석탄화력플랜트열성능시험사례bc%ae%c5%ba%c8... · 2015-09-23 · flow meter asme ptc 6...

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석탄화력 플랜트 열성능시험 사례

에네스지

성능기술실

2015. 09

플랜트 및 단위기기별 성능분석22

성능진단 개요11

실제성능 기준 발전소 열성능 모델링44

발전소 운전 최적화 운전33

2

인수성능시험과 동일 불확도 (Uncertainty) 수준의 발전소 및 단위기기별 정밀 열성능진단

성능진단 결과를 반영한 실제성능(as-is) 기반 터빈사이클 열평형도 모델링 개발

실제성능(as-is) 기반 터빈사이클 열평형도 시뮬레이션 프로그램을 이용한 단위기기별 성능 보정곡선 작성

발전소 성능분석 및 관리, 터빈사이클 열평형도 시뮬레이션 프로그램 관련 교육

최초 상업운전 시 수행된 인수성능시험과 동일 불확도 수준의 성능진단을 통해 설비 노후화를 반영한 발전소

기준 성능지표(Benchmark) 재 정립

발전설비 가동 년 수 증가와 (석탄화력발전소의 경우) 저열량탄 사용 비율의 증가로 인한 발전소 이용률 감소

및 성능저하 등 경제성에 악영향을 초래하는 요인 발굴 및 개선

이에 현행 A급 계획예방정비 이후 주기 성능진단의 정밀도 및 성능분석 범위를 확대하여 발전소 효율 최적화

유지를 위한 종합성능관리 인프라 구축 및 성능진단 절차 확립을 통해 발전설비 이용률 향상과 에너지 사용

효율 개선으로 온실가스 배출 감소 및 발전 수익 증대를 도모.

1.1 진단 목적 및 범위1.1 진단 목적 및 범위

진단 목적

용역 범위

3

1.2 성능시험용 특설 계측장비1.2 성능시험용 특설 계측장비

정밀 열성능 진단용 특설 계측장비 (석탄화력 발전소)

ASME PTC 6 Flow Section ScaniValve System

Class 0.1 Watt-hour Meter

보일러 배기가스 샘플링(48 포인트), 배기가스/연소공기 온도 (180 포인트)

Measurements Instrument Type (or Manufacturer)Measurement Uncertainty

Quantity

Power Watt-hour Meter Yokogawa WT-3000 ±0.1% Full Scale 1EA

TemperatureThermocouple E-type ±1.0

250EARTD 3-wire, 50/ 1mΩ ±0.1% Full Scale

Pressure

Absolute Honeywell Smart Type Pressure Transmitter ±0.1% Full Scale100EA

Gauge Honeywell Smart Type Pressure Transmitter ±0.1% Full Scale

Vacuum) Instrument Air Purging System (ScaniValve) ±0.03% Full Scale 50 Channel

FlowDifferential Pressure Honeywell Smart Type DP Transmitter ±0.1% Full Scale 25 EA

Flow Meter ASME PTC 6 Flow Section (12 inches) ±0.2% Full Scale 1 EA

Gas Analyzer TESTO 350K ±2.0% reading 1 EA

Data Acquisition System - ±0.05% reading 360 Channel

4

특설 계측장비 설치 위치 (석탄화력 발전소 터빈사이클)


5

특설 계측장비 설치 위치 (석탄화력 발전소 보일러 사이클)


6

1.3 적용 기술기준1.3 적용 기술기준

The objective of this code is to provide uniform test methods and procedures to determine the thermal performance and electrical output of heat-cycle electric power plants and cogeneration facilities.

KEPIC MPT 46. Plant Performance Test

목적

분석 대상 성능지표

• Corrected Net Power• Corrected Heat Rate• Corrected Heat Input

시험 불확도 (Largest expected)

Type of Plant DescriptionCorrected Heat Rate

Corrected Net Power

Simple Cycle with Steam Generation

Gas turbine with exhaust heat used for steam generation 1.5 % 1.0 %

Combined Cycles Combined gas turbine and steam turbine cycles with or without supplemental firing to a steam generator

1.5 % 1.0 %

Steam Cycle Consistent liquid or gas fuel 1.5 % 1.0 %

Steam Cycle Consistent solid fuel 3.0 % 1.0 %

7


The objective of this code is to provide procedures for conducting of thermal performance tests for fuel fired steam generators.

목적


• Boiler efficiency

• Boiler output and capacity

• Other related operating characteristics such as steam temperature/control range, exit flue gas and entering air temperature, excess air, water/steam/air/flue gas pressure drops, fuel/air/flue gas flow rates and etc.

시험 불확도

Type of Steam Generator Energy Balance Method Input-Output Method

Utility/large industrial- Coal fired- Oil fired- Gas fired

0.4 ~ 0.8 %0.2 ~ 0.4 %0.2 ~ 0.4 %

3.0 ~ 6.0 %1.0 %1.0 %

Fluidized Bed 0.9 ~ 1.3 % 3.0 ~ 6.0 %

KEPIC MPT 4.0 Fired Steam Generator

8


목적


• Corrected heat rate or steam rate

• Steam turbine maximum power capacity

• Feedwater flow or steam flow

KEPIC MPT 6.0 Steam Turbines

The objective of this code is to provide procedures for accurate testing of steam turbines operating either in fossil-fueled units or nuclear-fueled units

시험 불확도

• Corrected heat rate or steam rate

- Full scale test : 1/4 % for Fossil, 3/8 % for Nuclear

- Alternative test : 1/3 % for Fossil, 1/2 % for Nuclear

• Final feedwater flow : 0.25% (Typical with condensate flow measurement)

9


The objective of this code is to provide the procedures, direction, and guidance for determining the performance of a closed feedwater heater.

목적


• Predicted TTD

• Predicted DCA

• Predicted tube side pressure loss

• Predicted Shell side pressure loss

KEPIC MPT 12.1 Closed Feedwater Heaters

시험 불확도

• Difference between predicted TTD and measured TTD : ±0.36

• Difference between predicted DCA and measured DCA : ±0.32

• Difference between predicted and measured tube side pressure loss : ±3.1% of predicted

• Difference between predicted and measured shell side pressure loss : ±1.8 ~ ± 2.2% of predicted

10


The objective of this code is to provide standard directions and rules of conducting and reporting performance tests of water-cooled, steam surface condensers.

목적


• Corrected condenser pressure

• Corrected condenser subcooling

• Corrected dissolved oxygen

• Tube side pressure drop

KEPIC MPT 12.2 Surface Condensers

시험 불확도

• Corrected condenser pressure : ±0.12 inHg

• Corrected condenser subcooling : ±0.2

• Corrected dissolved oxygen : ±1.0 ppm

• Tube side pressure drop : ±2.0 %




발전소 성능 최적화 운전33

2.1 플랜트 성능진단2.1 플랜트 성능진단

12

플랜트 기준 운전조건 (Base Reference Conditions)

① 대기 온도 : 20 ② 대기 압력 : 760 mmHga③ 상대 습도 : 60 % ④ 발전기 역율 : 0.9⑤ 해수 온도 : 21.8 ⑥ 연료 성분

Total Moisture As-fired, % weight 10.0

Proximate Analysis air-dried, % weight

Moisture 5.0Volatile Matter 28.0Fixed Carbon 52.0Ash 15.0

Ultimate Analysis, dry-ash-free, % weight

Carbon 82.0Hydrogen 5.1Nitrogen 1.7Oxygen 10.3Sulfur 0.9

Higher Heating Value, kcal/kgAs fired basis 6,080

13

Test goal is to determine… Type of Plant Disposition or Criterion

Specified Disposition Test plant net power & heat rate at a specified unit operating disposition

Combined cycle Gas turbine base load

Steam turbine cycle

VWO (Valves Wide Open)

Throttle Flow Rate

Specified Corrected Net Power Test

plant heat rate at a specified corrected net power

Steam turbine cycle

Corrected net power

Specified Measured Net Power Test

plant heat rate at a specified measured net Power

Combined cycle Measured net power

ASME PTC 46 코드 성능시험의 종류


14

플랜트 성능지표 (Plant Performance Parameter) : ASME PTC 46 CODE

, ,( 2 5)gross corr gross measP P= + Δ + Δ rocorr

fuel ,corr

Boiler Energy Output QQ 100Boiler Fuel Efficiency η

= = ´

,,

corrgross corr

gross corr

QHR

P=

,,

859.8452gross corrgross corr

corr

PQ

η×

=

Where,Pgross,corr = corrected Gross Unit Power Output at the generator terminal, kW Pgross,meas = measured Gross Unit Power Output at the generator terminal, kW 2 = correction for measured power factor, kW5 = correction for measured sea water temperature, kW

보정 플랜트 열소비율 (HRgross,corr)

보정 발전단 전기출력 (Pgross,corr) 보정 연료 공급 열량 (Qcorr)

Where,Qcorr = corrected fuel energy input, kcal/hrQro = boiler energy output, kcal/hrη fuel,corr = boiler fuel efficiency corrected to base reference conditions, %

보정 플랜트 효율 (ηgross,corr)

η


( - ) ( - ) ( - )ro sgout sgout ffw rhin rhout rhin rhspr rhout rhsprQ m h h m h h m h h= × + × + ×

Where,Qro = boiler energy output, MJ/secmsgout = superheater outlet steam flow, kg/sec hsgout = superheater outlet steam enthalpy, MJ/kghffw = final feedwater enthalpy, MJ/kgmrhin = reheater inlet steam flow, kg/sec hrhout = reheater outlet steam enthalpy, MJ/kghrhin = reheater inlet steam enthalpy, MJ/kg mrhspr = reheater attemporation spray water flow, kg/sechrhspr = reheater attemporation spray water enthalpy, MJ/kg

15

플랜트 성능진단 결과 요약


보정 플랜트 효율 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 - 전기출력 kW 375,000 500,000 525,000

인수성능 ① % n/a 41.49 (추정) n/a

성능진단 ② % 40.49 40.90 40.97

정상운전 ③ % 40.24 40.58 40.64

플랜트 효율 변화량 (③-②)/② % -0.63% (-0.26%p) -0.77% (-0.32%p) -0.80% (-0.33%p)

2015년 정밀 열성능진단 결과 100% NR 조건에서의 보정 플랜트 효율은 평균 40.90%로 분석되었다. 1997년 인수성능시험은보일러, 증기터빈 및 터빈 계통 보조기기 등 단위기기 성능시험이 개별로 수행됨에 따라 ASME PTC 46 코드에 따른 정확한플랜트 효율 산출은 불가능 하였으나 보일러 계통 및 터빈 계통 단위기기 성능 저하량을 종합 분석한 결과 인수성능 대비 약1.42%(0.58%p)의 플랜트 효율 저하가 발생한 것으로 보인다.단위기기별 성능지표 변화량 분석 결과 플랜트 성능저하의 대부분은 증기터빈에서 발생하였으며, 이외 보일러 및 주급수펌프터빈 계통의 성능저하가 플랜트 효율 감소의 주요 원인으로 분석되었다.

한편 본 성능진단 프로그램 기간 중 수행된 발전소 정상운전 시험 분석 결과 발전소 정상운전 조건에서의 100% NR 기준플랜트 효율은 40.58%로 계통격리 상태의 성능진단 대비 0.77%(0.32%p) 낮은 수준으로 분석되었다.

16

플랜트 성능진단 결과 요약


40.90%40.98%

40.49%

y = -4.670799E-11x2 + 4.494176E-05x + 3.018052E+01

38.0

38.5

39.0

39.5

40.0

40.5

41.0

41.5

42.0

42.5

43.0

325,000 350,000 375,000 400,000 425,000 450,000 475,000 500,000 525,000 550,000 575,000

Effic

ienc

y (%

)

Generator Output, kW

2015 성능진단

발전단 기준 플랜트 효율 - 시험 증기조건

2.2 보일러 계통 성능진단2.2 보일러 계통 성능진단

17

보일러 계통 기준 운전조건 (Base Reference Conditions)

① 대기 온도 : 20

② 대기 압력 : 760 mmHga

③ 상대 습도 : 60 %

④ 연료 성분

Total Moisture As-fired, % weight 10.0

Proximate Analysis air-dried, % weight

Moisture 5.0Volatile Matter 28.0Fixed Carbon 52.0Ash 15.0

Ultimate Analysis, dry-ash-free, % weight

Carbon 82.0Hydrogen 5.1Nitrogen 1.7Oxygen 10.3Sulfur 0.9

Higher Heating Value, kcal/kgAs fired basis 6,080

시험 경계조건 (Typical)

18


19


보일러 연소 이론

C + O2 = CO2 + 8,055 kcal/kg (C) 2H2 + O2 = 2H2O + 33,888 kcal/kg (H2)S + O2 = SO2 + 2,222 kcal/kg (S)

Fuel (= 25 )

① C, H, N, O, S

② Ash

③ H2O (water)

Air (= 25 )

① N2, O2, CO2 , Ar

② H2O (moisture)

Flue Gas (≒110~140 )

① CO2, N2, SO2, O2, Ar

② H2O (vapor)

③ Fly Ash

④ CO, NO, NO2

(생성열, 흡열반응)

Residue (≒900~1100 )

① Unburned Carbon② Bottom Ash③ Ca, Mg,CO2

(from Sorbent)

Energy Transfer

to Turbine Cycle

+

+

+

≒900~1100

2 2 4

3 2

3 2

1CaO SO O CaSO 3740.33kcal /kg

2

CaCO 425.62kcal /kg CaO COMgCO 362.33kcal /kg MgO CO

+ + +

+ ++ +

Sorbent (= 25 )

① CaCO3, MgCO2

② H2O (water)

+Sorbent :

Energy input (QrF)

Credits (QpB)

Losses (QpL)

Energy Output (QrO)

Fuel :

Credits (QpB) Losses (QpL)

보일러 성능지표 (Boiler Performance Parameter) : ASME PTC 4.0 CODE


20

fuel ,test QpL QpB100η = − +Where,ηfuel,meas = boiler fuel efficiency at test conditions, %QpL = sum of losses,%QpB = sum of credits,%

열손실 (QpL):

① Dry gas loss (QpLDFg), %② Water from the combustion of hydrogen in the fuel loss (QpLH2F), %③ Water in the fuel loss (QpLWF), %④ Moisture in air loss (QpLWA), %⑤ Unburned carbon loss (QpLUbC), %⑥ Sensible heat of residue loss (QpLRs), %⑦ Surface radiation and convection loss (QpLSrc), % ⑧ NOx formation loss (QpLNOx), %⑨ CO in flue gas loss (QpLCO), %⑩ Miscellaneous loss, %

