복합화력발전의 가스연료 공급계통에 대한 위험도 평가 기법 연구 (I) : API RBI 절차에 기반한 위험도 평가 Risk Assessment Technique for Gas Fuel Supply System of Combined Cycle Power Plants (I) : Based on API RBI Procedures원문보기
미세먼지 저감 및 에너지원 변환에 대한 정책 추진에 따라 천연가스를 연료로 하는 발전의 비중이 확대되고 있다. 복합화력발전 플랜트, 열병합발전 플랜트 등에서 천연가스 연료공급계통이 가스가 가열된 상태에서 고압으로 운용되고 있으므로, 누출사고를 예방하여 화재 및 폭발에 의해 사고를 방지하여야 한다. 본 연구에서는 API RP 581RBI 코드를 기반으로 복합화력발전 플랜트의 천연가스 연료공급계통을 대상으로 위험도 평가를 수행하였다. API RBI 코드의 적용을 위해 평가 대상 계통의 라인 및 세그먼트를 구분하였다. 파손확률과 파손피해 산출을 위해 운전 데이터 및 입력 정보를 분석하였다. 설치 초기 시점 및 운전시간 경과에 따른 위험도 평가 결과 추이를 분석하였다. 코드 기반 평가 시 가스연료 공급계통은 두께 감육, 외부 손상, 기계적 피로 손상기구의 영향이 주로 반영되었다. 운전 시간이 경과함에 따라 단열재 하부 부식(CUI, Corrosion Under Insulation) 등에 의한 외부손상이 위험도를 상승시키는 원인으로 예상되었다.
미세먼지 저감 및 에너지원 변환에 대한 정책 추진에 따라 천연가스를 연료로 하는 발전의 비중이 확대되고 있다. 복합화력발전 플랜트, 열병합발전 플랜트 등에서 천연가스 연료공급계통이 가스가 가열된 상태에서 고압으로 운용되고 있으므로, 누출사고를 예방하여 화재 및 폭발에 의해 사고를 방지하여야 한다. 본 연구에서는 API RP 581 RBI 코드를 기반으로 복합화력발전 플랜트의 천연가스 연료공급계통을 대상으로 위험도 평가를 수행하였다. API RBI 코드의 적용을 위해 평가 대상 계통의 라인 및 세그먼트를 구분하였다. 파손확률과 파손피해 산출을 위해 운전 데이터 및 입력 정보를 분석하였다. 설치 초기 시점 및 운전시간 경과에 따른 위험도 평가 결과 추이를 분석하였다. 코드 기반 평가 시 가스연료 공급계통은 두께 감육, 외부 손상, 기계적 피로 손상기구의 영향이 주로 반영되었다. 운전 시간이 경과함에 따라 단열재 하부 부식(CUI, Corrosion Under Insulation) 등에 의한 외부손상이 위험도를 상승시키는 원인으로 예상되었다.
The proportion of natural gas-fueled power generation is expanding due to the change of domestic energy policy pursuing reduction of dust and increasing clean energy consumption. Natural gas fuels used for the combined-cycle power plants and the district-heating power plants are operated at high tem...
The proportion of natural gas-fueled power generation is expanding due to the change of domestic energy policy pursuing reduction of dust and increasing clean energy consumption. Natural gas fuels used for the combined-cycle power plants and the district-heating power plants are operated at high temperature and high pressure in the fuel supply system. Accidents due to leakage of the gas such as fire and explosion should be prevented by applying risk management techniques. In this study, risk assessment was performed on the natural gas fuel supply system of a combined power plant based on the API RP 581 RBI code. For the application of the API RBI code, lines and segments of the evaluation target system were identified. Operational data and input information were analyzed for the calculations of probability of failure and consequence of failure. The results of the risk assessment were analyzed over time from the initial installation time. In the code-based evaluation, the gas fuel supply system was mainly affected by thinning, external damage, and mechanical fatigue damage mechanisms. As the operating time passes, the risk is expected to increase due to the external damage caused by the CUI(Corrosion Under Insulation).
