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2017 KEPIC- Week Session MG1

2

수명평가

성능평가

발전설비 종합 진단 개요

2. 종합진단 절차 및 방법 - 전기설비

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

1. 종합진단 절차 및 방법 - 기계설비

1. 대상설비

2. 수명연장

3. 보일러 설비 수명평가

4. 터빈 수명평가

1. 성능평가 개요

2. 성능저하 요인의 분류

3. 누설손실 평가

4. 유로손상 평가

6. 성능평가 적용사례 5. Miscellaneous Loss 평가

결론 ⅣⅢ

Ⅰ. 발전설비 종합진단 개요

• 시험 및 해석을 통한 수명진단

• 프로그래밍화로 단기간 수명/성능평가

• 경험 및 노하우활용 육안점검

• 최신 기술을 접목한 정밀진단

LEVEL Ⅰ LEVEL Ⅱ

LEVEL Ⅲ

경험 및 노하우 중심 정밀진단

- 10만시간 이내 발전소 A/B급 OH공사 시

Level Ⅰ+ 간이 수명평가

- 10~20만 시간 운전된 발전소 A급 OH공사 시

LevelⅡ+ 정밀 수명/성능평가

- 20만시간 이후 발전소 A급 OH공사 시 - 수명연장 대상발전소

매년 11월경

차기 년도 종합 정밀진단 수요조사 ( ’16년도 : Level I 12건, Level II : 6건, Level III 2건)

2개월 전

종합정밀진단 수행계획 설계

Level I 기술지원 기간 : 3개월 Level II 기술지원 기간 : 6개월 Level III 기술지원 기간 : 8개월

종합 정밀진단/평가

종합정밀진단 착수

각 기술지원 완료 시 결과보고

* Level II, III의 비파괴/재질열화시험 발전소 자체 수행

3

1. 종합진단 절차 및 방법(1)

0.01

0.1

1

10

0.1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000 10000000 1E+08 1E+09

Number of Cycles

Str

ain

Ran

ge (

%)

Data Record 1 #M01273Data Record 2 #M01274Data Record 3 #M01275Data Record 4 #M01276Data Record 5 #M01277Data Record 6 #M01278TotalStrainCurve-1LowBoundCurve-2

2.25Cr-1Mo

1

10

100

1000

10000

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

LMP

Str

ess

Sample #M100001Sample #M100002Sample #M100003Sample #M100004Sample #M100005Sample #M100006Sample #M100007Sample #M100008Sample #M100009Sample #M100010Sample #M100011Sample #M100012Sample #M100019Sample #M100020Sample #M100021

4

2. 종합정밀진단 절차 및 방법(2)

5

Ⅱ-1. 수명평가 개요 - 수명진단 대상 설비

화력발전소의 수명은 수명소비가 빠르고 예측이 가능한 고온 핵심설비 위주로 수명진단

- 보일러, 터빈, 배관, 발전기, 변압기, 고압전동기 및 케이블

팬, 펌프류, 히터류 등 보조설비는 일반적으로 설계수명이 35년 이상이나, 고장 및 정비

이력에 따라 O/H기간 중 또는 수명연장 시 교체함

6

Ⅱ-2. 수명평가 개요 - 수명연장

수명연장 개념 및 국내 현황

10 20 30 40

5

10

15

20

Life ProgramExtension

Without Life Extension

Following Life Extension

Age of Unit, Years

No. o

f For

ced O

utage

s

50

COD + 15-20 year (1st Full-scale Life Diagnosis)

COD + 23-25 year (2nd Optimized Life Diagnosis)

설비 수명진단 (운전데이터, 비파괴검사) ⇒

수명연장 타당성 평가 (경제성, 기술성 등 분석) ⇒

수명연장공사 시행 (성능개선공사 포함)

