 매 30분

○ 적산치 : 매 10분

○ 각종 Sampling : 매 20～30분

○ 가스분석 : 측정주기를 가능한 단축

[ 주요 계측기의 정확도 기준 ]

측정항목	단위	ASME PTC	인수시험	정밀진단	간이시험
전력	%	0.10	0.10	0.20	0.20
압력	%	0.10	0.10	0.10	0.25
유량차압	%	0.05	0.05	0.10	0.25
온도	℃	0.50	0.50	0.50	0.50

[ 보일러 성능시험 계측도 ]

4. 시료채취

○ 단위시료 채취방법/채취장소, 품위별 단위시료 채취수

가. 시료채취 목적

1) 고체연료 ; 발열량, 원소분석, 공업분석, 미분도 측정

2) 액체연료 ; 발열량, 원소분석, 수분측정

3) 기체연료 ; 발열량, 성분분석

4) Ash      ; 미연탄소농도 측정

나. 고체연료 시료채취

1) 채취 장소

○ 직접연소식

미분기와 가장 가까운 Raw Coal Feeder 입구에서 채취 원칙

○ 저장연소식

상기 방법 외에 Fine Coal Feeder 출구에서 채취 병행

2) 채취 방법

연료이송 중에 미분기별 또는 Coal Feeder별로 주기적 채취

다. 액체연료 시료채취

1) 시료채취 장소 : 연료유펌프 출구 또는 연료유예열기 입구

2) 시료채취 방법 : 연료이송 중에 주기적으로 채취

3) 시료채취 용기 : 청결한 투명 또는 갈색 유리병 사용

4) 시료채취 량   : 단위시료크기 1ℓ

라. 기체연료 시료채취

“ASTM D 1145-80 Standard Method of Sampling Natural Gas”에       규정한 방법이 있으나 Stationary Gas Chromatograph를 이용할       경우는 별도로 채취할 필요가 없다.

마. 회분 시료채취

1) Fly Ash

(1) 채취기구 : 등속흡인 시료채취기 또는 Ash Hopper 하부

(2) 채취 장소선정

○ 등속흡인 시료채취기 이용시 : 절탄기 출구

○ Ash Hopper : 전기집진기, 절탄기, 공기예열기 Hopper

(3) 채취시기 : 성능시험기간 동안 계속 채취

(4) 채취방법

① 등속흡인 시료채취기 이용시

- 가스농도가 가능한 한 균일한 위치 선정(가급적 수직닥트).

- 등속흡인이 되도록 한다.

- 대표시료 얻을 수 있도록 채취공수를 닥트 크기에 따라 결정

② Ash Hopper 하부에서 직접 채취시

- 성능시험 시작 전 Ash Hopper는 완전하게 비워 놓는다.

- 성능시험개시 후 30분부터 Hopper별로 주기적으로 채취한다.

- 채취된 시료는 위치별(전기집진기, 절탄기, 공기예열기) 구분

(5) 시료채취량

- 단위시료크기 : 200 g

- 총 시료량 : Hopper 수에 따라 결정

2) Bottom Ash

(1) 채취장소 :  Bottom Ash Hopper 또는 Ash Pond

(2) 채취시기

○ Bottom Ash Hopper : 성능시험 중

이때 보일러 연소에 영향을 주지 않도록 한다.

○ Ash Pond : 매 성능시험 종료직후

(3) 채취방법

○ 대표시료를 채취할 수 있도록 Random하게 채취한다.

○ Ash Pond에서 채취할 경우는 Ash 혼합수를 주기적으로             채취하여 적당한 용기에 담아 충분히 정치시켜야 한다.

(4) 시료채취량

- 단위시료 : 200 g

- 총 시료량 : 1 kg 이상

5. 배기가스 분석

가. 시료채취 : 시료채취는 다측정공 동시, 균등유량을 흡인

나. 측정공 위치

배기가스의 흐름이 안정되어 균일한 농도의 가스를 채취할 수        있는 위치로서 다음 표를 기준

[ 배기가스 측정공 위치 ]

구 분	측정공 위치	측정점 간격	비 고
AH 입구가스 AH 출구가스 AH 입구공기 AH 출구공기	AH 4～5m 앞 " 5m 이상 " 2m 이내 " 2m 이상	600～900㎜ 450～600㎜ 900㎜ 600～900㎜	가스분석, 온도측정 가스분석, 온도측정 온도측정 온도측정

다. 측정공 위치로서 부적합한 위치

○ 가스편류나 공기가 누입되는 위치

○ 회분의 퇴적, 낙하가 심한 위치

○ Duct 굴곡부나 급격히 확대, 축소되는 위치

○ AH에서 너무 가깝거나 먼 위치

라. 가스분석시 주의사항

○ 시료가스를 채취할 때 반드시 대기압과 일치

○ Duct주위, 가스분석기 및 흡인도관에서의 누설여부 확인

○ 분석 전후의 시료가스 온도 30℃ 변하면 가스용적 1% 변화

○ Orsat 가스분석기의 주위온도가 높거나 낮은 장소 피함

○ 배기가스중의 분진이 많을 경우 막힘에 주의

마. 분석장치 설치요령

1) Sample probe의 끝이 등분면적으로 구획된 사각형의 중앙에         위치하도록 측정공에 삽입한다.

2) 한 개의 측정공에 probe를 3개씩(상, 중, 하) 묶어 고정시킨다.

3) 동시에 가스온도를 측정하고자 할 때에는 열전대를 Probe와 함께        묶어 측정공에 삽입하여 고정시킨다. 이때 열전대의 끝이 Probe와       접촉되지 않도록 주의한다.

4) Probe를 Bubbler의 물에 2～3 cm 잠기도록 한 후 시료가스로        포화시킨다.

5) 진공펌프 설치시는 펌프를 보호하기 위하여 제진․ 제습장치를         갖추어야 하며 가스채취 장치의 제일 마지막에 설치한다.

[ 배기가스분석 장치의 설치도 ]

바. 측정공 간격 구분방법

1) 사각형 닥트 : 측정공수를 기준하여 등분면적을 구한다.

2) 수평닥트 : 가능한 수직이 되도록 닥트상부에 측정공 설치한다.

3) 수직닥트 : 닥트 단면적의 변이 긴 부분에 측정공을 설치한다.

◦	◦	◦	◦	◦		↕	B
◦	◦	◦	◦	◦		↕	B
◦	◦	◦	◦	◦		↕
						↕
↔ A	↔ A	↔ A	↔ A	↔ A/2	↔ A/2

B	↕	◦		◦	◦
B	↕	◦		◦	◦
B	↕	◦		◦	◦
B	↕	◦		◦	◦
B/2	↕	◦		◦	◦
B/2	↕
		↔ A/2	↔ A/2	↔ A	↔ A

4) 원형닥트 : 직경에 따라 채취선을 결정하여 측정공수를 구한다.

직 경	측정공수	총 측정공수	측정공 간격 배율 (%)
3 m 미만	2	3	14.6		50.0		85.4
3 ～ 4 m	4	9	6.7	25.0	50.0	75.0	93.3
4 m 초과	6	13	6.7	25.0	50.0	75.0	93.3

채취선 1	채취선 2	채취선 3
3m 미만	3 ～ 4m	4 m 초과

[ 공기예열기 입․출구 배기가스온도 측정도 ]

제3절 보일러 효율계산

1. 열정산(Heat Balance)

보일러효율 =[eqn: bold{출력 over 입력}]×100 =[eqn: bold{{입력 - 손실} over 입력}]×100(%)

2. 보일러 효율 산정기준

가. Envelope Boundary 및 Heat Balance 기준 : 그림참조

나. 보일러 성능시험방법

○ 보일러 성능시험은 열손실법(Heat Loss Method)이 원칙

○ 필요시 입출력법(Heat Input-Output Method) 병행 실시

다. 기준공기온도(Reference Air Temperature)

○ 외기온도(FDF 입구온도), 단 인수성능시험시는 계약상 특별히 다른

기준을 명시한 경우에는 그 기준에 따름

라. 연료특성 기준

○ 발열량 : 총수분이 반영된 소비식(As Fired Base) 고위발열량 기준

○ 원소분석치 : 건식(Dry Base)기준으로 분석된 값을 효율산정시는        연료의 총수분이 반영된 소비식 기준(C, H, O, N, S, A)

○ 연료중 수분 : 공업분석시 측정된 총수분(고유수분+부착수분) 기준

(고정탄소, 회분, 휘발분, 수분)

마. 배기가스온도

○ 실측된 AH출구 가스온도 적용

○ AH in Air Temp 변화에 따른 수정 배기가스온도로 보정

○ 필요시 AH출구 무누설환산 배기가스온도로 보정

바. Refuse 포집부위별 포집율

○ 각 Refuse 부위별 포집율은 시험치 또는 설계치 사용

○ 특별한 기준이 없는 경우에는

- Flue Dust(Fly Ash) 80%(Eco:5%, AH:5%, EP:70%)

- Ash Pit(Bottom Ash)는 20%를 적용

사. 제작자 Margin 및 미측정손실 : ABMA 규정

구 분	제작자 여유분	미측정 손실
석탄 및 석탄혼소 보일러	1.00 %	0.50 %
유류 및 가스전소 보일러	1.00 %	0.00 %

○ 단, 측정 가능한 모든 손실항목은 시험에 포함시켜야 함

- ABMA(American Boiler Manufacturer Association) : 미국보일러제작자협회

아. 방열손실

○ ABMA 선도 활용 계산하거나 설계치 적용 원칙, 필요시 실측

자. 보일러 효율 기준 : Gross 효율 기준

차. 부가입열(Heat Credit)의 적용

○ 연료의 열량에 부가적인 입열을 포함하여 계산함이 원칙

○ 입열이 외부열원에 의하여 가열된 경우에만 부가입열

○ 자체 공급열에 의할 경우에는 순환열로 간주

카. 성능시험 계산결과에 대한 보정

○ 시험시의 운전조건 및 연료성상이 설계 또는 보증조건과 다를 경우에 관련되는 Heat Credit 및 열손실을 설계 또는 보증조건

으로 보정후 비교, 판정 하여야 함

타. 복수 시험시의 처리

○ 2회 시험 : 평균치 적용

○ 3회 시험 : 효율이 가장 근접하는 2회 시험결과의 평균치 적용

[ 보일러의 Envelope Boundary ]

[ 보일러 열평형도 ]

[ 플랜트 열정산도의 예 ]

3. 입․출력법에 의한 보일러 효율 산정

가. 보일러 입․출력법 효율(Input-Output Method)

[eqn: ηg~=~{ 보일러~출력} over { 보일러~입력}~×~100~ [%]][eqn: =~{ Qabs} over {Qin }~×~100~[%]]

Qabs ; 보일러 출력(열 흡수량) = Q + Q + Q + Q + Q + Q

Qin ; 보일러 입력 = Qfe + BE

나. 보일러 출력 계산

1) 과열증기 흡수열량(Q)

QSH = WFW×(HMS - HFW) + WSP×(HMS - HSP)

W : 중량유량(kg/h),    H : 엔탈피(kcal/kg)

2) 재열증기 흡수열량(Q)

QRS = WCR×(HRS - HCR) + WRP×(HRS - HRP)

3) 보조증기 보유열량(Q)

Qx = WAX×(HAX-HFW)

- 보일러에서 발생된 증기가 Boundary 외부로 유출될 경우만 적용

- 보일러 Boundary 내에서 사용될 경우는 순환열로 간주하여 미적용

4) 증기식 공기추출기(SJAE)용 증기 보유열량(Q)

SJAE 증기량×(SJAE 엔탈피-보일러입구 급수엔탈피)

- 보일러 측에서 공급할 경우에 한하여 적용

5) 보일러 Blow-down 보유열량(Q)

Blow-down량×(Blow-down 엔탈피-보일러입구 급수엔탈피)

- 성능시험시 계통격리에 의거 Close 하므로 적용하지 않음

6) 보일러측 Sample 보유열량

7) 보일러수 순환펌프 Gland Leak-off 보유열량(Q)

다. 보일러 입력 계산

보일러 입력 = 연료의 화학적 연소열 + 부가입열

1) 연료의 화학적 연소열

Qfe = Wf × Hf = Wf × HHV(1-mf)

- HHV ; 연료의 건식 고위발열량

- mf   ; 연료 1kg중의 수분함량

2) 부가입열(Heat Credit)

Be = BAe + Bze + Bfe + Bxe + BmAe

(가) 연소용 공기 보유열

BAe = WA'×Wf×cpa'×(TAI - TRA)

- WA' ; 연료 1kg 연소에 사용된 AH 출구 건공기량 =[eqn: {WG`'~N_2 ~-~N } over {0.7685 }]

- WG'N₂; 연료 1kg당 건배가스중의 질소중량

=[eqn: { 28.02~N_2 } over {12.01(CO_2 +~CO) }~×~LEFT ( Cb~+~{ 12.01} over {32.07 } S RIGHT)]

- N, S ; 연료 1kg중의 질소, 유황 함량

- CO2, O2, CO, N2 ; 건배가스의 조성

- Cb ; 연료 1kg당의 실제 연소된 탄소량

- CPA' ; 연소용 건공기의 평균정압비열(표 참조)

[주] 이 비열은 AH 입구 공기온도와 기준공기온도 사이의 평균정압 비열

- TAI ; 공기예열기 입구공기온도             TRA ; 기준공기온도

- 0.7685 ; 표준상태에서의 건공기 1kg중의 질소함량

[주] 연소용 공기를 AH 전에서 외부 열원으로 가열할 경우만 계산.

상온의 공기를 연소용으로 사용할 경우 이 열량은 계산되지 않으며,     또한 보일러에서 발생된 열을 직접 사용하여 연소용 공기를 예열하는

경우에는 순환열로 간주되며 보일러 입력으로 취급하지 않음.

(나) 분무용 증기의 보유현열(Bze)

Bze = Wze×(Hze - HRv)

- Hze ; 분무용 증기엔탈피,

- HRv; 기준공기온도에서 포화증기엔탈피

[주] 외부열원으로부터 공급받을 경우에 한하여 계산, 보일러 자체내에서 공급해 줄 경우에는 순환열로 간주하여 입력으로 취급하지 않음. 분무용 증기는 증기상태로 보일러를 출입하기 때문에 그 보유현열만이 본 열량산정의 대상이 되며 증발잠열(Plant Loss로 간주)은 계산에서 제외된다.

(다) 연료의 보유현열(Bfe)

Bfe = Wf×cpf×(Tf - TRA)

- Tf ; 보일러 입구에서의 연료온도

- cpf ; Tf～TRA사이의 연료의 평균정압비열(석탄 : 0.3 kcal/kg.℃)

[주] 본 열량은 연료가 외부열원에 의거 예열되는 경우에 한하여 계산되며, 예열되지 않은 상태로 직접 연소될 경우 (예, 고체연료 및 기체연료)에는 계산해줄 필요가 없고 또한 가열용 열원이 보일러 자체 내에서 공급될 경우에는 순환열로 간주된다. 한편, 액체연료가 외부열원에 의거 가열될 경우 연료의 보일러 입구온도(Tf)는 연료가열기 출구에서 측정되며 자체

열에 의해 가열될 경우에는 연료가열기 입구에서 측정되어야 한다.

(라) 보일러 Boundary 내의 보조기기 동력환산열(Bxe)

① 증기구동 경우

Bxe = Wsxe×(Hsx - Hix)×ηx

- Wsxe ; 보조기기 공급 증기유량

- Hsx ; 보조기기 공급 증기엔탈피

- Hix ; 공급 증기의 등엔트로피 변화시 배기압에서 증기엔탈피

- x ; 보조기기 종합구동 열효율

② 전기구동 경우

Bxe = 860×P×ηx

- P ; 보조기기의 소비동력 (3상의 경우,[eqn: P~=~SQRT { 3}VI ~cosθ])

[주] 본 열량은 Boundary 내에 있는 보조기기의 소비동력에 한하여 계산

보일러에는 속하나 Boundary 밖에 있는 보조기기(유인통풍기, 전기집진기,

연료유 펌프 등)의 소비동력은 이에 해당되지 않는다.

(마) 연소용 공기중 수분의 보유현열(BmAe)

BmAe = WmA×WA'×Wf×cps×(TAI - TRA)

- WmA ; 건공기 1kg당 습분량(절대습도)

= [eqn: 0.622~×~{ φ×PS} over {Pamb~-~φ×PS }]

- φ ; 연소용 공기의 상대습도(표 참조)

- PS ; 기준공기온도에서의 포화증기압

- Pamb ; 대기압

- CPS ; 입구공기온도와 기준공기온도사이 증기 평균정압비열(표 참조)

4. 열손실법(Heat Loss Method)에 의한 보일러효율 산정

가. 열손실법 보일러효율 기본식

(LT ± ΔL)

ηB   ＝ 100 － ───── × 100 (%)

Hf + Be

- ηB  :  Boiler Efficiency(%)

- LT :  Total Heat Loss from Boiler(kcal/kg)

=  LUC + LG + Lmf + LH + LmA + LZ + LCO + Lβ + Lum

- ΔL :  Heat Loss Correction(kcal/kg)

- Hf :  Heat in Fuel, Higher Heating Value(kcal/kg)

- Be :  Total Heat Credit(kcal/kg)

B =[eqn: { 보일러~출력} over {보일러~입력 }×~100]=[eqn: { 보일러~열입력~-~보일러~열손실} over {보일러~열입력 }×~100] [%]

=[eqn: LEFT ( 1~-~{ 보일러~열손실} over {보일러~열입력 } RIGHT )~×~100] =[eqn: LEFT (1~-~ { L} over {HHV~+~BE } RIGHT )~×~100~[%]]

나. 보일러 입력

입․출력법에서의 보일러 열 입력항목과 동일.

단, 계산기준을 시간당이 아닌 연료 1 kg당의 값 기준

보일러 입력 = 연료의 화학적 연소열 + 부가입열

다. 보일러 열손실

L = LUC +LG + Lmf +LH +  LmA + LZ + LCO + LB + Lum+ LP + LD + LR

- LUC ; 미연탄소손실	- LG ; 건배가스손실

- Lmf ; 연료수분손실	- LH ; 수소연소손실

- LmA ; 공기습분손실	- LZ ; 분무증기손실

- LCO ; CO 생성손실	- LB ; 복사 및 대류손실

- Lum ; 미측정손실	- LP ; Ash Pit 열손실

- LD ;  Flue Dust의 현열손실            - LR ; 미분기 Reject 손실

1) 미연탄소손실(Heat Loss due to Unburned Carbon in Dry Refuse)

LUC  ＝ Cu × 8056 (kcal/kg Fuel)

- 8,056 ; Refuse 중에 포함된 미연탄소 1kg의 열량

[주] Refuse중에 탄소는 그 성상에 따라 8,000～8,111 kcal/kg 범위 열량

ASME 규격의 적용 예에 따라 평균값인 8,056 kcal/kg 열량 값 적용

- Cu ; 연료 1kg당의 미연탄소량  = Wdp × U

- Wdp ; 연료 1kg당의 총 Dry Refuse 발생량  = a / (1 - U/100)

- a ; 연료 1kg중의 회분 함량

- U ; Dry refuse중의 미연탄소량 백분율

=[eqn: { 1} over {100 }]×(Rp×Up + Re×Ue + Ra×Ua + Rd×Ud)

- Rp, Re, Ra, Rd ; Ash Pit, 절탄기, AH, 집진기 Hopper의 Refuse 분포율

- Up, Ue, Ua, Ud ; Ash Pit, 절탄기, AH, 집진기 Refuse중의 미연탄소량(%)

2) 건배기가스손실(Heat Loss due to Heat in Dry Flue Gas)

LG = WG‘ × CPG’ × (TGO - TRA)

- WG‘ ; 연료 1kg당 공기예열기출구 건배가스량

=[eqn: { 44.01CO_2 + 32.00O_2 +28.02N_2 +28.01CO} over { 12.01(CO_2 ~+~CO)}×[Cb+{ 12.01S} over {32.07 }]]

- CO₂, O₂, CO ; 공기예열기출구 건배가스의 조성 체적백분율

- N₂= 100 - (CO₂+ O₂+ CO)

- Cb ; 연료 1kg중의 탄소중 실제 연소된 탄소량 =[eqn: C~-~Cu]

- C ; 연료 1kg중의 탄소함량

- Cu ; 연료 1kg당의 미연탄소량

- S ; 연료 1kg중의 유황함량

- CPG‘ ; 건배가스의 TGO와 TRA간의 평균정압비열(표 참조)

- TGO ; 공기예열기출구 가스온도

3) 연료중 수분손실(Heat Loss due to Moisture in the Fuel)

Lmf = mf × (He - HRW)

- mf ; 연료 1kg중의 수분함량

- He ; AH출구 배기가스의 수증기분압과 배기가스온도에서의 수증기엔탈피

- HRW ; 기준공기온도(TRA)에서의 포화수 엔탈피

- PMG ; AH출구 배가스중의 수증기분압 =[eqn: { Pamb} over {1~+~{100~×~1.5×Cb } over {MG~×~(CO_2 ~+~CO) } }]

- Pamb ; 대기압

- MG ; 연료 1kg당의 배기가스중의 수분량

[주] 경험상 보일러 출구에서의 수증기분압(PMG)은 약 0.07 kg/㎠ 정도이며 또한 증기표상 이 압력 부근에서의 엔탈피는 압력의 크기에 거의 영향을

받지 않으므로 실용상 0.07 kg/㎠를 수증기분압으로 사용하여도 무방함

4) 연료 수소연소손실(Heat loss due to moisture from burning of hydrogen)

LH = 8.936 × H × (He - HRW)

- H ; 연료 1kg중 수소함량

- 8.936 : 수소 1kg 연소시 생성되는 물의 중량

[주] 수소의 연소방정식

H₂  +    [eqn: { 1} over {2 }O_2]     =     H2O

(2.016 kg)   (15.999 kg)       (18.015 kg)

- 수소 1kg 연소시 생성되는 물의 중량 = 18.015kg ÷ 2.016kg = 8.936 kg

5) 공기중 수분손실(Heat Loss due to Moisture in the Air)

Lma = WmA' × WA' × (He - HRV)

- WmA' ; 연소용 건공기 1kg당의 수분함량(절대습도)

- WA' ; 연료 1kg 연소에 사용된 공기예열기출구 건공기량

- HRV ; 기준공기온도에서의 포화증기엔탈피

6) 분무용 증기손실(Heat Loss due to Atomizing Steam)

Lz = [eqn: {W_z } over { W_f }] × (He - HRV)

[주] 손실계산시 분무용 증기유량의 측정이 곤란할 경우에는 연료 1kg당의 설계 분무용 유량을 적용할 수 있다.

7) CO 생성손실(Heat Loss due to Formation of Carbon Monoxide)

[eqn: LCO~=~{ CO} over {CO_2 ~+~CO }~×~5,644~×~Cb]

- 5,644 ; CO가 다시 연소하여 CO2로 될 때 발생하는 열량

= 탄소 1kg이 연소하여 CO2로 될 때 발생하는 열량 - 탄소 1kg이

연소하여 CO로 될 때의 열량 = 8,077.78 - 2,433.33 = 5,644

8) 방열손실(Heat Loss due to Surface Radiation and Convection)

- ABMA선도, 설계치,또는 필요시 실측해서 사용해도 무방

[eqn: Lβ~=~{ Bx} over {100 }~×~(HHV~+~BE)~×~f]

- Bx ; ABMA Chart상의 손실 백분율

- f ; 풍속 및 온도차에 따른 보정계수

[주1] Bx는 측정의 어려움, 장시간 소요, 비용이 커 통상 설계치를 적용한다.

[주2] ABMA Chart에 의거 손실을 산정할 경우, 이 선도상의 손실 값은 열 방산면과 주변 외기와의 온도차가 28 ℃, 주변공기의 풍속이 0.5 m/s인 경우를 기준하여 정한 값이므로, 이와 다른 조건에서 운전되었을 경우에는 풍속 및 온도차에 따른 손실 값을 보정해 주어야 한다(그림 참조)

[주3] 방열손실을 측정하려면, 이미 전도율을 알고 있는 보일러의 측면, 상부 하부, 공기예열기 연도, 배관 및 각종 노출 표면의 단열부위를 약 9 ㎡의 단위면적으로 분할하고 그 각부의 중앙에 한 개씩의 열전대를 설치하여 온도를 측정, 측정된 온도분포와 측정점간의 거리 및 벽면과 주변공기와의 열전달률을 기초로 매 9.0 ㎡ 마다의 방열손실을 계산하여 그 합계를 보일러 총 입열로 나누어 주면 된다.

<계산방법>

① 총 방열손실량 계산 : Q = hc × A × (ts - ta)

-hc ; 열전달률(또는 대류전열계수, 경막전열계수) (kcal/㎡․h․℃)

◦ 수평 상향면일 경우 hc = 2.2 ×[eqn: `^{ 4} SQRT { △~t}]

◦ 수평 하향면일 경우 hc = 1.1 ×[eqn: `^{ 4} SQRT { △~t}]

◦ 수직면일 경우 hc = 1.5 ×[eqn: `^{ 4} SQRT { △~t}]

- A ; 전열면적,  ts ; 벽 표면온도,      ta ; 벽 주변온도

② 방열손실 백분율 Lβ = (Q/HHV + BE) × 100 [%]

5. 시험결과의 보정

가. 보정의 필요성

보일러 설비 자체의 절대성능이 일정한 경우에도 산정되는 보일러 효율은 입구 공기온도, 연료의 성상 및 발열량, 공기중의 수분함량, 혼소율 등의 시험조건의 변화에 따라 다른 결과로 나타남.

보정은 부가입열과 각 손실항목에 대하여 행함

나. 부가입열의 보정

각종 부가입열 계산공식에 시험시의 기준공기온도나 이에 상응하는 엔탈피 값 대신에 설계 또는 보증 기준공기온도나 이에 상당하는 엔탈피 값을 대입하여 계산함

BAeδ  = WA'×Wf×cpa'×(TA8 - TRAD)

Bzeδ   = Wze×(Hze - HRvD)

Bfeδ   = Wf×cpf×(Tf - TRAD)

BmAeδ = WmA×WAe'×cps×(TA8 - TRAD)

* 첨자 δ는 보정치, D는 설계조건

- TRAD : 설계 또는 보증 기준공기온도(℃)

- HRvD : 설계 기준공기온도에 상당하는 엔탈피(kcal/kg)

다. 열손실의 보정

1) AH 입구 공기온도의 변화에 따른 배기가스온도의 수정

일반적으로 AH 입구 공기온도가 Δt℃ 변할 경우 AH 출구 배기가스 온도는 Δt℃ × ηAH(AH 온도효율)만큼 변하게 된다. AH 입구온도 변화를 보정한 배기가스온도를 수정 배기가스온도(Corrected Flue Gas Temperature)라 하며 아래 식으로 표현

TGOδ = TGS =[eqn: bold{{TAID(TGI-TGO)+TGI(TGO-TAI)} OVER {(TGI~-~TAI)}}]

- TAID  : 설계 또는 보증 AH 입구 공기온도(℃)

- TGI / TGO  : 실측 AH 입구 / 출구 가스온도(℃)

2) 기준공기온도 변화에 대한 열손실 보정

각 열손실항목의 계산공식에 시험시의 기준공기온도와 시험시의 AH 출구 가스온도 대신에 설계 또는 보증 기준공기온도 및 수정 배기가스온도를 대치하여 계산하고, 또한 이에 따른 엔탈피도 설계 또는 보증 기준공기온도 및 수정 배기가스온도에 상응하는 엔탈피를 대입하여 계산함

3) 연료의 조성 및 발열량 보정

○ 연료조성 및 발열량이 설계 또는 보증치와 현저히 다를 경우 보일러 효       율이 크게 변하기 때문에 이에 대한 보정 필요

○ 경험상 고위발열량의 10% 변화요인을 발생시키는 연료 성상의       변동은 최종 계산효율을 약 1% 변화시킴

○ 시험연료의 조성 및 발열량이 설계 또는 보증치를 크게 벗어나지       아니할 경우에는 보일러효율에 가장 큰 영향을 미치는 수소 및 수      분함량에 대해서만 보정을 함

○ 연료의 조성 및 발열량이 현저하게 차이가 있는 경우는 손실계산에       영향을 주는 모든 계산공식에 시험치 대신 설계 연료조성 및  발열량을      대입하여 계산해 주어야 함

4) 공기중의 수분함량 보정

일반적으로 이 항목에 대한 보정은 무시할 수 있을 정도로 작음

5) 손실 보정 계산식

LGδ  ＝ WG'D×cpg'×(TGOδ - TRAD)

Lmfδ ＝ mfD × (Heδ - HRWD)

LHδ  ＝ 8.936 × HD × (Heδ - HRWD)

Lmaδ ＝ WmA'D × WA' × (Heδ - HRVD)

Lzδ  ＝ [eqn: {W_z } over { W_f }] × (Heδ - HRVD)

[ 건배가스의 비열 표 ]

[ 공기, 배기가스중의 증기 및 연료유의 비열 표 ]

* 1. 공기의 비열 표에서 저온영역은 대기, 중온영역은 공기예열기입구, 고온영역은 공기예열기

출구 공기에 적용

2. 증기의 비열 표에서 저온영역은 공기예열기출구, 고온영역은 공기예열기입구 배기가스중의

증기에 적용

[ 건습구온도에 의한 상대습도_습구 빙점이상 ]

습구 온도 [℃]	건구와 습구와의 온도차
	0	0.5	1.0	1.5	2.0	2.5	3.0	4.0	5.0	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
0	100	90	80	71	63	56	49	37	28	20	13	8	4	1	-	-	-	-	-
1	100	90	81	72	65	58	51	40	30	22	16	11	7	4	1	-	-	-	-
2	100	90	82	74	66	59	53	42	33	25	21	14	10	6	4	2	1	-	-
3	100	91	82	75	67	61	55	44	35	27	21	16	12	9	6	4	3	2	2
4	100	91	83	75	69	62	56	46	37	30	24	19	14	11	9	7	5	4	3
5	100	91	84	76	70	64	58	48	39	32	26	21	17	13	11	9	7	6	5
6	100	92	84	77	71	65	59	49	41	34	28	23	19	15	13	11	9	8	7
7	100	92	85	78	72	66	61	51	43	36	30	25	21	17	16	12	11	9	8
8	100	92	85	79	73	67	62	52	44	37	32	27	23	19	16	14	12	11	10
9	100	93	86	79	74	68	63	54	46	39	33	28	24	21	18	16	14	12	11
10	100	93	86	80	74	69	64	55	47	41	35	30	26	23	20	17	15	14	12
11	100	93	87	81	75	70	65	56	49	42	36	32	28	24	21	19	17	15	13
12	100	93	87	81	76	71	66	57	50	43	38	33	29	26	22	20	18	16	15
13	100	94	87	82	76	71	67	58	51	45	39	34	30	27	24	21	19	17	16
14	100	94	88	82	77	72	68	59	52	46	40	36	32	28	25	22	20	18	17
15	100	94	88	83	78	73	68	60	53	47	42	37	33	29	26	23	21	19	18
16	100	94	88	83	78	74	69	61	54	48	43	38	34	30	27	25	22	20	19
17	100	94	89	83	79	74	70	62	55	49	44	39	35	31	28	26	23	21	20
18	100	94	89	84	79	75	70	63	56	50	45	40	36	32	29	27	24	22	20
19	100	94	89	84	80	75	71	63	57	51	46	41	37	33	30	28	25	23	21
20	100	95	89	85	80	76	72	64	58	52	47	42	38	34	31	28	26	24	22
21	100	95	89	85	80	76	72	65	58	53	47	43	39	35	32	29	27	25	23
22	100	95	90	85	81	77	73	66	59	53	48	44	40	36	33	30	28	25	23
23	100	95	90	86	81	77	73	66	60	54	49	45	40	37	34	31	28	26	24
24	100	95	90	86	82	78	74	67	60	55	50	45	41	38	34	31	29	27	-
25	100	95	90	86	82	78	75	68	62	56	51	47	43	39	36	33	30	28	-
26	100	95	91	86	82	78	75	68	62	56	51	47	43	39	36	33	30	28	-
28	100	95	91	87	83	79	75	69	63	57	52	48	44	40	37	34	31	29	-
30	100	96	91	87	83	80	76	70	63	58	53	49	45	41	38	-	-	-	-
32	100	96	91	88	84	80	77	70	65	59	54	50	46	43	39	-	-	-	-
34	100	96	91	88	84	81	77	71	65	60	55	51	47	43	40	-	-	-	-

[ 공기속도와 온도차에 따른 방열손실 보정곡선 ]

예 : 그림에서 △t가 36℃, 공기유속이 1.5m/s 일 경우에는 다음과 같이 방열손실을           보정한다.