The proportion of natural gas-fueled power generation is expanding due to the change of domestic energy policy pursuing reduction of dust and increasing clean energy consumption. Natural gas fuels used for the combined-cycle power plants and the district-heating power plants are operated at high temperature and high pressure in the fuel supply system. Accidents due to leakage of the gas such as fire and explosion should be prevented by applying risk management techniques. In this study, risk assessment was performed on the natural gas fuel supply system of a combined power plant based on the API RP 581 RBI code. For the application of the API RBI code, lines and segments of the evaluation target system were identified. Operational data and input information were analyzed for the calculations of probability of failure and consequence of failure. The results of the risk assessment were analyzed over time from the initial installation time. In the code-based evaluation, the gas fuel supply system was mainly affected by thinning, external damage, and mechanical fatigue damage mechanisms. As the operating time passes, the risk is expected to increase due to the external damage caused by the CUI(Corrosion Under Insulation).
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문제 정의
(3) 본 연구에서는 복합 화력발전 플랜트의 연료공급 계통에 대한 위험도 평가를 위해 API RBI의 적용성을 검토하고 추가로 고려가 필요한 손상기구를 파악하기 위해 수행된 내용이며, 특정 대상 플랜트의 위험도를 평가하기 위해 수행된 것은 아니다. 각각의 플랜트에 본 연구에서 제시한 RBI 절차를 적용할 때에는 설비의 운전 기간 중 검사 및 정비가 수행된 결과를 반영하여 위험도를 평가하여야 한다.
본 연구에서는 가상의 한 복합 화력발전 플랜트의 연료공급계통에 대해서 위험도 평가를 수행하였다. 평가 시점은 설치된 초기 시점을 기준으로 하였으며, 정비 점검 없이 사용 후 10년, 20년, 30년 운전 시간을 가정 하여 평가하였다.
복합 화력발전 플랜트, 열병합발전 플랜트 등에서 가스를 연료로 사용하는 천연가스 연료공급계통이 가열된 상태에서 고압으로 운용되고 있으므로, 누출사고를 예방하여 화재 및 폭발에 의해 사고를 방지하여야 한다. 본 연구에서는 복합 화력발전 플랜트의 가스연료 공급계통을 대상으로 API RBI 코드 절차에 기반한 위험도 평가를 수행하였다. 코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트를 정의하였고, 주요 손상기구를 적용하여 분석하였다.
본 연구에서는 복합 화력발전 플랜트의 가스연료 공급계통을 대상으로 API RBI 코드에 기반한 위험도 평가를 수행하였다. 코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트로 정의하였고, 적용되는 주요 손상 기구를 분석하였다.
가설 설정
위험도 평가에서 파손피해 C(t)는 시간에 따라 변하지 않는다고 가정한다. 따라서 식 (3)은 위험도가 피해면적(CA)으로 표시되는지 또는 재정적 피해(FC) 로 표시되는지에 따라 식 (4)와 식 (5)와 같이 다시 쓸 수 있다.
본 연구에서는 가상의 한 복합 화력발전 플랜트의 연료공급계통에 대해서 위험도 평가를 수행하였다. 평가 시점은 설치된 초기 시점을 기준으로 하였으며, 정비 점검 없이 사용 후 10년, 20년, 30년 운전 시간을 가정 하여 평가하였다.
제안 방법
이 인벤토리 그룹은 계통상의 밸브 위치를 이용하여 설정할 수 있다. RBI의 CoF 평가에서 여기에서 열교환기 쉘와 열교환기 튜브는 개별 인벤토리 그룹으로 설정하였다. FGCL은 총 19개의 인벤토리 그룹, FGSL #1와 FGSL #2는 각각 총 33개의 인벤토리 그룹으로 정의되었다.
RBI의 평가와 연구결과의 이해를 용이하기 위해, 천연가스 연료공급계통의 하위계통인 FGCL, FGSL #1 및 FGSL #2를 Fig. 4와 같이 시각적으로 모델링하였다.
모든 배관과 열교환기의 쉘 측(shell side)에 API RBI에서 제공하는 대표물질 C1-C2를 적용하였으며, 튜브 측(tube side)에는 물을 적용하였다. 설비의 인벤토리 값에는 각 세그먼트가 속한 인벤토리 그룹의 값을 적용하였다.