부가입열 (QpB) :

① Entering dry air credit (QpBDA), %② Moisture in entering air credit (QpBWA), %③ Sensible heat in fuel credit (QpBWA), %④ Auxiliary equipment power credit (QpBX), %

보일러 연료 효율 (ηfuel) :



21

보정 보일러 연료 효율 (ηfuel,corr) :

n

fuel ,corr fuel ,testi 1

Ciη η=

= -å

Where,

ηfuel,corr = boiler fuel efficiency at reference conditions, %

ηfuel,meas = boiler fuel efficiency at test conditions, %

C1 = variation of efficiency vs. ambient air temperature

C2 = variation of efficiency vs. relative humidity

C3 = variation of efficiency vs. higher heating value

C4 = variation of efficiency vs. moisture in the coal

C5 = variation of efficiency vs. ash in the coal

C6 = variation of efficiency vs. hydrogen in the coal

C7 = variation of efficiency vs. sulfur contents in the coal

C8 = variation of efficiency vs. coal temperature

Typical Boiler Losses (ASME PTC PM-1993)



22

Air Heater Leakage Ratio(Aleak ):

공기 예열기 :

leakwet air leakage MrFgLv MrFgEnA

wet gas entering air heater MrFgEn

−= =

Where,MrFgEn = wet gas flow entering air heater , kg/secMrFgLv = wet gas flow leaving air heater, kg/sec

Gas Side Efficiency (ηGAH) :

GAHGas Tempearture Drop TFgEn TFgLvCr

Temperature Head TFgEn TAEn

η −= =

−

Where,TFgEn = flue gas temperature entering air heater , degCTFgLvCr = corrected flue gas temperature leaving the air heater, degCTAEn = air temperature entering the air heater, degC

• 통로 1 : 정상적인 공기 흐름 통로

• 통로 2 : 정상적인 Gas 흐름 통로

• 통로 A : 외기온도 FD Fan 공기의 AH 출구로 직접

누설

• 통로 B : 예열된 FD Fan 공기의 AH 지름길로 누설

• 통로 C : 외기온도 FD Fan 공기의 AH 주위로 누설

• 통로 D : 고온 Gas의 보일러 배출

23

보일러 계통 성능진단 결과 요약 (보일러 연료효율)


보정 보일러 연료 효율 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (전기출력) kW 375,000 500,000 525,000

인수성능 ① % 90.49 90.27 90.22

성능진단 ② % 89.63 89.99 89.98

보일러 효율 변화량 (②-①)/① % -0.94% (-0.85%p) -0.31% (-0.28%p) -0.26% (-0.24%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 % -0.38%p -0.13%p -0.11%p

100% NR 부하에서의 보정 보일러 연료 효율(Boiler Fuel Efficiency)은 89.99%로 인수성능 90.27% 대비 0.31% (0.28%p) 높은것으로 분석 되었으며 이로 인해 플랜트 효율이 0.13%p 감소 하였다. 인수성능 대비 보정 보일러 연료 효율 저하의 주요 원인은공기예열기(Gas Air Heater)의 공기 누설율 증가로 분석 되었다.

100% NR 부하에서 분석된 공기예열기 공기 누설율은 10.30%로 인수성능 5.54% 대비 86.11%(4.77%p) 증가하였으며 이로 인한보정 보일러 연료효율 감소량은 0.29%(0.21%p) 수준이다.

24

보일러 계통 성능진단 결과 요약 (보일러 연료효율)


90.13%90.27%

90.45%

89.98%89.99%

89.63%

y = -5.384320E-12x2 + 3.262524E-06x + 8.998803E+01

y = -2.197476E-11x2 + 2.208245E-05x + 8.444251E+01

87.0

87.5

88.0

88.5

89.0

89.5

90.0

90.5

91.0

91.5

92.0

92.5

93.0

300,000 325,000 350,000 375,000 400,000 425,000 450,000 475,000 500,000 525,000 550,000 575,000

Effic

ienc

y (%

)


1997 인수성능

2015 성능진단

Corrected Boiler Fuel Efficiency (HHV) - 보정 보일러 연료 효율

25

보일러 계통 성능진단 결과 요약 (GAH 공기 누설율)


공기 예열기 (공기 누설율) 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (전기출력) kW 375,000 500,000 525,000

인수성능 ① % 6.15 5.54 5.41

성능진단 ② % 13.50 10.30 9.66

공기 누설율 변화량 (②-①)/① % 119.72% (7.36%p) 86.11% (4.77%p) 78.49% (4.25%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 % -0.09%p

100% NR 부하에서 분석된 공기예열기(Gas Air Heater) 공기 누설율은 10.30%로 인수성능 5.54% 대비 86.11% (4.77%p)증가하였다. 이로 인한 보정 보일러 연료 효율 감소량은 0.29%(0.21%p) 수준이며 플랜트 효율 감소에 미치는 영향은 약 0.09%p수준이다.

공기예열기(Gas Air Heater) 공기 누설율은 MAR 부하(525MW)를 기준으로 발전기 부하가 낮아질수록 증가하는 추세이며결과적으로 부분 부하에서의 인수성능 대비 보정 보일러 연료 효율 감소량이 증가하는 것으로 분석되었다.

26

보일러 계통 성능진단 결과 요약 (GAH 공기 누설율)


5.17 5.65

6.09

9.17

11.03

13.42

y = -4.771757E-06x + 7.919099E+00

y = -2.558881E-05x + 2.309903E+01

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

300,000 325,000 350,000 375,000 400,000 425,000 450,000 475,000 500,000 525,000 550,000 575,000

Air L

eaka

ge R

atio


1997 인수성능2015 성능진단

Gas Air Heater Air Leakage Ratio - 공기예열기 공기 누설율

2.3 터빈 계통 성능진단2.3 터빈 계통 성능진단

27

터빈 계통 기준 운전조건 (Base Reference Conditions)

① 주증기압력 : 247.11 kg/cm2a

② 주증기 온도 : 537.78

③ 재열증기 온도 : 537.78

④ 재열증기 압력강하 : 9%

⑤ 해수온도 : 21.8

⑥ 발전기 역율 : 0.9


28


29

터빈 계통 성능지표 (Turbine Cycle Performance Parameter) : ASME PTC 6.0 CODE

보정 터빈사이클 전기출력 (Ptbncycle,corr)


,,

2

1rotbncycle corr n

gross corrG i

i

QHRP β

= ×∏

, ,

2

1tbncycle corr gross corr n

G ii

P Pα

= ×∏

,,

859.8452tbncycle corr

tbncycle corrHRη =

보정 터빈사이클 효율 (ηtbncycle,corr)보정 터빈사이클 열소비율 (HRtbncycle,corr)

Where,

Pgross,corr = generator power output corrected for nominal power factor(0.9), kWQro = boiler energy output(superheater & reheater), kcal/kwhrαG21 andβG21 = HP turbine inlet main steam pressure, kg/cm2aαG22 andβG22 = HP turbine inlet main steam temperature, degCαG23 andβG23 = IP turbine inlet hot reheat steam temperature, degCαG24 andβG24 = condenser cooling water temperature, degCαG25 andβG25 = reheat steam pressure drop from HP turbine exhaust to IP turbine inlet, %

30

터빈 계통 성능진단 결과 요약 (터빈사이클 효율)


터빈사이클 효율 (복수기 제외) 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (전기출력) kW 375,000 500,000 525,000

인수성능 ① % 45.59 46.05 46.13

성능진단 ② % 44.85 45.40 45.50

터빈사이클 효율 변화량 (②-①)/① % -1.61% (-0.74%p) -1.40% (-0.65%p) -1.37% (-0.63%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 % -0.65%p -0.57%p -0.56%p

인수성능 대비 터빈사이클 성능 변화를 직접 비교하기 위해 복수기를 제외하고 증기터빈, 급수가열기, 주급수 펌프 터빈, 급수및 복수 펌프 등을 시험 경계조건으로 터빈 계통 성능을 재 분석한 결과 100% NR 부하에서의 터빈사이클 효율은 45.40%로인수성능 46.05% 대비 1.40%(0.65%p) 낮은 수준으로 분석되었으며 이로 인한 플랜트 효율 저하량은 약 0.57% 수준이다.

인수성능 대비 증기터빈 계통의 성능저하에 따른 플랜트 효율 저하량은 1.50%(0.61%p) 수준이며, 주급수 펌프터빈 계통 성능저하로 인해 플랜트 효율이 약 0.12%(0.05%p) 감소한 것으로 분석되었다. 반면 급수가열기 성능은 다소 향상된 것으로 분석되었으며 이로 인해 플랜트 효율이 약 0.10%(0.04%p) 증가 하였다.

31

터빈 계통 성능진단 결과 요약 (터빈사이클 효율)


46.21%46.06%

45.56%45.45%

45.47%

44.82%

y = 1.598638E+00ln(x) + 2.507226E+01

y = 1.909229E+00ln(x) + 2.035016E+01

42.5

43.0

43.5

44.0

44.5

45.0

45.5

46.0

46.5

47.0

47.5

325,000 350,000 375,000 400,000 425,000 450,000 475,000 500,000 525,000 550,000 575,000

Effic

ienc

y (%

)


1997 인수성능

2015 성능진단

Test Cycle Gross Efficiency @ Rated Conditions - 터빈사이클 효율 (복수기 제외)

2.4 증기터빈 성능진단2.4 증기터빈 성능진단

32

증기터빈 기준 운전조건 (Base Reference Conditions)

증기 조건

① 주증기압력 : 247.11 kg/cm2a

② 주증기 온도 : 537.78

③ 재열증기 온도 : 537.78

④ 재열증기 압력강하 : 9%

⑤ 복수기 진공압력 : 38.1 mmHga

⑥ 발전기 역율 : 0.9

BOP 성능조건

① 급수가열기 TTD/DCA : 설계 열평형도 조건

② 추기증기 압력 강하 : 설계 열평형도 조건

③ BFPT 효율 : 설계 열평형도 조건

④ 펌프 효율 및 압력 : 설계 열평형도 조건

⑤ 복수기 과냉각도 : 설계 열평형도 조건


33


34

증기터빈 성능지표 (Steam Turbine Performance Parameter) : ASME PTC 6.0 CODE

보정 터빈사이클 전기출력 (Pst,corr)


, ,

1 2

1 1st corr gross corr n n

G i G ii i

HR HRβ β

= × ×∏ ∏

, ,

1 2

1 1st corr gross corr n n

G i G ii i

P Pα α

= × ×∏ ∏

,,

859.8452st corr

st corrHRη =

보정 터빈사이클 효율 (ηst,corr)보정 터빈사이클 열소비율 (HRst,corr)

Where,αG11 andβG11 = Feedwater heater TTD and DCA, degCαG12 andβG12 = Feedwater heater extraction steam pressure drop and heat losses, %αG13 andβG13 = Feedwater pump turbine(FWPT) efficiency, %αG14 andβG14 = FWPT extraction steam pressure drop and heat losses, %αG15 andβG15 = Feedwater pumps and condensate pumps efficiency(or enthalpy rise), %αG16andβG16 = Condenser subcoolling, dgeCαG21 andβG21 = HP turbine inlet main steam pressure, kg/cm2aαG22 andβG22 = HP turbine inlet main steam temperature, degCαG23 andβG23 = IP turbine inlet hot reheat steam temperature, degCαG24 andβG24 = LP turbine exhaust steam pressure, mmHgαG25 andβG25 = Reheat steam pressure drop from HP turbine exhaust to IP turbine inlet, %

Pgross,corr 및 HRgross,corr 계산 과정은 2.3 터빈계통 성능진단과 동일

35

증기터빈 성능지표 (Steam Turbine Performance Parameter)


PHPEXH

PMS PHPBWL

PIPBWL

PLPEXH

SMS

HHPEXH

HELEP_S1

HELEP

HUEEP

Entrophy, Btu/lbm-R

Enth

alpy

, Btu

/lbm

Stright Line

Stright Line

HHPEXH_S1

HHPEXH_S2

SHPEXH

SHPEXH_S1

SHPEXH_S2

HMS

HIPBWL

PLPBWL

HLPBWL

K&E 1864-31

PIPEXH

, , , ,,

, , , , ,

i ST in i ST outi ST

i ST in i ST out isentropic

h hUsed Energy =Available Energy h h

η−

=−

Wherehi,ST,in = Steam turbine section inlet enthalpy, kcal/kg hi,ST,out = Steam turbine section outlet enthalpy, kcal/kg hi,ST,out,isentropic = Steam turbine section outlet isentropic enthalpy, f(Pi,ST,out, si,ST,in) , kcal/kgPi,ST,out = Steam turbine section outlet pressure, kg/cm2a si,ST,out = Steam turbine section outlet entropy, kcal/kg/°Ci = HP turbine, IP turbine, LP turbine

증기터빈 섹션별 등엔트로피 효율 (η HP,ST - η IP,ST - η LP,ST )

36

증기터빈 성능진단 결과 요약 (증기터빈 사이클 효율)


증기터빈 사이클 효율 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (전기출력) kW 375,000 500,000 525,000

인수성능 ① % 45.64 46.12 46.20

성능진단 ② % 44.84 45.43 45.53

증기터빈 효율 변화량 (②-①)/① % -1.75% (-0.80%p) -1.50% (-0.69%p) -1.45% (-0.67%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 -0.71%p -0.61%p -0.59%p

100% NR 부하에서의 증기터빈 (사이클) 효율은 45.43%로 인수성능 46.12% 대비 1.50%(0.69%p) 낮은 것으로 분석 되었으며,이로 인한 플랜트 효율 감소량은 0.61%p로 인수성능 대비 플랜트 및 터빈 계통 성능저하의 주요 원인으로 작용하고 있다.

인수성능 대비 증기터빈 (사이클) 효율 감소의 주요 원인은 고압터빈 및 저압터빈 효율 감소, N2 팩킹 및 터빈 축 밀봉 팩킹(N1,N3) 간극 증가 등으로 분석되었다. 중압터빈의 경우 터빈섹션(CIV to X-OVER) 효율이 96.45%로 인수성능 93.86% 대비2.76%(2.59%p) 증가하였으나 증기유로 자체의 효율 증가보다는 N2 팩킹 누설유량 증가에 기인한다.