10만시간, 20년 이상 운전 20년 경과시점 20∼25년 도래시점

발전소 준공년도 수명연장 기간 평가년도

서울 #4, #5 1971, 1969 +10년 연장 (46년 운전 중) 2002, 2010

호남 #1, #2 1972 +10년 연장 (45년 운전 중) 1997, 2008

영동 #1 1972 +10년 연장 (45년 운전 중) 2001, 2012

영남 #1, #2 1970, 1972 +10년 연장 (47년 운전 중) 2001, 2006

평택 #1 1980 +10년 연장 (37년 운전 중) 2004, 2009

보령 #1, #2 1983, 1984 +10년 연장 (34년 운전 중) 1997, 2003

7

Ⅱ-3. 보일러 설비 수명평가 - 평가방법

보일러설비 수명평가방법

INSPECTION

8

Ⅱ-3. 보일러 설비 수명평가 - 진단범위

보일러설비 수명평가 진단범위

보일러 헤더 보일러 튜브

샘플링 튜브 채취 - 육안점검 후 취약개소 샘플링 ① Platen SH 출구 곡관부 1개소 ②③④ Platen SH 중간 곡관부 3개소 ⑤⑥⑦ Final SH 출구 직관부 3개소 ⑧ Platen RH 출구 직관부 1개소 검사방법 - 내, 외면 상태 및 단면형상 검사 - 치수검사 - 경도시험 (Rockwell) - 금속조직검사 (광학현미경) 샘플링 튜브별 열화도 평가

1

2 3 4

5 6 7 8

헤더 이론적 해석 - BLESS 프로그램 이용, 수명평가 (Final S/H Header) 헤더 비파괴/재질열화시험 결과 분석 - 범위 : 고온 헤더 • 비파괴검사 : HDR Stub (MT) • 재질열화검사 : HDR Girth, Stub

헤더별 수명소비율 및 잔여수명 계산

① ②

③

④~⑥

⑦

⑧

9

설비의 잔존수명 예측설비의 교체시기 결정설비의 잔존수명 예측설비의 교체시기 결정

크리프기공 평가 결정립변형 평가 입계부식 평가

미세조직 관찰

Replication

미세조직적 수명평가

크리프수명 소진평가피로수명 소진평가

응력해석

운전이력재질물성

해석적 수명평가

No Crack

Creep Crack Growth Fatigue Crack Growth

균열 응력해석

운전이력재질물성

파괴역학적 수명평가

Crack

비파괴 검사

취약부위의 선정

평가 방법 Turbine Rotor

Blade

Casing / Bolt

Valve

• 장기간 고온 사용으로 인한 재질열화 및 크리프 손상 • 주기적인 기동/정지에 의한 LCF 및 Brittle Fracture • Heat Groove, Blade Attachment Fatigue Damage • Shrunk-On Disk 키웨이 Stress Corrosion Cracking

• Dynamic Stress에 의한 Fatigue 손상 • LP Blade 부식피로 및 SCC(Stress Corrosion Cracking) • SPE(Solid Particle Erosion)에 의한 파손

• Flange Ligament 열피로 손상 • 재질열화 및 크리프 손상 • 급격한 열천이에 의한 비틀림 및 소성변형

• CV(Control Valve) Chest의 LCF 및 크리프 손상 • Valve Seat Erosion

4-1. 터빈 수명평가 개요

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

10

CREEP DAMAGE ASSESSMENT : A - PARAMETER

NU

MB

ER

FR

AC

TIO

N C

AVIT

ATIO

N B

OU

ND

AR

IES,

'A'

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

LIFE FRACTION CONSUMED, t/tr

Creep Life Evaluation

4-2. Rotor 미세조직 평가

• 고온/고압 하에서 장시간 사용으로 인한 재질 열화 및 크리프 손상에 대한 수명평가 • 취약 부위에 대한 미세조직 분석 - Replication을 통한 금속조직 복제 및 평가 (재검사 시기 결정 및 잔여

수명 예측) • 미세 균열 발생 및 균열발생 원인 분석 - Thermal Fatigue, SCC, 부식피로

Creep 기공에 의한 수명평가

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

11

• 로타 중심공 - 제작시 중심부에는 존재하는 비금속 불순물이나 기공의 제거 및 운전 중 검사의 목적으로 가공

• 터빈 기동 시 응력 집중 영역 - 최대 인장응력 발생지역, 주기적인 기동정지에 의한 저주기피로(Low Cycle Fatigue)

발생

• 주기적인 검사를 통하여 결함 발생 유무 점검 - 결함 발생시 취성파괴(Brittle Fracture)에 의한 파손 가능성 증가

중심공 균열에 의한 Brittle Fracture 검사 주기

• 운전시간 및 기동정지 횟수, 기동/정지 시 발생하는 터빈 Rotor의 수명소비율 등을 감안하여 중심공 검사의 시기 결정 • 최초 운전 후 10년이상 경과 후 재검사 결과에 따라 3~10년 단위 중심공 검사를 포함한 터빈 정밀 검사 수행 ( GE 보수/정비 지침 )