- △t 36℃, 공기유속 1.5m/s일 경우의 보정계수 ; 2

- 측정 방산열 손실 ; 0.65 %

- 보정 방산열 손실 = 0.65 × 2 = 1.30 %

熱性能 評價를 위한

터빈 성능시험

1. 터빈 효율 산정 기준

가. 기본용어

○ 터빈 열소비율(Turbine Heat Rate)

[eqn: ~~~~~ HR`=`{공급열(Heat~ Supplied )-반환열(Heat~Returned)} over {출력(Output) }]

○ 엔탈피 강하 효율(Enthalpy Drop Efficiency)

[eqn: ~~~~~ η`=`{사용열낙차(Used~Energy~:~Actual~Enthalpy~Drop)} over {단열열낙차(Availabie~Energy~:~Ideal~Enthalpy~Drop) }]

[ 엔탈피강하효율 개념도 ]

주증기 보유열

공 급 열

(HEAT SUPPLIED)

단락의 압력손실

손   실

(LOSSES)

재열증기 보유열

공기추출기용증기 보유열

보충수 보유열

BOILER용 보조증기 DRAIN 보유열

BOUNDARY

TURBINE

발전기 출력(KW)

재열기 입구 증기 보유열

최종급수 가열기 출구 급수 보유열

R.H. SPRAY WATER 보유열

반 환 열

(HEAT

RETURNED)

ENVELOPE

S.H. SPRAY WATER 보유열

BOILER용 보조증기 보유열

배기 손실

기계 손실

방열 손실

복수기 손실

TURBINE CYCLE 손실

기계적 손실

전기적 손실

단락 손실

외부 누설 손실

TURBINE

내 부 손 실

[eqn: ∘열소비율(Heat Rate) ={총열소비량(kcal)}over{발전기출력(kWh)}={공급열-반환열}over{발전기출력kWh)}(kcal/kWh)]

[ 증기터빈 Heat Balance ]

2. 터빈효율 계산 절차

◦ 성능시험 결과 자료정리

◦ 엔탈피 계산

◦ 불명손실유량 계산

◦ 유량계산

- 기준유량 및 2차 유량계산

- 급수가열기계통 열정산

- 주증기유량

- 재열증기유량

◦ 전력량 계산

◦ 성능시험 결과 자료정리

◦ 측정 열소비율 계산

◦ 측정 열소비율 계산

◦ ELEP 계산

- ELEP 추정

- 저압터빈 배기유량 계산

- 복수기 유입열량 계산

- UEEP 계산

- 배기손실 계산

- ELEP 계산 및 확인

◦ 터빈 내부효율 계산

◦ 터빈 내부효율 계산

◦ 시험결과 분석

◦ 시험결과 분석

◦ 계산결과 보정

◦ 터빈 내부효율 계산

3. 계통 격리(Cycle Isolation)

○ 시험결과에 대한 오차를 최소화하기 위해 외부 유출유량 억제

○ 억제 불가능할 경우 이의 측정방안 강구 필요

○ 증기터빈 정밀시험 : 증기터빈입구 주증기량의 0.1 % 이하

(단, 복합화력의 증기터빈은 0.25 %)

○ 간이 열성능진단 : 0.3 % 이하

○ 초과시 정밀조사를 실시하여 누설에 대한 대책을 강구한 후 시험

1) 불명유량 산정시 고려해야 할 항목

가) 계통수 Make-up Tank 수위 변화량

나) 복수기 Hotwell 수위 변화량

다) 탈기기 및 급수가열기 수위 변화량

라) 보일러 드럼 수위 변화량

마) 기타 계통내의 각종 저장조의 수위 변화량

바) 수질감시설비의 Sampling Flow

사) 유류 발전설비의 Atomizing Steam Flow

아) 계통 밖으로 유출되는 각종 펌프의 Sealing 및 Gland 냉각수

2) 격리해야 할 유량

○ 정상적인 운전에 필수적인 주 계통을 제외한 각종 드레인/Vent/Warm-up/By-pass 밸브, 타 호기와의 연결관 밸브, 성능시험시에 차단되어야 하는 연속적 또는 간헐적으로 운전되는 보일러수 Blow down/수처리 재생설비/화공약품 주입설비의 공급수/증기식 Soot Blower 설비/난방용 증기와 물 계통

3) 격리의 확인

○ 계통 밖으로 유출되는 증기 및 물에 대한 육안검사

○ 표면온도계 등에 의한 온도 측정

○ 초음파 탐지기에 의한 탐침점검

4. 터빈 효율 계산 요령

가. 성능시험 결과 자료정리

○ 시험결과 자료 유효성 확인 및 평균값 계산

[ Water Leg 적용의 예 ]

○ 압력측정시 수주(Water Leg)의 보정

[eqn: △P~=~{ h~×~rW~} over {1,000 }~[kg/㎠ ]]

○ Manometer 측정값의 온도보정 압력(pt) = 측정압력 × (1-[eqn: C_t])

[eqn: C_t ~=~{ 0.0001818×(t-0)~-~0.0000 1836×(t-t_s ) } over {1~+~0.0001818×t }~[mmHg]]

[eqn: C_t] : 보정값, [eqn: t] : 기압계 주변온도 [℃], [eqn: t_s] : 눈금판 기준온도 [℃]

나. 불명손실 유량 계산

○ 복수기, 탈기기, 드럼의 유위변화량과 외부 배출유량으로 산정

○ 주증기 유량의 0.1% 이하여야 함

○ 총 보충수유량보다 외부로 유출되는 유량이 많을 경우 불명

손실 유량은 없는 것으로 한다

○ 불명손실 유량이 많을수록 터빈 Heat Rate는 계산상 낮아짐

다. 기준유량 계산

1) 기준유량 및 2차 유량 계산

○ 기준유량은 탈기기 입구 복수유량을 기준으로 한다

- 마노메타(수은주) 차압계인 경우

C : 유출계수 (Coefficient of Discharge) [무차원]

E : 속도접근계수(Velocity of Approach Factor[eqn: (`=`1`/ SQRT {1- beta ^4 })])[무차원]

β : 직경비(Ratio of Diameter) (=d/D)

Fa : 검출소자 열팽창계수(Thermal Expansion Factor of Area)[무차원]

rw1 : 검출소자의 입구측 유체 비중량(kg/㎥)

h : 차압(mmHg)    d : 교축부의 직경[㎜]

rHg - rw2 : Manometer 주위 온도하에서의 수은과 물의 비중차( kg/㎥)

- Tx(트렌스미터) 차압계인 경우

dP : 유량차압 [kg/㎠]

○ 유출계수 “C" 값 결정 방법 (시행착오법)

- “C" 값을 “1”로 넣어 추정유량 계산하여 Reynolds’Number(Rd) 구함

- Reynolds’ Number Rd에 맞는 새로운 “C"값 산출

- 새로운 “C"값에 따른 새로운 Reynolds’ Number Rd를 구한다

- 새로운 Reynolds’ Number Rd에 따른 새로운 “C"값 산출

- 상기 항목을 일정한 “C"값이 산출될 때까지 반복 계산함

[ Low-ℬ Nozzle의 유출계수 곡선 ]

[ 교축기구 사양의 예_노즐 ]

라. 급수계통 유량 계산

1) 밀폐형 급수가열기 열정산

◦ Ext Steam

WE : ?  kg/h

h1 : 550 kcal/kg

◦ FW In

WFW : 10,000kg/h

h3 : 100 kcal/kg

WE : ?  kg/h

h2 : 150 kcal/kg

◦ Drain

◦ FW Out

WFW : 10,000 kg/h

h4 : 200 kcal/h

○ [eqn: WE TIMES h_1`+WFW `TIMES h_3`-WE `TIMES h_2`-WFW `TIMES` h_4`=0]

○ [eqn: WE TIMES (h_1`-h_2`)=WFW`` TIMES (h_4`-h_3`)]

○ [eqn: WE` TIMES (550-150)=10,000`(200-100)]

∴ WE = 2,500 kg/h

◦ Ext Steam

WE : ?  kg/h

h1 : 710 kcal/kg

◦ FW In

WFW : 150,000 kg/h

h3 : 200 kcal/kg

(WE +WD)

h2 : 210 kcal/kg

◦ Drain

◦ FW Out

WFW:150,000 kg/h

h4 : 250 kcal/kg

◦ Drain

WD : 1000 kg/h

hD : 300 kcal/kg

○ [eqn: WE` TIMES h_1`+`WFW `TIMES h_3`+`W_D TIMES h_D`-`WFW` TIMES h_4`-`(WE+WD) TIMES h_2`=0]

○ [eqn: WE TIMES (h_1`-`h_2`)+W_D` TIMES (h_D`-h_2`)=WFW``(h_4`-`h_3`)]

○ [eqn: WE TIMES (710-210)+1,000 TIMES (300-210)=150,000 TIMES (250-200)]

∴ WE = 14,820 kg/h

2) 개방형 급수가열기 (탈기기) 열정산도

◦ Ext Steam

WE : ? t/h

hE : 770 kcal/hr

◦ Cond water

WCD : 1,000 t/h

hCD : 140 kcal/kg

◦ FW

WFW : ?  kg/h

hFW : 170 kcal/kg

DEA

○ Mass Balance

[eqn: WE+WCD-WFW`=0]   - - - - - - - - - - - -  식(1)

○ Energy Balance

[eqn: WE TIMES hE +WCD TIMES hCD-WFW `TIMES hFW=0]  - - - - - 식(2)

상기 두 식을 연립 방정식으로 풀면

○ [eqn: WE `TIMES (hE-hFW~)=WCD TIMES (hFW-hCD`)]

○ [eqn: WE TIMES (770-170)=1,000 TIMES (170-140)]

∴ WE = 50 t/h

∴ WFW = 1,050 t/h

◦ Ext Steam

WE : ?  t/h

hE : 770 kcal/kg

◦ Cond Water

WCD : 1,000 t/h

hCD : 140 kcal/kg

◦ Vent

WV : 1 t/h

hV : 670 kcal/kg

◦ FW

WFW : ? t/hr

hDW : 170 kcal/kg

iWDA : -1 t/h

◦ Drain

WD1 : 300 t/h

hD1 : 180 kcal/kg

○ Mass Balance

[eqn: WE+WCD+WD1-WFW-WV-iWDA=0] - - - - - - - - - 식(1)

○ Energy Balance

[eqn: WE TIMES hE+WCD TIMES hCD+WD1 TIMES hD1-WFW TIMES hDW-#WV TIMES hV-iWDA TIMES hFW=0]   - - - ---- 식(2)

상기 두 식을 연립방정식으로 풀면,

[eqn: ~~WE TIMES (hE-hDW)=WCD TIMES (hDW-hCD)-WD1 TIMES (hD1-hDW`)+#WV TIMES (hV-hDW`)]

[eqn: WE TIMES (770-170)=1000 TIMES (170-140)-300 TIMES (180-170)+1 TIMES (670-170)]

∴ WE = 46 t/h

∴ WFW = 1,346 t/h

3) 탈기기 입구 기준유량시 고압 급수가열기 열정산

◦ FW

WFW: ? t/h

hFW:260kcal/kg

◦ Ext Steam

WE7 : ? t/h

HE7 : 700 kcal/kg

◦ Ext Steam

WE1 : ? t/h

HE1 : 780 kcal/kg

hW1:210kcal/kg

WFW : ? t/h

hW1 : 175 kcal/kg

HD2 : 215kcal/kg

◦ Drain to Dea

HD1 : 180 kcal/kg

#2

#1

HTR

HTR

가) #2 Heater 추기량 계산 (WE2)

[eqn: WE`2 TIMES (HE`2`-`HD`2)=WFW``(`hFW-hW~2)]

[eqn: WE~2`=`{hFW`-`hW~`2 } over {HE``2`-`HD``2 } TIMES WFW`=`K1 TIMES `WFW]

[eqn: =`{260`-`210 } over {700`-`215 } TIMES `WFW``=`0.10309` TIMES `WFW]

나) #1 Heater 추기량 계산 (WE1)

[eqn: WE1` TIMES LEFT (HE1`-`HD1 RIGHT )][eqn: +LEFT (K1 `TIMES` WFW~ RIGHT ) TIMES LEFT (HD7`-`HD1` RIGHT )]

[eqn: =`WFW~ TIMES `LEFT (hW~2`-`hW~1 RIGHT )]

[eqn: WE1`=` {WFW TIMES (hW~2`-`hW~1)`-`K1` TIMES `WFW`` TIMES `(`HD`2`-`HD1`) } over {HE1`-`HD1 }]

[eqn: =` {(hW~2`-`hW~1`)`-`K1 TIMES `(HD`2`-`HD`1`) } over {HE1`-`HD1 } TIMES `WFW`=`K2` TIMES `WFW]

[eqn: =`{(210`-`175`)`-`0.10309` TIMES `(`215`-`180`) } over {780`-`180 }` TIMES WFW`=`0.05232` TIMES WFW]

다) #1 Heater Drain 유량계산(WD1)

[eqn: WD1`=`WE`2`+`WE`1`=`LEFT (`K1`+`K2 RIGHT )` TIMES `WFW]

[eqn: =`0.15541` TIMES `WFW]

라) Feed Water 유량계산 (WFW)

탈기기 열정산도 계산에서 #1 Heater Drain 유량(WD1)대신        “다)”항의 “0.15541×WFW"를 대입하여 계산

○ Mass Balance

[eqn: WE +WCD+WD6-WFW-WV-iWDA=0]

[eqn: WE +1,000+0.15541 TIMES WFW-WFW-1-(1)]

[eqn: WE=0.84459 TIMES WFW-1,000]  - - - - - - - - --- - - 식(1)

○ Heat Balance

[eqn: WE TIMES hE+WCD TIMES hCD+WD1 TIMES hD1-WFW TIMES hDW-WV TIMES hV-iWDA TIMES #hDW=0]

[eqn: WE TIMES 770+1,000 TIMES 140+0.15541 TIMES WFW`` TIMES 180-WFW`` TIMES 170-1 TIMES# 670-(1) TIMES 170`=`0]

[eqn: 770 TIMES WE-14,200,262 TIMES WFW`+139,500=0] - - - -- - - -식(2)

상기 두 식을 연립방정식으로 풀면

∴ WE = 48 t/h

∴ WFW = 1,240 t/h

∴ WD6 = 192 t/h

마. 터빈 Gland Seal Steam 유량계산

1) Heat Balance상 표기법

○ HP & IP TBN Gland에서 GSC로 유입되는 Seal Steam은 편의상 표기하지 않음. SSH로 가는 Seal Steam에 포함.

○ LP TBN에 공급되는 Seal Steam은 따로 표기하지 않고 편의상 바로 복수기와 GSC로 유입하는 것으로 표기

○ SSH는 일정한 압력유지, 압력 저하시 주증기 공급, 압력 상승시 급수가열기 또는 복수기로 Dump

[Schematics of Typical Pressure and Vacuum Sealing]

[저압터빈 Gland Seal의 구조 예]

HP

TURBINE

to FWH

to SSH

(a) 고압측

from

∙ MAIN STEAM

∙ HP TBN GLAND

∙ IP TBN GLAND

∙ MSV & CV GLAND

to COND

to FWH

SSR

to GSC

(b) 저압측

[ HEAT BALANCE 표기법 예 ]

5. 열소비율( Heat Rate)계산

[eqn: HR= { 공급열(Heat ~Supplied`)-반환열(Heat ~Returned`)} over {출력(Output) }]

구 분		엔탈피 (kcal/kg)	유량 (t/h)	출력 (MW)	비고
공급열	Main Steam	790	1,510	-	1,192,900
	HRH Steam	845	1,220	-	1,030,900
	SAH Drain	150	30	-	4,500
	Total	-	-	-	2,228,300
반환열	Final FW	290	1,460	-	423,400
	CRH Steam	695	1,170	-	813,150
	SH Spray	180	50	-	9,000
	RH Spray	175	50	-	8,750
	SAH Steam	750	30	-	22,500
	Total	-	-	-	1,276,800
출력	Output	-	-	500	-
HR	-	-	-	-	1,903

6. 팽창선 종단 엔탈피(ELEP)계산

[ 증기의 팽창선도_Positive 배기실 ]

EL=LL+HL

EL'=EL×0.87×(1-0.01 M)×(1-0.0065 M)

ELEP=UEEP-EL×0.87×(1-0.01 M)×(1-0.0065 M)

☞  0.87    : 가상 터빈단락의 건증기상태 효율

(1-0.01 M) : 건증기 비엔탈피를 습증기 비엔탈피로 변환(건도)

(1-0.0065 M) : 습손실(Moisture loss) 보정

[ 증기의 팽창선도_Negative 배기실 ]

※ Negative 배기실 : 복수기압력이 터빈 최종단 익출구 정압보다 높은 배기실

Negative 배기실을 채용함으로써 저압터빈출구 배기압력을 복수기압력보다       더 낮게 유지할 수 있어 그만큼 터빈 축 출력이 증가되는 효과가 있다.

가. 유효사용에너지 종단 엔탈피(UEEP)

○ 복수기 입구의 총배기 엔탈피

○ 배기손실은 최종익 출구에서 복수기 까지 열에너지로 변환되어 복수기에 유입되므로 실제 증기의 총엔탈피 강하는 발생하지 않는다.

○ 따라서 UEEP는 에너지 Balance에 의해 계산 가능함.

[eqn: UEEP= { 터빈입열(Heat~I`n)-터빈출열(Heat ~Out)} over {저압터빈 배기유량(LP~ Exh ~Flow) }]

나. 팽창선 종단 엔탈피(ELEP)

○ 터빈에서 증기가 배기손실 없이 팽창을 완료했을 경우 도달  했으리라고 가정되는 점의 엔탈피로 최종단익군 효율하에서   복수기 압력까지 팽창하였을 때의 증기 상태점

다. ELEP를 구하는 이유

○ 터빈 성능의 기준점이 됨. (터빈 팽창선을 결정)

예) 성능시험 결과를 설계 또는 기준 싸이클과 비교분석하기       위하여 결과 보정이 필요하다. 이 때 기준점이 됨.

라. ELEP 계산방법

1) 터빈 축동력 계산

○ 터빈축동력 = 발전단출력 + 발전기 손실 + 터빈기계적손실

2) 추정 ELEP 산정하여 습증기영역 저압급수가열기 열정산 실시

3) 저압터빈 배기 유량 산정

4) 터빈본체 입열 계산 : 주증기 및 재열증기 보유열

5) 터빈 본체 출열 계산

○ 고압터빈 배기 열량, 각 추기 열량

○ 터빈 축동력

6) 복수기 유입열량 계산

○ 복수기 유입열량 = 터빈입열 - 터빈출열

7) UEEP계산

○ UEEP = 복수기 유입열량/저압터빈 배기유량

8) 배기속도 계산

○ 추정 ELEP의 습도 및 건포화 증기 비체적 구한다.

- 추정 ELEP의 습도 : [eqn: M~=~{ h〃~-~추정 ELEP} over {h〃-~h´ }~×~100~[%]]

h", h' : 저압터빈 배기압력에 상당하는 포화증기와 포화수의 엔탈피

○ 배기속도= 체적유량/최종단익 단면적

[eqn: Van~=~{ MLPE~×~Vs~×~(1~-~0.01×M)} over { 3600~×~Aan~×~N}~[m/s]]

- MLPE : 저압터빈 배기유량

- Vs × (1 - 0.01 M) : 추정 ELEP의 비체적 (원래 비체적은 “포화수          비체적 + 건도 × (포화증기비체적 - 포화수비체적)”으로 계산되어야          하나 포화증기 대비 포화수의 비체적이 극히 적으므로 무시하고,            바로 “포화증기비체적 × 건도”로 계산)

- Aan : 배기단 단류당 환상면적(Annulus Area, Aan = πDL이며,              D(Pitch 직경), L(최종단 익의 길이), N(배기단의 흐름 수)

9) 배기손실계산

○ 배기손실 곡선에서 배기속도에 따른 배기손실을 구한다.

10) ELEP계산

○ ELEP = UEEP - 수정배기손실

11) 계산 ELEP 타당성 검토

○ 계산과 추정의 ELEP가 0.07 kcal/kg 이내가 될 때까지

계산 ELEP를 넣어 반복계산.

[ 복수기 배기손실 종류와 관계도 ]

[ 팽창선 종단엔탈피 결정 개념도 ]

※ 진공도 변화에 따른 ELEP 변화치 산정방법은 시험시의 ELEP C' Point로     부터 설계 진공도일 때의 ELEP B' Point를 구하는 것임.

7. 내부효율

○ 내부효율 = 사용 열낙차 / 단열 열낙차

○ 터빈 내부효율 계산예

위치	압력 (kg/㎠)	온도 (℃)	엔탈피 (kcal/kg)	엔트로피 (kcal/kgK)	비고
터빈 입구	35	540	845.9	1.7391
터빈 출구	11	380	769.3	-
-	11	-	756.3	1.7391

① 입구 압력과 온도에 따른 엔탈피, 엔트로피를 증기표에서 구함

② 출구 압력과 온도에 따른 엔탈피를 증기표에서 구한다.

③ 출구의 압력과 입구의 엔트로피에 따른 엔탈피(단열) 구한다.

④ 내부효율을 계산한다.

○ 단열열낙차 = 845.9 - 756.3 = 89.6 ( kcal/kg )

○ 사용열낙차 = 845.9 - 769.3 = 76.6 ( kcal/kg )

○ 내부효율 = 100 × ( 76.6 / 89.6 ) = 85.49 %

8. 계산결과 보정

가. Group 2 보정

○ 터빈본체의 운전조건으로 터빈 성능에 직접 영향

○ 적용항목

- 주증기 압력, 온도

- 재열증기 압력 강하, 온도

- 복수기 진공도

○ 보정방법 : 보정곡선 이용

[ 보정곡선의 예_주증기온도 ]

나. Group 1 보정

○ 터빈 본체가 아닌 외부운전조건(주로 급수가열계통)으로

인하여 터빈 성능에 미치는 영향을 보정

○ 보정방법 : 보정곡선 이용 또는 계산

○ 계산시 싸이클 보정조건 ; 시험싸이클을 설계 싸이클로 변화

- 주증기 유량, ELEP, 단락 유량/압력의 비 : 시험치 적용

- 기타 : 설계조건 적용

※ 한가지 운전조건 변화의 영향만 알고 싶으면 그 조건만    기준 조건을 적용하고 나머지는 운전조건 적용

○ 터빈 중간 단락의 특성

- 각 단의 압력은 후속유량에 비례함(W/P1 = C)

다. Group 1 보정 계산 절차

① 주증기유량 : 시험치 적용, 모든 계산의 기준이 됨

② 급수가열기 열정산 실시

- 급수유량 : 주증기 유량에서 역으로 산출

- 가열기 입구 추기 압력 : 설계치 추기관 압력강하율 적용    산정, 수정 엔탈피는 추기관에서 열손실이 없는것으로 간주,   시험시 터빈 Flange 추기 엔탈피값 적용

- 가열기 출구 급수온도 : 추기 압력에 따른 설계 종단온도차         (TTD) 적용 산정

- 가열기 Drain 온도 : 설계 드레인온도차(DCA) 적용 산정

③ 터빈 각 단락 통과유량 및 압력 계산

- 시험 Cycle 터빈 각 단락 W/P1 값 계산

∙ 시험치 각 단락유량과 각 단락압력 적용

- 1차 개산 터빈 각 단락압력 계산

∙ 급수가열기 열정산에서 산출된 각 추기유량 적용하여

새로운 각 단락유량 산출

∙ 새로운 단락유량에 의한 새로운 압력 산출

④ 각 단락(추기) 압력 변화율 계산

- 시험압력과 1차 개산압력과의 변화율 1.0% 또는 편차

0.07 kg/㎠(둘 중 적은 값) 만족 여부 확인

- 불만족시 2차 개산 반복 실시

- 수정 추기압력에 따른 새로운 추기엔탈피 계산

∙ 새로운 추기압력에 의한 추기엔탈피는 팽창선도에서 읽음

∙ 측정된 추기엔탈피(시험치)가 시험 팽창선도에 일치할 경우

수정엔탈피는 시험 팽창선도상에서 읽음

∙ 시험 팽창선도에 일치하지 않고 산발될 경우 그 위치에서

팽창선에 평행선을 그린다음 그 선에서 수정 추기압력에

대응하는 엔탈피를 읽음

[ 수정엔탈피 추정방법도_Group 1 보정 ]

⑤ 수정 UEEP 계산

- ELEP , 진공도 : 시험치 적용

- 배기유량 : Group 1 보정 유량

⑥ Group 1 보정 발전단 출력 계산

- Group 1 보정된 Heat Balance에 의해 계산

- 터빈 입출열에 의해 계산

⑦ Group 1 보정 열소비율 계산

⑧ Group 2 보정 실시

⑨ 보정 열소비율 계산

※ 설계조건대비 성능시험결과 보정에 의한 성능비교

[ 설계조건대비 성능시험결과 보정에 의한 성능 비교 ]

참고도의 A점은 성능시험시의 증기 및 성능시험 사이클 조건에서의 열소비율(열소비율_측정치)이고, B점은 외부의 운전조건을 설계조건으로 보정한 열소비율(상기 2)항의 열소비율)이며, C점은 설계 증기조건과 설계 사이클 조건의 열소비율(상기 4)항의 열소비율)이다. C점의 열소비율은 계산절차를 A, B, C 순서로 해야만 구할 수 있다. 설계치가 밸브 Point에서의 터빈성능일 경우, 보정된 성능시험결과의 곡선과 설계 성능곡선을 그린 후 설계출력 점에 대응하는 예상 열소비율을 성능시험곡선상에서 구하여 설계치와 비교하여야 한다. 참고도의 예에서 보증부하의 설계열소비율 점 D에 대응하는 예상 열소비율은 E(상기 5)항의 열소비율)이며 이 두 점의 값을 비교하면 된다.

- 열소비율 및 전기출력에 대한 보정계수는 “1 - 변화율(%)/100”으로 표시하며, 보정치는 측정치에 보정계수를 곱하여 구한다.

[ 발전기의 역률과 수소압력 보정개념도 ]

[Heat Balance 작성 예]

INITIAL TEMPERATURE CORRECTION FACTORS(예)

FOR SINGLE REHEAT-SUBCRITICAL PRESSURE UNITS

INITIAL PRESSURE CORRECTION FACTORS(예)

FOR SINGLE REHEAT UNITS

REHEAT TEMPERATURE CORRECTION FACTORS(예)

FOR SINGLE REHEAT UNITS

REHEATER PRESSURE DROP CORRECTION FACTORS(예)

FOR SINGLE REHEAT UNITS

EXHAUST PRESSURE CORRECTION FACTORS(예)

[ Steady State 판정 개념도 ]

[ 배기손실 값 [Btu/lb] ]

3600 rpm
최종단익의 길이 (Inch) 피 치 경 (Inch) 배기면적 (ft^3)	20※ 60 26.2	23 65.5 32.9	26 72.125 41.1	30 85 55.6	33.5 90.5 66.1
배기속도 (ft/s) 128 150 175 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400	25.61 20.64 16.10 12.75 8.33 5.53 4.09 3.73 3.95 4.90 6.57 8.65 10.95 13.56 19.35 25.62 32.00 38.35 44.35 49.90 54.70	53.65 46.50 40.03 34.35 24.95 18.63 14.23 10.90 8.65 7.45 7.12 7.55 8.70 10.45 15.45 21.07 26.95 33.05 38.75 44.15 48.90	64.09 56.15 47.58 40.55 29.75 22.48 17.28 13.55 10.82 8.95 8.30 8.50 9.50 11.25 15.82 21.13 26.82 32.82 38.50 43.80 48.30	99.21 83.90 77.83 67.65 50.85 38.38 29.83 23.15 17.80 13.60 11.20 10.45 10.75 12.00 16.20 21.17 26.42 32.10 37.55 42.70 47.35	106.7 95.43 84.28 74.33 56.72 43.00 32.82 25.40 19.40 14.66 11.93 10.90 10.75 11.65 15.20 19.80 25.22 31.06 36.70 42.05 46.69

[터빈 성능시험결과 해석]

1. 시험 및 자료

가. 터빈 성능분석에 필요한 자료

○ 주급수 유량 ( Feed Water Flow )

○ 첫단 압력 ( First Stage Pr )

○ 전 추기 압력 ( All Extraction Pr)

○ 주증기 압력 및 온도 ( Main Steam Pr & Temp )

○ 재열증기 압력 및 온도 ( RH Pr & Temp )

○ 재열터빈 배기압력 ( RH Turbine Exh Pr )

○ 엔탈피 강하효율 ( Enthalpy Drop Efficiency )

나. 증기터빈의 기본 특성

○ 단락 입구압력은 유량에 직접 비례한다.(최종단 제외)

○ 주증기 압력 증가 : 비례적으로 유량 증가

○ 주증기 온도 증가 : 유량 감소

○ 재열증기 온도 증가 : 유량 일정, 재열압력증가, 고압터빈

압력강하율 저하

○ 첫단압력 : 유량에 직접 비례

○ 첫단 Nozzle 면적 증가(침식) : 첫단 압력 및 유량 증가

(2단에 유입되는 유량이 증가하므로 )

○ 첫단 Nozzle 면적 감소(침전물 퇴적) : 첫단 압력 및 유량

감소(첫단 입구 압력은 주증기압력으로 일정하기 때문에)

○ 2단 유로면적 감소 : 첫단압력 증가 및 유량 감소

(압력 1% 증가는 유량 2% 감소)

○ 첫단 이외의 다른 단락 유로면적 감소 또는 유량 증가 :

해당 단락 입구압력 증가

2. 시험 자료에 의한 성능분석

가. 주급수 유량

○ 부하에 직선적으로 비례

○ 증가시 터빈 문제점 있음

○ 증가원인

- 내부 Seal 마모

- 증기통로부 침식(Erosion)

- 증기관의 Drain Valve Passing

- 계측오차

나. 첫단압력 ( First Stage Pressure )

○ 첫단 하류측, 제 2단 입구압력

○ 부하(유량)에 비례

○ 주증기유량은 첫단압력을 이용하여 나타냄

◉ 첫단압력비 (첫단압력/주증기압력) 증가

① 첫단 하류측 압력 증가가 수반될 때

ａ. Nozzle Block 침식에 의한 주증기 유량증가

ｂ. 터빈 출력 증가 수반됨

② 하류측 압력이 증가하지 않을 때

ａ. 첫단압력 측정점 하류측의 Bucket 손상(Damage)이나

오염에 의한 증기통로의 유로 단면적 감소

예) 첫단압력이 갑자기 계단식으로 상승하고, 터빈출력 감소, 내부효율 감소, 첫단 하류측 압력 감소하면 고압터빈 내부의 기계적 손상 예상됨. 이러한 손상은 Bucket Cover가 탈락하여 탈락된 파편이 하류측 Diaphragm에 걸려 증기통로의 흐름을 방해하기 때문이다. 한편 첫단 압력이 상승하였으나 장시간에 걸쳐 점진적으로 나타나면 고압터빈 증기통로에 보일러에서 Carry Over된 Deposit의 축적이 원인.