37

증기터빈 성능진단 결과 요약 (증기터빈 사이클 효율)


46.30%

46.09%

45.61%45.48%45.49%

44.80%

y = 1.677079E+00ln(x) + 2.411181E+01

y = 2.060633E+00ln(x) + 1.838917E+01

43.0

43.5

44.0

44.5

45.0

45.5

46.0

46.5

47.0

325,000 350,000 375,000 400,000 425,000 450,000 475,000 500,000 525,000 550,000 575,000

Effic

ienc

y (%

)


1997 인수성능2015 성능진단

Corrected Steam Turbine Gross Efficiency - 증기터빈 효율

38

증기터빈 성능진단 결과 요약 (고압터빈 효율)


고압터빈 등엔트로피 효율 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (P1ststg/Pthrottle) - 0.5927 0.6700 0.7184

인수성능 ① % 85.24 86.48 87.03

성능진단 ② % 84.04 85.31 85.85

고압터빈 등엔트로피 효율 변화량 (②-①)/① -1.41% (-1.20%p) -1.35% (-1.16%p) -1.35% (-1.18%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 -0.10%p

100% NR 부하에서의 주제어 밸브(CV) 교축 손실을 고려하지 않은 Valve Best Point 기준 고압터빈 섹션효율은 85.31%로 인수성능86.48% 대비 1.35%(1.16%p) 낮은 것으로 분석되었으며, 이로 인한 플랜트 효율 감소량은 0.09%p 수준 이다.본 정밀 열성능진단은 계획예방정비 기간 증 증기유로 검사(Steam Path Audit)를 수행하지 않은 상태에서 고압터빈 케이싱입구/출구 압력 및 온도 측정 데이터만을 이용하여 효율 감소의 원인을 분석하는 데는 한계가 있다.

반면 계획예방정비 이후 고압터빈 조립 시 측정된 설치 간극 분석 결과 다이아프람 팩킹이 설계 기준 최대치(0.635 mm) 이상으로조립됨에 따라 인수성능 대비 최소 0.5% 이상의 효율저하가 발생한 것으로 추정된다.xx 호기의 경우 유사한 정도의 고압터빈 효율 저하가 발생하였으며 계획예방정비 기간 중 Brush Type으로 교체된 버켓 TipSpill Seal이 파손된 사례가 있으므로 1호기 또한 동일한 현상의 발생 가능성을 염두에 두고 효율 변화 추이를 관찰할 필요가있다.

39

증기터빈 성능진단 결과 요약 (고압터빈 효율)


85.03 84.89

84.70 84.80

84.92 84.90

85.20

82.78 82.59

82.31 82.39

y = -3.669465E+01x2 + 6.232325E+01x + 6.119366E+01

y = -4.311734E+01x2 + 7.093598E+01x + 5.714241E+01

78.0

79.0

80.0

81.0

82.0

83.0

84.0

85.0

86.0

87.0

88.0

0.40 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80

Effic

inec

y,%

P1st / Pthrottle

설계 효율1997 인수성능2015 성능진단

HP Section Efficiency- P1ststg / Pthrottle

40

증기터빈 성능진단 결과 요약 (재열터빈 ELEP 효율)


재열터빈(중압+저압) 등엔트로피 효율 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (중압터빈 입구 압력) kg/cm2a 26.833 35.882 38.018

인수성능 ① % 94.42 93.48 93.52

성능진단 ② % 92.28 92.09 92.05

재열터빈 ELEP 효율 변화량 (②-①)/① -2.26% (-2.14%p) -1.49% (-1.39%p) -1.57% (-1.47%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 0.41%p

100% NR 부하에서의 재열터빈(중압터빈+저압터빈) ELEP 효율은 92.09%로 인수성능 93.48% 대비 1.49%(1.39%p) 낮은것으로 분석 되었으며 이로 인해 플랜트 효율이 0.41p% 감소하였다.

중압터빈 섹션효율은 96.45%로 인수성능 93.86% 대비 2.76%(2.59%p) 높은 것으로 분석되었으나 N2 팩킹 누설 유량 증가에기인한 것으로 추정된다. 저압터빈 섹션효율(ELEP 기준)은 90.11%로 인수성능 92.72% 대비 2.82% (2.61%p) 낮은 것으로 분석되었으며 인수성능 대비 증기터빈 사이클 효율 저하의 주요 원인으로 작용하고 있다.

41

증기터빈 성능진단 결과 요약 (재열터빈 효율)


93.71%93.48%

94.41%

91.97%92.19%92.26%

y = -5.933303E-02x + 9.591899E+01

y = -6.553075E-01ln(x) + 9.443682E+01

88.00

89.00

90.00

91.00

92.00

93.00

94.00

95.00

96.00

97.00

98.00

24.0 26.0 28.0 30.0 32.0 34.0 36.0 38.0 40.0 42.0

Effic

inec

y, %

Hot Reheat Steam Pressure, kg/cm2a

설계효율1997 인수성능2015 성능진단

Reheat Section Efficiency - ELEP 효율

42

증기터빈 성능진단 결과 요약 (중압터빈 효율)


중압터빈 등엔트로피 효율 (CIV to X-Over) 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (중압터빈 입구 압력) kg/cm2a 26.833 35.882 38.018

인수성능 ① % 93.98 93.86 93.84

성능진단 ② % 96.24 96.45 96.49

중압터빈 등엔트로피 효율 변화량 (②-①)/① 2.41% (2.27%p) 2.76% (2.59%p) 2.83% (2.65%p)

100% NR 부하에서의 중압터빈 섹션효율은 96.45%로 인수성능 93.86% 대비 2.76%(2.59%p) 높은 것으로 분석 되었다.증기터빈은 버켓과 다이아프람 베인(Vain)의 형상 개선 혹은 증기유로 회전체와 고정체 간의 간극 최적화가 되지 않은 상태에서는효율이 상승하는 것은 불가능하다. XX 호기 중압터빈의 경우 다이아프람 팩킹링에 가변간극 팩킹을 설치하였으나 11월계획예방정비 이후 터빈 조립 시 간극은 설계 기준 최대치보다 크므로 효율 상승의 원인이 될 수 없다. (만약 계획예방정비 기간 중장착된 버켓 Tip Spill Strip이 정상 작동하여 누설 유량이 감소하였다면 효율 상승은 가능하다.)

반면 중압터빈 효율 상승의 가장 큰 원인은 N2 팩킹 누설유량 증가로 예상된다. 재열증기 온도보다 상대적으로 낮은 누설증기가N2 팩킹을 통해 고압터빈에서 중압터빈으로 유입되고 누설유량이 증가할 경우 중압터빈 출구 온도가 상대적으로 감소하여중압터빈 겉보기 효율이 상승한 것으로 보이는 경우이다.

43

증기터빈 성능진단 결과 요약 (중압터빈 효율)


93.75%93.93%93.95%

96.42%96.53%96.23%

y = -3.973176E-01ln(x) + 9.528281E+01

y = 7.120947E-01ln(x) + 9.389828E+01

87.0

88.0

89.0

90.0

91.0

92.0

93.0

94.0

95.0

96.0

97.0

98.0

99.0

24.0 26.0 28.0 30.0 32.0 34.0 36.0 38.0 40.0 42.0

Effic

inec

y,%

Hot Reheat Pressure, kg/cm2a

설계 효율1997 인수성능2015 성능진단

IP Section Efficiency- CIV to Crossover

44

증기터빈 성능진단 결과 요약 (저압터빈 ELEP 효율)


저압터빈 등엔트로피 효율 (ELEP) 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (저압터빈 입구 압력) kg/cm2a 6.427 8.409 8.885

1997 인수성능 ① % 93.97 92.72 92.82

2015 성능진단 ② % 90.33 90.11 90.07

저압터빈 등엔트로피 효율 변화량 (②-①)/① -3.87% (-3.64%p) -2.82% (-2.61%p) -2.96% (-2.75%p)

- 하동 1호기

저압터빈 Dry Stage 등엔트로피 효율 (HTR3) 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (저압터빈 입구 압력) kg/cm2a 6.427 8.409 8.885

1997 인수성능 ① % 81.14 81.91 82.07

2015 성능진단 ② % 78.97 79.99 80.20

저압터빈 등엔트로피 효율 변화량 (②-①)/① -2.67% (-2.17%p) -2.34% (-1.92%p) -2.28% (-1.87%p)

100% NR 부하에서의 저압터빈 섹션효율(ELEP 기준)은 90.11%로 1997년 인수성능 92.72% 대비 2.82%(2.61%p) 낮은 것으로분석되었으며 인수성능 대비 증기터빈 사이클 효율 저하의 주요 원인으로 작용하고 있다.

저압터빈의 경우 배기증기가 습증기 영역에서 운전됨에 따라 케이싱 입구/출구 온도와 압력 측정을 통해 분석되는 고압터빈 및중압터빈과는 달리 Mass & Energy Balance를 통해 섹션효율이 분석되므로 결과에 대한 불확도가 상대적으로 크다.한편 저압터빈 ELEP 효율이 고압/중압터빈과 동일한 방식으로 분석되는 Dry Stage 효율(LP Bowl to HTR3)과 유사한성능저하를 보이고 있어 분석된 섹션효율 저하량은 어느 정도의 신뢰성은 있는 것으로 보이나, 인수성능 대비 변화량이 여전히Dry Stage 효율 대비 0.48%p 높다는 점과 저압터빈 추기단 (HTR#3,4)의 Hot Extraction Loss가 정상적인 수치 대비 낮은점은 실제 N2 팩킹으로 누설되는 유량이 시험 결과(5.51% of Hot Reheat Flow) 보다 크며 이로 인해 저압터빈 ELEP 효율이실제 효율보다 낮게 분석되었을 가능성도 배제 할 수 없다

45



93.07%92.72%

94.08%

89.94%90.27%90.31%

y = -3.865284E-01x + 9.639848E+01

y = -8.236992E-01ln(x) + 9.186615E+01

83.00

84.00

85.00

86.00

87.00

88.00

89.00

90.00

91.00

92.00

93.00

94.00

95.00

96.00

97.00

5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10.0

Effic

inec

y, %

LP Bowl Steam Pressure, kg/cm2a

KOREA SOUTHERN POWER CO., LTDHadong Unit 1 TPP


LP Section Efficiency - ELEP 효율

46



82.22%81.91%

80.24%

79.19%78.52%

80.22%

80.14%

78.69%

y = 2.879118E+00ln(x) + 7.578062E+01

y = 3.809796E+00ln(x) + 7.188033E+01

75.00

76.00

77.00

78.00

79.00

80.00

81.00

82.00

83.00

84.00

85.00

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10.0

Effic

inec

y, %

LP Bowl Steam Pressure, kg/cm2a

KOREA SOUTHERN POWER CO., LTDHadong Unit 1 TPP


LP Section Efficiency - Bowl to 15th stg 효율

2.5 급수가열기 성능진단2.5 급수가열기 성능진단

47

급수가열기 기준 운전조건 (Base Reference Conditions)

① 주급수 유량

② 주급수 입구온도

③ 추기증기 유량

④ 추기증기 온도/압력

⑤ (가열용) 배수 유량

⑥ (가열용) 배수 온도

설계 조건 (VWO)


48

급수가열기 성능지표 (Feedwater Heater Performance Parameters) : ASME PTC 12.1 CODE

종단 온도차 (Terminal Temperature Difference)

배수 접근 온도차 (Drain Cooler Approach)

TTD = TSat – ToutWhere,Tsat = Saturated Steam Temp. Corresponding to Extraction Steam

Inlet PressureTout = Feedwater Outlet Temperature

DCA = Tdrn – Tin

Where,Tdrn = Drain Cooler Outlet TemperatureTin = Feedwater Inlet Temperature

ΔPTube = Pin – Pout

Where,Pin = Feedwater Inlet PressurePout = Feedwater Outlet Pressure

주급수 압력강하 (Tube Side Pressure Drop)

ASME PTC 12.1 Code에 따른 급수가열기 성능분석

① 시험 조건에서 급수가열기 성능지표 측정 (Measured)

② Effectiveness-NTU Method를 이용하여 설계성능의

급수가열기가 시험 조건으로 운전되는 경우 예상되는

성능지표 예측 (Expected)

③ 측정 성능지표(Measured)와 예측 성능지표(Expected)의

편차분석

(Measured – Expected) ≤ 0 일 경우 설계 대비 양호)


49

급수가열기 성능진단 결과 요약 (고압 급수가열기 TTD & DCA)

100%NR 기준 발전소 성능변화 단위인수성능 성능진단

변화량②-①

발전소효율변화

측정값 예측값 편차① 측정값 예측값 편차②

급수가열기 #8 성능TTD 1.08 -1.91 2.99 -0.47 -1.90 1.44 -1.55 0.013%p

DCA 6.19 5.73 0.46 8.15 5.04 3.11 2.65 -0.002%p

급수가열기 #7 성능TTD 3.31 -0.25 3.56 0.62 -0.41 1.03 -2.53 0.017%p

DCA 6.06 3.11 2.94 5.32 2.80 2.51 -0.43 0.001%p

급수가열기 #6 성능TTD -0.17 -2.46 2.29 -0.58 -2.38 1.80 -0.49 0.003%p

DCA 5.89 4.41 1.47 5.60 4.46 1.15 -0.32 0.001%p

100% NR 부하 (주급수 유량 1,532,797 kg/hr)에서 측정된 고압 급수가열기 TTD와 DCA는 전반적으로 인수성능 대비 양호한

상태를 유지하고 있은 것으로 분석되었으며 이로 인해 플랜트 효율이 약 0.04%p 증가하였다.

반면 급수가열기 8번 DCA의 경우 인수성능시험 당시부터 설계(5.56) 대비 다소 높게 운전되고 있으므로 현재 수위를 조금

높여 변화량을 관찰할 필요가 있다.