API RBI에서 천연가스 내부물질에 대한 부식율을 제공하고 있지 않아, 심사기준 모듈을 통해서는 두께 감육 손상기구에 대한 평가가 어렵다. 본 연구에서는 보수적인 평가를 위해 부식율로 A106-B 강재의 경우 0.0125 mmpy, A312-TP304 강재의 경우 0.0025 mmpy 를 적용하였다. 감육 유형은 전면부식(uniform or general corrosion)을 적용하였다.
Financial-based risk는 1차적으로 누출의 영향을 직접 적으로 받는 피해면적에 근거하여 기본적으로 결정되며, 2차적으로 가동중단으로 인한 손실 및 환경피해와 관련된 비용이 포함된다. 본 연구에서는 최근 신문기사 및 기존 연구용역을 참고하여, financial-based risk의 평가에 필요한 단위면적당 설비비용(equipment cost per area)은 563 $/㎡, 1일당 발전손실 비용(production loss cost)은 119,487 $/day, 사고 시 발전손실 비율 (production loss ratio)은 100 %, 인구밀도(population density)는 0.0008 personnel/㎡ 및 1인당 부상/사망 보상비용(injuries/fatality cost) 300,000 $/personnel을 적용하였으며, 천연가스 누출에 의한 환경정화 비용(environmental clean-up cost)은 없다고 적용하였다. 기타, 파손설비의 기본 손상비용(damage cost), 재질별 비용인자(material cost factor) 비용 및 파손설비에 의한 가동정지 일수(estimated equipment outage) 등은 API RBI에서 제공하는 기본 정보를 적용하였다.
설비자산관리와 RBI 평가 관점에서 Table 2와 같이 플랜트 단계에서 설비 요소(component)단계까지 분류 체계를 구성하였고. 파손피해 평가를 위해 이 설비분류체계와 별도로 인벤토리 그룹(inventory group)을 생성하였다.
천연가스 연료공급계통에는 7개 영역의 연결배관들과 열교환기 4기(unit 1, 2 각 2기)가 포함되었다. 연료 공급계통은 Fig. 3과 같이 연료 가스의 압축과 승온 과정을 구분하여 Fuel Gas Compress Line(이하, FGCL), Fuel Gas Supply Line #1(이하, FGSL #1) 및 Fuel Gas Supply Line #2(이하, FGSL #2)인 3개의 하위 계통으로 나누었다. 여기에서 비상 정지 밸브(emergency shut-off valve), 필터 및 스크러버(filter separator & scrubber), 연료가스 압축기(fuel gas compressor), 연료가스 유량계(fuel gas flowmeter), 연료가스 유닛(fuel gas unit)은 평가 대상에서 제외하였다.
연료공급계통의 누출에 의한 주요 파손피해는 ‘가연성 및 폭발성 피해면적‘과 ’재정적 피해‘ 등 2가지의 기법을 사용하여 평가한다.
외부 부식(external corrosion), 단열재 하부 부식(CUI), 외부염화물에 의한 응력부식균열(External CLSCC, External Chloride Stress Corrosion Cracking) 및 단열재 하부 외부염화물에 의한 응력부식균열(External CUI CLSCC, External Chloride Stress Corrosion Cracking Under Insulation) 등 외부 손상을 평가하기 위하여, FGCL 및 FGSL #1/#2 공통으로 외부 손상의 구동인자(driver)로 ‘temperate(온화)’를 적용하였다.
외부 부식(external corrosion), 단열재 하부 부식(CUI), 외부염화물에 의한 응력부식균열(External CLSCC, External Chloride Stress Corrosion Cracking) 및 단열재 하부 외부염화물에 의한 응력부식균열(External CUI CLSCC, External Chloride Stress Corrosion Cracking Under Insulation) 등 외부 손상을 평가하기 위하여, FGCL 및 FGSL #1/#2 공통으로 외부 손상의 구동인자(driver)로 ‘temperate(온화)’를 적용하였다. 외부 부식율은 API RBI에서 페라이트계(ferritic) 재질 여부, 단열재 적용여부, 운전온도 및 구동 인자 별로 제공하는 정보를 적용하였다. 단열재 종류/적용상태, 코팅 종류/적용날짜 등을 포함한 API RBI의 외부 손상 평가에 적용한 입력 값은 Table 5에 정리하였다.