◉ 첫단 압력비 감소

① 고압터빈 하류측 내부 Seal의 과도한 간극

② Nozzle Block이나 증기 입구부의 흐름 제한

ａ. 첫단 날개의 손상 : 증기의 흐름 면적을 일부 막히게 하여 터빈에 흐르는 유량을 감소시킴

ｂ. Control Valve나 Governing 계통의 손상이나 조정 불량

- CV 부품 (Stem) 절손으로 동작되지 않음

- 분해 점검 후 재조립이 불량하거나 또는 Control Gear의    조정이 불량하여 Valve가 적절한 순서와 올바른 양정으로    운전되지 않는다.

ｃ. 침전물 축적으로 인한 유로 면적 감소

③ HP/IP빈이 한 Casing내에 결합된 경우 (Opposed Flow)

증기 입구부 (Steam Inlet Pipe, Nozzle Chamber)로부터      터빈 저압부에 과도한 누설

다. 터빈 단락압력

○ 부하에 직선적으로 변화함.

○ 폐쇄된 상류측 압력증가, 하류측 압력감소

◉ 첫단 압력비 일정시

① 하류측 압력 / 첫단 압력 증가 : 측정된 압력 하류측 증기            통로의 흐름 제한

② 하류측 압력 / 첫단 압력 감소 : 측정된 압력 하류측 증기  통로의 흐름면적 증가

라. 온도

◉ 고정된 CV 개도하에서 급수가열기 추기 소요량이 일정하다면 Hot Reheat Steam 온도와 하류측 추기와의 온도차가 일정하여야 함.

◉ 만약 온도차가 감소한다면 증기통로 상태가 저하됨.

① 온도차 감소가 측정 추기압력 증가와 함께 일어남.

- 추기점 하류에 성능저하 발생

② 추기압력 일정시 온도차 감소

- Hot Reheater와 추기점 사이 성능저하 발생

마. 엔탈피 강하 효율

○ 정격부하에서 보다 부분부하에서 고압터빈 내부효율이 크게 저하 하여 고압터빈 효율곡선 기울기가 기준치에 비해 변화가 발생되었다면 이것은 터빈 첫단의 성능이 저하하고 있음을 시사한다.   (고압터빈 내부효율은 부하에 민감하게  변화함)

○ 터빈의 전체 내부효율이 저하한다면 이는 Packing 손상의 증가,

Blade에 침전물(Deposit)퇴적, 또는 Blade 손상 때문이다.

○ 중압터빈의 내부효율이 상승하는 것으로 계산되면 이는 N2  Packing 누설이 증가되었기 때문이다.

(중압터빈 내부효율은  부하에 관계없이 거의 일정)

○ 내부효율 1% 변화시 열소비율 및 출력에 미치는 영향

- 1% △HPη : 0.16% HR, 0.30% kW

- 1% △IPη : 0.16% HR, 0.16 kW

- 1% △LPη : 0.50% HR, 0.50% kW

3. 터빈의 기계적 조건에 의한 성능저하

가. 기계적 조건에 의한 성능저하의 형태

○ 고형미립자침식(SPE : Solid Particle Erosion)

○ 증기통로의 Radial 및 Axial Seal 간극증가

○ 날개면의 침전물(Deposit) 증가

○ Peening 혹은 이물질에 의한 손상

나. 고형미립자 침식 (SPE : Solid Particle Erosion)

○ 증기로부터 운반되어온 이물질에 의해 증기통로의 금속이

마찰되어 깎이는 현상

○ 고온증기입구 부위에서 발생, 하류측 감소

○ Nozzle, Bucket 면적 증가, 증기통로 표면 조도 증가,                Spill Strip 간극증가

○ 부하증가, 유량증가, 단락압력증가

(첫단 Nozzle 면적 10% 증가시 증기유량 2% 증가)

○ 내부효율 저하

◉ 점검시 주의사항

- 기계적 사상작업을 한 것처럼 금속표면이 매우 고르고

매끈하게 닳아 육안점검이 어려움

- 증기통로 면적 점검

다. 증기통로의 침전물 (Deposit) 퇴적

○ 수처리 불량시 Carry Over 또는 Spray Water 유입시 야기

○ 주로 고압터빈에 발생

○ Nozzle과 Bucket 면적감소, 증기통로 표면 조도 증가

○ Bucket의 과도한 침전물 퇴적 Thrust Bearing Load 증가,       Nozzle Partition의 경우 압력차 증가로 Diaphragm이 변형     되어 Rubbing 진동 발생한 경우도 있음

○ 터빈 각종 Valve의 Stem이나 Bushing에 침전물 퇴적되어 Valve

동작 방해하거나 억제시켜 Over Speed 등의 위험   초래

○ 터빈 최대부하 감소, 급수 및 주증기 유량 감소

(침전물에 의한 첫단 Nozzle 10% 감소하면 주증기 유량              3% 감소)

○ 내부효율 저하

○ 첫단압력 증가, 침전물 부착 부위 압력증가, 하류측 압력 감소

○ Thrust Bearing Temp 및 Thrust Bearing Oil Temp 상승

라. Seal 간극증가

○ 터빈 내부효율 저하

- Nozzle과 Bucket을 우회

- Nozzle과 Bucket에 흐르는 증기의 흐름을 교란

○ 고형미립자 침식 또는 Rubbing에 의해 증가

- 터빈축 Misalignment

- 축진동

- 고정부 열적 뒤틀림

- Bearing 파손

- 물 유입( Water Induction )

○ Seal Steam 공급량 증가

○ 터빈 내부효율 저하

	- KEPRI PMT -

	- 성능시험/관리의 PTC 구현 -

	- STX(주) 구미열병합 -

	- 성능시험 교육자료 -

熱性能 評價를 위한

보조기기 성능시험

○ 공기 예열기

○ 복  수  기

○ 급수가열기

○ 급수펌프(BFP)

공기예열기 성능

1. 성능관리 지표

○ 온도효율, 누설률, X-Ratio, 열회수율, 출구가스온도, 통풍손실

2. 공기예열기 성능계산

가. 가스측 온도효율(Gas Side Temperature Efficiency)

TGI - TGNL

AH =  ______________ × 100 [%]

TGI - TAI

- TGI, TAI ; 공기예열기입구 가스온도, 공기온도

- TGNL ; 공기예열기 무누설로 환산한 공기예열기출구 가스온도

=[eqn: TGO~+~{ AL} over {100 }~×~{ CPA} over {CPG }~×~(TGO - TAI)]

- AL : 공기누설률

- CPA/CPG ; 습가스와 습공기의 비열비

(고체연료 ≒ 0.95, 액체연료 ≒ 0.93, 기체연료 ≒ 0.90)

* 습가스와 습공기의 비열비는 간이방법으로 계산할 수도 있다.

[eqn: CPA~=~{ (WAO ×0.24) ~+~(WMA×0.46)} over {WAO ~+~WMA }]

[eqn: CPG~=~{ (WGO ×~0.24)~+~(WMGO~×~0.46)} over {WGO ~+~WMGO }]

- WAO × 0.24 = 건공기량 × 건공기 비열,

- WMA × 0.46 = 공기중의 수분함량 × 수증기의 비열

- WGO × 0.24 = 건배기량 × 건배기 비열,

- WMGO × 0.46 = 배기가스중의 수분함량 × 수증기의 비열

○ 공기예열기 성능 표시

○ 저하원인

- Element 부식으로 감량, 오염, 폐쇄 등으로 전열효과 저하

- X - Ratio 변화

○ 가스측 온도를 기준으로 이용가능한 온도차와 가스온도강하 비

나. 공기누설률(Air Leakage Ratio)

○ 공기측에서 가스측으로 누설되는 공기량

○ 공기누설 증가시 : 흡입 공기량이 많아진다 → 통풍기 손실증가

- SAH 사용시 가열된 공기의 열손실 발생

○ 공기누설률 산정방법은 ASME PTC 4.3에 따라 AH 전후 습가스         량을 기준하여 중량 Base로 구하는 방법과 간이식으로 AH 전후         CO2 또는 O2 측정치를 이용하여 구하는 방법이 있음

(1). ASME PTC 방식에 의한 공기누설률 계산

[eqn: AL~=~{ WG15~-~WG14} over {WG14 }~×~100~[%]]

- WG14 ; 공기예열기입구 습가스량 = WGI + WMGI

- WG15 ; 공기예열기출구 습가스량 = WGO + WMGO

- WGI, WGO ; 공기예열기 입구와 출구의 건가스량

- WMGI ; AH 입구 가스중의 수분량 = 8.936H + (WMA × WA') + MF + a

- H ; 연료중의 수소함량	- WMA ; 절대습도

- WAO; 연료 1kg당의 건공기량	- MF ; 연료중의 수분함량

- a ; 연료 1kg당의 분무용 증기량

- WMGO ; AH 출구 가스중의 수분함량 =[eqn: WMGI~+~{ AL×WA'×WMA} over {100 }]

* 연료성상, O2농도, 공기 및 연료 수분량, 분무용 증기량 등        정확한 산정 필요(즉 성능시험시만 계산 가능)

(2) 간이식에 의한 공기누설률 계산

○ AH전후 CO2 측정치로 계산

○ 실험식으로 중량기준 산출되 값과 거의 근접(오차 ±1%P 이내)

[eqn: AL~=~{ CO_2 ~-~CO_2 '} over {CO_2 '}~×~90~[%]]

- CO, CO' ; 공기예열기 입구와 출구측의 CO 체적 백분율

- 90 ; 실험에 의한 계수(체적을 중량으로, 건가스를 습가스로 변환 계수)

F = (100-배기가스 수분함량 %)×(공기비중량/가스비중량)

연료에 따라 다름(석탄 90, NG 84)

다. X-Ratio

X-Ratio =[eqn: { AH~출구~습공기량 ×습공기비열} over {AH~입구~습가스량×습가스비열}~=~{ AH의~가스온도강하} over {AH의 ~공기온도상승 }]

WA9 × CPA         TGI - TGNL

= ________________  =  ______________

WG14 × CPG         TAO - TAI

○ X - Ratio : 통과 가스 및 공기의 열용량비(클수록 좋다)

○ 공기온도 1℃ 올리는데 가스측 온도가 몇 ℃ 강하 하는가 의미

○ 통상비율 : 0.8~0.9(공기 1℃ 상승 → 가스온도 0.8~0.9℃ 강하)

○ X-Ratio 클 경우 : 가스의 열용량에 대한 공기의 열용량이 커져서 출구                  가스 온도가 더 강하되고, AH 가스측 온도효율도 높아진다

○ X - Ratio 작을경우 : 출구가스 온도상승되어 온도효율 저하

라. 열회수율(Heat Recovery Rate)

○ 가스기준 : 건가스, 수증기, Dust, 공기누설량으로 구분하여 계산

○ 공기기준 : 계측의 정확성 여부확인 자료로 활용

(1) 열회수량의 계산

○ 가스측 기준

Q = (건배가스에 의한 공급열량) + (배기가스중의 수분 공급열량)

+ (배기가스중의 Flue Dust에 의한 공급열량)

- (공기예열기 누설공기의 흡수열량)

= {WGI×CPG×(TGI-TGO} + {WMGI×CPS×(TGI-TGO)}

+ {Wd'×CPd'×(TGI - TGO)} - {WAL×CPA×(TGO-TAI)}

- Wd', C Pd' ; 절탄기출구 가스중의 Flue Dust 양과 비열

- WAL ; 누설공기량

○ 공기측 기준

Q = WA × CPA × (TAO - TAI)

(2) 열회수율

R = (Q / HHV) × 100 [%]

마. 열관류율

[eqn: K~=~{ Q} over {A~×~△tm }]

- Q ; 공기예열기 전열량 = Q × WFE	A ; 전열면적

- △tm ; 대수평균 온도차(LMTD)

= {(TGI-TAO) - (TGNL-TAI)} / Ln{(TGI-TAO)/(TGNL-TAI)}

바. 성능시험결과 보정

1) 공기누설률 보정

[eqn: ALC~=~AL~× { WG14} over {WG14D }~×~LEFT [ { △PD} over {△P}~× ~LEFT ( {TAI} over {TAID } RIGHT )RIGHT ]^1/2]

- AL ; 공기누설률_측정치

- WG14, WG14D ; AH 입구 습가스량의 시험치와 설계치

- △P, △PD ; AH 냉단부 압력차(공기압력-가스압력)의 시험치와 설계치

- TAI, TAID ; AH 입구 공기온도의 시험치와 설계치의 절대온도[°K]

2) 압력강하 보정

○ 가스측 압력강하의 보정

[eqn: △P_Gδ ~=~△P_G ~×~{ WG14D^2~ ×~(TGID~-~TGOD)} over {WG14^2 ~×~(TGI~-~TGO) }]

- △PG ; 성능시험시의 가스측 압력강하

- WG14, WG14D : AH 입구 습가스량의 시험치와 설계치

- TGI, TGID, TGO, TGOD ; AH 입․출구 가스의 시험치와 설계치 절대온도[°K]

○ 공기측 압력강하의 보정

[eqn: △P_Aδ ~=~△P_A ~×~{ WA9D^2 ~×~(TAID+TAOD)} over {WA9^2~ ×~(TAI+TAO) }]

- △PA ; 성능시험시의 공기측 압력강하

사. 무누설 배기가스 온도

○ 누설이 없다고 가정할 경우 출구가스 온도, 직접 측정불가

○ 공기 누설에 따른 출구가스 냉각효과 산정으로 계산

[ 공기예열기 성능시험 계측도 ]

○ 가스온도 강하 : 입구가스 온도 - 무누설로 환산한 출구 온도

○ 온도낙차 : 입구측 가스온도 - 입구측 공기온도 (입구온도차)

- 열교환 가능 온도차를 나타냄

[공기예열기의 온도분포도]

3. AH성능에 영향을 주는 요소

가. 입구 공기온도 : 온도낙차를 변화시켜 가스온도강하에 직접 영향

- 10℃ 상승시,  출구가스 온도상승=10 × 가스측 온도효율

나. 입구 가스온도 : 온도낙차를 변화시켜 가스온도강하에 직접 영향

- 10℃ 상승시,  출구가스 온도상승=10 × (1-가스온도효율)

다. X - Ratio : 증가하면 출구가스  온도는 저하 (반비례)

○ X-Ratio를 변화시키는 요인

- 석탄중의 수분함량 변화에 따른 Tempering Air 소요량의 변화

- 평형통풍 보일러에서의 공기누입

- Cooling Air 및 Sealing Air량의 변화

- Cold Air의 공기예열기 By-Pass

- Hot Air의 공기예열기 재순환

- 압입통풍 보일러에서의 가스누설

- 과잉공기비의 변화

- 연료중의 수소함량 변화에 따른 출구가스의 수분함량 변화

라. 가스중량 : AH 입구가스량이 증가하면 출구가스 온도 상승 됨

마. AH 전후 압력강하

○ 공기 및 가스측에서의 압력강하는 개략적으로 AH를 통과하는

공기 및 가스량의 제곱에 비례하여 변화

○ 압력강하 커지는 경우

- 과잉공기가 많을 경우

- 열소자에 Deposit가 형성되면 유동장해로 커짐

- 유체의 평균절대온도 변화 → 밀도변화 → 압력강하 변화

바. AH 공기누설 : 가스량의 7～15 % 정도

○ AH Seal로 누설되는 유체의 온도변화는 밀도변화 유발 →

누설량 크기에 약간의 영향을 미침

○ 고압측, 저압측 압력변화 (압력차 증가 → 누설증가)

○ AH Seal 부적정한 조정 (Seal간격 증가 → 누설량 증가)

○ 직접누설 량(70～80 %), 반입누설 량(20～30 %)

복수기  성능

1. 성능관리 지표

○ 진공도, 열관류율, 관청정도, 종단온도차, 온도상승,

냉각수량, 냉각수온도, 복수기 과냉온도

2. 성능관리 요점

○ 오염 및 공기 누입 등에 의한 성능저하 파악 , 경년열화 파악

○ 성능파악 : 열교환 능력 (열관류율)을 설계치 또는 인수치와 비교

3. 성능시험시기 및 시간

○ 정격부하로 만조시를 기준하여 그 전후 2시간 동안

○ 측정시간 간격 : 5 분

○ 발전소 성능시험과 동시실시 바람직(배기유량 산출의 정확성을 위해)

4. 성능시험 방법

가. 입열기준 방식 : 복수기 열부하 계산시 복수기 유입 모든 열량 산출

○ 발전소 성능시험과 병행실시 해야만 열부하를 효과적으로 산출

나. 출열기준 방식 : 냉각수가 가지고 나간 열량으로 계산하는 방식

○ 운전관리 면에서 많이 사용(정확한 냉각수 유량 측정이 요구됨)

5. 복수기 성능계산

가. 복수기 열부하 : 복수기에서 냉각수에 전달된 열량

([eqn: Q_{delta }~=~U ~TIMES~ A ~TIMES~ LMTD])

= 복수기 유입열량 - 복수가 가지고 나가는 열량

= 냉각수량 × 비열 × 비중량 × 입출구 온도차

([eqn: Q_{delta } ~=~W_{w} ~times~C_{p} ~times~(T _{2} ~-~T_{1} )] )

[eqn: U~TIMES~A ~TIMES~ {(T _{2} -T _{1} )} over {ln LEFT [ {T _{S} -T _{1}} over {T _{S} -T _{2}} RIGHT ]} ~=~W_{w} ~times~ C_{p} ~times~(T_{2} -T_{1} )]

U : 복수기의 총괄 열전달계수, A : 복수기의 열전달 표면적

LMTD: 응축증기와 순환수 사이의 대수평균온도

[ 복수기의 성능관련 제 온도 ]

○ 온도차가 같을 경우(동일한 열부하시) 냉각수량은 비열이 클수록,

비중량이 클수록(염분농도가 클수록) 냉각수량이 적어도 된다.

○ 냉각수 온도가 일정시 염분이 많을수록 냉각수 비열 작아진다.

나. 복수기 관청정도 = 사용관 열관류율  × 100%

신관 열관류율

=       K(시험치)        × 100%

K0(기준치) × ø1 × ø2

(ø1  : 온도보정계수  ø2 : 재질 및 두께 보정계수)

다. 시험 열관류율 (K) =       열부하 (Q)       [kcal/h.m2.℃]

전열면적(A) × LMTD

라 기준 열관류율(Basic Heat Transfer Coefficient)

Ko = C1 × SQRT(V) [kcal/h.㎡.℃]

C1 : 냉각수관 외경정수(HEI Tube Diameter Constant)로 다음과 같음

관 직경범위[㎜]	16 ～ 19	22 ～ 25	28 ～ 32	35 ～ 38
외경정수	2,361	2,326	2,290	2,255

마. 대수평균 온도차 (Tm, LMTD)   =  TTD - ITD

ln ( ITD / TTD)

바. 입구온도차 (ITD: Initial Temperature Difference) = TS -T1

사. 종단온도차 (TTD : Terminal Temperature Diff.)  =TS - T2

아. 복수 과냉각 온도 = TS - Hotwell 온도

자. 냉각수 유속

V =

f ; 냉각수 흐름이 단류식인 경우 1, 복류식인 경우 2를 적용

차 냉각수관(복수기관) 냉각표면적 계산

S =

OD ; 복수기 냉각수관의 외경 [㎜]

L ; 복수기관 유효길이(m)(Tube Sheet의 내측면 사이에 있는 관의 길이)

6. 복수기 진공도 관리

○ 진공도 개선(향상) : 출력증가(팽창점 증가),

출력 일정시는 효율증가

○ 진공도 상한치 설정

- 냉각수 온도저하 → 과냉(과진공) → 습분증가 → 터빈날개            침식 손상 초래 → 효율감소 추세(∴ 진공도 상한치 설정)

○ 연간 진공도 기준치 운영 필요(운전치와 비교)

○ 계절에 따라 냉각수온도 변하므로 계절별 진공도 설정 변경필요

7. 성능관리 필요성

○ 복수기는 발전소의 효율에 가장 큰 영향을 미치는 설비

- 진공도 1 % 변화 → 터빈효율 0.2 %~0.4 % 변화

○ 복수기 성능여하에 따라 터빈출력이 변화

- 진공도 1 % 변화 → 터빈출력 2 % 변화

○ 순환펌프(CWP) 동력절감

○ 오염 및 부식 방지로 복수기관 수명연장

[복수기 진공도 저하에 대한 대책]

표준화력 발전소 기준

1. 공기유입

가. Main Turbine & BFP Turbine Gland 에서 공기 유입

(터빈 조립 과정 중 잘못되어 Gland 에서 공기 유입하는 경우가 있음)

○ 기본 점검사항

- Seal Steam Header 압력 점검

- GSC 압력 점검

- SSH to #1 HTR Dump & Dump By-pass Valve 개도 점검

- 주증기 to SSH Supply & By-pass Valve개도 점검

- GSC Drain Loop Seal 의 Sealing 상태 점검

- LP Turbine & BFPT Gland to GSC Line 의 Low Point Drain Sealing 점검

○ 측정 및 시험 사항

- SSH to LP Turbine Seal Steam Flow 측정

- SSH to BFPT Seal Steam Flow 측정

- SSH to #1 HTR Surplus Seal Steam Flow 측정

- GSC Drain Flow 측정 (Pipe Line 절단하여 드럼통으로 유량측정)

- SSH 압력을 변동시켜 복수기 진공도 변화상태 확인

- SSH 압력을 변동시켜 GSC Drain 유량 변화상태 확인

나. 급수가열기 계통

○ 비정상적인 운전개소 확인

- 각 Heater Shell 압력 확인

- 각 Heater 종단온도차(TTD) 및 드레인온도차(DCA) 확인

- 각 Heater Emergency Drain Valve Open 확인

- 각 Heater Vent to Atmosphere Valve Open 확인

- 각 Heater Drain to Atmosphere Valve Open 확인

- Heater Drain Pump 정상운전 확인

- Heater Drain Pump Seal Water Supply & Return Line 점검

○ 각 추기단 압력계의 도압관 절손여부 확인

- LP TBN Lagging 내부의 Temporary Pressure Sensing Line 확인

- 비정상적인 압력 지시치 유무확인

다. 복수 계통

○ COP Suction Line 의 Drain Valve Open 상태 확인

○ Condenser Make-up Line 및 Condensate Storage Tank 확인

○ 복수기 하부측 각종 Drain Line (Hot Well Drain 등) 및 각종 계측기

Sensing Line 확인

라. Valve Seal Water 계통 확인

○ Seal Water 공급상태 확인

- Valve Seal Water Supply Valve 동작상태 확인

- Condenser Vacuum Breaker

- #1A, B LP HTR to Condenser

- #2A LP HTR to #1A LP HTR

- #2A LP HTR Emergency Drain

- #2B LP HTR to #1B LP HTR

- #2B LP HTR Emergency Drain

- #3 LP HTR Emergency Drain

- #4 LP HTR Emergency Drain

- #6A, B HP HTR Emergency Drain

- #7A, B HP HTR Emergency Drain

- Condensate Recirculation to Condenser

- Condensate Drip Tank to Condenser

- Condensate Make-up to Condenser

- COP A, B & C Suction Valve

- Deaerator Over Flow to Condenser

- BFPT Exhaust Duct A & B

- MS Drain to Condenser

마. SCAH Drain 계통 점검

○ Drain Head Chamber 1A & 1B Level 확인

○ Drain Head Chamber to Condenser Line 확인

- CV 전후 Drain Valve 개도 확인

- CV 후단 Isolation Valve Close 시험(CV에 Seal Water 공급 안됨)

○ Drain Head Chamber to 3A & B LP HTR Line 확인(위와 동일)

바. Condensate Drip Tank 계통 점검

○ Drip Tank Level  및 온도 확인

○ CV 전후 Drain Valve 개도 확인

사. 기타

○ Rupture Disc 점검

○ Cross Over Line to LP TBN Joint 부위 점검

○ TBN-Condenser Joint 부위 Seal 상태 부적합 점검

○ Condenser Shell 용접부 불량

○ BFPT A & B Exhaust Duct 부위 점검

[ 복수기 공기유입 여부 확인시험 ]

2. 공기추출기(Condenser Vacuum Pump) 성능저하

가. 각 Vacuum Pump 마다 추출 공기량 확인(Air Flow Meter 이용)

나. 추출 공기량이 적을 경우 다음 항목 점검

○ Vacuum Pump Sealing Water 계통 점검

- Sealing Water 온도에 의해 Pump 성능이 크게 영향을 받음

- Water Separator 의 Sealing Water Level 점검

- Sealing Water 온도 상승 점검(포화온도 이상시 Seal 파괴)

- Heat Exchanger 온도 상승 점검(냉각수 Drain 온도 확인 필요)

- Vacuum Pump Gland 누설 점검

○ Gas Ejector 정상동작 확인

- Ejector의 작동용 공기 Suction Solenoid Valve Open 상태 확인

- 추출공기 Gas Ejector By-pass Valve Close 상태 확인

3. 복수기 열부하 증가

가. Turbine의 배기유량 증가 확인

○ Turbine 성능시험을 통하여 다음 사항을 확인

- 급수유량 또는 주증기유량 증가 확인

- 추기 사용량 변화 확인

․ 각 급수가열기 추기유량 변화 확인

․ 보조증기 공급처 변경(11단 추기, CRH) 및 사용량 변화상태 확인

․ BFPT 사용증기(LP & HP) 및 사용량 확인

- RH Spray 유량 변화 확인

- #2 Packing 누설량 증가 확인

․Blow Down Valve to Condenser Flow 확인

- Turbine 성능저하 상태 확인

나. 고온증기 Drain Valve Open 점검

○ MS Drain to Condenser

- MS Line Drain MOV

- BFPT HP Steam Line Drain MOV

○ RH Drain to Condenser

- HRH & CRH Steam Line Drain MOV

○ Valve Seat Drain to Condenser

- MSV Above & Below Seat Drain MOV

- CRV Below Seat Drain MOV

- BFPT A & B HP Stop Valve Drain MOV

- BFPT A & B LP Stop Valve Drain MOV

- BFPT A & B First Stage Drain MOV

4. 냉각수 유량 점검

○ 냉각수 온도 상승폭이 증가하면 냉각수 유량 감소를 의미함

○ CWP 성능저하 점검

○ Screen, 수로, 각 Valve 개폐상태 점검

- 토출관 Air Pocket 으로 Siphon이 형성되지 않으면 토출구에서

냉각수 간헐적으로 배출됨. Vent Valve Open 하여 Siphon 형성

○ 복수기 입출구 압력 점검

- 압력차 감소시 유량 감소를 의미

[ 복수기 냉각수 유량 측정도 ]

5. 열교환 면적 감소 점검

○ 복수기 수실 상부 Priming 상태(Siphon 형성) 확인

- 복수기 수실상부 공기정체현상 발생시 냉각수가 부분적으로 흐르게 되며,         이 경우 전열면적이 감소하여 진공도 저하하여, 냉각수 출구온도는 저하된다.

- Water Box Priming Pump 정상 작동상태 확인

- 수실 상부 수면계 확인

- 수동 Priming 방법은 복수기 출구측 냉각수 Valve를 약간 닫은 후 수실

상부 대기방출 Vent Valve Open 하여 물이 나오면 Priming이 된 상태

이므로 Vent Valve Close 및 냉각수 출구 Valve 정상 Open

○ 복수기 수위 과다 상승

- 증기를 응축시키는 유효 열전달면적 감소

- 복수기에 잠긴 관에서의 열전달 계수증가

- 이결과 증기온도와 압력은 증가되고 극심한 복수의 과냉각 발생

6. 복수기 냉각관 오염

○ 복수기 종단온도차 증가로 나타남

냉각수 출구온도는 약간 저하함.

○ Turbine 열정산 및 복수기 열정산 실시

- Full Scale Turbine 성능시험 실시

- 복수기 성능계산 실시(간이 시험 포함)

○ Ball 세정장치 운용 및 Sponge Ball 마모상태 확인

[ 복수기관 오염에 따른 전열저항 변화치 ]

Steam Side Water Film              18 %

Steam Side Fouling                   8 %

Tube Wall                            2 %

Water Side Fouling                  33 %

Water Side Film                    39 %

[ 운전조건 변화에 따른 복수기 상태 변화 ]

운전조건 변화		냉각수량 감소	복수기관 오염	냉각수입구온도상승	공기유입	복수기유위상승과다	부하감소
냉각수	입구온도	동 일	동 일	증 가	동 일	동 일	동 일
	출구온도	증 가	동 일	증 가	동 일	증 가	감 소
	온도상승	증 가	변화없음	변화없음	변화없음	증 가	감 소
복수기 진공도		저 하	저 하	저 하	저 하	저 하	증 가
배기(포화)온도		증 가	증 가	증 가	증 가	증 가	저 하
복수 온도		증 가	증 가	증 가	증 가	저 하	저 하
종단온도차		증 가	증 가	변화없음	증 가	증 가	감 소
과냉각 온도		변화없음	변화없음	변화없음	증 가	증 가	변화없음

[ 냉각수의 비열(Cp)과 비중량(rc) ]

Note : For sea water no appreciable error is introduced by the values from this table for the

table salinity content of the water.

1. Values computed by F.D. Rossini of National Bureau of Standards.

2. Interpolated from values given in the International Critical Table.

3. 상기 표의 온도는 [℃] 단위이며, 염분농도는 [%] 임.

[ 냉각수 입구온도 보정계수 ]

출처 : Standards for Steam Surface Condensers, 9th edition, Heat Exchange Institute, 2002.

단, HEI 규격에는 온도단위가 ℉인 바, 이를 ℃로 환산한 값을 수록함.

[ 복수기튜브의 재질 및 두께에 따른 보정계수 ]

두 께 재 질	Tube Wall Gauge (BWG No.)
	24 (0.56㎜)	22 (0.71㎜)	20 (0.89㎜)	18 (1.24㎜)	16 (1.65㎜)	14 (2.11㎜)	12 (2.77㎜)
Admiralty Metal	1.03	1.02	1.01	1.00	0.98	0.96	0.93
Aluminum Brass	1.02	1.02	1.01	0.99	0.97	0.95	0.92
Aluminum Bronze	1.02	1.01	1.00	0.98	0.96	0.93	0.89
70-30 Cu-Ni	0.97	0.95	0.92	0.88	0.83	0.78	0.71
90-10 Cu-Ni	0.99	0.98	0.96	0.93	0.89	0.85	0.80
Arsenical Copper	1.04	1.03	1.03	1.02	1.01	1.00	0.98
Copper Iron 194	1.04	1.04	1.03	1.03	1.02	1.01	1.00
Stainless Steel (Type 304)	0.90	0.86	0.82	0.75	0.69	0.62	0.54
Stainless Steel (Type 316/317)	0.89	0.85	0.81	0.74	0.67	0.61	0.53
Cold Rolled Carbon Steel	1.00	0.98	0.97	0.94	0.90	0.86	0.81
Titanium Grades 1 & 2	0.94	0.91	0.89	0.83	0.77	0.71	0.64
UNS S43035	0.94	0.91	0.88	0.82	0.77	0.71	0.63
UNS S44735	0.92	0.89	0.85	0.79	0.72	0.66	0.58
UNS S44660	0.92	0.89	0.85	0.79	0.72	0.66	0.58
UNS N08367	0.86	0.82	0.78	0.70	0.63	0.56	0.48

* BWG : Birmingham Wire Gauge

출처 : Standards for Steam Surface Condensers, 9th edition, Heat Exchange Institute, 2002.