50

급수가열기 성능진단 결과 요약 (HTR#8 TTD)

1.34 1.15

0.24 -0.33 -0.39

-1.33

y = 2.261266E-06x - 5.371715E+00

y = 1.827865E-06x - 1.721982E+00

y = 2.313283E-06x - 5.450034E+00

y = 1.934227E-06x - 3.431663E+00

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

TTD,

Feedwater Flow, kg/hr

1997 인수성능 (설계값)1997 인수성능 (측정값)2015 성능진단 (설계값)2015 성능진단 (측정값)

Feedwater Heater 8 Terminal Temperature Difference (TTD)


51

급수가열기 성능진단 결과 요약 (HTR#8 DCA)

7.23

5.91

4.10

8.82

8.16

5.28

y = 7.265188E-06x - 5.401012E+00

y = 4.888924E-06x - 1.298764E+00

y = 6.771781E-06x - 5.340331E+00

y = 6.567382E-06x - 1.913396E+00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

DCA,



Feedwater Heater 8 Drian Cooler Approach (DCA)


52


3.57 3.40

2.45

0.92 0.80

-0.36

y = 2.235570E-06x - 3.675058E+00

y = 1.872500E-06x + 4.400200E-01

y = 2.699537E-06x - 4.522436E+00

y = 2.460258E-06x - 3.042641E+00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

TTD,

Feedwater Flow. kg/hr




53


7.08

6.03

3.45

5.90

5.31

2.84 y = 4.940895E-06x - 4.460249E+00

y = 5.861288E-06x - 2.926706E+00

y = 4.486482E-06x - 4.072915E+00

y = 5.661158E-06x - 3.362159E+00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

DCA,

Feedwater Flow. kg/hr




54


0.14

-0.25

-0.79 -0.38

-0.58

-1.47

y = 2.310652E-06x - 6.000099E+00

y = 1.440908E-06x - 2.378216E+00

y = 2.408286E-06x - 6.073330E+00

y = 2.036501E-06x - 3.705892E+00

-5.00

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

TTD,





55


6.58

5.85

4.17

5.97 5.61

3.99 y = 4.923437E-06x - 3.131863E+00

y = 3.871795E-06x - 4.797956E-02

y = 4.970478E-06x - 3.163632E+00

y = 3.682866E-06x - 4.228631E-02

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000 1,900,000

DCA,





56

급수가열기 성능진단 결과 요약 (저압 급수가열기 TTD & DCA)

100%NR 기준 발전소 성능변화 단위인수성능 성능진단 변화량

②-①발전소

효율변화측정값 예측값 편차① 측정값 예측값 편차②

급수가열기 #4 성능TTD 0.46 1.43 -0.97 1.71 1.38 0.34 1.31 -0.004%p

DCA 6.16 3.90 2.26 8.31 3.68 4.62 2.36 -0.001%p

급수가열기 #3 성능TTD 3.38 1.29 2.09 1.58 1.27 0.31 -1.78 0.012%p

DCA 4.56 4.65 -0.09 6.32 4.44 1.88 1.96 -0.001%p

급수가열기 #2 성능TTD 0.91 1.40 -0.49 0.79 1.38 -0.59 -0.11 0.001%p

DCA 6.20 4.91 1.28 6.41 4.86 1.55 0.25 0.000%p

급수가열기 #1 성능TTD 1.33 1.49 -0.16 1.09 1.64 -0.55 -0.40 0.001%p

DCA 4.32 3.84 0.48 5.41 3.82 1.59 1.10 -0.008%p

100% NR 부하(복수 유량 1,177,188 kg/hr)에서 측정된 저압급수가열기는 전반적으로 인수성능 대비 DCA가 증가하였으며 주요원인은 급수가열기 수위를 상대적으로 낮게 유지됨에 따른 것으로 보인다. 급수가열기 수위가 낮을 경우 DCA는 다소 증가하지만TTD가 감소하며, XX 호기의 경우 현재 상태가 플랜트 효율 측면에서는 오히려 최적화 되어있다고 볼 수 있다.

급수가열기 4번의 경우 TTD와 DCA가 모두 증가한 상태로 Tube Fouling이 의심되며 만약 이들 성능지표 값들이 단기간에지속적으로 증가할 경우 Tube pinhole 발생이 원인일 가능성이 있으므로 변화추이를 주의 깊게 관찰할 필요가 있다.


57


0.68 0.51

-0.22

1.90 1.70

0.96 y = 2.739115E-06x - 1.791659E+00

y = 2.099226E-06x - 2.010118E+00

y = 2.623557E-06x - 1.703069E+00

y = 2.535486E-06x - 1.262868E+00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

TTD,

Condensate Flow, kg/hr




58


6.77

6.11

4.71

8.69 8.31

6.64

y = 5.889091E-06x - 3.035168E+00

y = 4.652208E-06x + 6.849548E-01

y = 5.610481E-06x - 2.901969E+00

y = 5.623821E-06x + 1.707279E+00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

11.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

DCA,





59


3.36

3.70

2.75

1.66 1.57 1.28

y = 2.127627E-06x - 1.218498E+00

y = 1.664396E-06x + 1.418237E+00

y = 2.084529E-06x - 1.180189E+00

y = 9.973089E-07x + 4.084676E-01

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

TTD,





60


4.72 4.52

4.27

6.55 6.34

5.23

y = 4.979006E-06x - 1.208392E+00

y = 9.736471E-07x + 3.416581E+00

y = 4.753266E-06x - 1.143750E+00

y = 3.636284E-06x + 2.046308E+00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

DCA,





61


1.04 0.90

0.59

0.88 0.77

0.42

y = 2.325119E-06x - 1.335784E+00

y = 1.021266E-06x - 2.907830E-01

y = 2.289627E-06x - 1.307858E+00

y = 1.233180E-06x - 6.615984E-01

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

TTD,





62


6.48 6.09

5.69

6.50 6.50

5.72

y = 5.588708E-06x - 1.665237E+00

y = 1.709074E-06x + 4.184907E+00

y = 5.577365E-06x - 1.685523E+00

y = 2.275667E-06x + 3.740378E+00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

DCA,





63


1.47

1.26

1.11 1.22

1.05

0.69

y = 2.738725E-06x - 1.734284E+00

y = 7.462140E-07x + 4.479757E-01

y = 3.289311E-06x - 2.218021E+00

y = 1.371930E-06x - 5.195955E-01

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

TTD,





64


5.00 4.26

2.72

5.90

5.41

3.31

y = 6.314030E-06x - 3.592726E+00

y = 5.152392E-06x - 1.741621E+00

y = 6.277406E-06x - 3.547221E+00

y = 7.065767E-06x - 2.883343E+00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

750,000 850,000 950,000 1,050,000 1,150,000 1,250,000 1,350,000

DCA,




2.6 복수기 성능진단2.6 복수기 성능진단

65

복수기 기준 운전 조건 (Base Reference Conditions)

① 냉각수(해수) 온도 : 21.8

② 냉각수 유량 : 88,570 m3/hr

③ 복수기 열 부하 : 5.461 x 106 kcal/hr

복수기 성능 지표 (Condenser Performance Parameter) : ASME PTC 12.2 CODE

보정 복수기 진공 압력 (Corrected Condenser Pressure)

측정된 복수기 진공 압력을 ASME PTC 12.2 CODE (Effectiveness-NTU Method) 및 HEI CODE를 이용하여 복수기 기준 운전 조건(냉각수

온도, 냉각수 유량, 복수기 열 부하)에서 예상되는 진공 압력으로 보정

66

Calculation of Expected Condenser Pressure : HEI CODE

2 1 , ,1 1

( )n n

CON CW in i out ji j

Q m Cp T T Q Q= =

= × × − = −

Where,

Qcon = condenser heat duty, kJ/secmCW = cooling water flow to condenser, kg/secQin = entering heat into the condenser, kJ/secQout = leaving heat out of the condenser, kJ/secLMTD = log mean temperature difference, degCU = overall heat transfer coefficientNTU = number of heat transfer unitA = tuber surface area, m2

T1 = cooling water inlet temperature , degCT2 = cooling water outlet temperature , degCT4 = condenser hotwell drain temperature , degCTS = saturation temperature at the condenser pressure , degC

CW

U ANTUCp m

×=×

2 1

1

NTU

NTU

T T eTse

−

−

− ×=−

Saturation Pressure at Ps Ts=

( )CONQU from HEI CodeA LMTD

=×

Condenser Heat Duty (Qcon) Overall Heat Transfer Coeff.(U)

Number of Heat Transfer Unit(NTU)



67

복수기 성능진단 결과 요약

보정 복수기 진공압력(해수온도 21.8 및 100% CW 기준)

단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR VWO

기준 운전변수 (복수기 열 부하) % 71.03 92.28 97.51 101.08

설계 기준값 mmHga 31.58 36.33 37.50 38.29

인수성능 ① mmHga n/a 38.79 (추정) n/a 41.84

성능진단 ② mmHga 29.31 33.40 34.40 35.09

성능 변화량 (②-①) mmHga n/a -5.39 (추정) n/a -6.75

플랜트 효율에 미치는 영향 0.17%p

100% NR 부하에서 설계 해수온도(21.8 ) 및 냉각수 유량(87,416 m3/hr)으로 보정된 복수기 진공압력은 33.40 mmHga로 설계성능36.33 mmHga 대비 2.93 mmHga 낮은 것으로 분석되었다.

인수성능시험에서는 VWO 조건에서만 복수기 성능시험이 수행된 반면 성능진단에서는 부분 부하에서만 시험이 수행됨에 따라인수성능 대비 복수기 성능 변화량을 직접 비교할 수는 없다. 반면 성능진단에서 분석된 부분부하 보정 복수기 진공압력을 외삽(Expolation)하여 VWO 조건에서의 진공압력을 추정한 결과 35.09 mmHa로 인수성능 41.84 mmHga 대비 6.75 mmHga 감소한 것으로분석되었다.

VWO 조건에서의 보정 복수기 진공압력 변화량과 동일한 비율을 100% NR 부하에 적용할 경우 인수성능시험 당시 보정 복수기진공압력은 38.79 mmHga로 성능진단 결과 33.40 mmHga 대비 약 5.39 mmHg 높았던 것으로 추정되며 이러한 복수기 성능 향상으로인한 플랜트 효율 증가량은 약 0.17%p 수준이다.


68

복수기 성능진단 결과 요약

41.84

34.62

33.13

29.36 y = 1.923479E-01x + 1.564838E+01

25.0

26.0

27.0

28.0

29.0

30.0

31.0

32.0

33.0

34.0

35.0

36.0

37.0

38.0

39.0

40.0

41.0

42.0

43.0

44.0

45.0

65 70 75 80 85 90 95 100 105

Cond

ense

r Pre

ssur

e, m

mHg

Condenser Heat Duty, %

21.8 degC 기준 설계값1997 인수성능 (예측값)2015 성능진단 (예측값)

Predicted Condenser Pressure (해수온도 21.8 , 100% CW 기준)

69

BFPT 기준 운전 조건 (Base Reference Conditions)

BFPT 성능 지표 (BFPT Performance Parameters)

보정 구동용 증기 소모량 (Corrected BFPT Steam Consumption)

① 구동용 증기 압력 : 8.23 kg/cm2a

② 구동용 증기 온도 : 334.4

③ BFPT 배기압력 : 48 mmHga

④ BFPT 회전 속도 : 5,895 rpm

⑤ BFPT LP Control Valve 완전 개방

*** BFPT 성능시험은 발전소 비 정상 운전조건에서 수행되며, 시험 불확도가 약 5% 수준으로 상업 운전 중인 발전소를대상으로 하는 성능진단에는 부적합.

보정된 구동용 증기소모량을 이용하여 BFPT 성능 상태를간접적으로 확인 가능.

,,

,

fwptin exh isenfwpt corr fwpt

fwptin exh desg

h hm m

h h −

= × −

Where,mthrottle = Turbine inlet main steam flow, kg/hrmfwpt = FWPT inlet driving steam flow, kg/hrhfpin = Feedwater pump Suction enthalpy, kcal/kghexh_isen = FWPT exhaust steam enthalpy at the measured exhaust pressure with

isentropic expansion from FWPT inlet pressure, kcal/kghexh_desg = FWPT exhaust steam enthalpy at the design exhaust pressure (38.1 mmHg)

with isentropic expansion from FWPT inlet pressure, kcal/kg,

%fwpt corr

throttlethrottle

mm

m100= ×

2.7 BFPT 및 급수/복수 펌프 성능진단2.7 BFPT 및 급수/복수 펌프 성능진단

70

펌프 총 양정 (Pump Total Pressure Head)

펌프 수 출력 (Pump Water Power Output)

Where,

TOPHpump = Pump total pressure head, mPdis = Pump discharge pressure, kg/cm2aPsuc = Pump suction pressure, kg/cm2avfeedwater = Specific volume of the feedwater, m3/kg10000 = Unit conversion factor cm2 to m2

( )pump dis suc feedwaterTOPH P P v 10000= − × ×

,.

output pump feedwaterkW m TOPH 9 813600 1000

= × ××

Where,

mfeedwater = Feedwater mass flow, kg/hrTOPHpump = Pump total pressure head, m9.81 = Gravitational acceleration, m/sec2

3600 = Unit conversion factor hr to sec1000 = Unit conversion factor W to kW


71

BFP 및 BFPT 성능진단 결과 요약

보정 BFPT 구동용 증기 소모량(% of Throttle Flow)

단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (주급수 유량) kg/hr 1,095,638 1,532,797 1,635,088

인수성능 ① % 4.851 5.439 5.577

성능진단 ② % 4.871 5.617 5.791

BFPT 구동용 증기 소모량 변화량 (②-①)/① 0.41%(0.02%p) 3.26%(0.18%p) 3.84%(0.21%p)

플랜트 효율에 미치는 영향 -0.045%p


100% NR 부하에서 복수기 진공압력을 38.1 mmHga로 보정한 BFPT 구동증기 소모량은 5.617%(of throttle flow)로 인수성능5.439%(of throttle flow) 대비 3.26%(0.18%p) 증가한 것으로 분석되다.

이러한 결과는 급수펌프(BP & BFP) 혹은 주급수 펌프터빈(BFPT) 성능이 인수성능 대비 상대적으로 떨어져 있음을 의미하며플랜트 효율 감소량은 약 0.05%p 수준이다. 한편 펌프 트레인별로 BFPT 구동증기 소모량 분석 결과 B-트렌인의 성능저하가상대적으로 큰 것으로 분석되었다.