코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트로 정의하였고, 적용되는 주요 손상 기구를 분석하였다. 위험도 평가를 위해 입력 정보들을 분석하여 적용하였다. 평가 시점은 설치 초기 시점 및 운전 시간 경과에 따른 위험도 추이를 분석하였다.
본 연구에서는 복합 화력발전 플랜트의 가스연료 공급계통을 대상으로 API RBI 코드에 기반한 위험도 평가를 수행하였다. 코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트로 정의하였고, 적용되는 주요 손상 기구를 분석하였다. 위험도 평가를 위해 입력 정보들을 분석하여 적용하였다.
본 연구에서는 복합 화력발전 플랜트의 가스연료 공급계통을 대상으로 API RBI 코드 절차에 기반한 위험도 평가를 수행하였다. 코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트를 정의하였고, 주요 손상기구를 적용하여 분석하였다. 평가 시점은 발전소 운영 초기시점 및 운전시간 경과에 따른 시점을 대상으로 하였으며, 가동 시간에 따른 위험도 변화 추이를 분석하였다.
설비자산관리와 RBI 평가 관점에서 Table 2와 같이 플랜트 단계에서 설비 요소(component)단계까지 분류 체계를 구성하였고. 파손피해 평가를 위해 이 설비분류체계와 별도로 인벤토리 그룹(inventory group)을 생성하였다. 본 연구에서는 연료공급계통의 하위 계통 에서 동일한 재질과 동일한 운전조건 하의 배관 설비 그룹 또는 개별 장치를 라인(line)이라 정의하였다.
코드 적용을 위해 설비 시스템과 평가 대상인 세그먼트를 정의하였고, 주요 손상기구를 적용하여 분석하였다. 평가 시점은 발전소 운영 초기시점 및 운전시간 경과에 따른 시점을 대상으로 하였으며, 가동 시간에 따른 위험도 변화 추이를 분석하였다.
위험도 평가를 위해 입력 정보들을 분석하여 적용하였다. 평가 시점은 설치 초기 시점 및 운전 시간 경과에 따른 위험도 추이를 분석하였다.
대상 데이터
단열재(insulation)는 압축기 후단의 배관부터 가스터빈 인입 전까지 ‘pearlite(펄라이트)’를 적용하였다.
FGSL#1과 #2의 경우, 열교환기 2기의 전후단을 구분하여 운전온도와 압력이 적용되었다. 배관 재질은 대부분 A106-B 강재이며, 가스터빈에 인입 전에 일부구간에 서는 A312-TP304 강재가 적용되었다. 단열재(insulation)는 압축기 후단의 배관부터 가스터빈 인입 전까지 ‘pearlite(펄라이트)’를 적용하였다.
성능/효과
(1) 최초 평가시점은 가동시작 날짜로부터 2달 경과한 시점으로 가동 초기이므로 부식율을 기반으로 하는 두께 감육과 외부 손상의 영향은 크지 않았다. FGCL 의 압축기 근접 세그먼트가 피로 손상에 노출되어 PoF 등급이 2 이상인 7개 세그먼트가 확인되었다.
(1) 최초 평가시점은 가동시작 날짜로부터 2달 경과한 시점으로 가동 초기이므로 부식율을 기반으로 하는 두께 감육과 외부 손상의 영향은 크지 않았다. FGCL 의 압축기 근접 세그먼트가 피로 손상에 노출되어 PoF 등급이 2 이상인 7개 세그먼트가 확인되었다. 가동시간 30년경과 시에 위험도가 High 및 Medium High 등급인 세그먼트를 보여주었으며, 위험도가 상승한 이유는 피로 손상과 두께 감육 외에 공통적으로 단열재 하부 부식(CUI) 손상 가능성이 상당히 증가하였기 때문이다.