4-3. Rotor 중심공 검사

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

12

BORESONIC 탐상 결과

균열진전 해석 Linkup NDE Data

θ

α

R Cone of Exclusion

a

b

Z

R

center line

Ang

Burried Defect

BORESONIC SCANNER

Fatigue Crack Growth da dN

C K p = 0

1 ∆

Prob

abili

ty o

f Fai

lure

Operating Time (hour)

파손가능성 예측

Stress Analysis ■BORESONIC 초음파를 이용하여 중심공 표면 및 표면 직하 결함 검출. ■Linkup Analysis 검출된 초음파 결함 신호를 분석하여 결함의 크기 및 위치 정량화 ■Stress Analysis 로타 형상에 대한 FEM Analysis 수행 - Heat Transfer Analysis - Thermal Stress Analysis - Crack Tip Stress Analysis ■Crack Growth Analysis - Fatigue Crack Growth - Creep Crack Growth - Stress Intensity Factor Cal.

중심공 평가 절차 및 방법

■결함 검출 無 운전 회수(Cold, Warm, Hot)를 바탕으로 한 잔여수명 평가 (CLE Method)

■결함 검출 有 Crack Growth Analysis를 이용한 Probability of Failure 계산 - 운전 시간에 따른 파손 확률 계산

파손 가능성 예측

hot

hot

warm

warm

cold

cold

Nn

Nn

Nn

eExpanditurLifeTotal ∑∑∑ ++=

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

13

dNdaLOG

KLOG ∆thK CK

I IIIII

m

Threshold

Fracture

dNdaLOG

KLOG ∆thK CK

I IIIII

m

Threshold

Fracture

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

0 50000 100000 150000 200000

Time (hour)

Delta K

Carck 1

Crack 2

Crack 3

Crack 4

Crack 5

FEM을 이용한 Rotor 응력 해석 결과

검출된 결함에 대한 균열진전 수명평가 결과

870142.30.04MT5

2880.71131.610.034

501.29131.280.033

400.40123.660.042

690.8784.720.03

UT

1

AngularLocation

RadialLocation

Axial Location

CrackSizeMethodNo

비파괴 검사 결과 검출된 결함

Fatigue Crack Growth Theory - Paris Law

중심공 수명평가 사례 I

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

14

- 15 -

Forging Evaluation

a. 평가 절차 i) 응력계산 - Peak-Stress 적용 ii) 결함지시의 치수 결정 ; 보고된 EFBH size에 대해 4X의 Correction Factor 적용 (보수적인 평가) iii) 균열성장 데이터 및 균열성장 계산 ; 재질별, 온도별 da/dN - ΔΚ curve에 대해 -3 σ lower bound를 적용 ; 운전수명 후의 최종 균열성장 길이를 계산 iv) 임계결함 크기의 계산 ; 파괴 인성치 계산, 임계응력(정격속도의 70% overspeed 원심응력)을 적용하여 임계결함

크기를 계산 b. 판정 조건

i) 보고된 검사지시가 임계조건 이하일 경우 Accept ii) 보고된 MT 결함지시는 반드시 제거, 제거될 수 없을 경우 폐기 iii) 결함지시에 대해 검사자가 판단할 수 있는 허용기준을 명시하고 있지 않으므로, Design

Engineer, Material Engineer, NDE Evaluator 등이 모여 종합적인 평가 실시 iv) 담당자 모두가, 모든 평가결과에 대해 이의사항이 없을 때 Accept

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

15

FEM 모델 생성 및 해석 절차

터빈 로타 FEM 모델

• 1. Boundary Condition - Steam Temperature - Pressure Conditions - Steam Properties