급수가열기 성능

1. 성능관리 지표

○ 종단온도차(TTD), 드레인접근온도차(DCA), 급수온도상승(TR),

추기압력, 추기온도, Venting, 수위

2. 급수가열기 성능 판별

○ 종단온도차와 열관류율 계산 설계치 또는 인수치와 비교 판정

○ 판별요소

- 급수가열기 입,출구 온도상승

- TTD, DCA

[ 3-Zone 급수가열기 구조도 ]

[ 급수가열기의 각부 온도분포 ]

3. 종단온도차(TTD : Terminal Temperature Difference )

= 가열기 내부 증기압력 상당 포화온도(tds) - 출구 급수온도(t1t)

- 과열저감부가 없는 경우 : 2.8℃ ~ 5.6℃

- 과열저감부가 있는 경우 :  0 ℃ ~ -3℃

- 종단온도차가 적을수록 좋다

4. 드레인 접근온도차(DCA : Drain Cooling Approach)

= 출구 드레인 온도(tod) - 입구급수온도 (t1)

- 초기온도차 (ITD : Initial Temperature Difference)라고도 함

- 5.6 ℃ ~ 10℃ 정도

- 드레인온도차가 적을수록 좋다

5. 급수온도 상승(TR : Temperature Rise)

= 출구 급수온도(t2) - 입구급수온도 (t1)

6. 추기관 온도 및 압력 강하

○ 온도강하 = 터빈측 온도 - 가열기측 온도

○ 압력강하 = 터빈측 압력 - 가열기측 압력

○ 압력강하율 = (압력강하 / 터빈측 압력) × 100(%)

6. 대수평균 온도차 (LMTD)

θm =   θ1 - θ2

ln θ1  / θ2

○ 대수평균 온도차는 각각 구분하여 계산(저감부, 응축부, 냉각부)

○ 각부 온도차

구 분	과열 저감부	응 축 부	Drain 냉각부
θ1	ts - t2	tdc - t1t	tdc - t1t
θ2	tds - t2t	tdc - t2t	tod - t1

6. 열 관류율

K =              열부하 (Q)              [kcal / m2 ℃ h]

열교환 면적 (A) × 대수평균 온도차(θm)

구 분	열교환 면적	열 관류율	열 교 환
과열 저감부	10% 내외	400~700	추기 현열 이용
응 축 부	70~80 %	2,000~4,000	응축잠열 이용
드레인 냉각부	10~20 %	800~1,500	물의 현열 이용

- 고압 급수가열기 : 3개 모두 구비

- 저압 급수가열기 : 응축부, 드레인 냉각부 2개 구비

7. 열부하 (Q )

= 급수유량 × (급수 출구 엔탈피 - 급수 입구 엔탈피)

[ 급수가열기의 성능특성]

1. 급수온도 상승(TR : Temperature Rise)

- 급수온도 상승저하는 종단온도차가 증가 때문임.

- 급수온도 상승이 점차 낮아지거나, 예상 Heat Balance에 비해 현      저하게 낮지만 일정할 경우 대부분은 Venting 부족 또는 Drain       Level High로 유효 열전달 면적 감소 때문임.

2. 종단온도차 (TTD, TD : Terminal Temperature Difference)

- 가열기 출구 급수온도는 가열기내 Shell Side 증기압력에 영향 받음

- 급수온도는 Shell 압력에 상당하는 포화온도에 가깝게 배출됨.

(과열저감부가 설치된 경우 포화온도 보다 높은 경우가 있음)

- 종단온도차 증가 원인 : 주로 Venting 부족 또는 Channel Side

Partition Plate 누설임.

∘Venting 부족

∘수실격판(Partition) 누설

∘Feed Water By-Pass Valve Passing

∘전열면 오염

∘Shell 수위가 매우 높음

∘부식에 의한 Baffle과 Shell 또는 Tube 사이의 과도한 간극

∘충격방지판(Impingement Plate) 부식으로 추기 편류,

Drain Cooling Zone에 증기유입.

∘추기 입구 Valve 개도 불충분(이 경우 Shell 압력 저하됨)

3. 드레인 온도차(DCA, DC : Drain Cooler Approach)

- 드레인 온도차 증가 이유는 주로 Shell Side 드레인 Level이 낮아

Drain Cooling Zone에 Steam이 유입되므로 발생함.

4. 급수가열기의 운전상의 문제점

○ Venting 부족

- 기동정지가 잦은 설비에서 불응축성 가스가 정체하기 쉬우므로 야기됨.

- Venting 부족시 공기막을 형성 열전달률을 감소시키며, 가열증기의       분압(Partial Pressure)을 감소시켜 응축온도 저하로 가열기 출구       급수온도가 낮아지며, 관 부식의 문제도 야기됨.

- 대기압 이하로 운전되는 가열기는 터빈 추기점을 포함한 모든  Flange

에서 공기유입 점검.

- Manifold로 된 Vent 계통은 각 Vent V/v나 Orifice에서 압력강하가       요구되는 Vent 량을 충분하게 유지 가능한지 확인.

- Manifold로 된 Vent 계통의 Drain Cooler에서 Start-up Vent가 닫겨

있는지 점검.

○ 추기관의 과도한 압력강하

- 추기관 과도한 압력강하는 포화온도 저하로 추기의 응축온도가         낮아져 급수온도 저하함.

- 과도한 Shell Venting의 경우나 건설 중 추기관에 부스러기가         끼어 추기 공급 Valve가 충분하게 열리지 않거나 또는 추기관의         크기가 작아 압력강하 발생.

○ Shell 수위

- Drain Level 과도하게 높을 때 :

o Condensing Tube가 물에 잠기면 응축수는 포화온도 이하로 과냉,        종단온도차 증가함.

o Drain Line 이나 Drain CV의 Plugging 또는 용량 부적합으로        과도한 압력강하 발생하기 때문이며, CV의 By-pass Valve를          열어도 해소 안되면 Drain Line이나 CV 청소 또는 큰 용량으로        교체 필요함.

o 가열기관 파열로 많은 급수가 Shell Side로 유입되는 경우.

o 저압가열기중 저부하시 Stage 사이의 압력차 불충분으로 Drain         Cooling Zone을 통하여 Drain을 밀어 올리지 못하는 경우.

o 앞 가열기의 불충분한 열교환으로 저온의 급수가 유입되어 추기량이       증가한 경우.

- Drain Level 너무 낮을 때 :

o Drain Cooling Zone Inlet가 응축수에 잠기지 않게 되면 Live          Steam과 응축수가 혼합 배출되므로 Drain 온도가 높아짐. 이때        Live Steam은 빠른 속도로 Drain Cooling Zone에 유입되어           Tube 부식 또는 누설 초래 가능 있음.

o Drain Level 저하는 대부분이 Level Controller 조정불량이며,             원인으로 급수의 By-pass에 따른 열교환량 감소로 추기가 응축되지        않는 경우 등이 있음.

○ 수실격판(Channel Side Partition Plate) 누설

- 취부, 취외의 작업 용이성 및 수실 입출구의 온도차에 의한            열응력 완화를 위하여 비교적 경량의 엷은판 구조 채용.

- Scale에 의한 입출구 압력차 증대, 빈번한 기동 정지 등으로          격판 용접부 경년열화에 의해 균열발생, 또 급수에 의한 침식         및 부식 작용으로 관통되는 경우가 있음.

○ 급수가열기 비정상 운전에 의한 손상

- 터빈의 과부하 또는 부분부하, 급수가열기 Out of Service, Drain   Pump 고장 등 비정상적인 운전은 유량을 증가 또는 감소시켜    각종 문제점 또는 손상을 초래함.

- 과도한 응력이나 진동에 의한 기계적 또는 구조적 파손 발생.

- 유체의 빠른 속도 또는 증발(Flashing)에 의한 침식 발생.

급수펌프 성능

1. 성능관리 지표

○ 일량(kW), 열효율, 회전수, 증기소비량, 흡입수두,

온도상승(입∙출구)

2. BFP의 소요동력 계산방법

○ 열정산에 의한 방법 :

BFP에 흡수한 동력은 급수 엔탈피 상승과 동일

○ 펌프 효율곡선을 이용하는 방법

펌프동력 = 펌프 수동력    =  γQH

펌프효율          η

3. BFPT 소요동력

○ BFP 소요동력 + 기계적손실 동력 + 방열손실 동력

4. BFPT 효율 (η)  =  실제 열낙차

단열 열낙차

5. 원심펌프

○ 원심펌프의 유량이나 용량은 속도에 정비례, 수두는 속도 제곱에        정비례, 동력은 펌프속도 세 제곱에 정비례한다.

이들 법칙은 다음과 같은 비례식으로 요약할 수 있다.

[eqn: pile{{pile{{V~ PROPTO ~N},~~{H_{p} ~ PROPTO ~N^{2}}}},~~{P~ PROPTO~ N^{3}}}]

V : 체적유량, Hp : 배출수두, P : 동력, N : 속도[rpm]

[eqn: V_{1} ~times~LEFT [ {N_{2}} over {N_{1}} RIGHT ] ~=~V_{2},~~H_{p1} ~times~LEFT [ {N_{2}} over {N_{1}} RIGHT ]^{2} ~=~H_{p2} ,~~P_{1} ~times~LEFT [ {N_{2}} over {N_{1}} RIGHT ]^{3} ~=~P_{2}]

效率的 運轉을 위한

성능관리 요소

성능관리 요소

1. 플랜트 성능관리 요소

2. 보일러 성능관리 요소

3. 터빈 성능관리 요소

1. 플랜트 성능관리 요소

가. 발전단 열효율(또는 플랜트 열효율) 개요

○ 입출력법 : 실제 발전소 운영시 발전단 열효율을 평가하는 방법은 발전단 전기출력과 사용된 연료량, 연료의 대표시료 발열량을 이용하여 입출력법 효율계산 방식으로 산출, 확정하기 때문에 그 측정결과의 불확도가 커서 정량적 표현이 필요한 시험방법으로는 부적합하나 설비운용상 경향파악 측면과 에너지 수급관계를 관리하는 측면에서는 이 방법이 간편하여 널리 채용되고 있다.

○ 열손실법 : 플랜트 열손실에 대한 측정상 한계로 인하여 운용측면에서 관리하기에는 매우 어려움이 따르기는 하지만 성능진단시에 추정한 결과치를 매번 같은 시험방법으로 측정한 보일러/터빈의 열효율에 적용하여 관리하는 것도 상당한 의미를 부여할 수 있다. 따라서 비교적 연료량, 발열량 측정의 불확도가 적은 가스 및 유류 전소 발전설비에서는 입출력법을 기준으로 하되 열손실법으로 검증하고, 상대적으로 연료량, 발열량 측정의 불확도가 큰 석탄 전소 및 석탄 혼소 발전설비에서는 열손실법을 기준으로 하고 입출력법으로 검증한다.

○ 입출력법에 의한 발전단 열효율 산출 식

KWG × 860

ηP ＝ ─────────── × 100 [%]

WFE × HHV + QB

KWG; 전기출력, WFE; 연료량, HHV; 고위발열량, QB; 부가입열

[주] 보정치 = 발전단 측정효율 × 보일러효율 보정계수 × 터빈효율 보정계수

(보일러효율 보정계수 = 보일러효율_보정치 / 보일러효율_측정치)

○ 열손실법에 의한 발전단 열효율 산출 식

ηP ＝ (ηB × ηT) / 100 - △PL [%]

ηB; 보일러효율[%]  ηT; 터빈효율[%]  △PL; 플랜트 열손실[%]

[주] 발전단효율_보정치 = (보일러효율_보정치 × 터빈효율_보정치) / 100 - △PL

나. 플랜트 열손실의 개념

발전설비의 성능분석을 위한 정밀 성능시험시에는 보일러 및 터빈 열효율이 별도로 구분되어 측정되어진다. 그 이유는 성능진단시에 적용하는 시험절차가 발전설비 전체의 열효율을 측정하는 개념이 아닌 단위기기 즉 보일러, 터빈을 별도로 구분하여 그 열효율을 측정하는 개념으로 되어있으며, 또한 발전소 건설 계약 역시 보일러와 터빈제작자가 각각 상이하여 발전 플랜트에서는 이 두 기기가 별도로 운전될 수 없음에도 불구하고 각 기기의 성능만을 보증하려고 하는 시험방법을 택하기 때문이다.

앞에서 언급한 바와 같이 입출력법 플랜트 열효율 측정방법에 의한 시험방법은 그 시험결과의 불확도를 줄이기가 매우 어려워 보증시험용으로는 부적절한 요인도 있기 때문이다.

그러나 시험결과가 효율의 개념으로 표현된다면 입출력법에 의한 시험결과와 열손실법에 의한 계산결과가 일치되어야 하는데, 실제 시험결과를 살펴보면 매 시험결과에는 플랜트 열손실로 표현되어야 하는 열손실을 열손실법 효율에 감안하여야 만이 입출력법에 의한 시험 결과치와 일치됨을 경험적으로 알 수 있다.

즉 열손실법에 의해 측정된 발전소 플랜트 열효율과 입출력법에 의한 플랜트 열효율은 이론적으로는 일치함이 이상적이나 열손실법으로 측정된 보일러 열효율과 터빈 열효율을 곱한 값은 언제나 입출력법으로 측정된 플랜트 열효율 값보다 크게 나타난다.

그렇다면 열손실법에 의한 플랜트 열효율 측정방법과 입출력법에 의한 플랜트 열효율 측정방법에서 발생되는 플랜트 열손실이라 일컫는 손실은 어떠한 원인에 의해서 발생되는가? 하는 의문점이 생기는데 이 의문점에 대한 답은 시험방법의 차이에서 오는 측정 Boundary 차이라 할 수 있으며, 다음과 같은 원인들에 의하여 발생된다.

다. 플랜트 열손실항목

○ 시험 Boundary 외부 공통설비의 열손실

○ 보일러 열손실 및 터빈 열소비율 산정시 미포함분

○ 증기 및 급수 배관에서의 방열손실(급수가열기 포함)

○ 보일러 방열손실(보일러 효율 산정시 적용된 값과 실제와의 차)

○ Steam Converter Steam 공급열량에 따른 손실

○ Steam Coil Air Heater 사용에 따른 열손실 차

○ Fuel Oil Heater 및 저유조에서의 손실열량

○ Atomizing Steam의 잠열 및 Sampling Flow 보유열량

○ 집진기, Ash Hopper 가열증기에 보유된 열량

○ 보일러 Blow Down 보유열량

○ 소내 난방 및 샤워장 공급열량

○ 수리처리설비 공급증기 보유열량

○ 각종 누설(Steam, Water, Oil, etc.)

○ 각종 밸브, 펌프 그랜드 누설에 보유된 열량

○ 터빈 사이클 손실(미측정 유량)에 따른 열손실 차

○ 터빈 실 누설량 증대에 따른 손실(누설량 측정 계산시)

○ 정격 Setting치 오류(온도, 압력 등)에 따른 열손실 차

○ 측정오차(연료량, 전력량, 유량 등)

○ 계절(동절기, 하절기)에 의한 영향

○ 옥내식과 옥외식 보일러에 따른 영향

○ 보온(Insulation) 양부에 의한 방열손실 차에 따른 영향

○ 시험방법상 계통격리 상태 차이에 따른 영향

○ 설비의 구조(보일러와 터빈간 거리 등)에 따른 영향

○ 사용연료에 따른 영향

- Oil : Atomizing Steam, Fuel Oil Heating Steam, SAH Steam

- Coal : EP Heating Steam, Mill Pyrite, 미분기 방열손실

라. 설비 운영시 송전단 열효율 저하요인 관리

○ 경년에 따른 열효율 저하(내부조건)

○ 설비노후화에 따른 열효율 저하(외부조건)

○ 부분부하 운전에 따른 열효율 저하

○ 기동정지에 따른 열효율 저하

○ 계절요인에 따른 열효율 저하

○ 돌발사고에 따른 열효율 저하

○ 정비지연(밸브, 튜브 등 내․외부 누설)에 따른 열효율 저하

○ 연료성상 변화에 따른 열효율 저하

○ 소내 전력량 증가(인수시험 대비)

○ 일상 보수에 필요한 전력량, 공사용 및 업무용 전력량 등

○ 열부하 변동 등에 따른 과열저감수량 증가에 따른 열효율 저하

○ 설비조정 불량에 따른 열효율 저하

○ 과잉공기 운전(적정 과잉공기 운전 이탈)에 따른 열효율 저하

○ 수처리 과정의 불량에 기인한 관석 부착에 따른 열효율 저하

○ 각종 누설(연료, 물, 증기 등)

○ 밸브 격리불량에 따른 열효율 저하

○ 보일러 미측정 손실(설비 운용시 미계상한 경우)

○ 계측 오차

○ 설비 개선 혹은 설비 개조에 따른 소내 전력량 증가

○ 계통부하 추종운전에 따른 열효율 저하

마. 소내동력 관리

○ 설비별 운전기기 및 전류, 전압, 운전시간, 전류증가 여부 파악

○ 호기가 다수일 경우 공용설비의 운전상태 파악

○ 정지중인 호기가 있을 경우 운전중인 호기에서 공급하는 전력 파악

○ 공사용 전력 등 임시동력 사용여부 파악

○ 무부하 변압기가 있는지 파악

○ 전압이 정격보다 높게 유지되는지, 경부하 운전설비가 있는지 파악

○ 증설되거나 감축, 운전대수가 증가한 설비가 있는지 파악

○ 당초와 운전방법이 바뀐 설비가 있는지 파악

○ 정상운전 중 운전되지 않아야할 기기가 운전되는지 파악

○ 역률은 적절하게 유지되고 있는지 파악

○ 펌프나 팬은 최고 효율점에서 운전되는지 파악

○ 표준운전절차에 의하지 않아 동력 증가요인이 있는지 파악

○ 적절한 풍량제어 방식채용 (동력면에서 유리한 순서)

- 입구 Vane 제어 ② 입구 Damper 제어 ③ 출구 Damper 제어

바. 소내전력계통 성능관리 Point

1) 보조기기

○ 보조기기 운전대수는 적정한가 ?

- 각종펌프, BFP, FDF, FOP, COP, Booster Pp 등

○ 간헐운전

○ 공기압축기의 Loading, Unloading Time은 적정한가 ?

○ 대용량 보조기기의 전류가 증가하고 있지 않은가 ?(동일조건)

○ 정지중 운전조건은 적정한가 ?

○ BFP의 재순환 Valve가 누설하지 않는가 ?

○ 보일러에 공기누입 개소는 없는가 ?

2) 전기집진기

○ EP의 하전전류는 적정한가 ?

○ EP의 Rapping 장치는 정상인가 ?

3) 변압기

○ 경부하 또는 무부하로 운전되는 변압기는 없는가?

○ 병렬운전 변압기의 부하분담은 적정한가?

○ 변압기 냉각 Fan의 운전은 적정한가?

4) 공조설비

○ 공조설비의 운전조건은 기준에 적합한가 ?

○ 공조용 Filter는 오염되어 있지 않는가 ?

○ 과도한 공조 및 열손실 개소는 없는가 ?

5) 조명설비

○ 과다한 조명개소는 없는가 ?

○ 불필요한 장소와 시간에 점등되는 사례는 없는가 ?

○ 조명 System은 적정한가 ?

사. 공통설비 관리 Point

1) 보조증기

○ 보조증기 공급개소는 적정한가 ?

○ 보조증기 압력은 정상인가 ?

○ Drain Trap의 불량개소는 없는가 ?

○ 보조증기의 누설개소는 없는가 ?

○ Drain 미회수 개소는 없는가 ?

2) 저유조

○ 탱크 저유온도는 적정한가 ?

○ Bottom Heater를 사용하고 있지 않은가 ?

○ 응축수 배출은 주기적으로 실시하고 있는가 ?

3) 배 관

○ 보온재의 파손은 없는가 ?

○ 증기, 물의 누설개소는 없는가 ?

4) 기 타

○ CBD의 Flash Steam은 회수되고 있는가 ?

○ Unit 기동시간을 단축하고 있는가 ?

2. 보일러 성능관리 요소

가. 보일러 성능 개념도

				대기온도	고
				대기온도	저
보일러 효율									연소공기량	고
고				배기가스O2	고				연소공기량	저
													연소개선
				배기가스O2	저				AH 공기누설율	고
									AH 공기누설율	저
				배기가스온도	고
보일러 효율
				배기가스온도	저				AH 온도효율	고
저
				연소공기온도	고				AH 온도효율	저
				연소공기온도	저

나. 배기가스 온도

				자연요인			외 기 온 도
							보일러튜브 열 흡 수 율
				설비요인			공기예열기 성 능
							터빈설비성능
							과잉공기비
배기가스온도							공기량배분
							노 내 압
							Soot blowing
				운전요인			연료유 온도
							화 염 상 태
보일러 각 손실항목의 손실량 계산 기준온도임 (미연탄소분, CO, 방열 및 미측정손실 제외)
							층별버너부하
							SAH의 운 전
							공기예열기의 냉단평균온도

다. 배기가스 손실

배기가스량			∙과잉공기 ∙AH 누설율 ∙연료특성
배기가스 온도			∙노내 전열면상태 (WW, SH, RH, Eco.) ∙열전달계수 ∙연소상태 ∙SAH 운전 ∙AH 온도효율 (열전달계수, 열소자중량) ∙AH 누설율
외 기 온 도

라. 보일러 열손실 크기 순 비교

○ 배기가스손실	: 유류 ＞ 국내탄 ＞ 석탄 ＞ 가스

○ 수소연소손실	: 가스 ＞ 유류 ＞ 석탄 ＞ 국내탄

○ 미연탄소손실	: 국내탄 ＞ 석탄

○ 유류, 가스 발전소 : 수소연소손실 ＞ 건배가스손실

○ 유연탄 발전소 : 건배가스손실 ＞ 수소연소손실 ＞ 미연탄소손실

○ 국내탄 발전소 : 건배가스손실 ＞ 미연탄소손실 ＞ 수소연소손실

마. 미연탄소분 손실관리(연료성상, 운전측면, 미분기성능)

1) 상층부 버너부하를 줄이고 하층부 버너부하를 늘림

2) Total Air Flow 증가시킴

○ 배기손실이 증가하므로 이 두 손실의 합이 최소가 되도록 최적           O2% 선정관리

3) Register Vane을 조정하여 밝은 화염 형성과 화염길이를 짧게 만듬

4) 노내압 적정유지

○ 노내압을 낮추면 화염중심부가 상향 이동됨으로써 미연탄소분         증가 → 배기가스온도 상승 → 유인통풍기 부하 증가

○ 노내압을 낮추면 주증기 온도 하강, 재열증기 온도상승 가져옴

○ 노내압을 과도하게 높이면 통풍지장 등 안정운전에 장애

5) 미분도 상향조정

○ 석탄입자 大 → 완전연소 필요한 시간 長 → 미연탄소 증가                  → 배기가스온도 상승

* 미분기용량, 소비동력을 고려하여 미분도 증가시킴(80～85 %)

6) 미분탄온도 상향조정

○ 미분탄온도 상승 → 착화시간 빠름 → 화염안정 → 미연탄소분 감소 → 미분기동력 감소 → 과잉공기비 감소 → 배기가스온도 감소 → 과열 및 재열저감수량 감소 → NOX 배출농도 증가 → 미분탄 발화 또는 폭발 우려

7) PA Flow 감소 → 화염길이 짧게 하고 → 2차공기량 증가시킴

○ PA 압력 증가시 : 미연탄소분 증가 → 화염전파속도보다 빠른 분사 → 착화점 멀어짐 → 화염불안 → 연소영역 벗어남 → 완전연소 곤란 → 배기가스온도 상승 → 미연탄소분 증가

○ PA 압력 감소시 : 화염전파속도보다 낮은 속도로 분사되므로 착화점이 짧아져 버너 과열

바. CO 생성손실

○ CO 손실량은 크지 않음

○ CO 증가는 불완전 연소 의미→그을음 발생 및 부착→전열방해

→ 미연수소, 미연탄화수소, Soot 증가

○ O2 농도에 의한 연소관리보다 유리(특히 석탄화력)

- 공기량에 따른 O2와 CO 농도는 밀정한 상관관계 있음

- 탄종, 부하에 관계없이 CO 농도로 관리가능하며 공기유입 등 외란             요소 거의 없음

- 연소상태 및 화염불안정시 CO 농도 급격히 증가

○ CO 적정 농도

- 연료종류와 설비에 관계없이 100~200ppm 범위는 무난함

- 건배가스손실과 미연손실의 합이 최소가 되는 O2농도 유지

[건배가스손실과 미연탄소손실과의 관계곡선]

사. 보일러 튜브 열흡수율 관리

○ 보일러 전체 성능의 척도

○ 연소상태, S/B의 양부와 튜브내외면 Scale에 직접적인 영향받음

○ Eco. Out Gas Temp.의 증감, Spray Water 등으로 간접적인 판단

○ Wall Tube 열부하 증대, SH & RH Tube 열부 감소시킴이 유리

○ 관리항목

- Total Air Flow 줄임

- 상층부 버너부하를 줄이고 하층부 버너 부하 증가시킴

- Register Vane을 조정하여 최적 화염형성과 화염길이를 짧게 유도

- 1, 2차 공기량의 적정배분

- 노내압의 적정유지

- Soot Blowing 주기 적정조정

- Wall Tube의 적정주기 화학세정

아. 방열손실 관리

○ 보일러가 잘 설계되고 단열된 경우 방열손실은 0.25 % 정도임

○ 보일러하우징에 공기가 유입되면 X-Ratio가 낮아지고, 노내         공기/연료 비율이 적절히 유지되지 않으며,

○ 효율 등에 결정적인 영향을 미칠 수 있는 버너 오염, 대류통로        막힘 현상, 과열기와 재열기 관의 액상 부식, 수냉벽에 대규모        클링커형성 등의 문제가 발생할 수 있음.

○ 따라서 방열손실 그 자체는 보일러 열효율에 심각한 손실이          아닐 수 있지만 보일러 내화벽돌의 조건은 보일러의 열효율과        가용성에 중대한 역할을 한다.

자. 과열 및 재열증기온도 관리

○ 증기온도 상승하면 터빈 효율에는 유리하지만 보일러 열효율에는        유리하지 않으며 설비의 신뢰성에도 결정적인 영향을 줌.

○ 보일러 최소안정 운전시간은 튜브온도가 증가하면 갑자기 감소  차. 과열저감수량 증가시 미치는 영향

1) 과열저감수 증가는 전열면 후부에 열부하가 많다는 의미.

2) 증기중의 동일 불순물 농도일지라도 열부하가 클수록 관석부착이   심화되고, 동일 스케일 부착량에서 관석에 의한 열 저항도 커짐.

3) 과열저감수는 급수에서 증기계통으로 직접 주입되는 것이므로 급수   중의 불순물 또한 그대로 직접 증기계통으로 유입되어 증기중의   불순물농도를 증가시킴.

4) 고온의 증기계통에 저온의 급수가 유입되어 열 충격이 커짐.

5) 재생사이클(급수가열기 계통)을 By-pass 함으로써 터빈에서 재생   사이클 이용도가 낮아져 터빈 열효율 감소를 초래함.

6) 터빈효율 감소로 동일 전기출력을 발전하려면 그만큼 증기유량이   증가되어야 하므로 상기 현상들을 더욱더 심화시킴.

7) 보일러에서 최적 열흡수 패턴도 보일러 후부 쪽의 열부하 증가는   보일러출구 배기가스온도를 상승시켜 보일러효율 저하 초래함.

8) 보일러 열효율 저하는 동일 전기출력을 발전하려면 그만큼 상기   ‘6)’항과 더불어 연료사용량 증가를 가져오므로 ‘7)’항의 현상에   의하여 보일러 열효율 저하를 더욱더 심화시킴.

9) 따라서 터빈 열효율과 보일러 열효율을 향상시키고, 보일러튜브의   관석부착의 최소화 및 열 충격을 완화시키기 위해서 과열저감수   량의 최소화에 최선의 노력을 경주해야 함.

카. 미분기 성능관리

1) 미분기의 성능관리항목

- 분쇄능력, 미분탄의 입도, 석탄의 특성(분쇄도, 수분, 입도) 등

2) 미분기성능의 영향요소

석탄의 분쇄도(미분기 용량결정에 영향 , 탄화도가 클수록 높다),      석탄의 수분과 입자크기, Ball 충진량, 미분탄의 미세도, 미분기       입구 공기온도, Lining, Leakage 등

타. 보일러 성능관리 Point

○ 배기가스 O2%는 적정한가?

○ 가스분석은 주기적으로 분석하는가?

○ 온라인 O2 Meter의 Calibration은 시행되고 있는가?

○ 연소상태가 나쁜 버너는 없는가?

○ 버너의 배열은 적정한가?

○ Soot Blowing : 증기압력과 주기는 적정한가?

Drain은 잘 배출시키고 있는가?

○ CBD 배출주기는 적정한가?

○ Draft Loss가 크지 않는가?

○ 평형통풍의 경우 공기누입 개소는 없는가?

○ 미분기운전은 적정한가?(미분도, 미분기출구온도 등)

○ 연료유 온도는 적정한가?

○ 보일러튜브 온도는 균일하게 유지되고 있는가?

○ 주요 온도계 교정은 주기적으로 시행되고 있는가?

- SH Outlet, RH Inlet and Outlet Steam, Eco. Outlet Gas 등

○ 설비정비는 적기에 이루어지고 있는가?

- 전열면 세정, 보일러 튜브, 연소설비, 누설, 보온 등

○ 설비의 운전상태는 적정한가?

- 적정 공기비 유지, 공기량 배분, 연소용 공기와 연료의 혼합,        완전연소 등

○ 성능파악을 위하여 주기적으로 성능시험은 실시되고 있는가?

○ 보일러 튜브의 청결도 관리는 적정하게 수행되고 있는가?

- 튜브 내, 외면 스케일 파악과 필요시 세정 등

파. 공기예열기 성능관리

○  온도효율 관리(인자)

- 열전달 계수    :  전열면 상태

- 열소자 중량    :  부식감량

- 입구 가스온도  :  보일러 열흡수율

- 출구 가스온도  :  SAH 운전여부, 냉단평균온도 유지수준

- 입구 공기온도  :  외기온도, SAH 운전여부

- 입구 가스량 및 입구 공기량

○ 공기 누설률 관리(인자)

- 각 부위 Seal 간극

- 입구 공기온도  :  외기온도, SAH 운전여부

- 입구 가스량

- Cold End 차압  :  통풍상태

- 열소자 상태    :  오염, 부식

○ 공기예열기 성능관리 Point

- 연료의 종별에 따른 AH 냉단 평균온도는 적정한가?

- SAH의 증기 누설은 없는가?

- AH Seal 간극은 적정한가?

- AH Draft Loss가 크지 않는가?

- 배기가스온도가 증가하지 않는가?

- Soot Blowing은 최적 주기로 실시되고 있는가?

- 공기 누설률이 증가하고 있지 않는가?

( 입․출구 O2, CO2 분석)

- 온도효율이 저하되고 있지 않은가?

- 성능파악을 위하여 주기적으로 성능시험은 실시되고 있는가?

- AH 열소자 관리는 적절하게 수행되고 있는가?

3. 터빈 성능관리 요소

가. 터빈 본체 성능

○ 자연요소 : 냉각수 조건에 따른 진공도

○ 계통요인 : 부하변화, 발전기 역률

○ 설비요인 : 터빈본체, 급수가열기, 공기추출기, 터빈 밀봉장치

○ 운전요인

-주증기 온도와 압력,  재열증기 온도

-진공도, Spray 유량

-급수가열기 정상운전(압력, 온도, Level)

-수처리 상태, 수소압력

-제 손실유량

나. 터빈 내부효율

○ 첫단 압력비 비교 : 증가시 Scale 부착, 감소시 침식영향

○ 추기점 압력 비교 :

- 증가시 : 하류측 Scale 부착으로 증기유로 감소(하류측 동반                  감소시) 또는 상류측 흐름 제한

- 감소시 : 침식의 영향일 가능성 큼

○ 추기점 온도상승 : 앞 단락의 내부 Seal 간극증대로 인한 누설량                 증가의 영향

○ 고압터빈 출구온도 : 침식,Seal부착,누설량 증가 또는 이물질                   유입에 의한 손상

다. 터빈본체 성능 개선대책

○ Nozzle and Bucket의 침식부위 육성가공

○ Nozzle and Bucket 표면조도 개선(Sand Blasting 등)

○ Seal 및 Packing 파손부위 교체 등의 정비

○ Seal 및 Packing 간극 점검 및 조정

라. 터빈 발전기 성능관리 Point

○ 증기조건은 정격인가(압력, 온도)?