72



2.79%2.71%

2.36%

2.78%2.76%

2.38%y = 9.692523E-01ln(x) - 1.110906E+01

y = 1.03257414E+00ln(x) - 1.19713317E+01

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

800,000 900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000

% o

f thr

ottle

flow


1997 인수성능 (보정값)2015 성능진단 (보정값)

Corrected BFPT Driving Steam Flow - BFPT A

73



2.85%2.78%

2.46%

2.95%2.93%

2.47%

y = 8.713191E-01ln(x) - 9.643572E+00

y = 1.25040113E+00ln(x) - 1.49114677E+01

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

800,000 900,000 1,000,000 1,100,000 1,200,000 1,300,000 1,400,000 1,500,000 1,600,000 1,700,000 1,800,000

% o

f thr

ottle

flow


1997 인수성능 (보정값)2015 성능진단 (보정값)

Corrected BFPT Driving Steam Flow - BFPT B

74


- Feedwater Booster Pump

BP-A RPM 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 108.39 193.46 209.72

인수성능 ① rpm n/a n/a n/a

성능진단 ② rpm 4,530 5,326 5,432

BP-B RPM 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 101.93 179.95 194.44


성능진단 ② rpm 4,551 5,361 5,472

BP Total Pressure Head 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Volume Flow) m3/hr 1,216.53 1,713.33 1,825.86

인수성능 ① m n/a n/a n/a

성능진단 ② m 69.93 89.22 90.84


75



5,437

5,325

4,537

5,476

5,355

4,548

y = -2.884773E-02x2 + 1.806322E+01x + 2.913125E+03

y = -0.026086 x2 + 17.454339 x + 2,958.019614

4,000.0

4,200.0

4,400.0

4,600.0

4,800.0

5,000.0

5,200.0

5,400.0

5,600.0

5,800.0

90 110 130 150 170 190 210 230

RPM

Pump Power Output, kW

BP A RPM (2015 성능진단)BP B RPM (2015 성능진단)

Booster Pump Power Output vs. RPM

76



92.96

89.57

71.09

91.10 89.30

69.99

y = -3.106372E-05x2 + 1.275357E-01x - 3.746386E+01

y = -3.992004E-05x2 + 1.563755E-01x - 6.136395E+01

50.0

55.0

60.0

65.0

70.0

75.0

80.0

85.0

90.0

95.0

100.0

900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000

Tota

l Pre

ssur

e He

ad, m

Feedwater Volume Flow, m3/hr

BP TOPH (1997 인수성능)BP TOPH (2015 성능진단)

Booster Pump Total Pressure Head (avg of A & B)

77


- Boiler Feedwater Pump

BFP-A RPM 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 3,456.31 6,172.94 6,667.56


성능진단 ② rpm 4,530 5,326 5,432

BFP-B RPM 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 3,525.18 6,241.21 6,733.69


성능진단 ② rpm 4,551 5,361 5,472

BFP Total Pressure Head 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Volume Flow) m3/hr 1,215.27 1,710.87 1,823.09

인수성능 ① m n/a n/a n/a

성능진단 ② m 2,320.69 2,965.66 3,011.53


78



5,437

5,325

4,537

5,476

5,355

4,548

y = -2.525980E-05x2 + 5.361656E-01x + 2.980765E+03

y = -2.133666E-05x2 + 5.082543E-01x + 3.017114E+03

4,000.0

4,200.0

4,400.0

4,600.0

4,800.0

5,000.0

5,200.0

5,400.0

5,600.0

5,800.0

3,000 3,500 4,000 4,500 5,000 5,500 6,000 6,500 7,000 7,500

RPM


BFP A RPM (2015 성능진단)BFP B RPM (2015 성능진단)

Boiler Feed Pump Power Output vs. RPM

79



3,062

2,971

2,351

3,017 2,967

2,323

y = -1.187586E-03x2 + 4.699412E+00x - 1.583772E+03

y = -1.468221E-03x2 + 5.614301E+00x - 2.338901E+03

1,500.0

1,700.0

1,900.0

2,100.0

2,300.0

2,500.0

2,700.0

2,900.0

3,100.0

3,300.0

3,500.0

1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000

Tota

l Pre

ssur

e He

ad, m

Feedwater Volume Flow, m3/hr

BFP TOPH (1997 인수성능)BFP TOPH (2015 성능진단)

Boiler Feed Pump Total Pressure Head (avg of A & B)

80

COP 및 CBP 성능진단 결과 요약

- Condensate Pump

COP Motor Current 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 308.76 372.14 381.80 인수성능 ① Apms n/a n/a n/a성능진단 ② Apms 50.87 55.20 55.86

COP Total Pressure Head 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR기준 운전변수 (Pump Volume Flow) m3/hr 875.50 1,179.48 1,246.82 인수성능 ① m n/a n/a n/a성능진단 ② m 130.029 116.141 113.064

- Condensate Booster Pump

CBP Motor Current 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

기준 운전변수 (Pump Power Output) kW 507.75 584.29 597.23 인수성능 ① Apms n/a n/a n/a성능진단 ② Apms 76.77 85.98 87.54

CBP Total Pressure Head 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR기준 운전변수 (Pump Volume Flow) m3/hr 875.50 1,179.48 1,246.82 인수성능 ① m n/a n/a n/a성능진단 ② m 213.69 183.06 176.28


81



55.72 54.93

50.68

y = 7.726703E-05x2 + 1.571420E-02x + 3.841745E+01

30.0

34.0

38.0

42.0

46.0

50.0

54.0

58.0

62.0

66.0

70.0

74.0

78.0

250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

Mot

or C

urre

nt, A

mps


COP Motor Current (2015 성능진단)

Condensate Pump Power Output vs. Motor Current (sum of A & B)

82



113.01 116.50

130.00

y = -1.06458044E-05x2 - 2.33288270E-02x + 1.58669051E+02

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

150.0

160.0

600 700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400

Tota

l Pre

ssur

e He

ad, m

Condensate Volume Flow, m3/hr

COP TOPH (2015 성능진단)

Condensate Pump Total Pressure Head (avg of A & B)

83



87.69 85.62

76.68

y = 1.251738E-01x + 1.300487E+01

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

420 440 460 480 500 520 540 560 580 600 620

Mot

or C

utrr

ent,

Amps


CBP Motor Current (2015 성능진단)

Condensate Booster Pump Power Output vs. Motor Current (sum of A & B)

84



175.39

183.01

213.53

y = -1.40709137E-05x2 - 7.32253854E-02x + 2.88614876E+02

150.0

170.0

190.0

210.0

230.0

250.0

600 700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400

Tota

l Pre

ssur

e He

ad, m

Condensate Volume Flow, m3/hr

CBP TOPH (2015 …

Condensate Booster Pump Total Pressure Head (avg of A & B)

2.8 성능진단 결과 요약2.8 성능진단 결과 요약

85

단위인수성능

①성능진단

②성능변화량

②-①플랜트 효율 변화량

플랜트 효율 % 41.49 40.90 -0.58% -1.42% -0.58%

보일러 계통 -0.31% -0.13%보일러 연료 효율 % 90.27 89.99 -0.28% -0.31% -0.13%공기예열기 누설율 % 5.54 10.30 4.77% 보일러 연효효율에 포함

증기터빈 계통 (복수기 제외) % 46.05 45.40 -0.65% -1.40% -0.57%(1) 증기터빈 싸이클 효율 % 46.12 45.43 -0.69% -1.50% -0.61%고압터빈 효율 % 86.49 85.33 -1.16% -0.22% -0.09%재열터빈 효율 % 93.48 92.09 -1.39% -0.99% -0.41%N2 Packing 누설유량 (% HRH Flow) kg/hr 46,889 65,832 18,943 -0.19% -0.08%N1 Packing 누설유량 kg/hr 8,863 11,933 3,070 -0.04% -0.02%증기유로 면적변화 및 기타 - -0.04% -0.02%(2) 급수가열기 성능 0.10% 0.04%

급수가열기 No. 8(측정값 기준)

TTD 1.08 -0.47 -1.55 0.03% 0.01%DCA 6.19 8.15 1.96 0.00% 0.00%


TTD 3.31 0.62 -2.69 0.04% 0.02%DCA 6.06 5.32 -0.74 0.00% 0.00%


TTD -0.17 -0.58 -0.41 0.01% 0.00%DCA 5.89 5.60 -0.28 0.00% 0.00%


TTD 0.46 1.71 1.25 -0.01% 0.00%DCA 6.16 8.31 2.15 0.00% 0.00%


TTD 3.38 1.58 -1.80 0.04% 0.01%DCA 4.56 6.32 1.75 0.00% 0.00%


TTD 0.91 0.79 -0.13 0.00% 0.00%DCA 6.20 6.41 0.22 0.00% 0.00%


TTD 1.33 1.09 -0.24 0.01% 0.00%DCA 4.32 5.41 1.09 -0.02% -0.01%

(3) BFP & BFPT 성능 -0.12% -0.05%BFPT 구동용 증기소모량 % 5.439 5.617 0.18% -0.12% -0.05%

(4) 기타(증기압력강하, 펌프성능) 0.12% 0.05%보정 복수기 진공압력 mmHga 38.79 33.40 -5.39 0.30% 0.12%

87

3.1 플랜트 효율 변화에 따른 연료비 분석3.1 플랜트 효율 변화에 따른 연료비 분석

8,760 % 859.84523

1,000,000gross gross

gross

P Ur FpAnnual Fuel Losses

ηη

× × × × Δ ×=

×

500,000 8,760 0.9 17,929 0.1% 859.8452340.90% 1,000,000

× × × × ×=×

Where,

Pgross = 발전단 전기출력

8,760 = 운전시간 (24 시간 x 365 일)Ur = 실 이용율

Fp = 연료 가격 (원/Gcal)859.84523 = 단위 변화 계수 (kW → kcal)%ηgross = 플랜트 효율 감소량, %ηgross = 플랜트 효율 (XX 호기의 500MW 기준 플랜트 효율은 40.90%)

148,581,758 / year= 원

*** 연료 가격 자료 출처 : International Coal Report 상의 2012년 ~ 2013년 평균값 (99.1 USD/ton, 6080kcal/ton 기준), 환율 1,100 원/USD 적용

플랜트 효율 0.1% 감소에 따른 연료비 증가량 분석

88

증기조건 최적화 운전 제한 요소

3.2 주증기 및 재열증기 조건 최적화 운전3.2 주증기 및 재열증기 조건 최적화 운전

① 보일러 출구 주증기 온도 (주증기 온도 1 감소 ≒ 플랜트 효율 0.042% 감소)

보일러 출구 주증기 온도 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

Final SH Outlet Steam Temp-Left 1

11MS TE51A M XQ01 541.04 540.94 540.89

특설계측기 537.14 536.51 536.40

편차 3.89 4.43 4.48

Final SH Outlet Steam Temp-Left 2

11MS TE53A M XQ01 540.96 541.01 540.81

특설계측기 537.55 536.89 536.77

편차 3.41 4.12 4.04

Final SH Outlet Steam Temp-Right 1

11MS TE55A M XQ01 541.14 540.97 540.98

특설계측기 537.56 537.25 537.22

편차 3.59 3.72 3.75

Final SH Outlet Steam Temp-Right 2

11MS TE57A M XQ01 540.91 541.02 540.93

특설계측기 537.42 537.13 537.08

편차 3.49 3.89 3.85

소내 계측기 대비 특설 계측기 편차량 (평균) 3.60 4.04 4.03

보일러 과열기 출구에 설치되어 SET POINT 541를 추종하는 열전대의 온도 측정값이 (100% NR 기준) 특설계측기 대비 4.04 높게지시함에 따라 과열기 저감수 (Superheater Spray Water) 과다 공급, 고압터빈 입구 주증기 온도 감소로 인한 발전단 전기출력 감소 및플랜트 효율 저하의 원인으로 작용하고 있다. 성능진단을 통해 개발된 실제성능(as-is) 기준 발전소 열성능 모델링 시뮬레이션 결과 이로인한 연료비 증가량은 년간 252,113,528 원 (=4.04 x (0.042/0.1) x 148,581,758 원) 수준이다.

보일러 과열기 출구 주증기 온도 감소는 고압터빈의 가용에너지 감소 및 주제어 밸브(CV) 교축 손실 증가 등 터빈사이클 및 플랜트 효율측면에서 이중적으로 악영향을 초래한다. 따라서, 이들 열전대는 본체 뿐만 아니라 영점 보상을 포함한 Temperature Transmitter 등신호처리 전반에 대한 점검을 필요로 한다.

89



② 보일러 출구 재열증기 온도 (주증기 온도 1 감소 ≒ 플랜트 효율 0.026% 감소)

보일러 출구 재열증기 온도 단위발전소 부하

75% NR 100% NR MAR

Final RH Outlet Steam Temp-Left

36HR TE59A XQ01 541.28 541.42 541.07

특설계측기 539.56 539.78 539.84

편차 1.72 1.64 1.24

Final RH Outlet Steam Temp-Right

36HR TE61A XQ01 540.53 540.07 540.61

특설계측기 541.34 541.59 541.46

편차 -0.81 -1.51 -0.85

소내 계측기 대비 특설 계측기 편차량 (평균) 0.46 0.07 0.20

보일러 재열기 출구에 설치되어 SET POINT 541를 추종하는 열전대의 경우 (100% NR 기준) 특설계측기 대비 편차가 평균값으로는0.07 높게 지시하여 온도측정 불확도 이내에 있으나 11HR-TE59A는 특설계측기 대비 1.64 높게 지시하고 있으며 11HR-TE61A는1.51 낮게 지시하고 있는 것으로 확인되었다.

보일러 재열기 출구 재열증기 온도가 낮게 지시할 경우 불필요한 재열기 저감수 (Reheater Spray Water) 공급 및 중압터빈 입구 주증기온도 감소로 인한 발전단 전기출력 감소 및 플랜트 효율 저하의 원인으로 작용할 수 있으므로 이들 열전대 또한 본체 뿐만 아니라 영점보상을 포함한 Temperature Transmitter 등 신호처리 전반에 대한 점검을 필요로 한다.

재열증기 온도가 1 감소할 경우 이로 인한 연료비 증가량은 년간 38,631,257 원 (0.026/0.1 x 148,581,785 원) 수준이며, 재열기저감수 (Reheater Spray Water) 공급에 따른 플랜트 효율 감소량은 0.073%/10톤으로 연료비 증가량으로는 108,464,684원/10톤(0.073% x 148,581,785 원) 수준이다.

90



정밀 열성능진단의 일부 시험 항목에서는 사용된 탄이 보일러 전면부에서 집중적으로 연소하는 특성을 보임에 따라 설계기준 대비재열증기 온도가 최대 약 10 (발전비용평가시험:100% NR1) 낮은 상태에서 운전되었다. 이런 현상은 타 호기 정밀 열성능진단에서도동일하게 나타난 바 있으며 발전소 정상운전 중에도 빈번히 발생할 것으로 예상된다.