평가시점이 설치날짜로부터 2개월 밖에 경과하지 않아, 부식율을 기반으로 하는 두께 감육과 외부 손상은 영향은 크지 않다. FGCL의 압축기 근접 세그먼트에서 피로 손상에 노출되어 PoF 등급이 2 이상인 7개 세그먼트가 확인되었다. 또한 CoF A등급은 주로 1인치 배관으로 이루어진 분기관들이고, C/D등급은 인벤토리 양이 큰 8인치 이상 배관으로 확인되었다.
하지만, 천연가스 내의 불순물 또는 다른 가스와 혼합된 경우에는 설비 재질 별로 정확한 부식율 정보가 확보되어야 한다. 가스터빈 인입 전에 일부구간에서는 A312-TP304 강재가 사용되어 오스테나이트계 스테인리스강 설비의 손상기구인 단열재 하부 외부염화물에 의한 응력부식균열(External CUI CLSCC)이 발생할 수 있지만, 설비의 운전온도가 200 ℃여서 손상에 노출되지 않음으로 평가되었다. 다만, 발전설비의 가동정지 기간에는 해당 설비의 온도가 상온 까지 내려가므로 이러한 경우를 고려하려면 상온에서 단열재 하부 외부염화물에 의한 응력부식균열 손상을 반영하여야 한다.
Table 2의 설비 요소 중에서 곡관부(elbow), 티(tee), 열교환기 쉘(heater shell), 열교환기 튜브(heater tube), 리듀서(reducer), 유량계 (flow element) 등은 하나의 세그먼트로 정의하고, 용접으로 이어지는 직관의 경우 직관 조합을 하나의 세그먼트로 정의하였다. 따라서, FGCL에는 총 87개의 세그먼트, FGSL #1은 총 182개의 세그먼트, 그리고 FGSL #2는 총 183개의 세그먼트로 정의되었다.
FGCL의 압축기 근접 세그먼트에서 피로 손상에 노출되어 PoF 등급이 2 이상인 7개 세그먼트가 확인되었다. 또한 CoF A등급은 주로 1인치 배관으로 이루어진 분기관들이고, C/D등급은 인벤토리 양이 큰 8인치 이상 배관으로 확인되었다. 전체적으로 설치 초기 시점에서 가스연료 공급계통의 위험도는 낮게 평가되었다.
또한 CoF A등급은 주로 1인치 배관으로 이루어진 분기관들이고, C/D등급은 인벤토리 양이 큰 8인치 이상 배관으로 확인되었다. 전체적으로 설치 초기 시점에서 가스연료 공급계통의 위험도는 낮게 평가되었다.
가동시간 30년경과 시에 위험도가 High 및 Medium High 등급인 세그먼트를 보여주었으며, 위험도가 상승한 이유는 피로 손상과 두께 감육 외에 공통적으로 단열재 하부 부식(CUI) 손상 가능성이 상당히 증가하였기 때문이다. 특히, 위험도가 High 등급인 7개 세그먼트는 단열재 하부 부식 손상평가에서 모두 배관 지지대 영향(piping support penalty)을 받아 위험도가 증가하였다.
평과결과를 Area-based risk의 결과와 비교를 위하여 Table 10과 같이 정리하였다. 파손확률은 접근방법과 상관없이 동일 값을 갖지만, 파손피해에서는 2가지 접근방법에서 약간의 차이를 보였다. 이것은 파손설비의 손상비용과 파손으로 발생된 설비별 예상 가동정지 일수의 차이가 원인이 되었다.
후속연구
이것은 파손설비의 손상비용과 파손으로 발생된 설비별 예상 가동정지 일수의 차이가 원인이 되었다. 설비관계자의 정확한 현장 값을 이용하여 평가한다면, 보다 신뢰도 높은 위험도를 산출할 수 있다.
질의응답
핵심어
질문
논문에서 추출한 답변
복합 화력발전 플랜트의 장점은 무엇인가?