○ 각 단의 추기조건(압력, 온도)의 상승경향은 없는가?

○ First Stage Pr의 상승경향은 없는가?

○ TBN Control Valve 개도는 적정한가?

○ 변압 또는 감압운전은 적정한가?

○ 주요 압력계 및 온도계 교정은 주기적으로 시행되고 있는가?

- HP Turbine In / Out Steam, RH In / Out Steam,

Final Feed Water, Condenser Vacuum, etc

○ 급수 및 주증기량의 증가경향은 없는가?

○ 추기증기의 사용처 및 사용량은 적정한가?

○ 설비정비는 적기에 이루어지고 있는가?

- Nozzle and Blade Cleaning or Replacement, Leakage, Seal       Clearance Check and Setting, 설비보온 등

○ 설비의 운전상태는 적정한가?

- 주요 운전치 정격치 유지, SH/RH Spray Water Flow, etc

○ 성능파악을 위하여 주기적으로 성능시험은 실시되고 있는가?

○ 터빈(고압, 중압, 저압)의 내부효율 감시는 이루어지고 있는가?

○ 과열기 Spray Water Flow가 증가하고 있지 않은가 ?

○ 재열기 Spray Water Flow가 증가하고 있지 않은가 ?

○ 보급수량이 증가하고 있지 않은가 ?

○  SAH, SC 기타 보조증기 공급원은 정상인가 ?

○ 발전기내 수소압력은 정상인가 ?

○ 발전기 역률은 정상인가 ?

○ 발전기 전압은 정상인가 ?

마. 복수기 성능관리

			냉각수 온도
			청 정 도				열전달계수(수질,오염,유속,관폐쇄율) 전열면적(복수기 관 폐쇄율) 냉각수 유속(냉각수량, 관폐쇄율)
진 공 도 유지요소
			열 부 하				터빈효율, 고온유체의 복수기 유입
			냉각수량				CWP의 성능, 보조냉각수의 사용량
			공기누입				Expansion Joint, 복수기유입관,LP HTR
			공기추출				Vacuum Pump, A/E의 성능

1) 복수기 성능관리의 필요성

○ 복수기는 발전소 효율에 가장 큰 영향을 미치는 설비 임

- 진공도 1 % 변화 → 터빈 열효율 0.2～0.4 % 변화

○ 복수기 성능여하에 따라 터빈출력이 변화됨

- 진공도 1 % 변화 → 터빈출력 2 % 변화

○ 복수기 냉각용 순환수펌프의 동력절감

- 오염 및 부식 방지로 복수기튜브의 수명연장

2) 복수기 성능시험의 필요성

○ 오염 및 공기 누입 등에 의한 성능저하 파악

○ 경년열화 정도 및 열교환 능력(열관류율) 파악

○ 관청정도, 종단온도차, 과냉각온도 등 성능을 파악

○ 성능시험은 정격부하에서 해수만조시를 기준하여 그 전후

2시간 이내에 실시함이 가장 좋다.

3) 복수기 성능관리 Point

○ 복수기 성능곡선과 진공도에 차이는 없는가?

- 복수기 진공도와 Hotwell 포화온도는 맞는가?

- 진공도 Manometer와 지시치는 맞는가?

- 복수기 Tube는 막히지 않는가?

- Tube 세정장치는 주기적으로 운전하는가?

- 역세 Valve에 누설은 없는가?

- 공기 유입 개소는 없는가?

○ 복수기 성능관리 지침을 준수하는가?

바. 급수가열기 성능관리

○ 영향을 주는 인자

- 입구 증기압력과 온도, 급수압력과 온도, 유량

- 표면 열전달량(공기 및 가스의 정체, 관 폐쇄율)

- 열전달 계수(열부하, 전열면적, 전열면 상태)

- 급수 By-Pass(Partition Plate 파공) : 종단온도차 증가

- 급수가열기 Level : 높으면 종단온차 증가

낮으면 드레인접근온도차 증가

○ 급수가열기 성능관리 Point

- 급수가열기의 Drain Level은 정상인가?

- 급수가열기의 고수위 조절변(Dump Valve, Drain By-pass Valve)은

열려있지 않은가?

- 급수가열기의 누설은 없는가?

- 급수가열기의 급수 By-pass Valve가 누설하지 않는가?

- 급수가열기의 Vent Valve 개도는 정상인가?

- 급수가열기의 압력손실은 크지 않은가?

- 종단온도차, 드레인온도차 및 급수온도상승은 정상인가?

性能改善에 따른

설비별 효과금액 산정방법

Ⅰ. 보일러 부문

1. 효과산출 기본식

① 보일러 제손실 저감

- 보일러효율 향상치 (ΔηB)

개선전 손실률 - 개선후 손실률 [%]

- 손실 저감량

Lg  =  ΔηB/100 × (HF + Be)

② 효율에 미친 영향 (ΔηB)

Lg

ΔηB  =  ─────  × 100 [%]

HF + Be

ΔηB : 보일러효율 향상치 [%]

Lg   : 손실 저감량 [kcal/hr]

HF   : 이번 시험시의 연료의 고위발열량 [kcal/kg]

Be   : 이번 시험시의 부가입열 [kcal/kg]

③ 절감금액 (W)

Lg × WFE × hr × UR × CF

W  =  ──────────────  [원/년]

HF × ηB/100

Lg : 손실 저감량 [kcal/kg.Fuel]

WFE : 이번 시험시의 연료 사용량 [kg/hr]

hr  : 당해년도 발전시간 [hr]

UR : 당해년도 이용률 [%]

CF : 당해년도 연료단가 [원/kg]

HF : 이번 시험시의 연료의 고위발열량 [kcal/kg]

ηB : 이번 시험시의 보일러효율 [%]

만일 2가지 연료를 사용하였을 경우에는 중량분율(MR)만 추가함

Lg × WFE × H × UR × MR × CF

W  =  ─────────────────

HF × ηB

MR : 이번 시험시의 중량분율 [무차원]

2. 보일러튜브 열흡수율 증가

① 열흡수율 기준

- 열흡수율 증가율

(개선후 열흡수율 - 개선전 열흡수율) / 개선후 열흡수율 × 100 [%]

- 보일러효율 향상치 (ΔηB)

열흡수율 증가율 × 개선후 보일러효율 / 개선후 열흡수율 [%]

- 손실저감량

Lg  =  ΔηB/100 × (HF + Be)

② 배기가스온도 기준

- 배기가스온도 저감치 (ΔT)

개선전 배기가스온도 - 개선후 배기가스온도 [℃]

- 손실저감량

Lg  =  WG' × CPG × ΔT

WG' : 배기가스량 [kg/kg.Fuel]

CPG : 배기가스의 평균비열 [kcal/kg.℃]

3. 저과잉공기비 운전

- 손실저감량

Lg  =  (개선전 배기가스량 - 개선후 배기가스량) × CPG

4. AH 온도효율 향상

① 개선후 온도효율에서의 UNCORRECTED GAS TEMP (TGNL) 계산

온도효율 정의 식

TGI - TGNL

ηT  =  ──────  × 100 에서

TGI - TAI

TGNL  =  TGI - ηT/100 × (TGI - TAI) [℃]

ηT : AH 온도효율 [%]

TGI : AH 입구 가스온도 [℃]

TAI : AH 입구 공기온도 [℃]

② 위 TGNL에서의 출구가스온도 (TGO) 계산

TGNL 정의식

AL × CPA × (TGO - TAI)

TGNL = ─────────────  + TGO 에서

CPG

TGNL × CPG - AL × CPA × TAI

TGO  = ────────────────  [℃]

1 - AL × CPA

AL  : AH 공기누설율 [무차원]

CPA : 연소용 공기의 평균비열 [kcal/kg.℃]

③ 배기가스온도 저감치 (ΔT)

개선전 배기가스온도 - 개선후 배기가스온도 [℃]

④ 손실저감량

Lg  =  WG' × CPG × ΔT

5. AH 공기누설률 저감

① FDF 동력 절감

- 누설 저감전 FDF 입구 습공기량 (Q1)

WA'(WET) × WFE

Q1  =  ────────  [㎥/min]

γ × 60

여기서 공기밀도 γ는

1.29 × 273       대기압

γ  =  ──────  ×  ───  [kg/㎥]

273 + TAI         760

- 누설 저감전 FDF 출구압력 (H1)

- 누설 저감후 FDF 입구 습공기량 (Q2)

WA'(WET) × WFE × (AL - AL')

Q2  =  Q1 +  ───────────────  [㎥/min]

γ × 60

- 누설 저감후 FDF 출구압력 (H2)

Q2  2

H2  =  H1 × (──)    [mmAq]

Q1

- 절감동력 (dP1)

Q1 × H1           Q2 × H2

dP1  =  ───────  -  ───────  [kW]

6,120 × ηFAN     6,120 × ηFAN

- 절감금액 (W1)

W1 =  dP1 × H × UR × KWP [원/년]

KWP : 발전단가 [원/kW]

② IDF 동력 절감

- 누설 저감전 IDF 입구 습가스량 (Q1)

WG'(WET) × WFE

Q1  =  ────────  [㎥/min]

γ × 60

여기서 가스밀도 γ는

1.29 × 273      대기압

γ  =  ──────  ×  ───  [kg/㎥]

273 + TGO         760

- 누설 저감전 IDF 출구압력 (H1)

- 누설 저감후 IDF 입구 습가스량 (Q2)

WA'(WET) × WFE × (AL - AL')

Q2  =  Q1 +  ───────────────  [㎥/min]

γ × 60

- 누설저감후 IDF 출구압력 (H2)

Q2  2

H2  =  H1 × (──)    [mmAq]

Q1

- 절감동력 (dP2)

Q1 × H1           Q2 × H2

dP2  =  ───────  -  ───────  [kW]

6,120 × ηFAN     6,120 × ηFAN

- 절감금액 (W2)

W2 =  dP2 × H × UR × KWP [원/년]

③ 총 절감금액(Wt)

Wt  =  W1 + W2 [원/년]

Ⅱ. 터빈 부문

1. 효과산출 기본식

① 터빈 열소비율 (ΔHR) 저감

개선전 열소비율 - 개선후 열소비율 [kcal/kWh]

② 효율에 미친영향 (ΔηT)

860                     860

ΔηT  =  ──────── × 100 - ──────── × 100 [%]

개선후 열소비율          개선전 열소비율

③ 절감금액 (W)

ΔHR × P × hr × UR × CF

W  =  ──────────────  [원/년]

HF × ηB/100

ΔHR : 열소비율 개선치 [kcal/kWh]

P   : 이번 시험시의 연료 사용량 [kg/hr]

hr  : 당해년도 발전시간 [hr]

UR  : 당해년도 이용률 [%]

CF  : 당해년도 연료단가 [원/kg]

HF  : 이번 시험시의 연료의 고위발열량 [kcal/kg]

ηB  : 이번 시험시의 보일러효율 [%]

만일 2가지 연료를 사용하였을 경우에는 중량분율(MR)만 추가함

ΔHR × P × hr × UR × CF

W  =  ──────────────  [원/년]

HF × ηB/100

MR : 이번 시험시의 중량분율 [무차원]

2. 고압터빈 내부효율 향상

① 내부효율 향상치

개선후 내부효율 - 개선전 내부효율

ΔηHP = ─────────────────

개선후 내부효율

② 열소비율 향상치

ΔηHP × UEHP × QHP            ΔηHP × UEHP × QRP

ΔHR  =  ───────────   -   ───────────

860 × P                      HR × P

ΔHR : 열소비율 향상치 [kcal/kWh]

HR : TEST HEAT RATE [kcal/kWh]

P  : TEST GENERATOR OUTPUT [kW]

UEHP : HP TBN ENTHALPY DROP [kcal/kg]

QHP : MAIN STEAM FLOW [kg/h]

QRP : RH STEAM FLOW [kg/h]

3. RH TBN 내부효율 향상

UEHP × QHP

ΔHR  =  ΔηRH  ×  (1  -   ────── )

860 × P

4. 복수기 진공도 향상

① 진공도 향상치

개선후 진공도 - 개선전 진공도 [mmHg]

② 열소비율 향상치

제작자 측으로부터 제공된 Exhaust Pressure Correction Curve에서 해당 진공도에 따른 보정 Factor를 구하여 각각에 대하여 열소비율에 미치는 영향을 값을 구한 후 그 차이를 열소비율 향상치로 산정함

③ 이때 효과금액 산출시 진공도 730 mmHg 이하에서는 진공도가 높을수록 열소비율이 좋으므로 연간 운전시간 기준으로 산출함)

5. 복수기튜브 청정도 향상

① 진공도 향상치

청정도 향상에 따른 복수기 진공도 향상치를 복수기 열성능 평가 프로그램에 의하여 구함. 이후 열소비율 향상치 및 효과금액 산출은 4항과 동일함

6. 급수가열기 종단온도차 개선

- 열소비율 개선치

ΔHR(%) = K × ΔTTD × ME / (860 × P)

HR(%) : 열소비율 개선치 [%]

K : 상수로서 재열점 이상은 120, 재열점 이하는 135, 비재열은 105 적용

ΔTTD : TTD 개선치 [℃]

ME   : HTG STM FLOW [kg/hr]

P   : 발전기 출력[kW]

7. 급수가열기 드레인접근온도차 개선

① 열소비율 개선치 (재열점 윗단에서 추기하는 급수가열기)

16.5 × (Hd1 - Hd2)

ΔHR%  =  Md × ──────────  [%]

P × HR

Md  : HTR DRAIN WATER FLOW [kg/hr]

Hd1 : 개선후의 HTR DRAIN WATER ENTHALPY [kcal/kg]

Hd2 : 개선전의 HTR DRAIN WATER ENTHALPY [kcal/kg]

P  : 발전기 출력 [kW]

HR  : 열소비율 [kcal/kWh]

② 열소비율 개선치 (재열점 아랫단에서 추기하는 급수가열기)

Hd - Hfw      HE1 - HE2

ΔHR%  =  Md × ───── × ───── × 100  [%]

HE1 - Hd      860 × P

Md  : HTR DRAIN WATER FLOW [kg/hr]

Hd  : HTR DRAIN WATER ENTHALPY [kcal/kg]

Hfw : HTR INLET FEED WATER ENTHALPY [kcal/kg]

HE1 : 해당 HTR HEATING STEAM ENTHALPY [kcal/kg]

HE2 : 아래단 HEATING STEAM ENTHALPY [kcal/kg]

P  : 발전기 출력 [kW]

* 상기 식에 의거 개선 전∙후의 ΔHR%를 구한 후 열소비율 개선치는

ΔHR1 - ΔHR2 로서 구함

8. 보조기기 감축운전에 따른 동력절감의 효과금액 (WP)

WP  =  SQRT3 × V × I × COSθ × 연료비원가

9. VALVE 및 TRAP의 누설 개선

① 손실열량

누설량 × 보유 엔탈피 [kcal/hr]

② 효과금액 : 보일러 열손실에 따른 효과금액 산출식 적용

熱性能 評價를 위한

터빈 성능진단 기법

목          차

꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲

1. 시험 및 자료

가. 터빈 성능분석에 필요한 자료

나. 자료 수집을 위한 시험조건

다. 증기터빈의 기본특성 (압력, 온도 및 유량관계)

라. 시험자료에 의한 성능분석

2. 터빈 성능상의 문제점

가. 터빈 성능에 영향을 미치는 인자

나. 운전조건

다. 터빈의 기계적 조건

1. 시험 및 자료

가. 터빈 성능분석에 필요한 자료

○ 주급수 유량 (Feed Water Flow)

○ 첫단 압력 (First Stage Pressure)

○ 전 추기 압력 (All Extraction Pressure)

○ 주증기 압력 및 온도 (Main Steam Pressure & Temperature)

○ 재열증기 압력 및 온도 (RH Steam Pressure & Temperature)

○ 재열터빈 배기 압력 (RH Turbine Exhaust Pressure)

○ 엔탈피 강하 효율 (Enthalpy Drop Efficiency)

나. 자료수집을 위한 시험조건

○ 일관성 있는 자료를 얻기 위해서는 정격 증기조건과 동일한 CV 개도에서     실시하여야 한다. 따라서 VV 점에서 실시하는 것이 바람직함

○ VV 점 : 해당 Control VV가 거의 열리고 다음 VV가 열리기 시작한 점.

(효율이 최적이 되는 밸브 위치)

다. 증기터빈의 기본 특성 (압력, 온도 및 유량관계)

1) 단락특성 : 터빈은 여러 단락으로 구성되어 있지만 3가지로 구분할 수 있음.

➀ 첫단 성능 : 부하에 따라 변화함.

부분 부하시 유량이 감소하므로 압력비(출구압력/입구압력) 감소하고 증기속도가 증가하므로 속도비(Wheel 속도/이론 증기속도)가 적정 설계값을 벗어나게 되어 효율이 저하함.

➁ 중간단락 성능 : 운전조건이 변화하더라도 거의 일정한 압력비(P2/P1=C)로        운전되어 성능변화가 거의 없다.

※ 중간단락에 대한 유량 관계식 (St. Venant's Equation)

[eqn: W``/ `SQRT { P_1`` /``V_1}=W``/``(P_1``SQRT{1``/``(R_1``*``T_1``)}``)``=``C]  (∴[eqn: W``/P_1 ≈``C])

단, 첨자 1 : 단락 (Nozzle) 입구 증기조건

첨자 2 : Nozzle 출구 증기조건

W : 유량(kg/h), P : 압력(kg/㎠), υ : 비체적(㎥/kg),

R : 일반가스정수, T : 절대온도(°K),

위 식은 CV 개도 일정시 첫단(First Stage)에도 적용되며, 또 주증기압력,        복수기압력 및 Control VV 개도 일정시 최종단(Last Stage)에도 적용된다.

[ 중간단락의 부하 대비 유량관계곡선]

☞ 윗식을 정리하면

○ 단락 입구 압력은 유량에 직접 비례한다.(최종단 제외)

○ 주증기 온도 감소 : 비례적으로 유량 증가

○ 주증기 온도 증가 : 유량 감소

○ 재열증기 온도증가 : 유량일정, 재열압력증가, 고압터빈 압력강하율 저하

○ 첫단 압력 : 유량에 직접 비례

○ 첫단 Nozzle 면적증가 (침식) : 첫단 압력 및 유량증가

(2단에 유입되는 유량이 증가 하므로)

○ 첫단 Nozzle 면적 가소 (침전물 퇴적) : 첫단 압력 및 유량감소

(첫단 입구 압력은 주증기 압력으로 일정하기 때문임.)

○ 2단 유량 면적 감소 : 첫단 압력 증가 및 유량 감소

(압력 1% 증가는 유량 2% 감소)

○ 첫단 이외의 다른 단락 유량면적 감소 또는 유량증가 : 해당 단락의             입구압력 증가

➂ 최종단 성능 : 부하 및 복수기 압력에 따라 변화함.

입구압력은 부하에 따라 비례하고 배기압력은 냉각수 온도에 따라 결정됨. 압력비의 변화는 모두 유출 속도변화로 나타남.

[ 터빈에서 속도비와 효율과의 관계곡선 ]

2) 주증기 압력변화의 영향

○ 터빈에 공급되는 증기압력은 증기의 가용에너지 양을 결정한다

○ 증기압력 증가시 압력-체적 에너지는 증기의 총 에너지와 비례하여 증가

(터빈 사이클효율 개선)

○ Control VV 개도 일정시 주증기 압력 증가는 복수터빈의 최종단을 제외한    모든 단락에서 비례적인 압력증가와 주증기 유량증가를 가져온다.

○ 복수터빈의 최종단의 경우, 입구압력은 개략적으로 주증기 압력증가에           직접 비례하여 증가하나 배기압력은 변화하지 않는다.

3) 주증기 온도변화의 영향 (Control VV 개도 일정시 )

○ 만약 주증기 압력과 CV 개도가 일정한 상태에서 주증기 온도가 증가하면

주증기 유량은 감소한다.

첫단 및 후속단락도 압력비가 일정하게 운전되므로 주증기 온도가 변화          하면 단락입구 온도도 따라서 변화한다.

○ 그러나 만약 재열증기 온도조정이 잘 이루어진다고 가정하여 재열증기 온도가 일정하게 운전된다면 주증기 온도와 더불어 일어나는 고압터빈 증기유량 감소는 고압터빈 출구와 재열터빈 입구에서 압력 감소를 유발한다.

따라서 고압터빈에서 총 압력 강하는 증가하지만 그 영향은 비교적 적다.

4) 재열증기 온도변화의 영향 (Control VV 개도 일정시 )

○ 주증기 조건과 Control VV 개도가 일정한 상태에서 재열증기 온도가 증가      하면 재열터빈의 모든 압력은 증가하며 고압터빈 총 압력 강하의 감소를      가져온다. 재열증기 온도감소는 이와 반대의 영향을 미친다.

○ 온도 낮으면 : 엔탈피 값 저하로 사이클효율 저하 및 출력감소, 과열도가      낮아 응축이 빠르고 수분함량이 많아 저압터빈 출력감소 및 침식발생

5) 첫단 (First Stage) Nozzle 면적 변화의 영향

고형미립자(Solid Particle Erosion) 또는 다른 인자에 따른 침식(Erosion)에 의해 첫단 Nozzle 면적이 증가하였다면, 동일한 터빈입구 증기조건과 동일한 Control VV 개도에 대해 주증기 유량 및 압력은 증가할 것이다. 왜냐하면 2단에 유입되는 유량이 증가하기 때문이다. 한편, 침전물 (Deposit) 퇴적 등에 의해 첫단 Nozzle 면적이 감소하였다면 첫단 입구압력은 주증기 압력으로 일정하기 때문에 유량 및 압력이 감소하게 된다.

6) 단락출구 압력의 영향

단락출구 압력이 증가하면 단락입구 압력도 따라서 증가하지만 출구압력 증가만큼 오르지 않는다. 유량이 일정하다고 가정할 때 단락출구 압력변화 에 따른 입구압력의 계산식은 다음과 같다.

P1 × (P1 - P2) = P1' × (P1' - P2')

첨자 ' : 변화된 압력

첨자 1 : 단락입구 압력          첨자 2 : 단락출구 압력

7) 복수기 압력 영향

○ 복수기압력은 저압터빈에서 배기증기에서 추출되는 에너지의 양을 결정

○ 압력이 낮으면 : 저압터빈은 더 많은 에너지 추출, 사이클 효율이 증가,

증기 비체적 증가, 배기 환상면적 통과시 속도 증가, 배기손실 증가,

즉, 고부하시 복수기압력이 과도하게 낮으면 배기손실이 증가하여 오히려           효율에 부정적인 영향이 미치는 시점이 발생(환상면적제한손실)

○ 복수기압력이 정격치 대비 1 ㎜Hg 증가할 때마다 터빈 사이클 열소비율은           약 1 kcal/kWh 증가하며, 부하가 낮을수록 그 증가율은 높아진다.

8) 재생시이클의 영향

○ 터빈의 추기를 사용해 급수를 가열하면 터빈 사이클 열소비율 개선 됨

○ 추기증기 미 사용시 증기는 팽창된 후 복수기로 배기, 순환수로 손실

9) 터빈 단락효율 (Turbine Stage Efficiency, Enthalpy Drop Efficiency)

가) 고압터빈 내부효율

○ 부하에 따라 민감하게 변화며, 주증기 유량(부하)에 따라 변화하는 유량의         함수다. VV 점들 사이(VV 환상선 : VV Loop)의 효율은 Control VV에서          교축손실 (Throttling Loss) 때문에 VV 점에서의 효율보다 낮다.

○ 첫단은 Nozzle 면적이 변할 수 있는 유일한 단락으로 터빈이 VV 전개 (VWO) 상태에서 운전될 때 첫단 압력비는 약 0.8이며 유량이 최대가 된다.

(통상 압력강하는 MSV & CV에서 VWO의 4%, IV에서 2%, X-Over에서 3%임)

Control VV가 닫길 때 터빈 주증기 유량이 감소하게 되므로 첫단 압력비는 감소하고 이론 증기속도는 증가하며 증기속도에 대한 터빈 Wheel속도의 비도 감소한다. 이것은 증기가 설계를 벗어난 각도로 회전 익열에 유입되어 효율 저하의 결과를 가져오며, 또 유출속도 손실(Leaving Loss) 증가에도 영향을 준다.

○ 고압터빈의 첫단 이외의 단락은 일정한 압력비로 운전되므로 Control          VV개도에 관계없이 거의 일정하게 효율이 유지된다.

대표적인 고압터빈효율 손실
고형입자 침식	0 ～ 2 %
블레이드에 침전물 부착	0 ～ 10 %
기계적 손상	0 ～ 3 %
실 마모	2 ～ 12 %

[증기터빈의 열손실 분포도]

[ 부하별 고압터빈 엔탈피강하효율 1 ]

[ 부하별 고압터빈 엔탈피강하효율 2 ]

나) 중압터빈 내부효율

중압터빈의 모든 단은 일정한 압력비로 운전되므로 터빈 주증기 유량에 관계없이 거의 일정하게 효율이 유지된다.

한편 중압터빈의 내부효율이 기대했던 값보다 훨씬 높게 나타난 경우가 있다. 이러한 현상은 고압 및 중압터빈이 한 Casing 내에 결합되어 있고 주증기와 재열증기가 서로 반대방향으로 흐르는 설비에서 나타난다.

만약 고압 및 중압터빈 사이의 Packing(N2 Packing 이라함)이 많이 마모되어 고압터빈의 증기가 중압터빈 Bowl로 누설된다면, 이 누설증기는 일반적으로 중압터빈 Bowl 보다 차가우므로 중압터빈 출구 엔탈피를 감소시키는 영향을 주고 있다.

따라서 중압터빈의 내부효율은 실제효율보다 높게 계산되어 마치 중압터빈 내부효율이 상승한 것처럼 잘못된 정보를 얻게 되는 경우가 종종 있다. 그러므로 중압터빈 내부효율은 고압터빈에서 누설된 증기영향을 받고 있는지 판단할 필요가 있다.

대표적인 중압터빈효율 손실
고형입자 침식	0 ～ 2 %
블레이드에 침전물 부착	0 ～ 5 %
기계적 손상	0 ～ 2 %
실 마모	1 ～ 4 %

*  N2 Packing 누설량 계산식

[eqn: H_{IPbowl} ~=~ ({HHRS ~+~ {%N_{2}} over {100} ~times~H_{N_{2}}}) ~/~ ({1~+~ {%N_{2}} over {100}})]

HIPbowl = 중압터빈 Bowl 증기 엔탈피

HHRS = 중압터빈입구 증기 엔탈피

%N2 = 재열유량의 N2 누설유량 백분율

HN2 = N2 누설증기 엔탈피

[ 부하별 엔탈피강하효율 특성곡선 ]

다) 저압터빈 내부효율

증기유량의 변화에 따라 최종단의 유출속도손실 (Leaving Loss)과 부적절한 회전익열의 증기 유입각에 의한 손실이 변화하므로 저압터빈의 내부효율이 변화하고 있다.

대표적인 저압터빈효율 손실
고형입자 침식	0 ～ 0.5 %
블레이드에 침전물 부착	0 ～ 3 %
기계적 손상	0 ～ 1 %
실 마모	0 ～ 1 %

라) 내부효율 1% 변화시 열소비율 (HR) 및 출력에 미치는 영향

○ 1% △HPη : 0.16% HR, 0.30% kW

○ 1% △IPη : 0.16% HR, 0.16% kW

○ 1% △LPη : 0.50% HR, 0.50% kW

라. 시험자료에 의한 성능분석

1) 주급수 유량

가) 부하에 직선적으로 변화하며, 주어진 부하에 대해 주급수 유량 증가시      터빈에 문제점이 있음을 시사함.

나) 증가원인

○ 내부 Seal의 마모

○ 증기 통로부 침식 (Erosion)

○ 증기관의 Drain VV Passing

○ 계측오차

2) 첫단압력 (First Stage Pressure)

첫단 압력이란 첫단 하류측 압력, 2단 상류측 압력으로 2단 입구압력을 의미하며, 부하에 거의 직선적으로 변화한다(유량에 비례). 따라서 주증기 유량은  첫단 압력을 이용하여 결정한다. 첫단 압력은 측정이 용이하고 측정장치의 유지보수가 간단하며 재현성 반복성이 양호하고 성능저하가 없기 때문이다.

그러나 첫단의 압력-유량관계는 정확한 직선이 아니다. 왜냐하면 저부하시 터빈에서 이루어진 총일량의 대부분은 첫단에서 이루어지며 2단에 유입되는 온도와 압력은 전부하시 보다 낮아지기 때문에 온도가 일정할 때보다 저부하시 적어진 유량을 통과시키기 위하여 보다 낮은 압력이 되어야 한다. 이와 같은 경향은 고압터빈의 모든 단락에 있어서 연속되며, 이 터빈의 후속 단락유량에 대해 3~5% 감소하는 편차를 갖는다. 재열 이후의 모든 터빈단락은 터빈의 최종 단락을 제외하고는 직선의 압력유량관계를 갖는다.

가) 첫단 압력비 (첫단압력/주증기압력) 증가

① 첫단 하류측 압력 증가가 수반될 때

- Nozzle Block 침식으로 주증기 유량증가

- 터빈출력 증가 수반됨.

② 하류측 압력이 증가하지 않을 때

- 첫단 압력 측정점 하류측의 Bucket 손상(Damage)이나 오염으로 증기           통로의 유로 단면적 감소

나) 첫단 압력비 감소

① 고압터빈 하류측 내부 Seal의 과도한 간극

② Nozzle Block이나 증기 입구부의 흐름제한

A. 첫단 날개의 손상 : 증기의 흐름 면적을 일부 막히게 하여 터빈에

흐르는 유량을 감소시킴.

B. Control VV나 Governing 계통의 손상이나 조정불량

- CV 부품 (Stem) 절손으로 동작되지 않음.

- 분해점검 후 재조립이 불량하거나 또는 Control Gear의 조정이                   불량하여 VV가 적절한 순서와 올바른 양정으로 운전되지 않는다.

C. 침전물 축적으로 인한 유로 면적감소

③ HP/IP 터빈이 한 Casing 내에 결합된 경우 (Opposed Flow) 증기 입구부   (Steam Inlet Pipe, Nozzle Chamber)로부터 터빈 저압부에 과도한 누설

3) 터빈 단락압력

○ 부하에 직선적으로 변화함.

○ 상류측 압력증가, 하류측 압력감소

○ 첫단 압력비 일정시

① 하류측 압력/첫단 압력증가 : 측정된 압력 하류측 증기통로의 흐름제한

② 하류측 압력/첫단 압력감소 : 측정압력 하류측 증기통로 흐름면적 증가

4) 온  도

○ 고정된 CV 개도하에서 급수가열기 추기 소요량이 일정하다면 재열증기            온도와 하류측 추기와의 온도차가 일정하여야 함.

○ 만약 온도차가 감소한다면 증기통로 상태가 저하됨.

① 온도차 감소가 추기압력 증가와 함께 발생 : 추기점 하류 성능저하

② 추기압력 일정시 온도차 감소 : 재열기와 추기점 사이 성능저하 발생

5) 엔탈피 강하효율

○ 정격부하에서보다 부분부하에서 고압터빈 내부효율이 크게 저하하여             고압터빈 효율곡선 기울기가 기준치에 비해 변화가 발생되었다면 이것은           터빈 첫단의 성능이 저하하고 있음을 시사한다.

○ 터빈의 일반적인 전체 내부효율이 저하하였다면 이는 Packing 손상의 증가,     Blade에 침전물 (Deposit) 퇴적, 또는 Blade 손상 때문이다.