발전소 정상운전 중 이러한 현상이 발생한 경우 재열증기 온도 상승을 위해 버너 틸트(Tilt)를 최대한 상향 조정하고 Coal Feeder-A번대신 F번을 기동하는 등의 운전 방법 개선 방안이 있으나, 발전소는 Fly Ash 재활용을 위해 미연 탄소분 함량을 6% 이내로 제한하고있으므로 플랜트 효율 최적화 측면에서는 부정적 요소로 작용하고 있다.

반면, 발전비용평가 시험 및 정밀 열성능진단 데이터 상으로는 재열증기 온도가 과다하게 낮게 운전될 경우 미연 탄소분 함량 또한 낮게운전되어 재열증기 온도 상승을 위한 일부 마진을 확보하고 있는 것으로 보인다.

따라서, 향후 재열증기 온도 관리 기준을 설정하여 특정 온도(예, 541) 이하에서 운전 될 경우 부하별로 버트 틸트(Tilt) 상향 조정 및Coal Feeder-F번 운전 상태에서의 미연 탄소분 함량을 측정하여 제한치를 초과하는 지 여부를 확인하는 등의 플랜트 효율 최적화를시도해 볼 수는 있을 것이다.

발전비용평가시험100%MAR1 100%NR1 80%MAR1 100%MAR2 80%MAR2 60%MAR2

재열증기 온도 533.372 531.437 540.226 540.801 540.197 540.256

미연 탄소분 % 2.500 1.680 2.055 1.775 2.080 1.320

정밀 열성능진단100%MAR1 100%NR1 75%NR1 100%MAR2 100%NR2 75%NR2

재열증기 온도 540.646 540.681 540.450 538.359 537.281 540.225

미연 탄소분 % 3.870 3.175 1.275 2.965 3.130 0.935

② 보일러 출구 재열증기 온도 (주증기 온도 1 감소 ≒ 플랜트 효율 0.026% 감소)

91

고압터빈 다이아프람 팩킹 간극이 플랜트 효율이 미치는 영향성 분석

3.3 증기터빈 내부 설치 간극 최적화3.3 증기터빈 내부 설치 간극 최적화

100% NR 부하에서의 주제어밸브(CV) 교축 손실을 고려하지 않은 Valve Best Point 기준 고압터빈 섹션효율은 85.31%로 인수성능86.48% 대비 1.35%(1.16%p) 낮게 운전되고 있다. 당사에서 개발한 Stage by Stage 프로그램을 이용해 고압터빈 다이아프람 팩킹 간극변화에 따른 고압터빈 효율 변화량을 분석한 결과 성능저하의 상당 부분은 설계 대비 다이아프람 팩킹 간극 증가로 확인 되었다.

터빈 제작사의 고압터빈 증기유로 팩킹 설치 간극 기준은 0.635mm이다. 장기간 발전소 운전 시 정상적 마모에 의해 간극은 NormalClearance (NCR) 수준으로 증가하며 과다한 마모가 발생하더라도 Double Clearance 이내의 수준을 유지하는 것이 일반적이다.따라서 발전소 성능 측면에서 다이아프람 설치 간극은 설계 최대 공차 이내에서 유지되는 것이 바람직하며 터빈 진동 등 발전소 운전안정성을 고려하더라도 Normal Clearance 이내에서 설치되어야 한다.

설계 설치공차 설계 설치공차 NormalClearance

(NCR)

계획예방정비이후(’14.11)

DoubleClearance

(DCR)(최소 공차) (최대 공차)

HP 2-1 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 0.988 mm 1.429 mm

HP 2-2 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 1.005 mm 1.429 mm

HP 3 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 0.793 mm 1.429 mm

HP 4 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 0.848 mm 1.429 mm

HP 5 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 0.758 mm 1.429 mm

HP 6 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 1.000 mm 1.429 mm

HP 7 0.381 mm 0.635 mm 0.714 mm 0.905 mm 1.429 mm

고압터빈 효율 (VWO 기준) 87.15% 86.59% 86.44% 86.17% 85.21%

고압터빈 효율 변화량 0.654% 0.000% -0.163% -0.486% -1.585%

터빈사이클 효율변화량 0.136% 0.000% -0.034% -0.101% -0.330%

플랜트 효율 변화량 0.056%p 0.000%p -0.014%p -0.041%p -0.135%p

년간 연료비 변화량 202,005,513 원 0 원 -50,500,548 원 -150,078,832 원 -489,745,184 원

92

N2 팩킹 간극이 플랜트 효율에 미치는 영향성 분석


91.50

92.00

92.50

93.00

93.50

94.00

94.50

95.00

95.50

96.00

2.0% 2.5% 3.0% 3.5% 4.0% 4.5% 5.0% 5.5% 6.0% 6.5% 7.0% 7.5% 8.0% 8.5% 9.0%

IP T

urbi

ne B

owl t

o X-

over

Effi

cien

cy

N2 Packing Leakage Flow in % of Hot Reheat Flow

N2 Packing Leakage Test

536-538536-514516-540

5.51%

성능진단 기간 중 N2 팩킹 누설시험 수행 결과 분석된 누설 유량은 중압터빈 입구 재열증기 유량의 5.51% 수준으로 인수성능시험 결과인3.95% 대비 과다하게 증가한 것으로 분석되었으며 이로 인한 플랜트 효율 감소량은 약 0.19%(0.08%p) 수준이다. 플랜트 효율 감소에 따른연료비 증가량은 년간 282,305,342 원 (0.19% x 148,581,758 원) 수준으로 분석되었다. .

93


N2 팩킹 설치를 위한 설계 간극 최대치는 고압터빈 다이아프람 팩킹과 동일하게 0.635 mm이나 국내 표준화력 500MW급 증기터빈의인수성능시험 당시 수행된 N2 팩킹 누설시험 결과를 분석해 보면 일반적으로 Double Clearance (2.56% Hot Reheat Flow) 수준으로상대적으로 운전 중 발생하는 팩킹 마모 혹은 손상이 큰 것으로 분석되었다.

한편 성능진단에서의 N2 팩킹 누설시험 결과는 5.51% 수준으로 인수성능 대비 누설유량이 약 40% 증가한 상태이며 간극 기준으로는 약1.075 mm 증가한 3.20mm 수준으로 분석되었다. 이러한 현상은 일반적인 마모로는 발생할 수 없으며 계획 예방정비 이후 터빈 조립 시설치간극이 0.89 mm 인 점을 감안하면 가변간극 팩킹의 작동 불량 혹은 심각한 Tooth 손상이 의심된다.

N2 팩킹 설치간극 (mm)

N2 누설유량재열증기유량(HRH Flow)

터빈사이클 열소비율 플랜트 효율변화량

%HRH Flow kg/kr kg/kr kcal/kWh % change

0.381 1.02% 12,465 1,224,215 1,876.18 -0.062% 0.025%

0.508 1.25% 15,226 1,222,534 1,876.80 -0.028% 0.012%

0.635 1.44% 17,577 1,221,104 1,877.34 0.000% 0.000%

0.714 (NCR) 1.55% 18,912 1,220,291 1,877.64 0.016% -0.007%

0.889 1.78% 21,741 1,218,567 1,878.28 0.050% -0.020%

0.953 1.87% 22,759 1,217,947 1,878.51 0.062% -0.025%

1.429 (DCR) 2.56% 31,052 1,212,891 1,880.37 0.162% -0.066%

1.905 3.30% 39,846 1,207,524 1,882.34 0.267% -0.109%

2.250 3.90% 46,941 1,203,188 1,883.93 0.351% -0.144%

2.275 3.94% 47,451 1,202,876 1,884.04 0.357% -0.146%

2.500 4.34% 52,026 1,200,078 1,885.06 0.412% -0.168%

2.750 4.77% 57,085 1,196,981 1,886.19 0.471% -0.193%

3.000 5.20% 62,118 1,193,897 1,887.30 0.531% -0.217%

3.200 5.51% 65,610 1,191,439 1,888.19 0.578% -0.236%

3.250 5.64% 67,127 1,190,827 1,888.41 0.590% -0.241%


인수성능

2015 성능진단

2014 OH 이후

94



1.02%1.25%

1.44%1.55%

1.87%

2.56%

3.30%

3.94%

4.34%

4.77%

5.20%5.51%

5.64%

0.00%-0.03%-0.06%-0.08%

-0.12% -0.22% -0.33% -0.42% -0.47% -0.53% -0.59% -0.64%-0.65%

y = 7.519506E-04x2 + 1.322052E-02x + 5.420777E-03

y = -8.211172E-05x2 - 1.959985E-03x + 7.003528E-04

-1.00%

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

- 0.500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

N2

Pac

king 누

설유

량, 플

랜트

효율

변화

량

Clearance,mm

N2 Packing Ring 설치 간극 대비 누설유량 변화

N2 팩킹 누설유량( %of HRH Flow)플랜트 효율 변화

95

복수기 냉각 순환수 펌프 추가 기동 시점

3.4 복수기 진공압력 최적화 운전3.4 복수기 진공압력 최적화 운전

복수기 진공압력 최적화는 해수온도(= 복수기 진공압력) 변화에 따른복수기 냉각 순환수 펌프 운전 대수를 조절하여 송전단 전기출력을최대화시키는 것이 목적이다.복수기 냉각 순환수 펌프 운전 대수는 펌프 추가 기동에 따른 발전단전기출력 증가량이 펌프 소비동력보다 커지는 시점을 기준으로 결정되어야 한다.

XX 호기의 경우 복수기 진공압력(716mmHg)을 기준으로 펌프를 추가기동하는 것으로 확인되었으나 복수기 진공 압력의 과다한 측정오차를 고려 시 해수온도를 기준으로 이를 결정하는 것이 바람직하다.

XX 호기 부하별 복수기 성능분석 결과 및 실제성능(as-is) 기반터빈사이클 열성능 모델링 시뮬레이션을 통해 분석된 진공압력 대비발전단 전기출력 변화량을 이용하여 100% MAR(525MW)와 100%NR (500MW) 부하에서 송전단 전기출력을 최대화하기 위한 해수온도 대비 복수기 냉각 순환수 펌프 추가 기동 시점을 분석하였으며그 결과는 다음과 같다.

-8.000%

-7.000%

-6.000%

-5.000%

-4.000%

-3.000%

-2.000%

-1.000%

0.000%

1.000%

20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

% C

HAN

GE

IN K

ILO

WAT

T LO

AD

CHANGE IN CONDENSER PRESSURE (mmHg)

HADONG Unit #6 CONDENSER PRESSURE CORRECTION FACTORS

VWO [TFR 1.0]

100%MAR [TFR 0.965]

100%NR [TFR 0.910]

METHOD OF USING CURVES

THESE CORRECTION FACTORS ASSUME CONSTANT CONTROL VALVE OPENING AND ARE TO BE APPLIED TO KILOWATT LOADS AT RATED STEAM CONDITIONS.

THE KILOWATT LOAD AT THE DESIRED CONDITIONS CAN BE FOUND BY MULTIPLYING THE KILOWATT LOAD AT THE RATED CONDITIONS BY THE FOLLOWING :

1 + (% CHANGE IN KW LOAD) / 100

THESE CORRECTION FACTORS ARE NOT GUARANTEED.

[CP-13]

Reference Pressure 38.1 mmHga

발전단 전기출력 펌프 2대 → 3대 기동 펌프 3대 → 4대 기동

525 MW 12.0 23.0

500 MW 13.0 23.0

96

해수온도 변화에 따른 순환수 펌프 운전 대수 별 복수기 진공압력


29.2 29.7 30.2 30.9 31.6 32.5 33.4 34.4 35.4 36.6 37.9 39.2 40.6

42.1 43.8

45.7 47.8

50.0 52.3

54.8 57.4

60.2 63.1

66.2 69.4

72.8

18.3 18.9 19.5 20.2 21.0 21.8 22.7 23.6 24.6 25.7 26.8 28.0 29.3 30.6 32.1

33.6 35.4

37.2 39.1

41.1 43.3

45.5 47.9

50.4 53.1

55.8

14.7 15.3 15.9 16.6 17.3 18.1 18.9 19.8 20.8 21.8 22.8 24.0 25.1 26.4 27.8

29.2 30.8

32.4 34.2

36.0 38.0

40.0 42.2

44.5 46.9

49.4

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00

Cond

ense

r Pre

ssur

e, m

mHg

해수온도

100% NR ≒ 500,000kW

48,339 m3/hr 2 Pumps



97


복수기 실제성능(as-is)을 반영한 진공압력 최적화 운전

-543 -360 -181 19

227 446

682 944

1,237 1,557

1,898 2,232

2,600 3,019

3,521

4,042

4,584

5,104

5,618 6,112

6,602 7,065

7,496 7,929

8,326 8,678

-203 -64 93 253 388 489 601 803

1,082 1,364

1,635 1,914

2,171 2,410

2,644 2,885

3,120

-1,000

1,000

3,000

5,000

7,000

9,000

11,000

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00

Chan

ge in

Gen

erat

or P

ower

Out

put,

kW

해수온도

100% NR ≒ 500,000kW

2 Pumps to 3 Pumps Operation3 Pumps to 4 Pumps Operation

98

보일러 8.5층 추가 흡입구 설치에 따른 GAH 입구 공기온도 감소

XX 호기 보일러에는 저열량탄 사용에 따른 배기가스 유량(공기유량) 증가를 고려하여 하절기 통풍 계통 운전 여유율 확보를 위해 기존 PA Fan및 FD Fan으로 연결된 기존 흡입구(15층) 이외에 8.5층에 실내 및 외기 흡입구를 추가로 설치하였다.

이러한 추가 흡입구 설치는 PA Fan 및 FD Fan 입구 공기 온도 저하에 따른 비체적 감소로 인해 Fan 운전 여유율 확보에는 효과가 있으나보일러로 유입되는 부가 입열(Credit)의 감소로 인해 보일러 연료 효율 저하를 초래한다.

실제 100% NR 기준 인수성능시험에서는 PA Fan과 SA Fan에서의 부가 입열(Credit)로 인해 실내 흡입구 공기온도 대비 GAH 입구공기온도가 7.54 증가한 반면, 성능진단에서는 추가 흡입구에서의 찬 공기 유입으로 인해 GAH 입구 공기온도가 2.81 감소하였다.