최근 국내 발전분야에서 국가의 친환경정책과 발전 효율을 고려하여 복합 화력발전 플랜트 및 가스터빈 열병합발전 플랜트의 운용 및 신규 건설이 확대되고 있다. 복합 화력발전 플랜트의 경우 천연가스 등의 연료와 압축된 공기를 혼합하여 연소실에서 연소된 고온· 고압의 연소가스를 이용하는 1차 발전(가스터빈발전)과 가스터빈에서 배출된 배기가스의 잔열을 이용하여 배열회수보일러에서 발생된 고온·고압 증기를 이용하는 2차 발전(증기터빈발전)으로 이루어져, 전기를 효율 적으로 생산한다. 천연가스는 정압기지로부터 2~3 ㎫ 수준의 비교적 고압으로 공급되며, 발전소 내에서 압축기 및 열교환기를 통해 4~5 ㎫, 200℃ 상태까지 각각 승압과 승온이 이루어진 후 1차 발전에 사용된다[3].
제8차 전력수급기본계획의 내용은 무엇인가?
2 %를 차지하고 있다[1]. 2017년 12월에 공고된 제8차 전력수급기본계획(2017~2031)에 따르면 OECD 국가들의 발전원 구성의 추세에 맞추어, 원자력발전과 석탄발전을 단계적으로 감축되고 재생에너지 및 천연가스를 이용한 발전의 비중을 확대될 계획이다. 또한, 현재 전력시장제도와 2017년 발전용 연료비에 기반한 기준 시나리오와 온실가스 배출권 거래비용 등 환경비용을 감안한 목표 시나리오를 Table 1과 같이 전망하였다[2].
가스터빈발전의 천연가스 계통 설비에 대한 안전운용법이 별도로 필요한 이유는 무엇인가?
복합 화력발전 플랜트의 경우 천연가스 등의 연료와 압축된 공기를 혼합하여 연소실에서 연소된 고온· 고압의 연소가스를 이용하는 1차 발전(가스터빈발전)과 가스터빈에서 배출된 배기가스의 잔열을 이용하여 배열회수보일러에서 발생된 고온·고압 증기를 이용하는 2차 발전(증기터빈발전)으로 이루어져, 전기를 효율 적으로 생산한다. 천연가스는 정압기지로부터 2~3 ㎫ 수준의 비교적 고압으로 공급되며, 발전소 내에서 압축기 및 열교환기를 통해 4~5 ㎫, 200℃ 상태까지 각각 승압과 승온이 이루어진 후 1차 발전에 사용된다[3]. 기존의 화력발전소에서는 보일러, 고온·고압의 증기배관 및 터빈 등 주기기 위주의 검사 및 계획예방정비가 이루어지고 있다. 따라서 누출사고 발생 시 화재 및 폭발에 의해 사고피해가 대형화 될 수 있는 가스터빈발전의 천연가스 연료공급계통에 대한 설비 안전운용방법이 기존의 화력발전소와는 차별적으로 필요하다[4].
참고문헌 (11)
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Bang, H. J., et al., 2017, Integrated Safety Management of Combined Power Plant, Proceeding of the Conference of KIGAS, pp. 180-180
Kim, M. W., et al., 2017, A Study on the Risk Assessment Method for Safety Management of the Combined Cycle Power Plant, Proceeding of the Conference of KOSEE, No. 4 pp. 31-31
Choi, J. W., 2009, A Study on Risk Based Management Procedure for Fossil Power Plant, Chung-Ang University, Ph. D. Dissertation (in Korean), pp. 5-6
Song, J. S., et al., 2003, A Study on Implementation of Risk Based Inspection Procedures to a Petrochemical Plant, Transaction of KSME(A), Vol. 27, No. 3, pp. 416-423
Shim, S. H., et al., 2002, Development of a RBI Procedure and Implementation of a Software Based on API Code (I) - Qualitative Approach", KOSOS, Vol. 17, No. 3, pp. 66-72, 2002
Song, J. S., et al., 2002, Development of RBI Procedures and Implementation of a Software Based on API Code (II) - Semi-Quantitative Approach", KOSOS, Vol. 17, No. 4, pp. 110-118
Song, J. S., et al., 2003, Development of RBI Procedures and Implementation of a Software Based on API Code (III) - Quantitative Approach", KOSOS, Vol. 18, No. 1, pp. 56-63
API (American Petroleum Institute), 2009, Risk- Based Inspection, second ed. API Recommended Practice 580
API (American Petroleum Institute), 2008, Risk- Based Inspection Technology, second ed. API Recommended Practice 581
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