1. Rotor Geometry 2. Material Properties - Mechanical/Thermal - Fatigue - Creep

터빈 로타 FEM analysis

Rotor Thermal Analysis Rotor Stress Analysis

터빈 Rotor FEM 해석 절차

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

16

파괴역학적 해석 방법

dadN

C K p

=

01∆

Fatigue Crack Growth

Paris Law 적용 - 재질 실험을 통하여

균열진전 Constants 산출

Creep & Fatigue Crack Growth

mt

tp

h

dt)t(CCKCdNda

+= ∫

031∆

Ct Parameter 적용 - 재질 실험을

통하여 Constants 산출

Stress Corrosion Cracking

부식 환경에서 운전 되는 Shrunk-on

Disk Keyway 평가에 적용

Ty TCMnCCTCC

ta

5432

1ln −++−= σ

x

R

( ) aCbafK m π⋅= ,,

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

17

• 부식 손상 ( 응력부식, 부식피로) - 재질특성, 부식 환경, 정상상태의 최고 응력이 조합되어 발생되며, 습증기 영역인 LP 저압 블레이드에서 주로 발생

• 피로 손상 – 고속회전 및 주기적인 기동/정지에 의하여 발생 - Cycling Duty / Torsional Oscillations of Rotor System / High Back Pressure - Flow Excitation Resonance / Partial Admission Loading Shocks • 침식 손상 – Solid Particle Erosion

Fatigue Fracture Corrosion Fatigue Erosion

Crack line

Corrosive condition + Cyclic Loading

4-4. 블레이드 수명평가

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

18

FEM을 통한 응력해석

- 정상/동적 상태 응력 해석

- 응력 집중 부의 예측

진동모드 해석 및 피로해석

- 단일 및 그룹 진동해석

- 갬벨 다이아그램 작성

- 균열발생전까지의 수명 예측

응력집중

캠벨다이아그램

피로손상 예측

부식 피로시험 결과

부식 피로 시험을 통한 재질 평가

- 장기간 인공 부식 후 피로 시험

- 부식 피로에 대한 재질 물성 확보

- 습증기 영역의 블레이드 평가

부식피로 손상 예측

블레이드 수명 예측

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

19

Replication Broken Blades

Pin Hole Side

블레이드 수명평가 사례 I

평가 단계 1 (close examination of causes)

1. Analysis causes of blade failure

2. Measure the natural frequency in mock-up tests

3. Comparison it with nozzle passing frequency

평가 단계 2 (simulation)

1. Finite element method (BLADE Code Software)

* Evaluation of the centrifugal stresses

* Simulation of resonance frequency

평가 단계 3 (new design)

1. Comparison of natural frequencies and NPF

2. Evaluation of the optimized design

Ⅱ-4. 터빈 수명평가

20

1. 성능평가의 개요

터빈의 보증 성능(설계 성능)에서 효율이 저하된 정도를 Stage별로 정량적으로 평가

증기유로(steam path)만을 대상으로 한 평가 - 터빈 효율 저하의 주요 항목별 평가

Operating Hour

Turb

ine

Effici

ency

Reference Efficiency (Performance Test)

Performance Evaluation (Steam Path Audit)

Current Efficiency

장기간 고온, 고압의 증기

조건에서 가동

Seal Rubbing Blade SPE Deposit Mechanical Damage

터빈의 효율 저하 평가

• 보수/교체 시기 결정

• 보수/교체의 경제성 평가

Ⅲ. 성능평가

21

2. 성능저하 주요 요인 분류

Leakages

Flow Path Damage

Miscellaneous Loss

Steam Path Loss

• Tip Spill Strips • Interstage Packing • Shaft End Packing • Miscellaneous Leakage

• Solid Particle Erosion • Deposits • Mechanical Damage

• Increased Surface Roughness • Cover Deposits • Increased Trailing Edge Thickness due to Repairs

Miscellaneous Loss (14%)

Flow Path Damage Loss (36%)

Leakage Loss (50%)

Radial Spill Strip (27.5%)

Shaft End Packing (7.9%)

Miscellaneous Leakage (3.1%)

Interstage Packing (14.4%)

Ⅲ. 성능평가

22

3. 누설 손실 (Leakage Loss) 평가

Clearance

Packing Seal Type

Pressure Ratio

누설 손실 평가 인자

터빈 Casing Rotor 사이

Clearance 증가 누설 손실 발생

143412.F.L)HH(FlowLeakLossKW OutInlet ×−×

=

β1

1

vPACw q=

21

1

1

2

2

1

2 11

5.2406

−

−

=−

KK

K

PP

PP

KKβWhere,

Ⅲ. 성능평가

로타의 고진동

고정부의 열팽창

물유입

23

Solid Particle Erosion

4. 유로 손상 (Flow Path Damage) 평가

Control Stage 1st Reheat Stage

Ⅲ. 성능평가

1.증기유로 면적의 증가

- 회전익 입구에서의 Off-angle에 의한 손실

- 고정익으로부터의 유동박리에 의한 손실

- Trailing Edge 후류(wake)의 증가에 의한 손실 보일러, 증기관등에서 발생

된 박리된 금속산화물,

이물질의 충돌 손실 발생 2. 블레이드 표면조도의 증가

3. Radial Spill Strip 간극의 증가

24

발생 위치

Deposits

(convex)