3.5 공기 예열기 입구 연소용 공기온도 최적화3.5 공기 예열기 입구 연소용 공기온도 최적화

1997 2015

Ambient air temp. ① 30.95 25.25

FD Fan inlet air temp. ② 13.0

GAH inlet air temp. 38.49 22.44

Temperature Rise (②-①)(Ambient - GAH Inlet) 7.54 -2.81

99

GAH 입구 공기온도 감소에 따른 플랜트 효율 및 연료비 변화량 분석

3.5 공기 예열기 입구 연소용 공기온도 최적화3.5 공기 예열기 입구 연소용 공기온도 최적화

보일러 제작사가 제출한 대기온도 대비 보일러 효율 변화량보정곡선 분석 결과 대기온도 20 이상 조건에서 대기온도10 감소 시 보일러 연료 효율은 약 0.22% 감소하는 것으로분석되었다. (오른쪽 보정곡선은 대기온도와 Fan 입구 온도가동일한 것 으로 가정함)

보일러 연료 효율 변화 1% 는 동일 비율로 플랜트 효율에 1%만큼 영향을 준다. 따라서,

7.54 ( 2.81) 0.22% 0.23%10

− −= × =플랜트 효율 변화량

148,581,758 0.23%0.1%

× 원년간 연료비 증가량 =

XX 호기 GAH 입구 공기온도 감소에 따른 연료비 증가는년간 약 3억 4천만의 수준으로 분석되었다.

따라서, 보일러 8.5층에 설치된 추가 흡입구(실내, 외기)는Fan 운전 여유율을 고려해 하절기 일정기간 동안 개방하고이외 시기는 완전 밀폐하여 부가입열(Credit)을 최대화 시켜야한다.

341,738,0= 44 원

100

3.6 고압터빈 증기유로 면적 감소 현상 개선3.6 고압터빈 증기유로 면적 감소 현상 개선

3rd Valve Point (CV#1~3 Full Open, CV#4 FullClose) 기준 1997년 인수성능 대비 발전소 운전지표비교분석 결과 정격조건 주증기 유량, 발전단 전기출력 및 주요 터빈 압력(고압터빈 첫 단 압력, 재열증기 압력, X-Over 압력) 등이 전체적으로 약 5~6%감소한 것으로 확인되었다.

또한 동일 부하에서의 하동 1, 2호기 정밀 열성능진단시 주제어 밸브(CV) 개도를 비교한 결과 2호기 CV가상대적으로 과다하게 개방된 상태에서 운전된 것으로확인되었다.

이러한 현상은 고압터빈 1단 고정익(Nozzle Box)에침적(Deposit)혹은고압터빈으로 유입된 외부 이물질의막힘으로 인한 증기유로 면적 감소에 따른 것이다.

운전조건 운전 변수 단위1997인수성능

①2015성능진단

②변화량

(①-②)/①

3rd VP

주증기 압력 kg/cm2a 245.91 249.94

주증기 온도 537.37 537.89

주증기 유량 kg/hr 1,453,223 1,382,870

주증기 유량 (정격조건) kg/hr 1,460,369 1,365,653 6.49%↓

발전단 전기출력 kW 489,024 461,278 5.67%↓

고압터빈 첫 단 압력 kg/cm2a158.49

150.87 4.81%↓

중압터빈 입구 압력 (재열증기) kg/cm2a 35.381 33.047 6.60%↓

저압터빈 입구 압력 (X-Over) kg/cm2a 8.2540 7.8065 5.42%↓

호기 운전 변수 단위 100% MAR 100% NR 75% NR

하동 1호기

주증기 유량 (정격조건) kg/cm2a 1,642,024 1,542,457 1,377,286

CV#1 Position % 100.05 100.05 100.05

CV#2 Position % 100.14 100.14 100.14

CV#3 Position % 74.38 52.29 20.86

CV#4 Position % 16.28 6.50 0.00

하동 2호기

주증기 유량 (정격조건) kg/cm2a 1,645,795 1,541,105 1,357,632

CV#1 Position % 100.04 100.04 100.04

CV#2 Position % 99.91 99.91 99.91

CV#3 Position % 98.71 78.20 40.15

CV#4 Position % 39.03 18.61 2.41

[Nozzle Box Deposit 발생 사례]

101

3.6 고압터빈 증기유로 면적 감소 현상 개선3.6 고압터빈 증기유로 면적 감소 현상 개선

VWO

85.33%, 100MAR

83.78%, 100NR

83.61%, 100NR

3VP

VWO

84.70%, 100%MAR 84.80%, 100MAR 84.92%, 100NR

84.90%, 100NR

3VP

83.32%, 75NR

82.31%,75NR 82.39%, 75NR

80.0

81.0

82.0

83.0

84.0

85.0

86.0

87.0

88.0

0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80

Effic

inec

y,%

P1st / Pthrottle

하동 2호기하동 1호기

HP Section Efficiency- P1ststg / Pthrottle

고압터빈의 증기유로 면적 감소 현상이 장기적으로 지속될 경우 ① 증기용량(Flow Capacity) 감소로 인해 발전소 정상 운전 중 주제어밸브(CV)가 완전 개방(VWO) 되더라도 MAR 출력(525MW)에 도달하지 못하게 될 수도 있으며, ② 발전소 주 운전 부하인 100%NR (500MW)에서 CV 교축 손실이 증가하여 고압터빈 효율이 상대적으로 낮게 운전되는 결과를 초래한다.

또한 Nozzle Box Deposit이 발생할 경우 고압터빈 후단(2단~7단) 고정익의 표면조도가 증가하여 추가적인 고압터빈 효율 감소 가능성이 있다.따라서 차기 계획예방 정비 기간 중 Nozzle Box 및 고압터빈 Diaphragm을 분해 점검하고 Glass Bead Blasting을 통해 증기유로 면적 및표면조도를 복원하는 작업이 필요할 것으로 보인다.

102

Group2 Group1 Group3

Group1

Upstream Downstream

Temp. 179

Temp. 300

521-FT-V1223, 526-001(G5)

521-FT-V1230, 526-001(G5)

521-FT-V1224, 526-001(G5) 521-FT-023, 526-001(G5)

571-AS-TP01, 571-001(G8)

571-AS-TP02, 571-001(G7)

571-AS-TP03, 571-001(F7)

571-AS-TP04, 571-001(F8)

571-AS-TP05, 571-001(F9)

음향탐지기

밸브누설 점검 스팀트랩 점검

3.7 밸브 누설 점검 결과3.7 밸브 누설 점검 결과

음향탐지기 및 배관 표면 온도 측정을 통한 밸브 누설 및 스팀트랩 건전성 점검

103

밸브 누설 사례 : HE-MV-08 (LP Cleanup Recirculation Line)


HE-MV-08

① 발전비용평가시험 100% MAR 1차 시험 중 LP CleanupRecirculation Line에 설치된 HE-MV-08 누설 확인

② 밸브누설 발생 시 HE-MV-08 후단의 배관 표면 온도는163가 측정되었으며 조치(Open and Tight Close) 후온도는 29 로 감소

③ 밸브가 정상 차단된 발전비용평가시험 100% MAR 2차시험 데이터 비교 결과 누설 유량은 약 31,152 kg/hr로분석되었으며, 실제성능(as-is) 기준 발전소 열성능모델링 시뮬레이션 결과 이 경우 복수유량 증가로 인해터빈사이클 효율이 약 0.17% 감소하는 것으로 분석

④ 터빈사이클 효율 0.17% 감소 시 플랜트 효율 또한 동일비율로 0.17%(0.070%p) 감소

⑤ 따라서, 향후 발전소 정비 이후 재 기동 시에는 반드시밸브 후단 온도 측정을 통해 누설 여부 확인이 필요함.

148,581,758 0.17%0.1%

× 원년간 연료비 증가량 =

252,588,9= 89 원

104


밸브 누설 사례 : BFPT HPSV Above and Below Seat Drain Line MOV

105

발전비용평가 시험 단위 100% MAR1 100% MAR2 평균

BFPT 주증기 공급라인 누설 유량 kg/hr 43,947 40,873 42,410

플랜트 효율 감소량% 0.414 0.386 0.400

%p 0.170 0.158 0.164

BFPT 주증기 공급라인(MS-MV01)이 차단된 상태에서 수행된 정밀 열성능진단 MAR 부하(525MW)에서의 고압터빈 첫 단 유량계수(K-Factor:15,131)를 이용하여 계통격리가 되지 않은 발전비용평가시험 100% MAR 부하에서의 BFPT-A HPSV Above Seat Drain MOV(AT-AFV-411),BFPT-A HPSV Below Seal Drain MOV(AT-AFV-412) 및 BFPT-B HPSV Below Seat Drain MOV(AT-BFV-412) 등 3개 밸브를 통해 누설된주증기 유량을 추정한 결과는 시간 당 약 42.4톤 수준으로 플랜트 효율 감소에 미치는 영향은 약 0.400%(0.164%p)로 분석되었다. 이로 인한연료비 증가량은 100% NR 부하 기준 년간 592,894,465 원 (= 0.400/0.1 x 148,223,616 원) 수준이다

국내 표준화력에 공급된 BFPT의 구동용 증기 공급라인은 고압터빈 입구 주증기를 사용하는 고압라인(HPSV & HPCV)과 중압터빈 추기증기를공급하는 저압라인 (LPSV & LPCV)으로 구성되어 있다.

고압라인의 경우 HPSV는 항상 개방된 상태를 유지하고 있으며 HPCV는 발전소 기동 시 보조증기가 없는 상태에서의 BFPT를 초기 기동하거나혹은 BFPT 2대(A,B) 중 1대가 비상 정지할 경우 50% 이상의 부하로 운전하기 위해 (LPCV가 완전 개방된 이후 HVCV 추가 개방) 사용되는 것이전부이다. 하지만 대부분의 발전소에서는 HPCV가 발전소 수명 기간 중 단 한 번도 사용하지 않으며 이러한 이유로 해외 발전소에서는 BFPT본체에 주증기 공급라인(HPSV & HPCV) 자체가 없는 경우도 다수 있다.

이번 하동 2호기 사례와 같이 BFPT 주증기 공급라인은 HPSV Above/Below Seat Drain MOV 뿐만 아니라 Disc Contact 불량에 따른 HPCV의누설로 인한 발전소 내에서 에너지 손실 가능성이 가장 큰 부위이며, 실제 Below Seat Drain MOV에는 HPCV의 Warm-Up을 위한 유량억제용(Flow Restriction) 오리피스가 우회하여 설치되어있어 발전소 정상운전 중 지속적으로 에너지 손실이 발생한다.

따라서 발전소 정상운전 중 HPSV 전단 수동밸브(BFPT-A : V002, BFPT-B : V003)를 차단하여 지속적으로 발생하고 있는 (유량억제용오리피스 설치에 따른) 에너지 손실을 회복하고 밸브 누설에 의한 추가 에너지 손실을 예방할 수 있는 방안 검토할 필요가 있을 것으로 보인다.


106

3.8 특설 계측기 대비 소내 계측기 편차 분석3.8 특설 계측기 대비 소내 계측기 편차 분석

보일러 입구 주급수 유량 (kg/hr)발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

HTR#8 Outlet Flow 11FW FT01 MC XQ01

특설계측기 ① 1,621,634 1,632,808 1,532,621 1,532,797 1,088,846 1,095,638

소내계측기 ② 1,665,351 1,676,656 1,574,603 1,573,691 1,120,951 1,127,875

편차(②-①)/① 2.70% 2.69% 2.74% 2.67% 2.95% 2.94%

ECO Inlet Flow + SH Spray Flow11FW FT51 MC XQ01 + 11SH FT01 C XQ01

특설계측기 ① 1,621,634 1,632,808 1,532,621 1,532,797 1,088,846 1,095,638

소내계측기 ② 1,583,570 1,596,658 1,495,598 1,495,948 1,038,039 1,048,609

편차(②-①)/① -2.35% -2.21% -2.42% -2.40% -4.67% -4.29%

BFPT A Suction Flow + BFPT B Suction Flow11DW FT01A MC XQ01 + 11DW FT01B MC XQ01

특설계측기 ① 1,621,634 1,632,808 1,532,621 1,532,797 1,088,846 1,095,638

소내계측기 ② 1,630,927 1,632,808 1,539,452 1,532,797 1,101,048 1,106,897

편차(②-①)/① 0.57% -1.31% 0.45% 0.00% 1.12% 1.03%

탈기기 입구 복수 유량 (kg/hr)발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

D/A Inlet Condensate Flow11CD FT07 C XQ01

특설계측기 ① 1,240,429 1,239,668 1,177,108 1,170,799 869,714 873,565

소내계측기 ② 1,216,075 1,217,877 1,152,545 1,148,160 853,244 857,449

편차(②-①)/① -1.96% -2.50% -2.09% -1.93% -1.89% -1.84%

발전소 기준 유량 (Primary Flow)

107


복수기 진공 압력

복수기 진공 압력 (mmHg)발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

Condenser A Vacuum Pressure11CM PT02A XQ01

특설계측기 ① 34.1960 34.4172 34.0408 33.7961 32.1670 32.2260

소내계측기 ② 30.0481 35.4762 27.1299 34.1992 26.2284 33.5987

편차(②-①)/① -4.15 1.06 -6.91 0.40 -5.94 1.37

Condenser A Vacuum Pressure11TB LP EPHA ZQ01

특설계측기 ① 34.1960 34.4172 34.0408 33.7961 32.1670 32.2260

소내계측기 ② 29.8898 30.0458 29.9765 29.5989 28.0309 28.0048

편차(②-①)/① -4.31 -4.37 -4.06 -4.20 -4.14 -4.22

Condenser B Vacuum Pressure11CM PT02B XQ01

특설계측기 ① 33.9601 34.2273 33.8133 33.6053 31.9087 31.9688

소내계측기 ② 31.1689 35.8753 28.3450 34.4827 26.7739 34.4737

편차(②-①)/① -2.79 1.65 -5.47 0.88 -5.13 2.50

Condenser B Vacuum Pressure11TB LP EPHB ZQ01

특설계측기 ① 33.9601 34.2273 33.8133 33.6053 31.9087 31.9688

소내계측기 ② 30.4484 30.5925 30.3879 30.2000 28.3683 28.3005

편차(②-①)/① -3.51 -3.63 -3.43 -3.41 -3.54 -3.67

108


공기 예열기 입구/출구 배기가스 산소 함량

공기 예열기 입구/출구 배기 가스 산소 함량 (%)발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