○ 중압터빈의 내부효율이 상승하는 것으로 계산되면 이는 N2 Packing 누설이

증가되었기 때문이다.

2. 터빈 성능상의 문제점

가. 터빈 성능에 영향을 미치는 인자

1) 터빈 본체에 의한 성능저하

○ 운전조건

○ 터빈 기계적 조건

2) 터빈 본체 이외의 Plant Balance에 의한 성능저하

○ 복수기, 급수가열기, 급수 펌프 구동터빈 및 각종 VV Isolation

나. 운전조건

1) 증기온도 및 압력 : 고온 고압 일수록 효율상승

2) 운전방법 (부하율) : 부하율이 높을수록 효율상승

○ 부분 부하시 성능은 설계점에 비하여 다음과 같은 사유로 효율이 저하됨

- 부분 부하시 첫단 압력비 (열낙차 : 출구압력/입구압력)가 증가하여              속도비(Wheel 속도/ 이론증기속도)가 최적점으로부터 벗어남.

(Throttle Governing인 경우 교축손실이 증가하기 때문임.)

- 저부하시 최종단락 부근의 압력비가 감소하고 속도비가 최적점으로              부터 벗어남.

- 부분부하시 급수 온도가 저하하고 재생 Cycle의 이점이 감소함.

- 재열압력이 설계점을 벗어남.

- 회전손실, 기계손실, 발전기 손실 등이 저부하시에는 비율이 증가한다.

3) 복수기 진공도

모든 터빈은 진공도를 높인다고 계속 열소비율이 좋아지는 것이 아니다. 열소비율이 가장 낮게 되는 특별한 진공도(주어진 배기량 하에서)가 있으며, 이점을 Choking Point라 하며 배기속도가 음속이 되는 임계점을 말한다.

더욱 진공도를 높여 Choking Point를 넘어서면 오히려 효율은 저하하게 된다. 그림에서 볼 수 있듯이 주어진 증기유량(배기유량) 하에서 저압터빈 최종단 입구압력은 주어진 증기유랑에 따라 일정한 값(P1)으로 주어지며, 이때 복수기의 진공도(P2)를 서서히 높여 간다면 압력비(P2 / P1)가 점차 감소함에 따라 배기의 속도는 점차 증가하여 배기속도가 음속에 달하는 임계점(Critical Point)에 이르게 한다.

임계점에 이를 때까지 저압터빈 최종단 출구압력은 복수기 진공도에 따라 점차 낮아져 터빈의 열낙차가 증가하므로 터빈효율이 증가하게 된다.

그러나 복수기의 진공도를 더욱 높여가 임계점을 넘어서면 최종단 출구의 압력은 더 이상 낮아지지 않고 일정하게 유지되며 최종단 출구에서 복수기 사이의 마찰 손실만이 증가하게 된다.

따라서 복수기 진공도를 아무리 높인다 해도 최종단 출구압력이 낮아지지 않으므로 터빈의 유효 열낙차를 증가시키는데 아무런 도움이 되지 못한다.

한편, Hot Well의 복수는 복수기 진공도를 상당하는 포화온도로 유지되기 때문에 최종단 출구압력에 상당하는 포화온도 보다 더욱 낮아지게 된다.

따라서 터빈 열낙차를 증가시키는데 도움이 되지 못하고 복수온도만 낮게 만들어 급수온도를 그 만큼 높이기 위해서는 터빈에서 불필요한 추기량이 증가되어야 하므로 터빈출력이 감소하게 되므로 Choking Point를 넘어선 과 진공도는 오히려 터빈효율 저하를 초래한다.

[최종단의 증기유량 대 단락압력비와의 관계]

다. 터빈의 기계적 조건

1) 기계적 조건에 의한 성능저하 형태

○ 고형미립자 침식 (SPE : Solid Particle Erosion)

○ 증기통로의 Radial 및 Axial Seal 간극 증가

○ 날개면의 침전물 (Deposit) 증가

○ Peening 혹은 이물질에 의한 손상

2) 성능저하 사유

○ Nozzle 이나 Bucket의 면적이 설계치와 달라져 단락에너지 분배변화가 일어남.

○ Nozzle 이나 Bucket 형상(Profile) 변화에 따른 공기 역학적인 손실         (Aerodynamic Loss) 증가

○ 표면 조도에 의한 마찰손실 증가

○ Seal 및 Packing 간극증가로 인한 누설손실 증가

※ 단락 에너지 분배 손실

이상적인 단락의 효율은 그림에서 처럼 속도비(Wheel 속도/이론증기속도)와 Bucket의 반동도에 따라 변화한다. 속도비 중 터빈의 날개속도는 일정하게 주어져 있다. 만약 Nozzle 면적이 변화한다면 유량 관계식 [eqn: W``≈``A``SQRT {``P_1``/``V_1``}]에서 처럼 주어진 부하에서 유량이 일정하므로 입구압력이 변화하게 된다. 이 입구압력 변화는 단락 속도비를 변화시키는 유효에너지(이론증기속도)를 변환시켜 설계 최고 효율 값에서 벗어나도록 하고 있다. 한편, 반동도란 단락 총압력 강하에 대한 Bucket의 압력 강하비로 정의되기 때문에 일정한 속도비 일 때 반동도는 Nozzle과 Bucket 면적비의 함수다.

Nozzle과 Bucket의 면적변화는 단락의 반동도를 변화시키기 때문에 최고 효율값에서 벗어나도록 한다. 그리고 에너지 분배에 의한 손실은 한 단락에 그치지 않고 한 단락의 에너지 분배변화는 후속 단락의 에너지 분배를 변화시키므로 설계점을 벗어난 운전조건은 적어도 2단락 이상에서 나타난다.

※ 공기 역학 손실

터빈 Bucket나 Nozzle의 형상 변화는 Nozzle 출구의 증기 분출 각이 물리적으로 Bucket의 각과 일치하지 않는 결과를 가져온다. 이것은 속도 삼각형의 각도손실이 적정 설계값을 벗어나도록 하며, 형상변화가 심한 경우 증기 흐름이 Nozzle이나 Bucket의 통로로부터 벗어나게 한다.

3) 터빈 경년에 따른 성능저하

터빈은 경년(Aging)에 따라 침전물의 퇴적, Packing, Stage 간극 마모량의 증가와 같은 기계적 조건에 의해 그 성능이 변한다. 터빈이 정상적으로 잘 운전되고 급수처리가 양호한 발전소에서 경년에 따라 기계적으로 열화되므로 터빈성능저하는 다음 곡선에 의해 추정할 수 있다. 이 곡선은 ANSI/ASME에서 추천하고 있는 방법으로 과열증기를 사용하는 터빈에 대해 경년열화에 의한 성능저하 값을 추정하는데 이용된다. 이것은 경험에 근거하여 작성되었으며, 터빈운전과 수처리 상태가 양호할 때 기대되는 성능저하의 평균값을 나타낸 것으로, 크기가 다른 많은 터빈의 엔탈피강하시험 자료를 이용하여 계산하였으며 저압터빈의 효율저하는 중압터빈 효율저하의 1.5배로 추정하여 작성하였다. 그외 경년열화에 의한 성능저하 값에 영향을 미치는 증기의 체적유량과 터빈의 크기도 작용되고 있다.

[경년열화에 따른 터빈성능저하 기본계수]

○ 운전 N개월후의 열소비율 저하%

[eqn: △HR%``=``{BF } over {log``MW}``SQRT{``{주증기 압력, psig} OVER {2400}``}``× ``(f)]

[eqn: =``{BF} OVER {``log MW``}``SQRT {``{주증기 압력, KG/㎠} OVER {168.74}``}``×``(f)]

MW : 터빈의 MW Rating

BF : 기본계수(최초운전 또는 복구작업후 운전개월수에 따른 성능저하

기본계수)

F : 1.0 (화력), 0.7 (원자력)

○ Turbine Casing이 개방된 기간동안은 포함하지 않음.

○ 이 곡선은 성능저하 추정자료가 없을 경우의 지침임.

○ 정상적인 운전과 양호한 수처리가 이루어지지 않고 운전조정 범위를 벗     어난 상태에서의 성능저하는 이곡선 값보다 큼.

․ 예) 150MW, 1800psi의 터빈이 12개월 동안 정상적인 운전을 하였다면          성능저하는?

△%HR = (1.0/log150) * √(1800/2400) * (1.0) = 0.4 %

※ IEC Document 에서는 다음과 같이 추천함

≤150 MW ; 2～12 Months  ; 0.1 , %/Months

12～24 Months ; 0.06 , %/Months

>150 MW ; 2～12 Months  ; 0.1 * √(150/MW), %/Months

12～24 Months ; 0.06 * √(150/MW), %/Months

예) 150 MW 24 개월 정상운전시 성능저하는?

△%HR = 0.1 * 12 + 0.06 * (24-12) = 1.92 %

4) 고형 미립자 침식 (SPE : Solid Particle Erosion)

가) 증기통로 침식의 분류

① 고형 미립자 침식

증기로부터 운반 되어온 이물질에 의해 증기통로의 금속이 마찰되어             마모되는 것으로 주로 고온 고압터빈 부분에 발생된다.

② 증기의 응축 (Condensation)에 따른 침식

증기가 응축된 수적에 의해 증기통로의 금속이 닳게 되는 것으로 주로 저온저압 터빈에 발생된다. 화력에서는 주로 마지막 2-3단에서만 문제    되지만 원자력에서는 크게 문제가 되고 있다. 화력에서는 습증기 영역의 Bucket에 Stellite 판을 부착하며, 원자력에서는 Moisture Removal Pocket와 Serrated Bucket Tip 등의 특수한 설계를 한다.

나) 고형 미립자 침식 발생원인

과열기와 재열기관 및 주증기관과 같이 고온의 관으로부터 온도변화에 의해

금속산화 Scale이 박리되어 증기에 의해 운반 되므로 고형 미립자의             근원이 되고 있다.

다) 고형 미립자 침식 발생 부위

고온 증기의 입구부위 또는 그 가까이에서 심하게 발생되며 하류측에서는        감소하게 된다. 예를 들면, 부분분사(Partial Arc) 운전중의 일을 많이 하는        첫단 Nozzle과 같이 증기속도가 매우 빠른 부분은 이런 종류의 침식을           받기 쉽다. 재열기 이후 첫단도 침식을 받기 쉬운 것으로 나타나고 있다.

라) 고형 미립자 침식이 터빈에 미치는 영향 및 현상

① Nozzle과 Bucket의 형상 변화(면적증가), 증기통로 표면 조도의 증가와           Spill Strip의 간극을 증가 시키므로 에너지 분배 및 공기역학적인 형상이           변화되어 터빈손실이 증가한다.

② 부하증가, 주증기 및 급수 유량증가, 단락 압력이 증가함.

(첫단 Nozzle 면적 10% 증가시 증기유량 2% 증가)

③ 터빈 내부효율 저하

마) 고형 미립자 침식에 대한 대책

① 최신형 단락 설계

- Plasma Spray

- Blading Redesign

② 보일러의 고온부와 고온관의 산화억제 재질사용

- Chromizing이나 Chromiting 보일러관 사용

③ 보일러관 산제정(5-6년)

④ 고형 미립자 제거

- Steam & Air Blowing 실시, 내부 Separator 설치, TBN By-Pass

⑤ 운전방법

- 경부하에 장시간 운전을 피하며 만약 이것이 불가피한 경우 변압운전 또는                Full Arc 운전을 할 것.(첫단 압력비가 감소하면 증기속도가  증가하여 충격 큼.)

- 빈번한 Cycling 운전을 피할 것 : 변압운전 실시

- 수처리를 잘할 것.

- Shut-Down 기간중 산소와 접촉되지 않도록 보일러를 보존한다.

- RH Thermal Shock를 주지 않도록 한다.

⑥ 관류 보일러

바) 고형 미립자 침식 점검에 대한 주의사항

터빈분해 점검시 어떤 경우 고형 미립자에 의한 침식은 기계적 사상작업을 한 것처럼 금속 표면이 매우 고르고 매끈하게 닳게 되어 육안으로 점검하기 어려운 경우가 있다. 이런 경우 침식의 정도를 알기 위해서 Nozzle이나 Bucket의 증기통로 면적을 점검하여야 한다.

5) 증기 통로의 침전물 (Deposit) 퇴적

가) 발생원인

① 수처리가 양호하지 못할 때 보일러의 Carry Over 또는 과열기나                 재열기 Spray Water 유입시

② 복수기 누설로 인한 Chloride나 Silica가 Carry Over 될 때

③ 동합금을 사용하는 급수가열기에 반복적인 온도변화에 의해 동이 박리            될 때 야기됨.

나) 침전물 퇴적 부위 : 주로 고압터빈에 발생

다) 침전물 퇴적의 영향 및 현상

① Nozzle과 Bucket 면적감소와 표면조도 증가에 따른 에너지 분배와 공기          역학적인 형상을 변화 시키므로 손실 유발한다.

② 과도한 Bucket의 침전물 퇴적은 Thrust Bearing Load를 증가 시키므로 Thrust Bearing Oil 온도를 상승 시키는 경우도 있으며 Nozzle Partition의 경우 압력차의 증가로 Diaphragm이 변형되어 Rubbing 진동이 발생한 경우도 있다.

③ 터빈의 각종 Valve(Stop, Control 또는 Nonreturn Valve)의 Steam이나 Bushing에 침전물이 퇴적되어 Valve의 동작을 방해하거나 억제시켜 Over Speed 등의 위험을 초래하는 수도 있다.

④ Chloride나 Sulfide가 터빈으로 Carry Over 되면 터빈의 마지막 2-3단에서 응축(Condensing) 되기전에는 증기속에 남아 있으나, 응축되는 시점에 농축되는 경향이 있다. 이것들은 일반적으로 감지할 수 있는 어떠한 문제를 야기 시킬 수 있을 정도로 많이 축적되지는 않지만 Stress Corrosion Crack 이라고 하는 현상에 맞는 환경을 조성시키게 되어 터빈의 Wheel Dovetail, Tie Wire Shroud Band 또는 Packing Spring 등을 Crack 가게 한다.

라) 침전물 퇴적시 나타나는 현상

① 침전물이 퇴적하면 터빈 최대 부하가 감소하며, 급수 및 주증기 유량도           감소한다.

(침전물에 의한 첫단 Nozzle 면적이 10% 감소하면, 주증기 유량은              3% 감소한다.)

② 내부효율이 저하한다.

③ 첫단 압력이 증가하며, 일반적으로 침전물이 부착된 부근의 압력은 증           가한대 반하여 하류측 압력은 감소한다.

④ 침전물이 Carry Over 되면 과열기에 압력 강하율이 증가한다.

⑤ Thrust Bearing Temp 및 Thrust Bearing Drain Oil Temp 상승

마) 대   책

① 수처리 철저

② 발생시 일반적으로 Aluminum Oxide Blasting 하므로 침전물을 제거할         수 있다. 그러나 날개 표면상태는 어느 정도 저하한다.

6) Peening 혹은 이물질 손상

가) 발생원인

이것은 각 터빈 단락에 이물질(산화 Scale과 다른)이 유입되므로 야기           된다. 전형적인 이물질은 용접 똥, 용접 비늘, 용접봉, 풀린 작은 Bolt나          Nut 또는 증기계통의 상류측에서 풀린 그외 이물질의 조각들이다.

이러한 이물질은 정지 작업중 터빈으로 들어온다.

나) Peening이나 이물질 손상의 특징은 고형 미립자 침삭과 달리 순간적이          거나 단시간에 걸쳐 일어나며 지속적으로 계속된다. 또한 손상입자는 일반        적으로 고형 미립자 침식을 일으키는 입자보다 크다.

다) 미치는 영향

Nozzle과 Bucket 병목부(교축부)의 형상(Profile)과 표면조도의 변화를 일으켜       터빈효율에 악영향을 미친다.

라) 예방책

① 최초 터빈 기동전과 주요 보수후에는 주증기와 재열증기관을 Blow              Down 할 것.

② 설치 또는 보수후 터빈에 이물질이 남지 않도록 종료전에 반드시 확인

③ 기동전이나 주요 보일러 보수후 주증기나 재열증기 Stop Valve에 Fine          Mesh Screen을 설치할 것.

Fine Mesh Screen을 제거하기 전에 가능한 한 Valve 전개 상태와 정격증기         조건에서 충분한 기간동안 터빈을 운전할 것.

7) Seal 간극증가

가) Seal 간극 증가의 영향

터빈 내부 단락의 Seal은 증기 통로로부터 증기누설을 억제하기 위한 것이다. Seal을 통하여 누설된 증기는 Nozzle 과 Bucket를 우회 하므로 축 출력으로 발생되지 않으며 또한 Nozzle과 Bucket으로 흐르는 증기의 흐름을 교란시켜 축출력 저하를 일으켜 내부효율이 저하한다.

나) Seal 간극증가로 인한 누설손실

① Bucket Tip 누설

② Diaphragm-Packing 누설

③ Bucket Root 누설

Bucket Root 누설은 Diaphragm Packing에서 누설된 증기를 터빈의 증기 통로로 유입 시키므로 주증기의 흐름을 교란시켜 부가적인 손실을 초래한다. 따라서 Wheel Balance Hole은 Diaphragm Packing에서 누설된 증기가 후속단락으로 통과 하도록 하므로 Bucket Wheel측에 압력이 형성되어 추력이 발생되는 것을 막아줄 뿐 아니라 Bucket  Root 누설에 따른 주증기 흐름을 교란을 방지시켜 준다.

④ Shaft End Packing 누설

⑤ 기타누설

○ Inner Shell Horizontal Joint

○ Diaphragm Outer Fit : Distortion

○ Valve Snout Ring

○ Outer Shell로부터 Inner Shell로의 관통

- T/C,  Pr. Tap, Cooling Steam Pipe, Heating Steam Pipe

[ 터빈 충동단 Stage의 세부도 ]

다) Seal 간극 증가의 원인

Seal 간극의 증가는 고형 미립자 침식(Solid Particle Erosion)이나 고정부를 갖는 회전부의 마찰(Rubbing)에 의해 일어난다. 마찰은 터빈축 Misalignment, Rotor의 높은 진동, 고정부의 열적 뒤틀림, Bearing 파손, 물유입(Water Induction) 등에 의해 발생한다.

라) 운전중 내부 Seal 증가의 징후

① Steam Seal System의 Seal Steam 공급량 증가

일반적으로 Steam Seal과 내부단락 Seal은 둘 다 동시에 동일한 방법으로     영향을 받는 경우가 많으므로 Steam Seal이 마로 되었을 때 내부단락 Seal도   역시 마모 되었을 가능성이 매우 크다. 따라서 Steam Seal System의 Seal    Steam 공급량이 증가하면 일단 내부단락 Seal도 증가한 것으로 볼 수 있다.

② 터빈 내부효율이 저하한다.

누설 증기는 일을 하지 않으므로 터빈증기 통로의 정상적인 증기에 비해      온도가 높게 유지되면 터빈효율을 저하시킨다.

③ 주어진 CV 개도와 정격 주증기 조건에서 유량 증가와 부하 감소를 가져온다.

라. 터빈 블레이드의 전형적인 손상원인

1) 피로파괴

○ 저 사이클 피로 : 열응력

○ 고 사이클 피로 : 진동에 의한 반복 응력

2) 응력부식균열(Stress Corrosion Crack)

부식성 환경. 동익, 고정 핀, Shroud Band, Tenon, Erosion Shield 등에서 발생

3) 침식

○ 습증기의 습분에 의하여 저압터빈의 저압단에서 발생

○ 보일러관의 산화스케일 유입에 의해 고, 중압터빈 입구측 블레이드에서 발생

4) 이물질 유입에 의한 충격

운전 중 유입 이물질 혹은 탈락 부품이 블레이드에 충격을 주어 손상이 발생

5) Rubbing에 의한 손상

○ 동익의 Rubbing에 의하여 Shroud Band, Tenon 등의 손상이 발생

○ 심하면 동익 Tip의 절손(특히 Free Standing Blade의 경우)도 발생

○ Rubbing 원인 : 조립시 간극조정 불량과 운전 시 물 유입과 같은 케이싱의

열적 불평형

6) 설계 불량

주로 공진, 마진 부족, 강도 부족 등에 기인하므로 건설 후 초기 운전시나

수년 내에 문제가 발생하여 노출되는 경우가 대부분임

7) 제작 불량

모재 재질의 불균일, Erosion Shield 부착 및 열처리시 과도한 잔류응력 발생 등

8) 조립 불량

○ 고유진동주파수가 변하여 공진 유발

○ Shroud Band 조립시 Tenon을 Over Pinning하면 Tenon 균열 발생

9) 경년열화

○ 장기간 운전함에 따른 재질열화로 기계적 성질이 취약해져 균열이 발생, 절손

○ 15년 이상 운전된 발전소의 동익 절손은 대부분 이 경우에 해당

10) 터빈 블레이드의 손상시기

운전 후 5년 이내에 블레이드 설계 및 조립에 기인한 문제의 대부분이 블레이드 몸체 및 Root부 균열, Tenon 절손, Shroud Band 탈락 등의 형태로 나타나므로, 블레이드의 손상은 이 기간 중에 가장 많이 발생한다. 정비 후 안정적인 운전이 이루어지다가 15~20년이 경과하면 블레이드의 경년열화에 기인한 손상이 다시 증가하는데 이 경우는 그 동안의 운전상태(부분부하 운전, 과부하운전, 기동정지 빈도), 정비 정도, 설계 마진 정도 등에 영향을 받는다.

마. 설비의 이상 징후 판별지침

○ 고형입자 침식 징후

1) 고압터빈과 중압터빈 모두에 낮은 엔탈피강하효율

2) VWO에서 높은 증기유량(정격 교축압력 및 온도 하에서)

3) VWO에서 높은 전기출력(정격 교축압력 및 온도 하에서)

4) 고 부하 대비 저 부하에서 더 심각한 효율편차(설계 또는 인수치에 비해)

5) 빈번한 터빈 기동, 정지 이력

6) 터빈의 모든 단에서 정상 압력보다 높은 압력

7) 높은 최종급수온도

○ 증기유로 오염 징후

1) 고압터빈과 중압터빈 모두에 낮은 엔탈피강하효율

2) VWO에서 낮은 증기유량(정격 교축압력 및 온도 하에서)

3) VWO에서 낮은 전기출력(정격 교축압력 및 온도 하에서)

4) 물/증기 사이클의 오염에 관한 기타 징후(고압급수가열기의 종단온도차 등)

5) 높은 용존산소 수준이나 비정상적인 pH와 같은 수질관리상 문제의 이력

6) 복수기 관 누설 이력

7) 교축유량에 비해 상대적으로 높은 1단 압력

8) 터빈의 모든 단에서 정상 압력보다 낮은 압력

9) 운전시간 경과에 따른 효율의 점진적 변화

○ 증기유로의 기계적 손상 징후 또는 Peening(감소영역) 징후

1) 해당 단에서의 낮은 엔탈피강하효율

2) 정상보다 높은 피닝 영역의 단 압력

(피닝이 첫 단에서 발생할 경우 증기유량과 모든 단 압력은 VWO에서

낮으며 출력도 감소)

3) 물/증기 사이클의 오염에 관한 기타 징후 없음

○ N2 패킹(HIP 일체형 케이싱 터빈) 누설증가 징후

1) 낮은 고압터빈 엔탈피강하효율에도 불구하고 VWO에서 정상 증기유량 유지

2) 특히 낮은 부하에서 중압터빈 겉보기 엔탈피강하효율 증가

3) 부하에 따라 일정하지 않은 중압터빈 엔탈피강하효율

4) 교축유량에 비해 상대적으로 낮은 1단 압력

5) 의도적이거나 우발적으로 권장 기동 및 부하 매개변수를 초과함에 따라

발생하는 강제 기동의 이력

6) 재열저감수량 증가(감소된 재열증기유량 및 고압터빈효율 때문에)

○ 실(Seal) 누설 징후

1) 반전된 고압터빈효율(효율이 높은 부하보다 낮은 부하에서 높음) 현상 발생

2) 고압터빈효율이 낮은 부하에서는 정상인 반면 높은 부하에서는 낮아진 경우

3) 교축유량 대비 상대적으로 낮은 전기출력

4) 교축유량 대비 낮은 첫 단 압력

5) 터빈의 다른 단 압력에 비해 상대적으로 낮은 1단 압력

6) 실을 교체한 후 일정한 시간이 경과된 경우

7) Steam Seal System의 Seal Steam 공급량 증가

일반적으로 Steam Seal과 내부단락 실은 둘 다 동시에 동일한 방향으로 영향을 받는 경우가 많으므로 Steam Seal이 마모되었을 경우 내부단락 실도 역시 마모되었을 가능성이 매우 크다. 따라서 Steam Seal System의 Seal Steam 공급량이 증가하면 일단 내부단락 실도 증가한 것으로 볼 수 있다.

8) 엔탈피강하효율의 저하

누설증기는 일을 하지 않으므로 터빈 증기통로의 정상적인 팽창증기에 비해 온도가 높게 유지되며 터빈효율을 저하시킨다.

○ 제어밸브 디스크와 Stem의 분리 징후

1) 밸브 하나를 덜 연 상태에서도 증기유량과 전기출력이 VWO 성능과 동일

2) 동일 제어밸브개도 하에서 증기유량 감소

3) Stem 굴절부(해당되는 경우)의 압력이 밸브가 열린 것으로 표시된 상태에서

첫 단 압력과 유사

4) 제어밸브 위치 변경에 대한 부하 변경의 사각지대

※ 관련 용어 해설

○ 가감밸브(Control VV, Governing VV) : 조정단(Governing Stage) Nozzle 군에        주증기 유량을 조정하여 유입시키는 Valve

○ 단락(Stage) : 그 열의 고정 Nozzle과 1열 또는 그 이상 열의 회전 날개와의       결합으로 터빈의 기본단위로 되어있다.

○ 조정단(Governing Stage) : 터빈에 유입되는 증기의 유량을 조정하는 단락       일반적으로 첫단(First Stage) Nozzle 군의 분할된 각 부분은 각각의             Control VV에 바로 연결되어 있다.

- 1열익 조정단(1-Row Governing Stage) : 1조의 Nozzle과 1열의           회전날개로 구성된 조정단(Rateau Turbine)

- 2열익 조정단(2-Row Governing Stage) : 1조의 Nozzle과 2열의           회전날개와 1열의 증기흐름을 전환하기 위한 고정날개로 구성된 조정단     (Curtis Turbine)

○ 단락효율(Stage Effi.) : 1단락 내에서 열에너지가 기계적일로 변환되는 비율

○ 내부효율(Internal Efficiency) : 팽창선효율(Expansion Line Eff.) 또는 엔탈피 강하효율(Enthalpy Drop Eff.)이라고도 하며, 어느 터빈 단락군에 있어서 사용열낙차(Used Energy)를 단열열낙차(Available Energy)로 나눈 값.

○ Bowl : 터빈의 단락(Stage) 또는 단락군(Section)에서 Nozzle 직전의 공간,    따라서 Bowl 압력은 Stage 입구 압력을 말함.

○ Shell (Stage) 압력 : 단락 (Stage) 출구의 압력.

○ 첫단압력(First Stage Pr.) : 첫단 Shell 압력으로 첫단 출구 압력이며,                                      2단 입구 압력임.

○ 압력비(Pressure Ratio) : 터빈의 어느 한개의 단 또는 단락군에서 출구       압력을 입구압력으로 나눈값.

○ 속도비(Velocity Ratio) : 호칭경(Pitch Diameter)에서 날개의 원주속도(U)      단락의 단열 열낙차에 대한 이론 증기속도(V˚)

- 속도비 = U / V˚

U = π × 호칭경 × rpm / 60 (M/S)

V˚= √(2g / A) αΔH = 91.5 √ΔH(M/S)

- 호칭경 (Pitch Diameter) : 터빈 회전날개의 중간지점을 측정한 터빈

단락의 직경.

○ 반동도(Degree Of Reaction) : 단락의 단열 열낙차 가운데 회전날개 중에서    기계에너지로 변환되는 비율.

○ 용량(Capability) : 터빈 출력을 발생하는 능력

○ 밸브 환상선(Valve Loop Curve) : CV가 닫힌 상태에서 완전히 열림에 따라    실제로 발생되는 터빈성능 변화의 결과를 VV 환상(VV Loop) 이라하며,        전 운전범위에 걸쳐 부하에 따른 실제 터빈의 열소비율 또는 고압터빈의       효율을 연속적인 곡선으로 나타낸 것을 Valve 환상선(Loop Curve)이라 한다.

○ 밸브 환상평균(Mean Of VV Loops) : Valve 환상선 상에 나타난 열소비율과    동일하게 부하 가중 평균한 열소비율을 완만하게 그린 곡선.

○ 밸브점(Valve Point) : Valve 최적점(Valve Best Point)이며 VV 환상선의       낮은점(효율이 최적이 되는 VV 위치)

○ 밸브전개(VWO : Valve Wide Open) : 모든 Control Valve가 최대 설계양정에    있을 때를 말함.

○ 밸브점 궤적선(Locus Curve) : 밸브점을 연결한 연속적인 곡선. 일반적으로 정격부하(Nominal Rate)는 밸브점에서 벗어나고 있어 실제적인 열소비율은 밸브환상선에서 나타나므로 열효율이 낮지만, 제작자측에서 제시한 열평형도에 표기된 열소비율은 밸브점 궤적선 상에 나타나는 효율, 즉 실제 운전효율보다 높은 이상적인 효율을 제시하고 있다.

[ Locus Curve ]

○ 주증기 유량비(Throttle Flow Ratio) : 동일한 주증기 조건하에서 실제 주증기    유량과 밸브전개(VWO) 때의 주증기 유량비를 말한다.