HP Stationary Blade

Deposits

Ⅲ. 성능평가

증기유로 면적의 감소 (노즐 Profile 변화) 블레이드 효율 감소

블레이드 표면조도의 증가

불량한 수질로 인한 증기내의

불순물이 블레이드표면에 침적

Erosion 10% Area 증가 - 6% to - 7% effect on stage η Deposits 10% Area 감소 - 0.5% to - 1% effect on stage η

25

5. Miscellaneous Loss 평가

AFS (annual fuel savings)

000,000,18760 SHRHRFCCFKWAFS ××∆×××

=

})]1/(1[1){/()1/()1/()1/( 2

21n

nn

rrAFSrAFSrAFSrAFSPV

+−=

++++++=

PV (present value)

AFS : 년간 연료 절감(원/Year)

kW : 정격 출력

CF : Capacity Factor(%)

FC : 연료비(원)/million BTU

∆HR : 성능개선 (%) = (Heat in-Heat out)/kW

[BTU/kW∗h]

8760 : 1년(hr)

SHR : Station Heat Rate[BTU/kWh]

r : rate of return on investment or discount rate , when r = constant

Economic Evaluation

Ⅲ. 성능평가

26

MescellaneousLeakages

11.1%

Shaft EndPacking22.9%

InterstagePacking22.9%

Tip Spill Strips25.9%

Cover Deposits0.2%Surface

Roughness4.0%

Flow PathDamage13.0%

손실 요인 Power Loss (kW)

Heat Rate Loss

(kCal/kWh)

Heat Rate Loss (%)

Interstage Packing 3,283.4 12.53 0.66

Tip Spill Strip 3,058.6 14.12 0.75

Shaft End Packing 3,896.0 12.59 0.66

Miscellaneous Leakage (Snout Ring) -3,943.7 6.08 0.32

Flow Path Damage (SPE+Deposit+FOD) 2,398.2 7.08 0.37

Surface Roughness 558.3 2.18 0.12

Cover Deposit 19.5 0.10 0.01

계 9,270.3 54.65 2.88

Design Heat Rate : 1894.8kCal/kWh HP Turbine 7Stages

IP Turbine 4 Stages

LP Turbine TE, GE 28Stages

LP A Gov 7Stages

LP A Gen 7Stages

LP B Gov 7Stages

LP B Gen 7Stages

6. 성능평가 적용 사례

Ⅲ. 성능평가

27

경제성 평가

구 분 Heat Rate Loss (kCal/kWh) 연료절감 비용(AFS) 천원/년

Interstage Packing 12.5 326,412

Tip Spill Strip 14.12 368,715

Shaft End Packing 12.59 328,762

Snout Ring 6.08 158,767

Flow Path Damage 7.08 184,880

Surface Roughness 2.18 56,926

Cover Deposit 0.10 2,611

계 54.65 1,427,072

손실요인별 연료절감비용

잠재적 개선비용효과 : 14억/년

Ⅲ. 성능평가

28

사후(事後) 관리

한전KPS : High Tech. 진단기술, 다양한 정비경험을 통한 높은 설비 이해도로 노후 발전소 종합 진단, 수명평가 및 성능개선 분야 TOTAL SOLUTION 제공

BTG1 진단/수명평가 신규 Retrofit

다양한 공급사2 제품

1. Boiler, Turbine and Generator 2. EE, MHPS, GE, 두산중공업 등 3. 신규 교체된 부품

성능개선 및 수명연장

출력

+ ~15%

수명

+20~30년3

진단, 수명평가, 성능평가 및 성능개선 Total Solution제공

한전KPS

Total Solution Provider

29

발표자: 솔루션센터 기술위원 나 운학 nahunh@kps.co.kr

Thank you

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