Air Heater A Inlet Flue Gas O2 11FG AT01A M XQ01

특설계측기 ① 2.49 3.24 2.52 2.90 5.16 5.77

소내계측기 ② 2.72 2.90 2.71 2.88 3.67 3.83

편차 (②-①) 0.23 -0.33 0.19 -0.03 -1.49 -1.94

Air Heater B Inlet Flue Gas O2 11FG AT01B M XQ01

특설계측기 ① 3.03 3.00 3.29 3.07 6.58 6.41

소내계측기 ② 2.79 2.69 2.89 2.83 5.92 5.26

편차 (②-①) -0.24 -0.30 -0.40 -0.23 -0.66 -1.14

Air Heater Outlet Flue Gas O2 11FG AT10 XQ01 (stack O2)

특설계측기 ① 4.68 4.77 4.86 4.94 7.65 7.80

소내계측기 ② 4.83 5.05 5.03 5.65 7.76 8.41

편차 (②-①) 0.15 0.28 0.17 0.71 0.11 0.61

연료 공급량 (tons/hr)발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

Coal Feed Rate11CS XAST01 M XQ01

Calculated ① 190.492 187.290 181.845 179.466 136.834 136.579

소내계측기 ② 188.356 188.161 180.214 179.050 135.860 136.647

편차(②-①)/① -1.12% 0.47% -0.90% -0.23% -0.71% 0.05%

연료 공급량

109


공기 예열기 입구/출구 배기가스 온도

공기 예열기 입구/출구 배기가스 온도 ()발전소 부하

100%MAR1 100%MAR2 100%NR1 100%NR2 75%NR1 75%NR2

Air Heater A Inlet Flue Gas Temp.11FG TE07A XQ01

특설계측기 ① 342.96 342.63 337.72 336.59 324.02 324.49

소내계측기 ② 346.21 346.12 341.03 339.96 327.17 327.83

편차 (②-①) 3.26 3.48 3.32 3.37 3.15 3.34

Air Heater B Inlet Flue Gas Temp.11FG TE07B XQ01

특설계측기 ① 338.87 339.37 333.44 333.44 319.61 321.34

소내계측기 ② 341.58 342.26 336.10 336.08 321.93 323.94

편차 (②-①) 2.71 2.89 2.66 2.64 2.32 2.60

Air Heater A Outlet Flue Gas Temp.11FG TE08A XQ01

특설계측기 ① 125.44 124.71 123.72 124.73 117.03 115.60

소내계측기 ② 131.40 130.58 129.59 130.73 123.10 121.83

편차 (②-①) 5.96 5.87 5.86 5.99 6.07 6.23

Air Heater B Outlet Flue Gas Temp.11FG TE08B XQ01

특설계측기 ① 121.04 120.52 118.79 120.90 112.58 111.85

소내계측기 ② 126.42 125.61 124.13 126.17 118.07 117.44

편차 (②-①) 5.38 5.09 5.34 5.28 5.50 5.59

111

4.1 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링4.1 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링

PCIV/PHP EXH

1. Mandatory Input for THB Calc. P : Pressure (kg/cm2a)T : Temperature ()

- Throttle Pressure F : Flow (kg/hr) - Throttle Temp. LP Tbn Eff H : Enthalpy (kcal/kg) - Hot Reheat Temp. HTR3 - CW Inlet Temp. IP Tbn Eff UEEP - CW Outlet Temp. PSHOUT/PBFP DIS ELEP38.1mmHg - Power Factor - Reheat Spray Flow

2. Turbine Load Point Dataat Power Factor

- Rated Throttle Flow Hygrogen Press. - Rated Max. @VWO Fixed Loss - TFR Generator Loss

- P1st STG / Pthrottle HP Tbn Eff RH Tbn Eff Shaft Power

3. HP Turbine Section Efficiency

- Flange to Flange - Throttling Corr. - Valve Best Point AT mmHg - Efficiency Level($1.9) - Single Stage ΔH/ΔS

4. Reheat Turbine Section Efficiency

- PCIV-HBOWL to ELEP38.1 throttle flow AUX. TURBINE - Efficiency Level($1.9)

5. IP Turbine Section Efficiency

- IP Tbn Eff. (CIV-XO) - IP Tbn Eff. (bwl-XO)

6. LP Turbine Section Efficiency

- LP TBN Eff.(UEEP) - LP TBN Eff.(ELEP38.1)

7. FW Heater Performance Data

3 2 1 1 1 1 1

8. BFPT Performance Data

9. Pumps Performance Data

-

Turbine Cycle Gross Heat Rate = + - + - =

10. Condenser Performance Data-

Test To Overall Plant Gross Heat Rate = + - + - =x

81.346%

4,102F x ( 841.28H 178.20H ) 2,196.68 kcal/kWh84.43% 8.27 10.71 10.09 481,024kW 88.556% Cycle Efficiency=39.14%

282.61H )Heat Duty TTD LMTD CW ΔT 1,211,363F x ( 841.28H 698.40H )

Test Load 96% NRTest From 1,492,602F x ( 791.75H2014-05-29 23:00:50

2014-05-29 23:30:50

kcal/kWh481,024kW Cycle Efficiency=44.24%

1,211,363F x ( 840.99H 698.40H ) 4,102F x ( 840.99H 178.20H )( 791.46H 282.61H )

BFP 74.3% 16024 9.23 282.59

BP 76.1% 482 0.28 17.61 1,492,602F x 1,943.66

135.24P 178.20H CBP 52.9% 1042 0.66 26.01

COP 31.8% 894 0.83 11.28 DP=52.14%

η kW FW ΔH Dis P 4102F 174.60T

1413

20F

0F

170.

63H

115.

14H

88.8

3H

0F 0F

6701

9F

180.

14H

170.

91H

170.

63H

241kW

88.7

9T

1586

F

100.

11H

BFPTB 78.9% 8253 2.938%

235.

15H

0.00

H

177.

7H

8012kW 1868

49F 6.77 DC

BFPTA 80.8% 8253 2.868% ΔH=9.23 ΔH=0.28

2450

13F

39.2

3H

1500

807F

0F

9648

3F

0F

DC 24.99 6.77 0.56

ΔP=

1.72

69.3

3H

32.4

4T

η kW % MS Flow

2306

57F

0F 0F

7.43 DC 8.55 DC282.

61H

39.21T

69.3

4T

25.0TTD

33.3

5H

228.

79T

0.00

T

175.

62T ΔH=1.05

168.

90T

114.

84T

1.51 TTD 0.97 TTD 0.00SC

62.0

0T

27.60 DC OFF 2.03 DC 282.59 P 17.611 P 0.00 TTD 37.5

6H

ΔP=

1.35

207.

57H

ΔP=

1.49

207.

59H

ΔP=

1.16

32.6

9H

31.9

6H

-3.76 TTD OFF -3.34 TTD

174.

60T η=74.3%

169.

05T η=76.1%

ΔP=

0.29

81.7

9H

ΔP=

1.64

61.2

4H

1.20 TTD

ΔP=

0.56

179.

09H 0F

ΔP=

2.29

144.

34H

ΔP=

1.20

102.

26H

9.49

3P 0.93 TTD13.07 DC

26.011P HTR1 1.20 0.0SC 23.79 1.64

266.57T 247.67T 197.85T 8012kW 241kW 168.90T

25.4

50P

37.0

1T ΔH=0.66

281.

54P

173.

59T ΔH=9.23 ΔH=0.28 7.8650P

32.4

3T

31.6

9T HTR2 0.97 8.55 20.56 0.29

23.5

21P

81.3

5T 0.5308P

23.8

12P

60.8

0T 0.2230P82.32T 62.00T

20.0

36P

143.

29T 4.1482P

22.3

22P

101.

77T 1.1615P

144.22T 103.29T15.153P

η=52.9% HTR3 1.51 7.43 20.42 1.20

276.

97P

270.

34T 53.167P

278.

70P

13.07 41.51 2.29

180.

14H

170.

91H

170.

63H

201.

19T 38.972P

280.

04P

201.

19T

625.

59H

5615

2F

169.

1T η=76.1%

1586

F

735.

28H D/A 0.00 25.62 1366973F 1042kW

HTR4 593.

74H HTR6 -3.34 2.03 27.61 1.49 282.59 P 17.611 P

0.93

711.

36H

4483

7F

656.

35H

4552

9F

9.49

3P

6271

2F

736.

15H

9648

3F

0F

698.

40H

6701

9F

788.

97H

174.

6T η=74.3% HTR7 OFF OFF 0.00 1.35

2306

57F

720.

72H

DP=0.0%

MISC. HDR

HTR8 -3.76 27.60 69.14 1.72 DP=5.8% 136.

24T

HTR TTD DCA ΔT FW ΔP ΔP=3.26 ΔP=0.00 ΔP=0.53

421.

58T ΔH=1.29

311.

62T ΔH=1.82

DP=0.0% 0F

11.284P

ΔH=0.00

333.

17T ΔH=0.00

284.

67T ΔH=1.14

ΔP=0.06 ΔP=0.00

DP=3.4% DP=4.5% DP=5.8% DP=5.4% DP=9.4%256.

81T ΔH=1.87

ΔP=0.37 ΔP=0.26 ΔP=0.07

31.1

2H

31.0

9T

572.74H 894kW87.810% 270.33T ΔH=0.00 ΔH=19.3 227F η=31.8%

43096F ΔP=0.0031

1366

973F

272.46 P ΔH=0.00 LP SEAL CDV EDV ΔH=18.6 717.32H

90.728% 282.61H ΔH=0.83

0F

739.

48H

2012

F

720.

17H 43532F 311.08T

η=78.91%1492602F ΔP=4.51 C=131.7 646F

1,088MWt

U.L= 0.00% of MS Flow88.556% 1211363F 284.05T

3545

F

739.

48H

31.1

2H

31.0

9T

93.758% ΔH=0.00 ΔP=0.48 0.0492P 8253kW 2.94% of MS flow

41946F ΔP=0.0021 0.00 SC 0.00 SC

93.710% 38.495P 698.40H 8.0688P 735.76H 568.67H

0.0461 P 0.0461 PLOW POINT DRN 0.0482P 8253kW 2.87% of MS flow 0F 0F

61.0m/s 8.0530P

1211

363F

698.

40H

1061

F STEAM SEAL HEADER ΔH=1.3

736.11H

ΔH=1.7 ΔP=0.16 η=80.78%

0F20K HDR

92.7m/s 739.48H 56.1m/s 54.7m/s 51.4m/s 55.4m/s 23.51H

0.79% 0F

Boiler Eff

ΔP=0.18 1366973F92.321% 0.00% ΔH=7.30 42382F 311.76T COND-A COND-B

20K HDR

3861.6 UEEP = 553.53H 48032621FΔH=1.58 6618F ΔH=0.00 ΔH=3.21 ΔH=5.62 ΔH=0.00 230657F 33.91 mmHg 24.65T

14.56T-1.33% 84.43% ELEP = 547.66H 13.91H

83.735% ΔH=23.90 ΔH=24.06 ΔH=12.10 4.611E+08713.

18H

4483

7F

658.

22H

4552

9F

625.

59H

0.9937

790.

12H

1393

87F

737.

44H

5615

2F

82.700%

1209

171F

698.

24H

2306

57F

720.

72H

6595

4F

260.

91T

550.48H 38.10

Heat Duty

38.9

72P

336.

35T

56.4

25P 82.700% 92.321%

424.

15T

593.

74H

9648

3F

2.8% ΔP 4,926 kW0.6508 ΔH=0.32 489,126 kW

3034

F

722.

14H

9239

F

722.

30H

284.

43T

0.58

61P

250.17 m/sec8.147 H TEL 800975F14

0.40

T

1.22

80P

0.22

30P

4.40

60P

15.6

81P

314.

61T

8.23

38P

2008

F

749.

55H

3,176 kW0.8772 ΔP=1.52 ΔP=25.3 5.5% ΔP 1.7% ΔP 3.1% ΔP 1.8% ΔP 2.1% ΔP

1.25

43P

652.

60H

36.1

05P

839.

03H

15.9

59P

782.

82H

593.

74H

0.23

02P

EXT.

LO

SS

36.976P 247.11P

38.9

72P

719.

14H

4.160 PG1715358F 841.28H 791.75H

284.

79T

8.39

33P 3.0% of HRH 0.

6027

P

625.

59H 0.9813

1504724F 531.77T 539.68T C=622.45 C=487.73 36087F C=447.39

709.

97H

4.48

71P

8.06

67P

737.

13H

59.6

91P

773.

19H

159.

97P C=391.5

K=4249000 K=330256 K=213179 K=983251 481,024 kWGENERATOR OUTPUT

1215465F 1492602F 151,844 kW K=32413 K=15757 K=66474 K=131925

453F

DP=0.51%

4,102 F 227F 16.330P 789.79H

C=30

.43 2191F DP=2.00%

0.9813 DP=12.7% 1065F 423.94T 789.39H

K=1823552

437.64T 840.99H 93.710% 90.728%

144,180 kW 227F 453F ΔP=0.04 193,102 kW

Turbine Cycle Performance Data

DP=5.47% ΔH=0.29

ΔP=0.13

245.57 P ΔH=0.29 1492602F 538.74T

MAKE

-UP

0F

538.74 T

0F

ΔP=1.55 245.57P 791.46H 1215465F531.18 T 36.842P ΔH=4.71 1043976F 313.84T14.56 T 929F

C=91

.69 38.943P 531.18T ΔP=0.13 8.1081P 737.13H 87.810%

24.65 T

SPE

BFPA

F

BP

Rehe

ater

Supe

rhea

ter

S

BPA

BFPB

BPB

S

R

1

3

2

5 4 6

1H8

H6

H1 H4 H3 H22

H8 H6 H4 H3 H2 H1

M

M

M

D2D3

D4

D1

F

D2

D3

D4

F

D1 D1

FFF

R

85

4

CP

3 5 6 51 85

Turbine Cycle Heat Balance Modeling

S

E E

E

E E E E

112

4.1 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링4.1 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링

113

4.2 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링 튜닝4.2 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링 튜닝

급수가열기 모델 TTD 튜닝 (Adjust Effectiveness)

114

복수기 모델 진공압력 튜닝 (Adjust Effectiveness)

4.2 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링 튜닝4.2 실제 성능 기준 발전소 열성능 모델링 튜닝

석탄화력플랜트열성능시험사례bc%ae%c5%ba%c8... · 2015-09-23 · flow meter asme ptc 6...

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