○ Nozzle : 위치에너지 (Potential Energy : Heat, Pressure)를 운동에너지로

변환하는 장치

○ Bucket : 운동에너지를 회전력(Torque : 기계적인 일)으로 변환하는 장치

○ No.1 Packing : HP Turbine의 저압측 Shaft Packing

○ No.2 Packing : HP Turbine의 고압측 Shaft Packing(Opposed Flow TBN    에서 N2 Packing은 HP와 IP Turbine 사이의 누설을 최소화 하고 있다)

○ No.3 Packing : IP Turbine의 저압측 Shaft Packing

○ Opposed Flow Turbine : HP와 IP Turbine이 사이에 중간 Bearing이 없이    한 Casing 내에 있는 Turbine

○ Separate Span Turbine : HP와 IP Turbine이 사이에 중간 Bearing이 있어    분리된 Casing 내에 있는 Turbine

시 험 자 료 분 석 지 침

꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲꠲

항 목	발 생 기 간	유 량	단락효율	출 력
고형 미립자 침식 (SPE : Solid Particle Erosion)	점 진 적	증 가	가벼운 SPE는 영향이 없으며 경부하시 크게 감소	증 가
침전물(Deposit)	점 진 적, Shut-Down후 감소	감 소	감 소	감 소
이물질 (Wrench, Bolt 등)	정지 작업후 돌 발 적	감 소	감 소	감 소
Peening (용접 부스러기)	보일러 보수후 돌 발 적	감 소	감 소	감 소
기계적 파손	돌 발 적	증가 또는 감소할 수 있음.	감 소	감 소
Water Induction	돌 발 적	약간증가	감 소	감 소
진 동	첫기동시 돌발적	약간증가	감 소	감 소
Steam Whirl	첫기동시 돌발적	약간증가	감 소	감 소
내부 누설 (Balance Hole Plug)	Over-Haul 후 돌 발 적	증 가	감 소	증 가
내부 누설 (Inner Shell)	돌 발 적	증 가	감 소	증 가

Effect Of Cycle Conditions On Turbine Performance

구 분	Closing Control Valves Starting Form VWO	Increase, Throttle Pressure	Increase, Condenser Pressure	Top Heater Out of Service (THO)
η HP	↓	-	-	-
PCRH	↓	↑	-	↑
R1 H1 △P%	-	-	-	-
IP TBN, Volume Flow	-	-	-	-
PHRH / PLP	-	-	-	-
η IP	-	-	-	-
(TEL) Total Exhaust Loss	↓	↑	↓	↑
η LP UEEP	↑	↓	↑	↓
PLP / P Exh	↓	↑	↓	↑
kW	↓	↑	↓	↑
H1 R1	↑	↓	↑	↑
Final Feed water Temperature	↓	↑	-	↓

熱性能 評價를 위한

성능진단 주요 사례

1. 대표적인 성능진단사례 요약

ⓐ 보일러튜브(SH & RH) 교체작업 후 전기출력 감소

☞ 보일러튜브 교체 작업시 튜브 내에 남아있던 이물질(금속입자) 유입

ⓑ 공기예열기출구 무누설환산 가스온도 증가 ☞ 온도효율 저하

ⓒ 공기예열기 온도효율 감소 ☞ Ash Cutting에 의한 AH 열소자 중량감소

ⓓ 공기예열기 X-Ratio 증가 ☞ AH 주위 및 Gas Duct에서의 배기가스누설

ⓔ 배기가스 O2 분석치 비정상  ☞ Flue Gas Sample Line Probe의 부식 탈락

ⓕ 계획예방정비 후 터빈 열효율 2 %P 저하

☞ 고압터빈 By-Pass Valve Passing

ⓖ 갑작스런 전기출력 감소

☞ 4개의 제어밸브 중 동시에 움직이는 2개의 밸브가 있는데, 이중 1개 Stem 절손

ⓗ 갑작스런 중압터빈 엔탈피강하효율 저하

☞ 물 유입으로 9단 Bucket 파손과 이 파편에 의한 9단 Diaphragm도 손상

ⓘ 22개월 동안에 점진적으로 전기출력이 감소됨

☞ 고압터빈에 동침전물 부착

ⓙ 3년 동안 동일한 제어밸브개도 하에서 점진적인 전기출력 증가

☞ 고압터빈 1,2,3단 노즐이 심하게 침식됨

ⓚ 최초 6개월 동안 점진적인 전기출력 감소

☞ 고압터빈 전체에 많은 침전물 부착(0.508 ㎜로 노즐면적의 10 % 넘음)

☞ 첫 단 Bucket Cover 탈락에 의한 기계적 손상(전혀 예상 못함)

ⓛ 기준유량차압이 비정상적으로 높게 나타남 ☞ Clean-up Line Valve Passing

ⓜ 기준유량이 비정상적으로 높게 산정됨 ☞ 교축기구사양이 잘못됨

ⓝ 초년도 계획예방정비 후 첫 단 압력 낮아짐 ☞ 첫 단 압력 도압관 탈락

ⓞ 인수성능시험시 터빈 4추기 압력이 지시되지 않고 진공이 형성됨

☞ 복수기 내에서 압력 도압관 파손

ⓟ 운전중 터빈출력 감소, 첫 단 압력 증가

☞ 복수기튜브 누설로 해수 유입되어 염분이 터빈까지 유입됨

ⓠ 복수기진공도 낮음 ☞ 진공펌프 밀봉수 냉각용 열교환기의 오염

ⓡ 복수기진공도가 비정상적으로 낮음 ☞ 복수기에 공기누입

ⓢ #7 고압급수가열기 수위 상승

☞ Drain CV 분해 결과 밸브의 Cage Hole이 너무 미세하여 막힘 현상 발생

ⓣ 저압급수가열기 종단온도차 증가

☞ 벤트밸브 열려 있으나 Line 차가움. 벤트관의 복수기 연결부위에 또 다른

차단 밸브가 닫혀 있어, Open하자 저압급수가열기계통 운전 정상화 됨

ⓤ #7, #8 고압급수가열기 종단온도차 증가

☞ 점검결과 수실격판(Partition Plate) 부식파공으로 급수의 By-pass

ⓥ 정비 후 갑작스럽게 최종 급수가열기출구 급수온도 저하

☞ 수실격판의 Man way Cover 탈락(Bolt가 장기간에 걸친 Erosion에 의해 파손됨)

ⓦ #1 급수가열기가 Benchmark Test 시부터 최저부하에서 급수온도상승 미달

☞ Tie Valve Close 하자 급수온도 상승폭 곧바로 증가하여 기대 값 유지됨

ⓧ 최종급수가열기가 정비 후 Normal Drain Valve는 Wide Open 되고

Emergency Drain Valve에 의해서 Level Control 됨

☞ Tube Sheet 바로 뒤 Bundle의 Middle 부위에서 몇 개의 누설튜브 발견

2. 보일러튜브(SH & RH) 교체작업 후 이물질 유입으로 전기출력 감소

가. 현상

보일러튜브 교체 전 대비 전기출력 -9.1 %, 첫 단 압력 +2.1 %, 재열증기압력 -3.3 %, 저압터빈 Bowl 압력 -9.7 %, 고압터빈효율 -8.9 %, 중압터빈효율 -1.4 % 이었다.

나. 분석

전기출력이 감소된 가운데 첫 단 압력증가와 후속단락압력 감소가 뚜렷함으로 이는 증기통과유량이 적은 것이다.

다. 점검결과

보일러튜브 교체 작업중에 튜브 내에 남아있던 이물질의 금속입자들이 기동시 터빈에 넘어와 손상을 유발하였다. 주증기 Strainer 점검결과 Fine Mesh가 미설치되어 첫 단의 노즐과 버킷에 고형미립자에 의한 침식이 발생되었고, 2단은 보일러로부터 또는 첫 단 버킷 Cover의 탈락된 부분으로부터 운반된 입자들에 의해 난타되었으며, 중압터빈 첫 단도 보일러로부터 운반되어온 입자들에 의해 난타되었다.

라. 해설

주증기량 증가나 첫 단 면적증가로 인하여 첫 단 압력이 증가되었다면 터빈 각 단의 압력도 증가해야 한다. 그러나 본 사례는 재열증기압력이 증가하지 않고 오히려 감소되었기 때문에 주증기량 증가나 첫 단 면적증가에 의한 경우가 아니다. 그러므로 첫 단 압력이 증가된 원인으로 고압터빈의 2단이나 그 후속단의 면적감소에 의한 것으로 판단할 수 있으며, 이 면적제한은 또한 재열증기압력을 감소시키게 된다. 저압터빈 Bowl 압력이 훨씬 큰 비율로 감소된 것으로 보아 중압터빈 면적 또한 제한받고 있음을 암시하고 있으며, 이것은 중압터빈효율 저하에서도 나타나고 있다. 왜 이와 같은 문제가 일어났는가를 설명하기 위해서는 고압 및 중압터빈이 동시에 이렇게 면적제한을 받을 수 있는 이유를 찾아야한다. 보일러튜브의 정비 및 교체시 이물질의 금속입자들이 튜브 내에 남아있을 수 있으며, 이러한 입자들이 보일러에서 고압 및 중압터빈으로 운반되어 터빈을 손상시켰을 것으로 추측할 수 있다. 터빈 분해점검결과 첫 단 노즐과 버킷은 단단한 고체입자에 의해 침식되었음이 분명하였다. 2단은 보일러로부터 또는 첫 단 버킷 Cover의 탈락된 부분으로부터 운반되어온 입자들에 의해 난타되었다. 주증기관에 미세한 망의 Strainer가 설치되어 있지 않음이 발견되었고, 많은 Cutting Slag 조각들이 Strainer에 가득 차 있었으며, 또한 많은 조각들이 Strainer를 통하여 터빈에 유입되었음이 명백하게 드러났다. 중압터빈 1,2단 또한 보일러 Carry Over에 의해 심하게 난타되어 있었다. 이 사례는 보일러정비를 위한 장기 정지 후에는 미세한 망의 Strainer 설치가 얼마나 중요한지 말하고 있는 것이다.

3. 보일러튜브 교체로 절탄기출구 배기가스온도 낮춤

보일러 본체에서는 증발관(Helical Tube) 및 2차 재열기 튜브를 신품으로 교체하였고, 전열면 부위도 청소하여 절탄기출구 가스온도를 크게 낮추었으며, 공기예열기의 각 실(Seal)을 전면 정비하여 공기누설률을 저감시켰다. 또한 황 함량이 0.24 %인 저유황유를 사용함에 따라 냉단평균온도도 낮추었다.

○ 주요 운전치 비교

항 목	단위	설계치	인 수 치	정비 전	정비 후	전후대비
보일러 출구 과잉공기	%	1.05	1.04	1.05	1.057	+0.007
보일러 출구 가스량	kg/kg-f	15.78	15.84	15.99	16.05	+0.06
절탄기출구 가스온도	℃	343.00	338.39	384.07	330.00	-54.07
AH출구 무누설가스온도	℃	164.18	162.13	169.55	155.23	-14.32
AH출구 실측 가스온도	℃	160.00	159.26	158.64	148.11	-10.53
AH 공기누설률	%	7.00	4.97	17.01	10.96	-6.05
AH 냉단평균온도	℃	130.00	-	124.12	113.21	-10.91
대기온도	℃	20.00	-	18.30	26.75	+8.45

4. 국내탄 연료품질이 좋아졌으나 미연탄소농도 증가

항 목	단 위	인수성능시험(1986)		연소시험(1999)
		Coal	Multiple	Coal	Multiple
Carbon Content	%	41.40	41.90	60.00	61.00
Ash Content	%	55.41	48.19	31.50	26.00
HHV	kcal/kg	3,285	3,473	5,250	5,430
Mixing Ratio	%	82		84
Unburned Carbon	%	5.70		10.03
UC Loss	%	6.80		4.50

표에서와 같이 연료품질이 획기적으로 좋아졌으나 미연탄소농도는 오히려 5.7 %에서 10.03 %로 증가하였다. 이는 회분함량이 현격히 낮음(미연탄소농도는 회분함량에 대한 비율임)과 연소환경변화로 상대적인 비율인 미연탄소농도가 증가된 것으로 보이며, 하지만 회분함량이 낮고 발열량이 높은데 기인하여 미연탄소손실은 6.80 %에서 4.50 %로 감소하였다.

5. Ash Cutting에 의한 공기예열기 열소자 중량감소로 온도효율 저하

가. 현상                                                          (단위 : %)

구 분	설 계 치	인 수 치	‘94 정비 전	‘95 정비 후	인수대비	정비 전 대비
온도효율	70.13	68.06	62.13	58.86	-9.20	-3.27

나. 분석

1) 정비전보다 저하되어 운전시간 경과에 따라 계속 저하되고 있는 추세임

2) 인수대비 상당 폭 저하된 상태

3) 온도효율에 영향을 미칠 수 있는 요인

․외부요인 : 공기예열기 입구 공기온도, 압력변화, 공기량, 가스량 변화 등

․자체요인 : 공기예열기 자체 청결상태, 열소자 중량감소

4) 온도효율 저하원인 : Ash Cutting에 의한 공기예열기 열소자 중량감소

6. 공기예열기 온도효율 저하 등으로 무누설환산 가스온도 증가

가. 현상

1) 공기예열기출구 무누설 가스온도가 216.35 ℃로 상당히 높게 유지됨

2) 인수성능시험 당시도 160.39 ℃로 설계치 138.0 ℃ 보다 높았음

3) 인수대비로 55.96 ℃나 높게 나타남

나. 분석

1) 온도효율 저하(68.06 → 58.86 %)에 의한 영향 : 36.69 ℃

2) AH inlet 공기온도상승(42.20 → 52.55 ℃)에 의한 영향 : 6.09 ℃

3) AH inlet 가스온도상승(411.95 → 450.68 ℃)에 의한 영향 : 16.70 ℃

4) AH inlet 가스온도의 상승은 터빈효율 저하에 따른 주증기량 증가 등으로 보일러 열입력 증가와 이에 따른 배기가스량 증가에 기인함.

7. 배기가스누설로 공기예열기 X-Ratio 증가

가. X-Ratio란

1) X-Ratio는 공기예열기의 공기와 가스와의 열용량비로서

2) 가스측 온도강하와 공기측 온도상승의 비로 나타냄

(공기온도가 1 ℃ 상승하는데 가스온도가 얼마나 강하하는가의 비)

3) 증가시 공기예열기 출구측 가스온도 낮아지며

4) 가스측 온도효율은 증가됨

5) 일반적으로 공기예열기의 X-Ratio는 0.8~0.9로 설계되며

6) 설계치보다 벗어난다는 것은 AH 주위의 각 Duct와 Furnace에서 누설 및 누입임

나. 현상 : 설계치보다 높은 #A Side가 0.94, #B Side가 0.98로 나타남

다. 분석 : 공기예열기 Housing 및 Gas Duct에서의 배기가스누설

(이의 영향으로 온도효율, X-Ratio, 열회수율이 실제 성능보다 높게 계산됨)

8. 공기예열기 Seal 정비로 공기누설률 감소

가. 현상                                                          (단위 : %)

항 목	설계치	인수치	정비 전	정비 후	전후대비
A Side	7.00	4.28	17.50	10.65	-6.85
B Side	7.00	5.65	16.52	11.27	-5.25
평 균	7.00	4.97	17.01	10.96	-6.05

나. 분석

정비시 공기예열기의 각종 실(Seal)을 전면적으로 정비하였으며 Gas Duct의 누설부위 등도 정비작업을 시행하여 정비 전 대비 6.05 % 저감되었다.

9. 공기예열기 Seal 정비로 압입통풍기 동력 감소

가. 현상

항 목	단 위	설계치	인수치	정비 전	정비 후	전후대비
FDF - A	A	245.0	248.4	270.4	248.0	-22.4
FDF - B	A	245.0	241.5	295.2	276.0	-19.2

나. 예상원인 : AH Seal 전면보수 및 Gas Duct Leak 부위 정비에 기인함

다. 동력 감소량  : △P = SQRT(3) × 6.6 × (565.6 - 524) × 0.85 = 404 kW

10. Gas Sample Line Probe 탈락으로 배기가스 O2 분석치 비정상

공기예열기 입․출구 Flue Gas Sample Line Probe가 부식에 의해 탈락되었다.

11. 고압터빈 교체효과

가. Case 1

항 목	단위	설 계 치	인 수 치	‘98 정비 전	`01 정비 후	정비 전 대비
고압터빈 엔탈피강하효율	%	87.98	68.84	70.49	80.52	+10.03 %P
주증기압력	kg/㎠	166.00	169.16	153.07	159.25	+ 6.18
주증기온도	℃	538.00	535.05	540.70	539.80	- 0.90
고압터빈출구 증기압력	kg/㎠	35.25	33.03	27.70	28.63	+ 0.93
고압터빈출구 증기온도	℃	316.77	336.00	332.90	311.90	- 21.00

나. Case 2

항 목	단위	설 계 치 (Original)	설 계 치 (New Design)	‘01 정비 전	`01 정비 후	정비 전 대비
엔탈피강하효율	%	81.20	88.20	69.15	84.93	+15.78 %P

[주] ‘01 정비 전 : 첫 단 취외 상태였으며, 주증기압력과 온도를 낮게 유지하였음.

12. 고압터빈 By-Pass Valve Passing으로 터빈 열효율 2 %P 저하

가. 현상

1) 계획예방정비 후 터빈 열효율 2 %P 저하로 정밀 성능시험을 실시함

2) 주증기량 0.84 % 증가(전기출력을 동일한 수준에서 성능시험을 실시함)

3) 첫 단 압력 2.8 kg/㎠ 감소

4) 고압터빈효율 2.0 %P 저하

5) 기타 운전치는 계획예방정비 전 정밀 성능시험시와 변동 없었음

나. 원인

첫 단 압력강하 원인을 추적한 결과 고압터빈 By-pass 밸브 Passing에 의한 효율저하를 발견함. 원인발견 후 운전원에게 확인한 결과 보일러 Bottle  Up시 고압터빈 By-pass 밸브 Passing으로 재열기 압력이 상승하여 재열기 Safety 밸브의 Popping 현상이 자주 발생되었음이 확인되었다.

13. 제어밸브 Stem 절손으로 발전기출력이 갑자기 4 % 감소

가. 현상

첫 번째 나타난 문제점은 출력이 갑자기 4 % 감소한 것이었다. 출력감소 전후의 비교결과 전기출력 -4.9 %, 급수유량 -3.6 %, 첫 단 압력 -4.2 %,  재열증기압력 -4.4 %, 고압터빈효율 -1.8 %, 중압터빈효율 -0.4 % 이었다.

나. 분석

첫 단 압력과 재열증기압력이 감소한 것은 터빈에 통과할 수 있는 유량이 감소되었음을 나타내고 있으며, 이와 관련되어 급수유량이 3.6 % 감소된 것으로도 입증되고 있다. 터빈의 유량통과용량 감소에 대한 원인을 파악하기 위해서는 첫 단 압력변화에 대해 검토해야 한다. 첫 단과 최종 단을 제외한 모든 단락은 운전조건이 변하더라도 일정한 압력비로 운전되므로, 상류측 단락압력이 변하면 하류측의 어느 단락에 있어서도 동일한 비율로 압력이 변하게 된다. 이 경우 첫 단과 재열증기의 압력감소율은 비슷하다. 그러므로 이 터빈의 유량통과용량 감소원인이 터빈 앞쪽에서의 유량제한(첫 단이나 제어밸브)에 의한 것으로 결론지을 수 있다. 그리고 용량감소 전후에 진동은 변하지 않았다. 이것이 회전부위에 기계적 손상이 없다는 것을 반드시 의미하는 것은 아니지만 어떤 터빈에서는 진동변화가 없었는데도 기계적으로 심각하게 손상된 것이 발견되기도 했다. 그러나 이것은 문제점을 분석하는 단서가 될 수는 있다. 최신설비에서는 제어밸브를 개별적으로 운전하는 것이 가능해졌기 때문에 밸브 오동작을 쉽게 점검할 수 있다. 제작자의 지침서에 의하면 각 제어밸브를 순차적으로 운전하여 유량, 첫 단 압력 및 발전기출력 변화를 점검토록 되어 있다. 제어밸브가 밸브 Stem 절단이나 닫힌 상태에서 고착되어 동작되지 않았다면 이와 같은 밸브의 운전에 의해서는 터빈성능이 변하지 않음을 알게 될 것이다. 제어밸브를 개별적으로 각각 운전하는 것이 불가능한 경우 어느 제어밸브가 동작되지 않는지 점검하기 위한 규정곡선을 만들 필요가 있다. 이 곡선은 주증기량, 첫 단 압력 또는 발전기출력에 대해 Servo Cylinder Stroke을 작도함으로서 가능하며 대체로 직선이 되어야 한다. 어떤 제어밸브가 동작되지 않았다면 경사가 예리하게 변할 것이다. 이것은 밸브가 동작되지 않음에 따라 유량증가에 관계없이 Servo Cylinder가 운전되기 때문이다.

다. 점검

제어밸브 점검결과 4개의 제어밸브 중 1개의 밸브 Stem이 절단되었음이 발견되었다. 이 터빈에는 4개의 밸브 중 동시에 움직이는 2개의 밸브가 있는데   1개의 밸브가 동작되지 않음으로서 발전기출력이 감소되었던 것이다.

14. 고압터빈에 침전물 퇴적으로 운전개시 후 점차적인 전기출력 감소

가. 현상

22개월에 걸친 운전기간동안 점진적으로 터빈출력이 감소하였다. 거의 매일 취한 자료를 보면 출력이 갑자기 떨어진 것이 아니며 지속적으로 감소되었음을 알 수 있었다. 이 터빈에 대해서 성능시험을 실시한 결과 22개월 동안에 걸친 총 변화량은 주증기량 -17.2 %, 전기출력 -16.5 %, 첫 단 압력 +21.2 %, 고압터빈효율 -12.2 % 이었다.

나. 분석

첫 단 압력이 21.2 % 증가한 것은 터빈을 통과하는 유량증가 때문이거나 그렇지 않으면 고압터빈의 2단 또는 후속 단 면적폐쇄에 의한 것으로 생각할 수 있다. 이 중 터빈을 통과하는 유량증가에 대한 견해는 주증기량이 17.2 % 감소되었기 때문에 제외된다. 그러므로 문제는 극심한 유량제한에 의한 것이거나 그렇지 않으면 2단 또는 후속 단에서 제한을 받는 것으로 판단할 수 있다. 유량제한에 대한 원인은 기계적 손상이거나 혹은 침전물에 의한 것임을 예상할 수 있는데, 비교적 오랜 기간을 통하여 성능저하가 발생하였으므로 침전물에 의한 것으로 판단된다.

다. 점검

고압터빈 점검결과 고압터빈 전체에 동침전물이 상당히 부착된 것으로 나타났다. 노즐에서 침전물의 두께는 1단에서 1.04 ㎜로부터 7단에서 2.31 ㎜로 다양하였으며, 버킷의 침전물은 1단에서 0.254 ㎜, 4단에서 1.524 ㎜, 7단에서 0.737 ㎜까지 다양하였다.

15. 고압터빈 1,2,3단 침식으로 점차적인 전기출력 증가

가. 현상

3년에 걸친 운전기간동안 취해진 자료를 보면 동일한 제어밸브개도 하에서 전기출력이 점차 증가하는 것으로 나타났다. 3년 동안에 일어난 변화를 요약하면 전기출력 +11.0 %, 첫 단 압력 +11.0 %, 재열증기압력 +10.2 %, 고압터빈효율 -1.8 % 이었다. 이 설비의 고압터빈에 대해 특별성능시험을 실시하였으며, 시험한 밸브 Point의 전 범위에 걸쳐 전기출력이 증가하였다.

나. 분석

첫 단 압력으로 보아 터빈을 통과하는 유량이 전반적으로 증가되었음을 알 수 있으며, 첫 단 면적이 증가하여 모든 밸브 Position에서 유량이 증가되었는데 그 원인으로는 1) 첫 단 노즐의 침식, 2) 첫 단의 손상, 3) 첫 단 노즐주변의 누설이다. 첫 단 노즐 침식은 일반적으로 8 밸브의 터빈에서는 1차 및 2차 Admission Area가 가장 심할 것이다. 그러므로 First 및 Second 밸브 Position에서 대부분의 유량과 출력이 증가되었다고 예상할 수 있다. 또한 2단 면적감소를 초래할 수 있는 손상에 의한 첫 단 면적증가는 출력증가와 첫 단 압력 상승에 따라 설명될 수 있고, 고압터빈효율이 약간 저하되었지만 고압터빈에 중대한 손상이 발생하였다고는 예상되지 않았다. 첫 단 노즐 주변의 누설로 인한 유량증가는 고압터빈효율에 훨씬 더 큰 영향을 준다. 설계치와 비교한 고압터빈효율곡선의 모양은 문제의 면적에 대한 착상을 줄 수 있다. 만약 첫 단 효율이 소위 기계적인 손상으로 저하되었다면 Full Load에서 고압터빈효율은 떨어질 것이다. 그렇지만 부하를 감소시킴에 따라 첫 단을 제외한 다른 단락을 통과하는 에너지는 일정하지만 반면에 첫 단을 통과하는 에너지는 증가한다. 이와 같이 경사가 심한 고압터빈효율곡선은 첫 단에 문제가 있음을 나타내는 것이다. 이 사례는 Full Load에서 효율이 1.8 % 감소하는데 반하여, 저부하에서는 5.9 % 감소하여 경사가 심한 효율곡선을 만들게 된다. 결론적으로 터빈의 First와 Second Admission Area의 첫 단 면적이 증가되었다는 것을 유도할 수가 있다.

다. 점검

계획정지기간 중 고압터빈을 점검해본 결과 1, 2, 3단 노즐부위에 매우 심한 침식이 발견되었다.

16. 첫 단 버킷 Cover의 탈락으로 최초 병입후 점차적인 출력 감소

가. 현상

처음 6개월 동안의 운전기간에 전기출력이 9.5 % 감소하였다. 비록 첫 성능시험시에 얻은 고압터빈효율과 용량이 기대했던 것보다 낮게 나타났지만 이 용량감소는 처음으로 시험자료를 수집한 이후 점차적으로 진행되어 온 것으로 나타났다. 6개월 동안의 주요 운전 변화치는 전기출력 -9.5 %, 급수유량 -8.0 %, 첫 단 압력 -6.4 %, 중압터빈 1단 압력 -9.2 %, 고압터빈효율 -4.0 %, 중압터빈 1단 효율 -1.4 %, 중압터빈 2단 효율 0.0 % 이었다. 2개월 동안의 자료가 누락되어 전기출력이 점진적으로 감소되었는지 또는 갑자기 감소되었는지 결정하기는 어렵지만 그러나 2개월 후에 얻은 자료는 연속하여 저하되는 경향을 나타내고 있으므로 이것으로부터 전기출력이 6개월에 걸쳐 점진적으로 감소되었다고 추정하게 되었다.

나. 분석

첫 단 압력이 6.4 % 감소한 것은 제어밸브의 오동작이나 면적폐쇄 등의 원인에 의하여 증기유로의 유량흐름제한을 받고 있음을 말하여 주는 것이다. 중압터빈 1단 압력이 9.2 % 감소한 것은 고압터빈 첫 단의 증기유로 폐쇄와 더불어 고압터빈의 2단 혹은 그 후속 단도 유량제한을 받고 있음을 나타내고 있다. 전기출력이 점차적으로 감소되었고 유량의 제한도 고압터빈의 한 부분에 집중된 것이 아니기 때문에 성능이 기대치보다 낮게 된 원인은 고압터빈에 침전물이 축적되었기 때문이라고 예측할 수 있다. 침전물이 가장 많이 축적된 곳은 고압터빈의 첫 단일 것이며, 2단 및 그 후속 단에도 소량의 침전물이 축적되었을 것이다.

다. 점검

고압터빈 점검결과 2가지의 주요한 문제점이 드러났다. 즉 1) 고압터빈 전체에 매우 많은 침전물이 부착되어 있었으며, 2) 첫 단 버킷의 Inserted Cover 탈락에 의한 기계적 손상이 있었다. 침전물은 첫 단에서 주로 나타날 것으로 예상하였으나 자료의 분석에서 기계적 손상은 명백하게 나타나지 않았다. 침전물은 붉은 갈색이었고 분석결과 소량의 Iron을 띈 Aluminum이었음을 알게 되었다. 첫 단 노즐의 침전물은 매우 단단하여 Partition으로부터 제거하기가 어려웠다. 고압터빈 후단의 침전물은 연하였으며 주기적으로 형성되고 부서져 떨어진 흔적이 있었다. 첫 단 및 2단 노즐의 침전물을 측정한 결과 교축부에서 약 0.508 ㎜ 이었으며, 그 양은 노즐면적의 10 %를 넘고 있었다. Bucket Cover의 탈락(예상 못함)에 의하여 야기된 기계적 손상은 고압터빈 전체에 두루 확산되었다. Bucket Cover의 몇 개의 큰 조각들이 2단 Diaphragm Partition 사이에 끼어져 있는 것이 발견되었고, 나머지 버킷 Cover는 작은 조각으로 부서져 터빈을 통과하였다. 1,2,3단의 Partition은 노즐과 버킷 사이로 들어가는 조각에 의해 손상되었고 이 조각은 출구 쪽도 손상시켰다. 중압터빈 1,2단의 상태는 양호한 것으로 판명되었다. 기계적으로 손상을 입은 부분의 점검으로부터 미루어 볼 때 손상은 터빈 초기 운전시, 어쩌면 성능자료가 취해지기 이전에 발생되었던 것으로 분석된다. 왜냐하면 시험자료의 첫 측정시 고압터빈 성능이 기대치보다 낮게 나타났기 때문이다.

17. 노즐박스의 케이싱 연결 Rib부 Crack으로 첫 단 압력 서서히 감소

가. 현상

동일한 전기출력, 주증기압력, 재열증기온도 하에서 갑자기 첫 단 압력이   서서히 감소하기 시작하였다. 약 40일 운전 후 급수유량은 10 t/h 증가된  반면 주증기량은 35 t/h 감소하였고, 제어밸브 개도 -6.7 %P, 첫 단 압력    -14 kg/㎠, 고압터빈출구 압력 +4.5 kg/㎠, 고압터빈출구 온도 +20 ℃, 재열증기압력 +1.3 kg/㎠, 고압터빈효율 -16.52 %P 이었다.

나. 분석

첫 단 압력 감소는 고압터빈 통과유량 감소를 의미하며 고압터빈출구 압력증가는 고압터빈만을 우회한 유량이 다시 합류되기 때문이다. 또한 고압터빈출구 온도증가는 고압터빈을 우회하는 유량이 일을 하지 못하고 높게 배출되어 고압터빈출구에서 다시 합류되기 때문이다. 고압터빈 통과유량이 감소될 수 있는 원인으로는 1) 고압터빈 하류측 내부 실의 과도한 간극, 2) 노즐불록이나 증기입구부(MSV, CV 등)의 증기흐름제한, 3) 첫 단 버킷의 손상, 4) 제어밸브나 Governing 계통의 손상이나 조정불량, 5) 증기입구부로부터 터빈 저압부에 과도한 누설(예 N2 Packing 등), 6) 첫 단 압력 탭이 부적절하게 설치되었거나 탈락된 경우 등인바, ‘1)’의 경우, 내부 실 간극이 증가하였다면 첫 단 압력이 저하되고 고압터빈출구 온도가 상승하였으므로 그 가능성을 배제할 수는 없으나 첫 단 압력의 저하정도가 14 ㎏/㎠ 까지 크지는 않을 것으로 추정되며, ‘2)’ 의 경우, 첫 단 이후 후속 압력이 모두 낮아져야만 되나 고압터빈출구 압력이 회복되었고, 증기흐름제한으로 급수유량이 감소하여야 되나 오히려 증가하였으며, 가능출력도 저하되지 않는 것으로 미루어보아 그 가능성이 없으며, ‘6)’ 의 경우, 압력 탭의 부적절한 설치 및 탈락되면 누설증기가 Inner와 Outer Casing 사이로 통과하여 고압터빈출구로 합류되기 때문에 첫 단 압력만 저하되고 고압터빈출구 압력은 회복되겠지만, 그 누설량이 그렇게 많지 않을 것이므로 고압터빈출구 온도를 20 ℃ 정도나 상승시키지는 않을 것으로 추정된다. 따라서 터빈 내부단락의 기계적 손상은 없을 것으로 분석된다.

다. 점검

노즐박스의 케이싱 연결 Rib부 Crack으로 다량의 증기가 누설되어 고압터빈 Inner Casing과 Outer Casing 사이를 통과하여 고압터빈출구로 흘렀다.

18. 터빈에 Water Induction으로 갑작스런 중압터빈효율 저하

가. 현상

8개월 전 대비 출력 -2.0 %, 첫단 압력 +0.3 %, 재열증기압력 +6.3 %, LP Bowl 압력 +2.2 %, 고압터빈효율 -1.3 %, 중압터빈효율 -6.9 % 이었다.

나. 분석

동일 제어밸브개도 하에서 재열증기압력 증가는 중압터빈의 IV 또는 단락 내에서 면적제한이거나 IV Screen 막힘, 침전물 부착 또는 기계적 손상에 의한 노즐면적 감소로 보아야 하지만, IV 전후 압력강하 점검과 고압터빈의 첫 단 압력의 변동이 없으므로 IV Screen 막힘과 중압터빈의 침전물 부착은 그 원인에서 제외된다.

다. 점검

계획정지작업 중에 점검결과 중압터빈 9단 버킷의 많은 파손으로 터빈 End 부위가 매우 심하게 손상된 것이 발견되었다. 9단에서 탈락되어 9단 Bucket과 Diaphragm 사이에 걸린 버킷 조각에 의한 충돌로 9단 Diaphragm이   부가적으로 손상을 입게 되었다. Shell의 뒤틀림으로 9단 터빈 End Tenon 부위에 심한 마찰을 일으켰고 이 마찰로 버킷 Cover가 떨어져 나가 버킷이 파손되었다. Shell이 심하게 뒤틀린 원인은 터빈으로 역류된 Water Induction 이었으며 빠르고 심하게 Shell을 냉각시켰던 것이다. 지난 몇 년 동안 터빈에 물이 유입되어 중대한 기계적 손상을 일으킴으로서 터빈을 정지하는 횟수가 증가되어 왔다. 예방시스템과 터빈운전감시를 통해 이러한 사고를 예방하여야 한다.

19. 터빈 첫 단 압력 도압관 탈락으로 첫 단 압력 낮게 지시됨

가. 현상

계획예방정비 후 터빈 첫 단 압력이 정격치 162 kg/㎠에서 96 kg/㎠로 낮아졌는바, 동일 전기출력 하에서 주요 운전치 변화는 급수유량, 주증기압력, 온도는 변화가 없었으며, 첫 단 압력만 현저하게 낮아졌고, 후속 단인 #8 추기압력과 온도, 고압터빈출구 증기의 압력과 온도도 변화가 없었다.

나. 점검 및 분석

신규설비 또는 첫 단 버킷 교체 후 적어도 1년 동안은 터빈 Rotor를 “Heat Soak" 할 수 있도록 2 Admission Mode로 운전할 것을 제작자 측에서 권장하고 있어, 정비 전에는 2 Admission 운전을 하였으나 정비시 2 Admission에서 설계 운전Mode인 3 Admission으로 전환하였다. 운전 Mode를 3 Admission에서 2 Admission으로 전환하여 시험한 결과 첫 단 압력변화는 없었으며, Single Admission(Partial Arc에서 Full Arc로 Mode 전환)으로 전환한 결과 첫단 압력은 140 kg/㎠ 정도로 상승하였다.

다. 예상원인 추정

첫 단 압력 도압관 탈락으로 추정된다. 도압관은 터빈 케이싱의 열팽창을  고려하여 Outer Shell부에서는 고정되어 있으나 Inner Shell부에서는 길이  방향으로 움직일 수 있도록 설치되어 있다.

라. 운전에 미치는 영향

탈락 또는 파열된 도압관으로부터 Inner와 Outer Shell 사이로 누설된 증기는 고압터빈출구 측으로 흐르게 되어 고압터빈을 우회하게 되므로 누설된 증기량만큼 전기출력이 감소하게 된다. GE 자료에 의하면 만약 첫 단 압력 탭이 부적절하게 설치되거나 빠진 경우 홀을 통한 증기누설로 고압터빈을 우회함으로써 1,000 kW 정도의 손실이 발생할 수 있다고 하였다.

마. 향후대책

정비기간 중 터빈의 Outer Shell로부터 Inner Shell을 통과하는 열전대, 압력 탭 및 기타 장치의 증기누설 흔적이 있는지 점검이 필요하다.

바. 조치

발전기 주말정지시 첫 단 압력 신호를 Spare 탭으로 이설한 결과 압력이 정상으로 회복되었다.

20. #4 추기압력이 지시되지 않고 진공이 형성됨

가. 현상

인수성능시험시 터빈 4추기 압력이 지시되지 않고 진공이 형성되었다.

나. 원인

복수기 내에서 압력 도압관이 파손되었다. 추기관에서 취출한 도압관은 복수기를 통과하여 터빈 케이싱 외부의 압력전송기에 연결되어 있다.

다. 기타

1) 복수기내 도압관이 있는 #1～#4 추기압력 탭 : 보통 인수성능시험 후 철거

2) 정밀 성능시험시 #1～#4 추기압력 측정 못함(Heater Side만 가능)

3) 터빈 각 Stage 성능평가시는 추기압력이 필요

4) 따라서 설계치 및/또는 인수치 압력강하율로 추기압력 추정

5) 인수성능시험시 Full Scale로 계측기를 설치하여 성능시험 실시 필요

21. 기준유량차압이 비정상적으로 높게 나타남

성능시험시 탈기기입구 복수유량 차압이 비정상적으로 높게 나타나 원인조사결과 다음 그림과 같이 Condensate Clean-up Line Passing이 확인되었다.

22. 기준유량이 비정상적으로 높게 산정됨

교축기구사양 오류로 확인되었다(정비시 취외하여 표준과학연구원에서 치수 확인함).

23. 복수기튜브의 누설로 첫 단 압력 증가

가. 현상

불과 몇 시간만에 전기출력이 7 % 감소한 가운데 첫 단 압력은 20 kg/㎠ 증가하고 제어밸브개도가 #3 밸브 70 → 100 %,  #4 밸브 15 → 74 % 각각 증가되었다.

나. 원인

복수기튜브 누설로 인한 해수의 유입으로 염분이 터빈까지 유입되어 터빈 첫 단 노즐불록의 염분 축적에 의한 면적감소로 증기통과용량이 감소하게 됨으로써 전기출력이 감소하였고, 제어밸브개도는 점차 증가하여 주증기량을   증가시켰지만 면적이 감소된 첫 단 노즐에 의해서 증기유량이 제한되어 주증기압력이 증가하였다. 복수기튜브 누설원인은 #7 고압급수가열기 Level High에 따른 Emergency Drain 밸브 Open으로 고압증기가 복수기로 유입되면서 복수기내의 충격방지판(Impingement Baffle Plate)이 탈락되었고 이때 탈락된 충격방지판에 의하여 복수기튜브가 손상되었다. 당시 Condensate Conductivity Meter는 고장상태로 운전원에 의한 수질확인이 불가능한 상태였다.

24. 복수기튜브의 정밀 세정으로 관청정도 개선

관청정도가 76.78 % → 87.54 %까지 향상되었는바 이에 따른 복수기진공도 개선치는 3.32 ㎜Hg 이었다.

25. 진공펌프 밀봉수 냉각용 열교환기의 오염으로 복수기진공도 저하

가. 현상

1) 진공펌프 2대중 2대 모두 운전

2) 그러나 복수기진공도가 정격치 대비 20 ㎜Hg 낮게 유지됨

3) 진공펌프의 추출공기량이 #A는 15 CFM이나 #B는 거의 Zero 이었음

4) 밀봉수 냉각용 열교환기의 냉각수온도상승이 1.4 ℃로 매우 높음

나. 조치

냉각수온도상승이 1.4 ℃로 매우 높은 것과 #B의 추출공기량이 거의 Zero임에 착안하여 밀봉수 냉각용 열교환기를 분해하여 Tube Side를 청소(이물질; 헝겊, 비닐 등 다량 나옴, 또한 진흙 쌓임)하여 정상화시켰다.

다. 열교환기 청소 후 운전상태

1) 복수기진공도 : 16 ㎜Hg 향상

2) 추출공기량 : 17 CFM(진공펌프 1대 운전), 20 CFM(2대 운전, #A 5, #B 15 CFM)

3) 밀봉수 냉각용 열교환기의 냉각수온도상승 : 0.5 ℃

26. 복수기에 공기누입으로 복수기진공도 저하

가. 현상

성능시험기간 중에 타 호기와 비교시 진공도가 낮게 유지되었다. 여러 가지 상황을 종합해 분석한 결과 복수기에 공기누입이 의심되어 그 여부를 판단하기 위한 진공펌프의 운전대수에 따른 복수기진공도의 변화를 측정하였다.

나. 측정결과

진공펌프 2대 운전 중에 1대를 정지한 후의 추출공기량은 31.8 N㎥/h에서 23.6 N㎥/h로 감소하였다. 펌프 1대 정지시 운전중인 펌프는 정지된 펌프의 공기배출량을 감당해야 하나 진공펌프의 용량한계(설계최대용량 25.0 N㎥/h)로 더 이상 올라가지 못했다. 이와 같은 결과는 운전중인 진공펌프가 감당할 수 있는 체적유량으로도 정지전의 동일한 질량의 공기(복수기에서 추출해야 하는 총 발생공기량)가 추출될 때까지 진공도가 저하되어 비체적이 감소되며, 따라서 펌프 정지시 계속해서 진공도가 저하하지 않고 추출공기의 질량유량이 펌프의 체적유량과 동일하게 될 때까지 복수기진공도가 변하여 평형상태가 유지된다. 다음 표에서 보는 바와 같이 진공펌프 2대 운전에서 1대 정지시 진공도가 평형상태를 유지하는 데는 10분 정도가 소요됐다.

진공도 (㎜Hg)	725.5	723.9	723.2	722.5	721.7	721.1	720.1	719.5	718.1	718.0
소요시간 (sec)	-	10	10	20	25	60	55	65	125	240
누적시간 (sec)	-	10	20	40	65	125	180	245	370	610

다. 점검

성능시험이 종료된 후 자체적으로 복수기 공기유입처를 조사한 결과 Spill Over Valve(Reheater Steam By-pass) Body 주위에 Crack이 발생하여 공기가 유입됨을 발견하여 용접 조치하여 복수기진공도가 정상화되었다.

27. Vacuum Manometer 주위온도 보정

가. 현상

성능시험시 복수기진공도는 저압터빈출구 718.80 ㎜Hg(특설 수은마노메타), 제어실 720.30 ㎜Hg(상설 수은마노메타), Data Logger 720.99 ㎜Hg(Corrected)이었으며 Hotwell 복수온도는 35.64 ℃(특설)이었다.

나. 사업소의 일상 진공도관리 기준

Data Logger에 지시되는 보정된 진공도를 기준으로 관리하고 있었다.

다. 진공도 관리상 문제점

Data Logger를 기준으로 한 진공상당 포화온도 33.57 ℃가 Hotwell 온도보다 낮아 비정상(이럴 경우 Hotwell 복수는 증기상태의 조건임)이며, 만약 Hotwell 복수온도가 높다면 공기추출기에서 뽑아내야 할 불응축 가스가 많아져 복수기 내부에 가득 차게 되어 진공상당 포화온도가 Hotwell 복수온도보다 높아질 때까지 진공도가 저하하게 된다. 한편 복수기 온도효율이 100 % 이상 될 수 없기 때문에 Hotwell 내부가 이와 같이 운전되는 것은 불가능하다. 따라서  진공측정 오차임에도 불구하고 마치 진공도가 높은 것으로 오인할 수 있다.

라. 진공도 관리방안

수은마노메타를 이용하여 진공도를 측정할 경우에는 반드시 대기압계와 진공계의 0점 확인은 물론 마노메타 주위온도를 보정(17쪽 참조)해 주어야 한다.

28. 급수가열기 교체효과

가. 종단온도차 개선

급수가열기 No	단 위	설계치	인수치	정비 전	정비 후	정비 전 대비
#8-A 급수가열기	℃	-1.00	-3.00	20.03	12.58	- 7.45
#8-B 급수가열기	℃	-1.00	-3.30	18.80	2.18	- 16.62
#6-A 급수가열기	℃	-1.00	-3.77	5.86	-4.03	- 9.89

나. 드레인온도차 개선

급수가열기 No	단 위	설계치	인수치	정비 전	정비 후	정비 전 대비
#8-A 급수가열기	℃	5.60	6.50	18.70	12.50	- 6.20
#8-B 급수가열기	℃	5.60	4.20	8.20	4.95	- 3.25
#6-A 급수가열기	℃	5.60	2.50	22.30	4.91	- 17.39

29. 수실격판 부식파공으로 급수가열기 종단온도차 증가

가. 현상

1) #7-A, B 급수가열기 종단온도차 : 29 ℃, 20 ℃(설계치 : -1 ℃)

2) #8-A, B 급수가열기 종단온도차 : 23 ℃, 17 ℃(설계치 : 0 ℃)

나. 점검

수실격판(Partition Plate) 부식파공으로 급수가 By-pass 되었다.

30. 수실격판의 Manway Cover 탈락으로 급수가열기 종단온도차 증가

가. 현상

정비 후 갑작스럽게 최종급수온도가 현격하게 낮아졌다.

항 목	단위	설계치	측정치	설계치 대비
급수가열기출구 급수온도	℃	257.7	228.1	- 29.6
급수온도상승	℃	40.9	9.8	- 31.1
종단온도차	℃	0.0	44.4	+ 44.4

나. 예상원인

1) 급수가열기 튜브의 내/외면 오염

2) 급수가열기 튜브의 잠김(Drain Level High High)

3) Venting 부적합 및 급수가열기 Inlet Tube Sheet의 부분적 막힘

4) 수실격판(Channel Side Partition Plate)의 누설 및 추기압력강하 증가

다. 원인분석

정비 전에는 급수온도상승이 정상이었으므로 1)항 배제, Normal Drain Valve 정상작동과 Valve Open시 Drain Level이 낮아지므로 2)항 배제, Ultrasonic Gun으로 Vent Flow Check 결과 Flow 형성됨으로 3)항 배제, Tube Side 압력강하의 0.82 → 1.12 ㎏/㎠ 증가는 급수온도상승 40.9 → 9.8 ℃ 변화 정도까지는 아니므로 4)항 배제 및 추기압력이 정상임으로 6)항도 배제된다.

라. 점검결과 및 조치

수실격판의 Manway Cover를 받치고 있는 Bolt가 장기간에 걸친 Erosion에 의해 파손되어 Cover가 탈락되었다. Manway Cover를 수실격판에 용접하여 밀봉함으로써 정상화되었다.

31. 벤트 부적합으로 급수온도상승 폭 적음

가. 현상

인수시험시 #1 급수가열기에서 복수온도상승이 거의 없음이 발견되었다. #1 급수가열기의 불충분한 복수가열로 #2 및 #3 가열기출구 복수온도도 저하되어 탈기기의 추기유량증가로 터빈 열효율이 저하되었다.

나. 예상원인

Venting 부족, 수실격판누설, Condensate By-pass Valve Passing 등이 있다.

다. 점검결과 및 조치

급수가열기 측의 Vent Valve는 Open 상태이나 Vent Line이 차가웠다. Vent Line의 복수기 연결부위에 또 다른 차단 Valve가 닫혀 있었으며, 그 밸브를 Open 하자 곧바로 저압급수가열기계통의 운전이 정상화되었다.

* 예비성능시험시 운전현황

가열기	단위	출구복수온도			복수온도상승			종단온도차
		설계치	시험치	편차	설계치	시험치	편차	설계치	시험치	편차
#1 HTR	℃	75.1	49.4	-25.7	36.3	4.4	-31.9	4.4	30.5	+26.1
#2 HTR	℃	98.9	71.7	-27.2	23.8	22.3	-1.5	4.4	19.2	+14.8
#3 HTR	℃	145.4	134.9	-10.5	46.5	63.2	+16.7	4.4	6.7	+2.3

32. Tie Valve가 정상운전 중에 Open되어 있어 급수온도상승 폭 적음

가. 현상

#1 급수가열기가 Test 시부터 최저부하에서 급수온도상승이 기대치 이하로 운전되어 점검한 결과 저부하시는 3.7 ℃ 상승으로 비정상이었고, 고부하시는 27.6 ℃ 상승으로 정상이었다.

나. 예상원인

1) 급수가열기의 튜브 잠김(Drain Level High High)

2) Tube Bundle의 Air binding(과도한 공기누입이나 Vent Pipe의 크기 부적절 또는 Plugging에 의한 과도한 압력강하가 원인임)

3) 급수의 Bypassing

4) Tube의 Fouling 및 Scaling

다. 원인분석

고부하시 급수온도상승이 정상이므로 상기 1), 3) 및 4)항은 배제된다.

라. 점검결과

Vent System과 운전특성을 조사하기 위한 자세한 시험을 실시한 결과

1) 90 % 부하에서 급수온도상승이 정상에서 4.8 ℃로 큰 폭으로 저하

2) 가열기에 인위적인 공기유입시 급수온도상승 폭 감소

3) 가열기에 다시 공기유입 차단시 급수온도상승 폭 증가

4) Start-up Vent Open 하여도 급수온도상승이 증가하지 않음(가열기 내부 Venting 계통의 문제가 아닌 Vent Line의 저항임)

5) P&I도면 점검결과 #1가열기의 외부 Drain Cooler에서 #1가열기 Vent Line에 연결된 Tie Valve를 정상운전 중에 Open 하여 운전용 Vent로 활용됨을 발견

6) Tie Valve Close 하자 급수온도상승 폭이 곧바로 증가하여 기대 값 유지

7) 다시 Tie Valve를 Open 하자 급수온도상승이 서서히 감소

8) Drain Cooler는 튜브가 잠긴 상태에서 운전되므로 유체의 유입으로 인한 Vent Line의 저항이 증가되어 Venting량 감소

9) 고부하시는 가열기와 복수기와의 압력차가 Vent Line의 저항보다 커서 그 영향이 미미한 것이었음

마. 조치

Tie Valve를 Start-up용으로만 활용하고 정상운전 시에는 Close하도록 하였다.

33. Tube Sheet 바로 뒤 Bundle의 Middle 부위에서 몇 개의 튜브누설

가. 현상

첫 번째 고압급수가열기가 정비 후 Normal Drain Valve는 Wide Open 되고 Emergency Drain Valve에 의해서 Level Control 되고 있었다.

* 급수가열기 성능시험 실시결과

항 목	단위	설 계 치	측 정 치	편 차
추기유량	kg/h	45,590	41,690	- 3,900
Drain Inlet 유량	kg/h	136,260	116,300	- 19,960
Drain Outlet 압력	kg/㎠	19.5	20.1	+ 0.6
Drain Outlet 온도	℃	196.7	207.1	+ 10.4
추기압력 at Heater Side	kg/㎠	19.8	20.4	+ 0.6

나. 예상원인

1) 과도한 Drain Flow(Tube Leak나 추기유량 증가)

2) Drain Outlet 압력 낮음(낮은 추기압력이나 과도한 압력강하)

3) Drain Line의 저항 및 Drain Outlet 온도 높음

다. 점검 및 분석

1) 추기 차단시 Drain Control Valve Close되므로 “Tube Leak”는 배제됨

2) Drain Flow 값이 설계치보다 적으므로 “과도한 Drain 유량”은 배제됨

3) Normal Drain Valve 취외 점검결과 “Drain Line 저항”은 배제됨

4) Drain 압력이 설계치보다 약간 높아 "Drain Outlet 압력이 낮음“은 배제됨

5) 유일하게 남은 항목은 Drain Outlet 온도가 높은 것이며, 설계조건에서 드레인 압력은 온도상당 포화압력보다 4.6 kg/㎠ 높으나 시험조건에서는 드레인온도가 높아 드레인 압력은 포화압력보다 겨우 1.7 kg/㎠ 높은데 그치고 있었다. Level Control Valve는 Drain Outlet보다 21.3 m 높은 위치에 있으므로 드레인이 증발되어 탈기기로 배출되지는 못하며 따라서 드레인온도가 높은 것은 Drain Cooling Zone에 증기가 유입되었기 때문이다.

라. 점검결과 및 조치

정비기간 중에 점검한 결과 Tube Sheet 바로 뒤 Bundle의 Middle 부위에서 몇 개의 누설튜브가 발견되었다. 이는 Drain Cooler의 Top Shroud를 Tube Sheet에 용접한 부위의 Erosion 가능성을 시사하는 것이다. 이의 대책으로 급수가열기 교체와 아울러 의심되는 용접부위는 재설계하여 제작시 반영(보통의 Single Fillet 용접 대신 Double Penetration 용접)하도록 추천하였다.

34. Valve Cage Hole의 막힘으로 급수가열기 수위 상승

가. 현상

처음에는 #7 Heater Level High로 Start-up Vent Valve를 Open하여 Level이 정상화 되었으나 그 뒤로는 Start-up Vent Valve를 Open하여도 Level 증가함은 물론 Level의 증가속도 및 주기가 시간이 경과할수록 빨라졌다.

나. 운전자료 검토

설계 및 인수치와 비교한 결과 Level 증가 이외의 모든 운전 값은 정상이었다.

다. Drain Level 증가 예상원인

1) Drain Line이나 Drain CV 막힘으로 가열기간의 과도한 압력강하 발생

2) Drain Line이나 Drain CV 크기 부적합으로 가열기간 과도한 압력강하 발생

3) 급수가열기 관의 파열로 인한 급수 유입

4) 저부하시 Drain을 다음 가열기로 보내기 위한 충분한 압력차 발생 미흡

5) 앞 가열기의 불충분한 열교환으로 저온의 급수가 유입되어 추기유량 증가

다. 원인분석

1) #7 Drain을 전량 #6 가열기로 배출하여도 #6 Drain CV 개도가 50 % 정도이므로 관 파열은 아닌 것으로 추정됨으로 상기 3)항은 제외됨

2) 정격부하에서 정상운전 됨으로 상기 4) 및 5)항은 제외됨

3) 인수성능시험시 VWO 및 BMCR 운전에서도 #7 가열기 Level 정상이었으므로 그 이후에 밸브가 막혔을 것으로 추정할 수 있음

4) #7 Drain CV 개도가 처음부터 #8 및 #6 개도에 비하여 크게 나타난 것으로 보아 밸브 크기도 검토할 필요가 있음

* Normal Drain Control Valve 개도 현황

가열기	단위	제1호기			제2호기
		380 MW	430 MW	500 MW	390 MW
#8 급수가열기	%	51.3	50.8	64.6	48.5
#7 급수가열기	%	85.9	84.6	100.0	66.1
#6 급수가열기	%	39.6	39.8	51.7	43.5

라. 점검결과

Drain CV 분해 결과 밸브의 Cage Hole이 너무 미세(Cage Hole 수 444개, Cage Hole 직경 : 2.4 Ø)하여 막힌 상태였으며, 이는 시운전 초기 보일러계통의 미세 산화철 성분이 터빈으로 넘어와 추기증기에 혼입되어 발생하였다.

마. 조치

Drain CV의 Cage Hole을 청소하였으나 얼마 후 다시 Level High가 되었고, 청소 후에도 CV 개도가 80 %로 높아 수위제어 범위가 매우 좁았다. 따라서 최종적으로는 Cage Hole 구경을 2.4 → 4.0 Ø로 증대, 개수를 60개 증가시켰다.

35. 벤트 부적합으로 급수가열기 수위 상승

가. 현상

시운전후 인수성능시험기간 중에 #2 가열기 수위상승으로 드레인 일부를 비상밸브를 통하여 복수기로 직접 배출하여 성능시험에 지장을 초래하였다.

나. 점검결과 및 조치

1) #1 가열기 종단온도차 증가 및 #2 가열기입구 복수온도 낮음을 발견

2) #2 가열기입구 복수온도 저하로 추기 과다유입, Normal Drain CV 용량초과

3) #1 가열기 종단온도차 증가는 시운전 기간 중 잦은 기동, 정지로 가열기내 불응축성 가스가 축적되어 열교환량이 감소되었기 때문이다.

4) Start-up Vent Valve로 충분한 Venting 실시 후 정상화되었다.

36. 열병합발전설비 저압 DH Heater 후단에 Drain Cooler 설치

가. Drain Cooler 설치 전․후 자료비교_Mode Ⅰ 운전

항 목	단 위	DRN CLR 정지	DRN CLR 운전	차 이 (운전-정지)
총 DH 열 생산량	Mcal/h	416,912	433,082	+ 16,170
DH Drain Cooler 열 생산량	Mcal/h	0	10,682	+ 10,682
가스터빈출력	kW	374,445	374,486	+ 42
증기터빈출력	kW	146,491	145,457	- 1,034
복합전기출력	kW	520,936	519,944	- 993

나. 열 생산량 증가와 함께 다음과 같은 현상이 나타났다.

1) 탈기기입구 복수온도 낮아짐

2) 고압 및 저압 HRSG Economizer 입구 급수온도 낮아짐

3) 고압 및 저압 HRSG Economizer 온도상승 폭 증가

4) 저압 HRSG Economizer 출구 급수온도 낮아짐

5) 동일 HRSG inlet 열입력 기준 고압 및 저압 HRSG 급수유량 감소

6) 열출력 증가와 급수유량 감소에 따른 증기터빈 전기출력 감소

7) HP Turbine Exhaust(=DH LP HTR HTG) 증기압력 낮아짐

8) DH HP Heater 추기유량 감소

9) DH LP Heater 추기유량 증가

10) 총 DH Heater 추기유량 증가

11) HRSG 출구 가스온도 낮아짐

12) HRSG 냉단온도차(TGO-TFW) 증가 및 HRSG 냉단평균온도 낮아짐

다. 반면에 변화 없이 같은 수준을 유지한 운전치를 보면 다음과 같다.

1) HRSG inlet Gas Temperature

2) HP SH outlet Steam Pressure and Main Steam Pressure

3) HP SH outlet Steam Temperature and Main Steam Temperature

4) HP Economizer outlet Feed Water Temperature

5) LP Drum Pressure

熱性能 評價를 위한

성능계산 Sheet Sample

1. 보일러 성능계산 Sheet

2. 증기터빈 성능계산 Sheet

ASME Performance Test Codes List

	- STX(주) 구미열병합 -

General Instructions.....................................................................................................................PTC 1 - 1999

Definitions and Values .............................................................................................. PTC 2 - 1980(R1985)

Diesel and Burner Fuels............................................................................................PTC 3.1 - 1958(R1992)

Coal and Coke........................................................................................................................... PTC 3.2 - 1990

Gaseous Fuels...............................................................................................................PTC 3.3 - 1969(R1992)

Fired Steam Generators..............................................................................................................PTC 4 - 1998

Steam.Generating Units(With 1968 and 1969 Addenda)

Diagram for Testing of a Steam Generator, Figure 1 (Pad of 100)

Heat Balance of a Steam Generator, Figure 2(Pad of 100)........................PTC 4.1 - l964(R1991)

ASME Test Form for Abbreviated Efficiency Test-Summary Sheet(pad of 100)............................

.......................................................................................................................................................PTC 4.1a - 1964

ASME Test for Abbreviated Efficiency Testing-Calculation Sheet(pad of 100)................................

...................................................................................................................................... PTC 4.1b - 1964(R1965)

Coal Pulverizers ........................................................................................................ PTC 4.2 - 1969(R1997)

Air Heaters....................................................................................................................PTC 4.3 - 1968(R1991)

Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators.............................................. PTC 4.4 - 1981(R1992)

Reciprocating Steam Engines....................................................................................................PTC 5 - 1949

Performance Test Code 6 on Steam Turbines...................................................................PTC 6 - 1996

Interim Test Codes for an Alternative Procedure for Testing Steam Turbines................................

.........................................................................................................................................................PTC 6.1 - 1984

Appendix A to Test Code for Steam Turbines.............................................. PTC 6A - 1982(R1995)

PTC 6 on Steam Turbines - Interpretations.....................................................................................PTC 6

Guidance for Evaluation of Measurement Uncertainty in Performance Tests of Steam     Turbines...............................................................................................................PTC 6 Report - 1985(R1997)

Procedures for Routine Performance Test of Steam Turbines.....................PTC 6S - 1988(R1995)

Reciprocating Steam-Driven Displacement Pumps..............................................PTC 7 - 1949(R1969)

Displacement Pumps....................................................................................................PTC 7.1 - 1962(R1969)

Centrifugal Pumps......................................................................................................................PTC 8.2 - 1990

Displacement Compressors, Vacuum Pum㎰ and Blowers (With 1972 Errata)...................................

..............................................................................................................................................PTC 9 - 1970(R1992)

Performance Test Code on Compressors and Exhausters.............................................PTC 10 - 1997

Fans...................................................................................................................................PTC 11 - 1984(R1995)

Closed Feedwater Heaters......................................................................................PTC 12.1 - 1978(R1987)

Performance Test Code on Steam Surface Condensers..............................................PTC 12.2 - 1998

Deaerators...................................................................................................................................PTC 12.3 - 1997

Moisture Separator Reheaters................................................................................PTC 12.24- 1992(R1997)

Reciprocating Internal.Combustion Engines..........................................................PTC 17 - 1973(R1997)

Hydraulic Turbines................................................................................................................. .PTC 18 - 1982

Pumping Mode of Pump/Turbines........................................................................PTC 18.1 - 1978(R1984)

Test uncertainty........................................................................................................................PTC 19.1 - 1998

Pressure Measurement.......................................................................................................... PTC 19.2 - 1987

Temperature Measurement......................................................................................PTC 19.3 - 1974(R1986)

Application, Part Ⅱ of Fluid Meters : Interim Supplement on Instruments and  Apparatus ......

.......................................................................................................................................................PTC 19.5 - 1972

Weighing Scales.................................................................................................................. PTC 19.5.1 - 1964

Electrical Measurements....................................................................................................... PTC 19.6 - 1955

Measurement of Shaft Power................................................................................PTC 19.7 - 1980(R1988)

Measurement of Indicated Power ..................................................................... PTC 19.8 - 1970(R1985)

Part 10 Flue and Exhaust Gas Analyses..................................................................... PTC 19.10 - 1981

Steam and Water Sampling, Conditioning, and Analysis in the Power Cycle..PTC 19.11 - 1997

Measurement of Time...........................................................................................................PTC 19.12 - 1958

Measurement of Rotary Speed......................................................................................... PTC 19.13 - 1961

Linear Measurements............................................................................................................PTC 19.14 - 1958

Methods of Measuring the Performance of Nuclear Reactor Fuel in Light Water Reactors ...........................................................................................................................PTC 32.2 Report - 1979(R1992)

Density Determinations of Solids and Liquids ...........................................................PTC 19.16 - 1965

Determination of the Velocity of Liquids.................................................................... PTC 19.17 - 1965

Degital Systems Techniques..............................................................................................PTC 19.22 - 1986

Part 23 Guidance Manual for Model Testing ..............................................PTC 19.23 - 1980(R1985)

Speed and Load Governing Systems for Steam Turbine-Generator Unit.PTC 20.11977(R1988)

Overspeed Trip Systems for Steam Turbine-Generator Units.....................PTC 20.11977(R1988)

Pressure Control Systems Used on Steam Turbine Generator Unit........PTC 20.3 - 1970(R199l)

Particulate Matter Collection Equipment ...........................................................................PTC 21 - 1991

Performance Test Code on Gas Turbines ........................................................................PTC 22 - 1997

Atmosphere Water Cooling Equipment................................................................ PTC 23 - 1986(R1997)

Ejectors........................................................................................................................... PTC 24 - 1976(R1982)

Pressure Relief Devices.............................................................................................................PTC 25 - 1994

Safety and Relief Valves.......................................................................................................PTC 25.3 - 1988

Speed Governing Systems for Internal Combustion Engine Generator Units..............PTC 26.1962

Determining the Properties of Fine Particulate Matter.................................. PTC 28 - 1965(R1985)

Speed-Governing Systems for Hydraulic Turbine-Generator Units....................PTC29-1965(R1985)

Air Cooled Heat Exchangers....................................................................................PTC 30 - 1991(R1998)

Ion Exchange Equipment................................................................................................PC 31 - 1972(R199l)

Nuclear Steam Supply Systems.............................................................................PTC 32.1 - 1969(Rl992)

Method of Measuring the Performance of Nuclear Reactor Fuel in Light   Reactors....................

..........................................................................................................................PTC 32.2 Report - 1979(R1992)

Large Incinerators....................................................................................................... PTC 33 - 1978(R1991)

Appendix to PTC 33-1978..................................................................................... PTC 33a - 1980(R1991)

ASME Form for Abbreviated Incinerator Efficiency Test.....................Form PTC 33a-1980(R199l)

Measurement of Industrial Sound ........................................................................................PTC 36 - 1985

Determining the Concentration of Particulate Matter in Gas Stream.........PTC 38 - 1980(R1985)

Condensate Removal Devices for Steam Systems........................................ PTC 39.1 - 1980(R1991)

Fuel Gas Desulfurization Units...............................................................................................PTC 40 - 1991

Wind Turbines.............................................................................................................................PTC 42 - 1988

Performance Test Code on Overall Performance.............................................................PTC 46 - 1997

Performance Monitoring Guidelines for Steam Power Plants....................................PTC PM - 1993

The ASME Publications Catalog shows a complete list of all the Standards published by the     Society. For a complimentary catalog, or the latiest information about our publications.

call 1-800-THE-ASME (1-800-843-2763).